CC BY
168
УДК: 622.276.031:53 %.ф. Кутырев, A.B. Кочетов, C.B. Козаков, А.Р. Сайфутдинов
ООО «КогалымНИПИнефть, Когалым [email protected]
О ХАРАКТЕРЕ ТЕЧЕНИЯ НЕНЬЮТОНОВСКОЙ ЖИДКОСТИ В ПОРИСТОЙ СРЕДЕ
Анализируются с современных позиций вопросы фильтрации неньютоновской нефти в пористых средах. Предложен механизм, объясняющий нелинейность фильтрации при малых и высоких перепадах давления. Обоснованы модели фильтрации в широком диапазоне давлений.
Ключевые слова: модель фильтрации, структурно-механические свойства, асфальтены, мицеллы, десольватация.
К настоящему времени известны, однако слабо изучены, процессы как периодических, так и стохастических колебаний скорости фильтрации и возникновения пространственных структур в движущейся пористой среде жидкости (Ентов, 1968; Турецкая, 1987; Зайцев и др., 1968; Девликамов, Хабибуллин, 1968; Лесин и др., 1995; Лысенко, 1995 и др.). Так, согласно А.Х. Мирзаджанзаде, A.M. Хасаеву и др. (1968), у нефтей, содержащих сравнительно большое количество асфальтенов, акцизных смол и парафинов, отмечаются аномальные свойства, обусловленные отклонением от закона трения Ньютона. Такие нефти называются неньютоновскими, а аномальность их поведения выражается в том, что в состоянии покоя в них образуются пространственные структуры, в силу чего они отличаются практически нулевой подвижностью.
Структурированные пластовые нефти обычно характеризуются повышенными значениями предельного напряжения сдвига и, соответственно, предельного (начального) градиента давления сдвига при фильтрации в пористой среде. Течение неньютоновской жидкости не отвечает закону Дарси и обычно моделируется законом фильтрации с предельным градиентом давления. Принято считать, что если текущие градиенты давления окажутся ниже предельного градиента давления сдвига (при неизменной сетке скважин), в нефтяном пласте развиваются застойные (депрессионные) зоны, что особенно характерно для месторождений Западной Сибири, содержащих трудно извлекаемые запасы.
С момента, когда при воздействии на пласт текущие градиенты давления достигают значений предела сдвига пластовой нефти, происходит разрушение структуры последней и проявляется линейная, в соответствии с законом Дарси, зависимость скорости фильтрации от градиента давления, причем менее проницаемые пласты характеризуются заметно большими величинами предельного градиента давления сдвига.
Рядом исследователей (Мирзаджанзаде, 1995; Столин, Худяев, 1981; Хасанов, 1994 и др.) указывается на возможность колебаний скорости фильтрации и возникновения пространственных структур при движении газонасыщенных жидкостей через пористую среду. Структурирование жидкости наблюдается и при наличии в ней коллоидных и твердых взвешенных частиц. При определенных соотношениях в водонефтяных эмульсиях взвешенных частиц и соответствующем дисбалансе углеводородных и неуглеводородных газов может иметь место их радикальное разрушение, причем вплоть до выпадения в осадок высокомолекулярных компонентов (Кутырев и др., 2008).
М.М. Хасановым (1994) показано, что в основе явлений изменения скорости фильтрационных потоков находятся процессы кольматации и последующей декольматации по-ровых каналов микропузырьками газа. Причем утверждается, что выделение в свободную фазу газов в порах из растворенного в жидкости состояния может происходить даже при давлениях, несколько превышающих предел их упругости.
В.И. Лесин, М.С. Лыкин и А.Я. Хавкин (1995) полагают, что основной причиной случайных, стохастических колебаний скорости фильтрации потока через пористую среду являются зарядовые взаимодействия, проявляющиеся при нахождении во флюиде заряженных частиц в виде ионов, коллоидных или взвешенных частиц, а также и микропузырьков газа, также обладающих электрическим зарядом. Согласно П.И. Дидышко (1991), описываемые явления, вплоть до образования пространственных структур в фильтрующейся жидкости, могут заметно осложняться вследствие процессов термоэлектрокинеза.
0,09
12 3 4
'S Градиент давления, МПа/м
к
0,05 Я
0,04
Рис. 1. Реологическая модель фильтрации нефти (с использованием данныгх Мирзаджанзаде и др., 1968). 1 - фактические данным, 2 - расчетным данным, 3 - продуктивность.
Рис. 2. Реологическая модель фильтрации локосовской нефти через образец естественной пористой сре'дыг (2 - принятая, 3 - см. в тексте). 1 - фактические данныге, 2 - расчетным точки, 3 - удельная продуктивность.
В соответствии с Л.С. Лейбензоном, теория фильтрации есть механизм движения «.. .природных жидкостей через мельчайшие каналы, образовавшиеся между частицами грунта вследствие их неплотного прилегания друг к другу». Это определение достаточно четко (Коробов, Антипин, 1967) проводит грань между теорией фильтрации и теорией подземной гидродинамики: если в теории подземной гидродинамики достигнуты значительные успехи благодаря прикладному характеру этой науки, то теория фильтрации до настоящего времени не вышла из пределов конструирования расчетных моделей для пористой среды. Так, согласно А.Х. Мирзаджанзаде (1959, 1966), Б.И. Султанову (1960) и др., основные особенности движения неньютоновской жидкости характеризуются законом фильтрации с предельным градиентом давления, или обобщенным законом Дарси. В то же время В.М. Ентов (1968) считает закон фильтрации с предельным градиентом давления частным случаем общего кусочно-линейного закона фильтрации в тонкослоистых пластах. С другой стороны, некоторые исследователи (Коробов, Антипин, 1968), оспаривая существенное влияние на характер фильтрации тонких пропластков различной проницаемости, основной причиной изменения параметров пласта при разных режимах работы скважин считают тот факт, что определенная часть поровых каналов всегда занята неподвижной жидкостью, причем вне зависимости от величины создаваемых градиентов давления.
Совершенно очевидна важность рассматриваемой проблемы в аспекте рационализации разработки месторождений нефти и ее добычи. Так известно (Котяхов, Ги-матудинов, Гудок, Пермякова и др.), что величина конечного коэффициента извлечения нефти зависит от скорости фильтрации, которая определяется градиентом давления. Однако имеется немало свидетельств того, что разработка нефтяных залежей далеко не всегда оказывается эффективной при высоких градиентах давления, что особенно характерно для низкопроницаемых пластов. Так, на участках залежей, в пределах которых действующие гидродинамические градиенты ниже градиентов давления сдвига, пластовая нефть, обладая высокой вязкостью, практически не движется (Девликамов, Хабибуллин, 1968). В то же время, согласно этим же авторам, существуют значительные по площади застойные зоны в разрабатываемых с заводнением залежах, где фактические гидродинамические градиенты превышают градиенты давления сдвига, причем подобные отмечаются на направлениях основных линий токов, в том числе и вблизи рядов нагнетания.
Получить достаточно точную форму течения неньютоновской нефти в широком диапазоне изменения градиентов давления довольно трудно. В первую очередь это касается структурированной части нефти. Подчеркнем необходимость тщательной обработки исходных данных экспериментов по фильтрации жидкости в моделях пласта, причем как при малых (через посредство «растягивания» масштабов расходов), так и при высоких скоростях фильтрации. В случае обычного подхода к обработке данных не исключается возможность пропуска начального участка искомой зависимости. С другой стороны, не всегда удается идентифицировать и детально исследовать участок реологической кривой при высоких скоростях фильтрации жидкости.
Согласно А.Х. Мирзаджанзаде и др. (1968), реологичес-
кий характер неньютоновской нефти может быть представлен степенной зависимостью, которой описывается модель вязкопластичной среды. С другой стороны, в соответствии с этими же авторами зависимость Уф(АР) для неньютоновской нефти при ее фильтрации через пористую среду может быть аппроксимирована двумя прямыми -законом Дарси при сравнительно малых скоростях и тем же законом - при высоких скоростях. На процессы течения пластовой нефти в пористой среде влияют не только структурно-механические свойства адсорбционных слоев, но и ее способность образовывать пространственные структуры, то есть структурно-механические свойства нефти в объеме. В противном случае было бы трудно объяснить особенности движения нефти через капилляр только влиянием адсорбционных слоев асфальтенов.
Реологические линии рассматриваемых жидкостей имеют вид, присущий жидкостям со структурой коагуля-ционного типа (Михайлов, Ребиндер, 1955), причем асфаль-тены в нефти характеризуются свойствами лиофильных коллоидов, а их мицеллы стабилизированы в нефти смолами, ароматическими и нафтеновыми углеводородами (Witherspoon & Munir, 1960), образующими сольватные слои. Обычно по реологической кривой выделяют две области течения: первая обусловлена разрушением структурных связей с соответствующим изменением вязкости жидкости, для второй характерно постоянство вязкости жидкости. В основе подобного подхода находятся представления о том, что течение структурированной жидкости возможно лишь вследствие ее перехода из квазитвердого состояния в суспензию. При этом, как правило, третий участок реологической кривой оказывался за пределами внимания исследователей.
Примером классической реологической кривой может служить зависимость скорости фильтрации неньютоновской нефти, представленная в работе А.Х. Мирзаджанзаде, А.М. Хасаева и др. (1968). Так, на графике соответствующей зависимости (Рис. 1), построенной по фактическим данным, четко выделяются три участка - на низких, средних и высоких скоростях фильтрации. Причем если начальный участок (на Рис. 1 - «1») подтвержден пятью точками, включая начало координат, то средний (на Рис. 1 -«2») - лишь двумя, а третий (на Рис. 1 - «3») - всего одной.
Участку «1» реологической кривой соответствуют подвижки квазитвердой флюидной системы с разрушающейся пространственной структурой. Участку «2» отвечает течение неньютоновской нефти с разрушенной пространственной структурой. Аппроксимационная линия для точек среднего участка при ее экстраполяции в сторону меньших значений скорости фильтрации пересекает ось ординат в точке с координатами (0; -b), где b - свободный член уравнения тренда (см. Рис. 1).
Очевидно, уравнение рассматриваемой реологической кривой может быть представлено математически пучком лучей, исходящих из точки с уже упомянутыми координатами и проходящих через фактические точки зарегистрированной реологической кривой. При этом коэффициент пропорциональности при текущей абсциссе определяется из условия неизменности постоянного члена уравнения и будет зависеть от соотношения текущих координат:
K = (b + Y.)/X.
5 (28) 2008
^научно-техническим журнал
Георесурсы
Рассчитанная соответствующим образом кривая продуктивности модели представлена на Рис. 1 («4»). Можно видеть, что эта кривая вполне определенным образом связана с реологической кривой Уф(ДР). Более того, кривая продуктивности несет информацию о вязкости фильтрующегося флюида. Так, максимальная вязкость жидкости, характерная для структурированный систем, соответствует максимуму кажущейся продуктивности (но не подвижности ее), причем с разрушением структурных связей происходит снижение вязкости жидкости, что четко фиксируется по исходной реологической кривой. В области течения, соответствующей среднему участку реологической кривой, вязкость фильтрующейся жидкости не претерпевает изменений. Здесь также и продуктивность постоянна, поскольку исходные данные для ее расчета соответствуют точкам, принадлежащим линейному тренду.
Как уже отмечалось, третий участок реологической кривой идентифицирован благодаря лишь одной точке, не принадлежащей линейному тренду. Будем полагать, что исследуемая зависимость Уф(ДР) удовлетворяет принципу симметрии. Это означает, что если реологическую кривую повернуть вдоль линии тренда, как вокруг оси, а затем сверху вниз, вдоль линии, проходящей через срединную точку линии тренда, то кривая займет свое исходное положение. Именно благодаря принципу симметрии рассчитано положение еще трех точек (фиктивныгх), принадлежащих области течения, соответствующей третьему участку реологической кривой в области высоких значений скорости фильтрации.
Можно предположить, что фильтрующаяся при подобных условиях жидкость претерпевает процесс деасфаль-тизации, спровоцированный явлением десольватации мицелл асфальтенов, о чем свидетельствует факт понижения ее вязкости в диапазоне высоких перепадов (градиентов) давления (кривые «4» на Рис. 1 и 2).
Для подтверждения либо опровержения ряда положений, рассмотренных ранее, проведено на первом этапе экспериментальное исследование структурных свойств изовискозной модели нефти, подготовленной из дегазированной нефти пласта БВ6 Локосовского месторождения, разбавленной керосином. Получены линии течения модели нефти при температуре 85 °С (Рис. 2), чем исключалось возможное выделение парафинов из нефти, поэтому структурные свойства нефти в данных условиях могут обуславливаться лишь влиянием асфальтенов.
В ходе рассмотрения реологической кривой (Рис. 2), представленной в виде зависимости скорости фильтрации модели локосовской нефти через естественную пористую среду (песчаник проницаемостью 0,148 мкм2) от градиента давления, можно убедиться в сходном характере поведения исследованных структурированных жидкостей (Рис. 1 и 2). Так, для локосовской линии течения также справедливо уравнение в виде пучка лучей, исходящих из точки с координатами (0; -0,025). Тренд линейной зависимости Уф^гаё Р) представлен пятью фактическими точками («2»), то есть может считаться уверенно зафиксированным. Для первой точки начального («1») и последней точки конечного («3») участков, для которых проведены соответствующие лучи на рисунке 2, можно определить уже упомянутым способом (1) значения коэффициента пропорциональности, и затем использовать их для расчета коэффициента удельной продуктивности (кривая «4»).
На основе этих же расчетный данный (фиктивныгх) можно судить о характере изменения вязкости фильтрующейся через пористую среду модели структурированной ло-косовской нефти. Так, течение модели локосовской нефти (пласт БВ6) характеризуется снижением ее вязкости в областях обеих (начального и конечного) участков, то есть как при низких, так и высоких градиентах давления. Без изменения вязкости происходит движение жидкости в области, соответствующей среднему участку («1») реологической кривой (см. Рис. 2).
Таким образом, установленная по данным экспериментальных исследований по фильтрации неньютоновской жидкости через образцы естественной пористой среды реологическая модель соответствует обобщенному закону Дарси, однако в целом математически более точно описывается выражением
Гф = k (Mj grad P + b,
(2)
в котором коэффициент пропорциональности (продуктив-носты, удельная продуктивность) при текущей абсциссе (grad P) неявно зависит от эффективной вязкости жидкости. Очевидно, важным является установление связи между коэффициентом пропорциональности из уравнения (2) и экспериментально определенными значениями эффективной вязкости. Если линейная зависимость VÔ (grad P) четко фиксируется в области течения, соответствующей среднему участку модели фильтрации, то нелинейный характер отвечает начальному и конечному участкам.
Прежде чем рассмотреть возможный механизм фильтрации неньютоновской жидкости через пористую среду в широком диапазоне скоростей, проанализируем некоторые особенности влияния газа на поведение газожидкостной системы в зависимости от вида его нахождения в ней. Как известно, газ может находиться в объеме жидкости в состоянии либо истинного растворения (в результате конденсации), либо в сорбированном. Для этого, в первом случае, расстояние между молекулами газа должны уменьшиться до таковых, характерных для жидкости, в которой последний конденсируется. Во втором случае, у газа, называемого сорбированным и находящегося в объеме жидкости, межмолекулярные расстояния уменьшаются лишь настолько, чтобы обеспечить наиболее полное заполнение «пустот» ее структуры. Можно ожидать, что при изменении термобарических параметров системы в первую очередь будет изменяться баланс между растворенным, сорбированным газами и насыщенным паром (Кутырев, 1998).
В пластовых условиях в объеме нефти находится значительное количество газообразных углеводородов (УВ) С - С3, способствующих (Девликамов, 1967; Девликамов, Хабибуллин, 1968) существенному десольватирующему действию на мицеллы асфальтенов и приобретению нефтью свойств структурированной жидкости. При этом, чем больше содержится в нефти легких предельных УВ, тем тоньше становится сольватный слой (Witherspoon & Munir, 1960). И наоборот, потеря нефтью легких предельных парафиновых УВ вызывает значительную сольватацию ас-фальтенов и, следовательно, ослабление пространственной структуры, следствием чего является снижение динамического напряжения сдвига (Девликамов, Хабибуллин, 1968). Согласно другой точке зрения (Мирзаджанзаде и
др., 1968), с увеличением количества растворенного в нефти газа значения предельного напряжения сдвига и структурной вязкости уменьшаются.
Резюмируя результаты экспериментов в части изучения влияния газа, находящегося в объеме нефти, на ее поведение при фильтрации в пористой среде, необходимо отметить следующее:
• наблюдается неоднозначность в оценке влияния находящегося в объеме нефти газа на структурные свойства ее;
• не упоминается вид состояния находящегося в объеме нефти газа, хотя при определенном его количестве он не может являться исключительно растворенным в жидкости.
Действительно, как указывают В.В. Девликамов и З.А. Хабибуллин (1968), при дегазации нефти ее структурные свойства «.. .сначала ослабляются, но при дальнейшей дегазации ... вновь увеличиваются». Правда, авторы объясняют это обстоятельство кристаллизацией парафинов, не отмечая факт их осаждения. Не исключая возможности образования мельчайших кристаллов парафина, входящих в состав мицелл асфальтенов, будем полагать, что при определенных условиях мицеллы флотируются микропузырьками газа, образующимися на поверхности асфальтенов. В силу эффекта флотирования асфальтенов подвижная газированная нефть характеризуется повышенной вязкостью.
С учетом и на основе изложенного можно утверждать, что сорбированный в нефти газ, благодаря эффекту флотирования, обеспечивает наиболее энергетически выгодный режим фильтрации пластовой неньютоновской нефти в пористой среде, который соответствует области течения, отождествляемой со средним участком реологической кривой (Рис. 1 и 2). Появление в системе свободного газа инициирует процессы десольватации мицелл асфальтенов, последующее слипание и осаждение последних, что приводит к уменьшению вязкости нефти. Подобный процесс высвобождения газа в свободную фазу объясняется для ненасыщенной нефти проявлением эффекта сегрегации фаз при высоких скоростях потока (Физические... , 1991). В соответствии с К.Б. Ашировым (1965) и И.С. Гольд-бергом (1975), при смешении жидких УВ с легкими парафиновыми происходит процесс их деасфальтизации. Однако судить об интенсивности этого процесса довольно трудно. Скорее всего, он сводится к минимуму, поскольку наблюдаемое незначительное снижение эффективной вязкости нефти большей частью обусловлено ее пересыщением собственным газом и несущественными пластовыми потерями. Возможно, описываемое явление осаждения де-сольватированных частичек асфальтенов в какой-то степени начинает прогрессировать в газожидкостной системе при более высоких скоростях. Основанием для этого предположения может являться используемый нами принцип симметрии реологической кривой в широком диапазоне изменения скорости фильтрации. В этом случае более резкое снижение эффективной вязкости фильтрующейся через пористую среду нефти можно объяснить облегчением последней вследствие осаждения частичек асфаль-тенов, а снижение продуктивности (проницаемости) - сужением «живого» сечения поровых каналов.
Что касается реологического характера модели фильтрации неньютоновской нефти в области течения, соответствующей начальному участку, то здесь имеет место развитие того же процесса, однако противоположной направ-
ленности. Находящийся в газожидкостной системе в свободной фазе углеводородный газ с увеличением скорости движения в диапазоне малыгх значений под воздействием давления сорбирует нефть. Появление в объеме нефти сорбированного газа по существу «переводит» ее из состояния загустевания (квазитвердое состояние) в суспензию, с соответствующим снижением эффективной вязкости.
Таким образом, характер течения неньютоновской нефти, отличающейся достаточно высоким газосодержанием и заметной концентрацией высокомолекулярных соединений, через пористую среду и происходящих при этом процессов один и тот же как при малых, так и при высоких скоростях фильтрации. Причем для рассматриваемой газожидкостной системы, в которую невозможен приток чуждого свободного газа, например, вследствие разгази-рования и дегазации нефти на контуре питания, характерна обратимость описываемых явлений, что позволяет использовать принцип симметрии при интерпретации исходных данных.
Весьма важным выводом настоящей работы следует считать тот факт, что неньютоновская нефть проявляет структурные свойства (то есть образует своего рода пространственную сетку из десольватированных мицелл ас-фальтенов) в диапазоне высоких градиентов давлений. Исходя из этого вывода, можно утверждать, что в условиях применяемых достаточно жестких систем заводнения и отбора нельзя исключить возможность формирования довольно обширных по площади застойных зон с заметной остаточной нефтенасыщенностью коллекторов, зачастую приуроченных к линиям главного тока, в том числе -непосредственно к разрезающим рядам. Следовательно, существенные необратимые процессы, связанные с потерей части извлекаемых запасов нефти, провоцируются при высоких градиентах давления влиянием закачиваемой воды и прорывами в скважины чуждого газа, образовавшегося вследствие дегазации нефти в удаленных зонах пласта.
В целом фильтрационные сопротивления при движении нефти из пласта в скважину (как и из скважины в пласт) определяются из соотношения в системе сорбированного в нефти и свободного газов.
Литература
Девликамов В.В., Хабибуллин З.А. Структурная вязкость пластовой нефти. Физико-химия и гидродинамика нефтяного пласта. Тр. УНИ, вып. V. М. Недра. 1969. 81-86.
Девликамов В.В., Хабибуллин З.А. Структурно-механические свойства нефтей некоторых месторождений Башкирии. Нефтяное хозяйство. № 10. 1968. 38-41.
Ентов В.М. Двумерные и нестационарные одномерные задачи движения неньютоновских жидкостей в пористой среде. Нефтяное хозяйство. № 10. 1968. 47-53.
Зайцев Ю.В., Теслюк Е.В., Юферов Ю.К., Ильяев В.И. Структурно-механические свойства нефти в пластовых условиях месторождения Узень. Нефтяное хозяйство. № 10. 1968. 33-37.
Коробов К.Я., Антипин Ю.В. О нарушении линейного закона фильтрации при низких градиентах давления. Нефтяное хозяйство. № 8. 1968. 26-28.
Кутырев Е.Ф. Фазовые соответствия в пластовых нефтегазовых системах и особенности фильтрации. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. № 4. 1998. 31-41.
Кутырев Е.Ф., Рамазанов Р.У., Каримов А.А. О роли газа при формировании эмульсий в процессах нефтедобычи. Нефтепро-мыысловое дело. № 6. 2008. 52-56.
Михайлов Н.В., Ребиндер П.А. Структурно-механические свойства дисперсных и высокомолекулярных систем. Коллоидныгй журнал. XVII, № 2. 1955. 107.
^научно-технический журнал
5 (28) 2008 I еоресурсы
Г.Д. Исаев, А.Н. Алейников, И.К. Микуленко, А.Р. Сайфутдинов, А.И. Кудаманов Первые находки губок, строматолитов...
УДК: 563.4+551.62.31+552.124.4 Г.Д. Исаев1, А.Н. Алейников1, И.К. Микуленко1,
А.Р. Сайфутдинов2, А.И. Кудаманов2
'ООО НИЦ «Сибгеонафт», Новосибирск, 2000 «КогалымНИПИнефтъ», Когалым [email protected], [email protected], [email protected]
ПЕРВЫЕ НАХОДКИ ГУБОК, СТРОМАТОЛИТОВ И ФАЦИАЛЬНАЯ ПРИРОДА ВЕРХНЕЮРСКИХ ПЕЛИТОЛИТОВ ШАИМСКОГО РЕГИОНА
На территории Шаимского региона Западно-Сибирской плиты в пелитолитах верхней юры (даниловская свита) выявлены карбонатные конкреции, представляющие собой строматолитовые постройки, образованные в процессе жизнедеятельности симбиотических сообществ бактерий и сине-зеленых водорослей. Остатки данных организмов до настоящего времени не определялись в аналогах баженовской свиты в пределах всей ЗападноСибирской плиты. Исследование этих групп биоты позволит уточнить литофациальную модель позднеюрского бассейна, детализовать динамику его развития во времени, значительно дополнить таксономический состав бентосных сообществ породообразующих организмов.
Ключевые слова: губки, строматолиты, водоросли, фациальные обстановки.
На территории деятельности ТПП «Урайнефтегаз» на Потанай-Картопьинской и Западно-Тугровской площадях пробурены скважины 226 и 25, в разрезах которых вскрыта непрерывная последовательность пелитовых отложений келловея. В скважине 226 на глубине 2172,5 - 2176,5 м наблюдается пачка, представленная чередованием черных, темно-серых аргиллитов, пестроцветных, черно-серых, голубовато-зеленовато-серых алевроаргиллитов, глинистых алевролитов, мергелей и глинисто-карбонатных пород с развитием своеобразных конкреционных текстур. Наличие карбонатных конкреций в даниловской и абалакской свитах рассматривается (Региональная..., 2002) в качестве важного литологического признака.
По данным детального изучения органических остатков в данном разрезе, в частности, карбонатных конкреций, последние представляют собой строматолитовые постройки, образованные в процессе жизнедеятельности симбиотических сообществ бактерий и нитчатых прока-риотных цианей. Как известно, строматолиты по форме образования разделяются на пластовые, желваковые, ка-раваеообразные (куполовидные), столбообразные и ветвисто-столбчатые (Рифогенные..., 1990). В рассматриваемом разрезе преобладают желваковидные формы размером до 2 - 4 см в поперечнике (Рис. 1), причем в верхней части разреза отмечаются признаки ветвистых форм, а в
Окончание статьи Е.Ф. Кутырева и др. «О характере...»
Мирзаджанзаде А.Х., Хасаев A.M., Гурбанов Р.С., Ахмедов З.М. Газогидродинамические особенности разработки месторождений неньютоновских нефтей. Нефтяное хозяйство. № 8. 1968. 23-26.
Физические величины. Справочник. Под ред. И.С. Григорьева, Е.З. Мейлихова. М.: Энергоатомиздат. 1991. 1232.
Witherspoon P.A., Munir Z.A. Producers Monthly. VIII. Vol. XXIV, № 10. 1960.
E.F. Koutyrev, A.V. Kochetov, S.V. Kozakov, A.R. Saifutdinov. On the Non-Newtonian fluid behaviour in porous media.
The problems concerning filtration of Non-Newtonian oil in porous media are reviewed from the modern point of view. A new way to explain non-linear fluid behavior under low and high pressure gradients is proposed. Some models for the fluid filtration over a wide range of pressure are established.
основании разреза на глубине 2176,5 м - уплощенные, корковидные строматолиты (Рис. 2).
Строматолитовые маты - признак крайней мелковод-ности, что позволяет предположить мелководный генезис образования всех пелитолитов, содержащих бухии, ино-церамы, аммониты, белемниты, залегающие выше по разрезу. Дополнительным доказательством крайней мелко-водности этого разреза является обнаружение на глубине 2175,15 м настоящих симбиогермов, образованных губками, водорослями и строматолитами (Рис. 3, 4). Размер этой микропостройки небольшой: до 2 - 3 - 4 см мощности. Однако, по площади она может быть достаточно протяженной и составлять несколько квадратных километров. На Западно-Тугровской площади скв. 25 вскрыта аналогичная пачка пелитовых отложений, в которой нами на гл. 2183,8 м была обнаружена единственная находка (обр. 8301-3) - симбиогерма гидроидных полипов и строматолитов. Согласно исследованиям внутренней структуры этих симбиогермов (Рис. 3, 4), она представлена иногда губчатым, ячеистым строением, чаще четкой, волнистой слойчатостью, обусловленной периодичной сменой циа-нобактериальных сообществ.
Не все желваки карбонатного состава в пелитолитах верхней юры имеют строматолитовую природу. Например, по скв. Западно-Новомостовская 10706 на глуби-
Key words: model of fluid filtration, structural and mechanical properties, asphaltenes, micelles, desolvation.
Алексей Валентинович Кочетов
Зав. лаборатории определения ФЕС ООО «КогалымНИПИнефтъ»
Сергей Викторович Козаков
Геолог 1-й категории, лаборатория фильтрационных исследований ООО «КогалымНИПИнефтъ»
628481, Тюменская обл., ХМАО, г. Когалым, ул. Дружбы Народов, д. 15. Тел.: 8-(34667)-48-776.
