Для некоторых нефтенасыщенных интервалов визейских отложений Пермского края по каротажу установлено аномально высокое электрическое сопротивление, что можно объяснить гидрофобизацией и битумизацией коллекторов. Оценка данных параметров проведена путем сопоставления петрофизических и геофизических исследований по ряду эксплуатационных объектов. Для оценки смачиваемости применена рентгеновская томография керна, результаты которой сравнивались с данными бокового электрического каротажа. Сравнение результатов рентгеновской томографии керна с данными электрического каротажа показывает, что при удельном сопротивлении более 200 Ом∙м породы являются гидрофобными, а при значениях более 600 Ом∙м практически не впитывают воду. Битумизация коллекторов оценивалась по данным исследований керна, что сопоставлялось с результатами определения пористости по гамма-каротажу, а также с удельным электрическим сопротивлением по боковому и микробоковому каротажу. Мы демонстрируем, что данные о пористости и удельном сопротивлении могут быть использованы при разработке алгоритмов, построении карт смачиваемости и битумизации основных месторождений. Эти карты могут быть далее использованы при построении трехмерных моделей пластов и оптимизации операций вторичного извлечения на месторождении. Анализ всех данных показывает, что открытая пористость является ключевым параметром, контролирующим битумизацию. С учетом проведенного анализа разработаны алгоритмы прогнозирования битумизации коллекторов на основе комплекса геофизических исследований скважин. Результаты разработанного метода применены при цифровом геолого-технологическом моделировании нефтяных месторождений с различными типами смачиваемости и битумизации. Также результаты выявления зон гидрофобных и битуминозных коллекторов могут быть использованы при планировании мероприятий по повышению нефтеотдачи.

Ключевые слова: гидрофобизация, смачиваемость, битумизация, пористость, удельное электрическое сопротивление горных пород, рентгеновская томография керна, боковой электрический каротаж, микробоковой каротаж

ЛИТЕРАТУРА

Berg S, Armstrong R, Ott H, Georgiadis A et al (2014) Multiphase flow in porous rock imaged under dynamic flow conditions with fast X-ray computed microtomography. Petrophysics 55(4):304–312

Bultreys T, Boone MA, Boone MN et al (2016) Fast laboratory-based micro-computed tomography for pore-scale research: Illustrative experiments and perspectives on the future. Advances in water resources 95:341–351

Dixit AB, Buckley JS, McDougall SR et al (2000) Empirical measures of wettability in porous media and the relationship between them derived from pore-scale modelling. Transp Porous Media 40(1):27–54

D'jakonova TF, Bata LK, Gurbatova IP (2021) The electrical resistivity of rocks according to logging is an independent diagnostic indicator for the identification of non-hydrophilic reservoirs in a productive formation, Karotazhnik 3(309):66–75 (in Russian)

Efimov AA, Galkin SV, Savitckii IaV, Galkin VI (2015) Estimation of heterogeneity of oil and gas field carbonate reservoirs by means of computer simulation of core X-ray tomography data. Ecology, Environment and Conservation 21(Nov):79–85

Efimov AA, Savitskii IaV, Galkin SV et al (2016) Study of wettability of reservoirs of oil fields by the method of X-ray tomography cores. Neftegaz GNKAR 4(4):55–63. https://doi.org/10.5510/OGP20160400298

Galkin SV, Savitskiy YV, Osovetsky BM et al (2022) Detailed study of hydraulic fracturing of kashiro-verey rocks by electron microscopy. ANAS Transactions, Earth Sciences 1:17–27

Galkin SV., Kochnev AA., Zotikov VI (2019) Estimate of radial drilling technology efficiency for the bashkir operational oilfields objects of Perm Krai. Journal of Mining Institute 238:410–414. https://doi.org/10.31897/PMI.2019.4.410 (in Russian)

Gurbanov VSh, Hasanov AB, Abbasova GG (2019) The stochastic character of distribution of granulometric content and fractality of porous structure in oil reservoirs. ANAS Transactions, Earth Sciences 2:54­–60

Gurbanov VSh, Galkin SV, Narimanov NR et al (2021) Petrophysical characteristics of the Meso-Cenozoic deposits of the South-Eastern subsidence of the Greater Caucasus in connection with their oil and gas potential. SOCAR Proceedings 3:9–21. https://doi.org/10.5510/OGP20210300524

Gurbanov VSh, Hasanov AB, Abbasova GG (2022) Breakthrough technologies in solving problems of geological exploration for oil and gas. SOCAR Proceedings 1:84–89 (in Russian)

Gurbanov VSh, Narimanov NR (2019) Forecast of oil and gas potential of the basement of the South Caspian megadepression. Proceedings of the International Scientific and Practical Conference, Kazan, 1-2 September, p 37-39 (in Russian)

Gurbanov VSh, Sultanov LA, Babaev MS, Mustaev RN (2020) Geological structure and results of petrophysical studies of the deposits of the Pliocene strata of the Baku Archipelago. Mining Journal, Moscow 8(2277):51–55 (in Russian)

Gurbatova IP, Melekhin SV, Chizhov DB, Fairuzova IuV (2016) Features of study complex carbonate reservoir rocks`wetting using laboratory methods. Bulletin of PNRPU, Geology, Oil and Gas Engineering and Mining 15(20):240–245. https://doi.org/10.15593/2224-9923/2016.20.4 (in Russian)

Hasanov AB, Gurbanov VSh, Abbasova GG (2022) Variations in reservoir properties of productive horizons of offshore fields in Azerbaijan. Russia Mining Journal, Moscow, 12:10–15 (in Russian)

Johnson DL, Koplik J, Dashen R (2006) Theory of dynamic permeability and tortuosity in fluid-saturated porous media. Journal of Fluid Mechanics 176(1):379–402

Kerimov VYu, Gasanov AB, Gurbanov VSh, Abbasova GG (2020) Petrophysical characteristic of deep oil and gas reservoirs in inland and offshore fields in Azerbaijan. Eurasian Mining 1:3–8

Kochnev AA, Zotikov VI, Galkin SV (2018) Analysis of the influence of geological technological parameters on the effectiveness of radial drilling technology on the example of operational objects in Perm region. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University, Geo Assets Engineering 329(12):20–29 (in Russian)

Leach RO, Wagner OR, Wood HW, Harpke CF (1962) A laboratory and field study of wettability adjustment in water flooding. J Petrol Technol 14(2):206–212. https://doi.org/10.2118/119-PA

Milliken KL, Curtis ME (2016) Imaging pores in sedimentary rocks: Foundation of porosity prediction. Marine and Petroleum Geology 73(C):590–608 

Mukhametshin RZ, Galeev AA (2014) Diagnostics of ancient oil-water contacts by instrumental methods. Oil industry 10:28–33 (in Russian)

Reinsch T, Paap B, Hahn S et al (2018) Insights into the radial water jet drilling technology – Application in a quarry. Journal of Rock Mechanics and Geotechnical Engineering 10(2):236–248

Rozhkova YuA, Gurbanov VS, Efendiyev GM, Galkin SV (2022) Assessment of applicability of preformed particle gels for Perm region oil fields. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science 1021(1):012073. https://doi.org/10.1088/1755-1315/1021/1/012073

Salah Al-Ofi et al (2017) Influence of rock wettability alteration on dielectric dispersion data. Paper presented at the SPE Kingdom of Saudi Arabia Annual Technical Symposium and Exhibition, Dammam, Saudi Arabia, April 2017. Paper Number SPE-188028-MS. https://doi.org/10.2118/188028-MS

Salah Al-Ofi et al (2018) Technical Presentation: Correlating Dielectric Dispersion Data and Wettability Index of Carbonate Rock, SPE Kingdom of Saudi Arabia Annual Technical Symposium and Exhibition, Dammam, Saudi Arabia, April 23-26, Paper Number SPE-192224-MS. https://doi.org/10.2118/192224-MS

Votinov AS, Drozdov SA, Malysheva VL, Mordvinov VA (2018) Recovery and increase of the productivity of wells of Kashirskiy and Podolskiy reservoirs of the certain Perm region oil field. Perm Journal of Petroleum and Mining Engineering 18(2):140–148. https://doi.org/10.15593/2224-9923/2018.4.4

Wagner OR, Leach RO (1959) Improving oil displacement efficiency by wettability adjustment. Trans AIME  216(01):65–72. https://doi.org/10.2118/1101-G

Zhang G, Zhang Y, Xu A, Li Y (2019) Microflow effects on the hydraulic aperture of single rough fractures. Advances in GeoEnergy Research 3(1):104–114. https://doi.org/10.26804/ager.2019.01.09