Разработка методики термогидродинамического моделирования комплексных методов воздействия на пласты баженовской свиты тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Скоров Даниил Сергеевич

• Скоров Даниил Сергеевич
• кандидат наук
• 2026

Оглавление диссертации кандидат наук Скоров Даниил Сергеевич

Введение

Глава 1. Техногенные процессы при разработке баженовской свиты

1.1. Термодеструкция керогена и десорбция углеводородов

1.2. Изменение фильтрационно-емкостных свойств горной породы

1.3. Взаимодействия закачиваемого флюида с горной породой

1.4. Массообменные и реакционные взаимодействия закачиваемого и пластовых флюидов

1.5. Особенности фильтрации в пустотном пространстве баженовской свиты

Выводы к главе

Глава 2. Методика гидродинамического моделирования разработки баженовской свиты

2.1. Моделирование термоконверсии керогена и десорбции углеводородов

2.2. Псевдокомпозиционное моделирование РУТ-свойств пластовых флюидов и фазовых переходов

2.3. Моделирование геохимических процессов

2.4. Теплофизические свойства пластовых флюидов и горной породы

2.5. Моделирование изменения фильтрационно-емкостных свойств

2.6. Учет изменения относительных фазовых проницаемостей и гистерезиса капиллярного давления

2.7. Начальный градиент потенциала

2.8. Определение начальных содержаний твердых компонентов

Выводы к главе

Глава 3. Оценка эффективности циклических методов разработки баженовской свиты

3.1. Моделирование пиролитических исследований

3.2. Создание искусственной трещиноватости в результате применения электронагревательного кабеля

3.3. Оценка влияния техногенных процессов на накопленную добычу нефти

3.4. Оценка технологической и энергетической эффективностей циклических методов разработки баженовской свиты

Выводы к главе

Заключение

Список литературы

134

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследования

В связи с ухудшением структуры углеводородных ресурсов России все большее внимание уделяется разработке трудноизвлекаемых запасов, к которым относят высокоуглеродистые нефтематеринские формации баженовской свиты, охватывающие значительную часть Западной Сибири.

Баженовская свита представляет собой нефтематеринскую формацию верхнеюрских отложений, не ограниченную флюидными контактами и характеризующуюся содержанием подвижных углеводородов в жидком состоянии (нефти), твердого органического вещества, нерастворимого в органических растворителях, называемого керогеном, а также связанных углеводородов, включающих сорбированные на поверхности органоминеральной матрицы полярные углеводороды и остаточную, капиллярно-защемленную и пленочную нефть [132]. Глубина залегания отложений баженовской свиты варьируется от 2,5 км до 3,0 км, мощность - от 5 м до 40 м [19]. Фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) рассматриваемой высокоуглеродистой формации, как правило, низкие: открытая пористость не превышает 10 - 12% и обычно составляет менее 1%, абсолютная проницаемость - до 0,1 мД, и лишь отдельные прослои обладают сравнительно улучшенными ФЕС [2, 19, 49]. Содержание керогена неравномерно распространено в породе [25], при этом отложения баженовской свиты являются слабо выдержанными: один и тот же пропласток в одной скважине может быть коллектором, с высокими ФЕС, а в соседней -непроницаемым, что обуславливается различной стадией катагенеза керогена (его степенью зрелости) [2]. Нефтематеринским отложениям свойственны аномально высокие пластовое давление и температура, а пустотное пространство преимущественно заполнено нефтью [19].

На сегодняшний день разработка отложений баженовской свиты находится на начальном этапе освоения. Основной технологией добычи углеводородов из нефтематеринской формации является извлечение подвижных углеводородов на естественном режиме истощения пластовой энергии после создания искусственной трещиноватости путем проведения многостадийного гидравлического разрыва пласта в горизонтальной скважине. Добыча связанных углеводородов и керогена с использованием данной технологии, очевидно, невозможна [34]. Кроме того, эффективность такого подхода определяется так называемым стимулированным объемом пласта - объемом высокоуглеродистой формации, охваченным созданием искусственной трещиноватости, что обуславливает необходимость увеличения количества проппанта для закрепления более длинных

трещин и сокращения расстояния между стадиями гидроразрыва до технически возможных -порядка 10 м [22].

Особенности геологического строения и геолого-физической характеристики баженовской свиты диктуют необходимость поиска нестандартных решений в области разработки данных отложений, направленных как на обеспечение рентабельных дебитов скважин, так и на вовлечение в разработку запасов, относящихся к недренируемым при применении традиционных методов. Набор рассматриваемых решений и комбинаций технологий (комплексных технологий), потенциально удовлетворяющих указанным условиям, достаточно ограничен: термогазовое воздействие, а также циклические воздействия сверхкритической водой, сверхкритическим диоксидом углерода, углеводородным газом и другими растворителями [7, 28, 33, 90]. В основе данных технологий лежит искусственное воздействие на нефтематеринскую породу, предполагающее протекание ряда техногенных внутрипластовых процессов, приводящих к образованию «синтетических» углеводородов и их последующее извлечение. Проектирование и технико-экономическое обоснование эффективности разработки отложений баженовской свиты с использованием данных методов основывается на термогидродинамическом моделировании, предполагающем физико-математическое описание процессов, протекающих при воздействии на пласт. Для решения данной задачи зачастую используются коммерческие гидродинамические симуляторы, среди которых наибольшее распространение в области моделирования тепловых методов увеличения нефтеотдачи и технологий разработки трудноизвлекаемых запасов получил программный продукт STARS компании Computer Modelling Group Ltd (CMG) [80].

Таким образом, представляет научный и практический интерес разработка методики гидродинамического моделирования тепловых и газовых методов воздействия на баженовские высокоуглеродистые формации, включающей физико-математическое описание техногенных внутрипластовых процессов, протекающих при реализации комплексных технологий, а также количественное определение начальных запасов различных типов углеводородов при построении гидродинамических моделей. Применение такой методики потенциально позволит проводить более качественную оценку технологической и в последующем экономической эффективностей реализации рассматриваемых методов разработки нефтематеринских формаций.

Разработанность темы исследования

Различным вопросам и аспектам гидродинамического моделирования техногенных внутрипластовых процессов, протекающих при реализации технологий разработки баженовских высокоуглеродистых формаций, посвящено множество научных статей, диссертаций и монографий,

авторами которых являются: [Боксерман А.А., Бондаренко Т.М., Вольпин С.Г., Диева Н.Н., Ерофеев

А.А., Козлова Е.В., Кокорев В.И., Кравченко М.Н., [Метт Д.А.|, Митрушкин Д.А., Михайлов Н.Н., Миронов Д.Т., Мухина Е.Д., Мясников А.В., Назарова Л.Н., Немова В.Д., Попов Е.Ю., Пятибратов П.В., Симаков Я.О., Спасенных М.Ю., Ушакова А.С., Хавкин А.Я., Хакимова Л.А., Шахмаев А.М., Щеколдин К.А., Юдин В.А., Ющенко Т.С. и многие другие ученые.

Цель исследования

Создание методики гидродинамического моделирования техногенных внутрипластовых процессов, протекающих при реализации технологий тепловых и газовых циклических методов разработки отложений баженовской свиты, и ее применение для расчета технологических показателей и оценки энергетической эффективности.

Основные задачи исследования

1. Анализ и обоснование совокупности техногенных внутрипластовых процессов, характерных для разработки баженовской свиты с использованием циклических тепловых и газовых методов воздействия: циклической закачки субкритической воды, ее смеси с диоксидом углерода, а также углеводородного газа.

2. Формулирование и реализация подходов к моделированию техногенных внутрипластовых процессов, протекающих в отложениях баженовской свиты при их разработке с применением рассматриваемых методов.

3. Оценка влияния техногенных внутрипластовых процессов, протекающих в нефтематеринской формации баженовской свиты при ее разработке тепловыми и газовыми методами, на накопленную добычу нефти.

4. Оценка технологической и энергетической эффективностей тепловых и газовых циклических методов разработки баженовских отложений.

Научная новизна

1. Систематизирован комплекс техногенных внутрипластовых процессов, оказывающих влияние на разработку баженовской свиты, включающий термодеструкцию керогена и десорбцию углеводородов, массообменные и реакционные взаимодействия закачиваемого и пластовых флюидов, изменение фильтрационно-емкостных свойств, нелинейную фильтрацию, изменение смачиваемости, геохимические процессы, и выполнен анализ способов их моделирования для проведения корректной оценки технологической и энергетической эффективностей тепловых и газовых методов разработки отложений баженовской свиты.

2. Предложена и реализована методика гидродинамического моделирования тепловых и газовых методов разработки отложений баженовской свиты, учитывающая комплекс техногенных внутрипластовых процессов.

3. Показана значимость учета рассматриваемых техногенных внутрипластовых процессов при гидродинамическом моделировании разработки баженовских отложений тепловыми и газовыми методами для различных начальных геологических условий.

Теоретическая и практическая значимость работы

1. Предложено и реализовано физико-математическое описание техногенных внутрипластовых процессов, протекающих при разработке отложений баженовской свиты, с учетом результатов лабораторных исследований данных явлений, что обуславливает теоретическую значимость настоящей диссертации.

2. Результаты диссертационного исследования могут быть использованы на практике при построении термогидродинамических моделей отложений баженовской свиты и при обосновании технико-экономической эффективности тепловых и газовых методов разработки баженовских высокоуглеродистых формаций.

3. При апробации предложенной методики термогидродинамического моделирования была проведена оценка энергетической эффективности тепловых и газовых методов разработки баженовской свиты, которая показала, что наибольшей энергетической эффективностью среди рассматриваемых методов воздействия характеризуется технология закачки углеводородного газа.

Методы исследования

Для решения сформулированных задач использовался математический аппарат, включающий методы решения дифференциальных уравнений массопереноса компонентов, теплового баланса и баланса объемов для дискретизированного пространства и времени, реализованные в коммерческом программном продукте CMG STARS. Для описания техногенных процессов физико-математическими моделями применялись методы оптимизации, распараллеливания, алгоритмы решения систем линейных и нелинейных уравнений, численного интегрирования.

Основные защищаемые положения

1. Комплекс техногенных внутрипластовых процессов, оказывающих влияние на разработку высокоуглеродистых баженовских формаций, учет которых необходим при проектировании тепловых и газовых технологий разработки (закачки субкритической воды, ее смеси с диоксидом углерода, углеводородного газа) с использованием методов гидродинамического моделирования, включает термодеструкцию керогена, десорбцию углеводородов, массообменные и реакционные взаимодействия закачиваемого и пластовых флюидов, изменение фильтрационно-емкостных свойств, нелинейную фильтрацию, изменение смачиваемости, геохимические процессы.

2. Методика гидродинамического моделирования, включающая совокупность физико-математических способов описания (физико-математических моделей) техногенных

внутрипластовых процессов, протекающих при разработке баженовской свиты с использованием комплексных методов воздействия, а также методические основы определения начальных условий с учетом лабораторных исследований минералогического состава, пиролитических исследований и результатов геологического моделирования.

Достоверность полученных результатов

Представленные в работе результаты получены при решении обобщенных дифференциальных уравнений массопереноса компонентов, теплового баланса и баланса объемов для дискретизированных пространства и времени с использованием современного программного продукта; все результаты расчетов являются воспроизводимыми. Сформулированные соискателем теоретические выводы основаны на независимых научных публикациях по рассматриваемой тематике.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка методики термогидродинамического моделирования комплексных методов воздействия на пласты баженовской свиты»

Апробация работы

Основные научные положения, различные практические результаты и аспекты диссертационной работы докладывались на V International Workshop «Thermal Methods for Enhanced Oil Recovery: Laboratory Testing, Simulation and Oilfields Applications» ThEOR2022; Научно-техническом форуме ООО «СамараНИПИнефть», 2020 г.; Международных молодежных конференциях «Нефть и газ», 2018 г. и 2020 г.; а также на научных семинарах кафедры разработки и эксплуатации нефтяных месторождений РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина.

Публикации

По теме диссертационной работы опубликовано пять научных работ, в том числе три статьи в изданиях, входящих в перечень ВАК Минобрнауки России и международные реферативные базы данных и системы цитирования.

Личный вклад автора

Автором самостоятельно проведен анализ литературных источников и совместно с научным руководителем выделен комплекс техногенных внутрипластовых процессов, оказывающих влияние на разработку отложений баженовской свиты. Автором предложены математические модели данных техногенных процессов и реализованы с использованием программного продукта CMG STARS. Личный вклад автора также включает анализ полученных результатов расчетов и их обсуждение совместно с научным руководителем.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, трех глав, заключения, списка использованной литературы, содержащего 202 наименования научных публикаций российских и иностранных авторов. Объем работы составляет 151 страницу машинописного текста и содержит 21 таблицу, 40 рисунков.

Благодарности

Автор выражает благодарность научному руководителю к.т.н. Пятибратову Петру Вадимовичу за непоколебимую веру в успешность подготовки данной работы, а также за ценные рекомендации и наставления, полученные как в ходе написания диссертации, так и на протяжении всего периода обучения и становления в среде профессиональной деятельности, начиная с первых курсов бакалавриата.

Автор благодарен д.т.н. Назаровой Ларисе Николаевне, чьи идеи о подходах к разработке керогенсодержащих отложений баженовской свиты легли в основу данной работы.

Автор признателен сотрудникам кафедры разработки и эксплуатации нефтяных месторождений РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина к.т.н. Бравичевой Т.Б., д.т.н. Михайлову Н.Н., к.т.н. Шеляго Е.В., к.г.-м.н. Языниной И.В. за критический анализ результатов и ценные комментарии, полученные в ходе научных семинаров.

Автор благодарит ассистента кафедры разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина Амшинова Л.М. и инженера-разработчика компании RFD Ltd. Бевзенко Д.А. за дружеское отношение и поддержку в трудные минуты.

Автор благодарен своей семье - родителям Ольге Викторовне и ¡Сергею Станиславовичу сестре Сабине Алексеевне.

ГЛАВА 1. ТЕХНОГЕННЫЕ ПРОЦЕССЫ ПРИ РАЗРАБОТКЕ БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЫ

На сегодняшний день отложения баженовской свиты разрабатываются на естественном режиме истощения горизонтальными скважинами с применением многостадийного гидравлического разрыва пласта. При реализации такой технологии вовлечение в разработку керогена и адсорбированных углеводородов невозможно. При этом существуют технологии, позволяющие конвертировать твердое органическое вещество в «синтетические» углеводороды и обеспечивать их извлечение. Среди таких методов разработки выделяют [7, 28, 33, 90]:

- термогазовое воздействие (ТГВ) - технологию разработки, основанную на закачке водовоздушной смеси с целью активации экзотермических реакций окисления углеводородов, выделяемое тепло в процессе протекания которых идет как на преобразование керогена, так и на создание искусственной микротрещиноватости, необходимой для вытеснения «синтетических» и исходных углеводородов;

- закачку сверх- или субкритической воды - технологию разработки, основанную на циклическом воздействии водой при высоких давлениях (> 20 МПа) и температурах (> 300 °С) с целью прогрева массива горных пород через поровое пространство для генерации синтетических углеводородов и их извлечения в ходе цикла добычи;

- закачку диоксида углерода в сверхкритическом состоянии (или углеводородных растворителей) - циклическую технологию, направленную, в основном, на вовлечение в разработку изначально неподвижных, но экстрагируемых углеводородов в процессе смешивающегося вытеснения.

Стоит отметить, что реализации циклических технологий воздействия зачастую предшествует этап создания искусственной трещиноватости и пустотности в ходе проведения многостадийного гидравлического разрыва пласта, либо прогрева электронагревательным кабелем.

Технология термогазового воздействия среди перечисленных выше является единственной, на текущий момент, прошедшей этап опытно-промышленных работ. По результатам испытаний было установлено, что недостатком ТГВ является низкий охват воздействием, что подтверждается как анализом керна, отобранного из скважины, пробуренной в непосредственной близости к скважине, переведенной под закачку водовоздушной смеси [35], так и результатами численного термогидродинамического моделирования [51]. В ходе лабораторных исследований были установлены признаки техногенного воздействия, а именно изменение оттенка керна в наиболее проницаемых интервалах, где прошел фронт горения. Этим участкам свойственны снижение содержания органического вещества и формирование техногенного емкостного пространства,

однако охватом характеризуется не весь разрез. Схожая картина наблюдается при анализе результатов термогидродинамического моделирования, выполненного авторами работы [51]. В данной работе отмечаются повышенные температуры и активное преобразование керогена непосредственно вблизи нагнетательной скважины, а также в дренируемой зоне - проницаемом интервале. При этом основные ресурсы органического вещества в баженовских матрицах не охвачены воздействием. Стоит отметить, что вопросы гидродинамического моделирования ТГВ рассматриваются во множестве научных статей, диссертаций и монографий [13, 46, 48, 51, 53, 54, 70], в связи с чем математическое описание техногенных процессов, характерных для этой технологии, не является предметом исследования данной работы.

Таким образом, учитывая отсутствие опубликованных в научной литературе результатов опытно-промышленных работ по реализации циклических методов воздействия растворителями, сверх- или субкритической водой на нефтематеринские формации баженовской свиты, первая глава будет посвящена анализу результатов исследований техногенных внутрипластовых процессов на лабораторном уровне, а также подходам к их учету при построении гидродинамических моделей.

1.1. Термодеструкция керогена и десорбция углеводородов Кероген представляет собой твердое органическое вещество, нерастворимое в органических растворителях [132]. Вопросы геологического происхождения керогена, его формирования с течением времени и классификации, которым посвящены большое количество научных публикаций и монографий как российских, так и зарубежных авторов, например, [1, 76], не являются темой исследований данной диссертации. Однако для целостности изложения необходимо отметить ряд геологических и физико-химических особенностей твердого органического вещества. Элементный состав керогена преимущественно представлен углеродом, водородом и кислородом, реже встречаются азот и сера. По соотношению основных элементов керогены разделяются на три типа [1]:

- кероген первого типа характеризуется высоким содержанием водорода и низким -кислорода, для него характерны атомные отношения: Н / С > 1,5 и О / С < 0,1;

- керогенам второго типа свойственны повышенные содержания водорода, но меньшие, чем для керогена первого типа, и атомные соотношения: Н / С ~ 1,0 — 1,5 и О / С ~ 0,1 — 0,2;

- к третьему типу относятся керогены, обедненные водородом, но богатые кислородсодержащими функциональными группами, с атомными отношениями: Н / С < 1,0 и О / С ~ 0,2 - 0,3.

Представленные типы керогена отличаются не только элементным составом, но и происхождением, физико-химическими свойствами (плотностью, молекулярным весом, энергией активации термодеструкции и другими), а также компонентным составом «синтетических» углеводородов, образующихся при разложении, вызванным тепловым воздействием [1, 6]. Органическое вещество, которому свойственны высокие значения отношения Н / С, в процессе термодеструкции будет формировать углеводороды (нефть и газ), а также органическое вещество с низким содержанием водорода [129]. Стоит также отметить, что преимущественно кероген баженовских отложений относят ко второму типу [21, 125].

В результате теплового воздействия, термодеструкции керогена, образуются «синтетические» жидкие и газовые углеводороды. Данный процесс может быть условно разделен на несколько этапов [37]. На первом этапе, в диапазоне температур 250 - 350 °С, происходит деполимеризация, пластификация керогена, сопровождающаяся выделением легких углеводородов и образованием термобитума. Битумоид представляет собой комплекс высокомолекулярных соединений (масла, смолы, асфальтены) и является промежуточным продуктом термоконверсии керогена, растворимым в органических растворителях [38]. Последующее увеличение температуры приводит ко вторичному пиролизу термобитума с образованием легких и тяжелых нефтяных фракций, а также полукокса.

Необходимо отметить, что неподвижные углеводороды представлены не только керогеном, но и адсорбированными на его поверхности и поверхности глинистых минералов высокомолекулярными полярными углеводородами, а также жидкими углеводородами, находящимися в микропорах керогена [20].

Количественное определение содержания керогена и адсорбированных углеводородов осуществляется путем проведения пиролитических исследований до и после экстрагирования образцов нефтематеринской породы растворителями [21]. При пиролизе анализируются два основных процесса: термическое испарение (пик 5!), происходящее в области низкотемпературного интервала (до 300 °С) и связанное с десорбцией углеводородов, высвобождением запечатанных углеводородов «легкой» нефти (Сх — С14); а также термическое разложение керогена (пик 52), сопровождающееся формированием «синтетической» нефти и протекающее при более высоких температурах. Иногда на пирограммах отмечаются бимодальные пики 52а (углеводороды «тяжелой» нефти С15 — С40) и 52Ь (продукты деструкции керогена), что обуславливается протеканием термического испарения легкой «синтетической» нефти, высвобождаемой из микропор керогена [4]. При этом авторы данной работы отмечают, что даже в случае единого пика 52 он может быть

результатом наложения пиков 52а и 52й и связывают данный эффект с запечатывающим действием смол-асфальтеновых составляющих керогена.

Влияние блокирующего характера адсорбированных высокомолекулярных и полярных углеводородов (смол и асфальтенов) было продемонстрировано автором работы [23]. В ходе лабораторных исследований по экстракции неизмельченных образцов баженовской свиты сначала гексаном в течение 26 дней, а затем спиртобензолом с большей растворяющей способностью в течение месяца было показано, что углеводородные растворители позволяют удалять из порового пространства наиболее миграционную часть битумоида - мальтены, а последующая экстракция спиртобензолом позволяет доизвлечь углеводороды из закупоренных пор смол-асфальтеновыми комплексами.

Кроме того, возможность применения растворителей для извлечения адсорбированных и запечатанных углеводородов также подтверждается сопоставлением результатов пиролитических исследований до и после экстракции образцов горной породы баженовских отложений. По данным работы [21], при холодной экстракции гексаном и хлороформом извлекается 82% - 97% свободных углеводородов (по пиролитическому параметру 5!), а также более чем на 30% снижается пик 52. Схожие результаты были получены авторами работы [132]. При сопоставлении результатов пиролитических исследований до и после экстрагирования растворителем, в качестве которого использовался хлороформ, при давлении 10 МПа и температуре 80 °С, было отмечено снижение пиков пиролитических диаграмм 50, 5Х и 52 в диапазонах 92% - 99%, 88% - 94% и 21% - 38% соответственно. Данные результаты свидетельствуют о практически полном удалении газообразных (50) и легких жидких (5!) связанных углеводородов, а также о частичном снижении пика 52 за счет экстрагирования тяжелых углеводородов и полярных компонентов - смол-асфальтеновых веществ. Небольшой остаток газообразных и легких углеводородов указывает на их присутствие в нанопорах, не подлежащих вытеснению. Содержание керогена определялось авторами работы [132] по значению пика 52 после экстракции.

Связанные углеводороды не являются подвижными при создании перепада давления, что подтверждается результатами лабораторных исследований, представленными в работе [34]. Из практически непроницаемого образца горной породы баженовской свиты с пористостью около 0,04% и высоким содержанием органического вещества (значения пиролитических параметров 5! и 52 составляют 3,1 мг/г и 72,3 мг/г соответственно) после выдержки в течение нескольких часов в условиях, приближенных к пластовым, и сброса давления выход углеводородов не зафиксирован.

Композиционное гидродинамическое моделирование термического преобразования керогена основано на системе химических реакций первого порядка, в ходе которых происходит переход одного компонента в другой. Такие реакции зачастую включают:

- пластификацию керогена, сопровождающуюся формированием термобитума и легких углеводородов;

- термокрекинг битумоида и образование «синтетических» углеводородов и кокса;

- вторичный крекинг жидких углеводородов, приводящий к формированию более легких продуктов, а также кокса.

Кроме того, система реакций также может учитывать вторичный крекинг кокса при высоких температурах с образованием углеродного остатка с еще меньшим содержанием водорода. Для математического описания термического преобразования керогена системой реакций необходимо задание уравнений реакций (материального баланса) и их кинетики, позволяющей установить зависимость скорости реакции от термобарических условий и концентрации реагентов. Учет зависимости скорости реакции от температуры при описании процесса термоконверсии керогена основывается на использовании уравнения Аррениуса для расчета константы скорости реакции:

где к - константа скорости реакции, единицы измерения которой зависят от количества реагентов рассматриваемой реакции (для реакций термокрекинга, в качестве реагента которых выступает один компонент, единицы измерения константы скорости реакции - с-1); к0 - предэкспоненциальный множитель реакции, единицы измерения аналогичны единицам измерения константы скорости реакции; Еа - энергия активации реакции, Дж/моль; й - универсальная газовая постоянная, Дж/(мольК); Т - температура, К.

Типовые значения предэкспоненциального множителя и энергии активации реакции крекинга керогена составляют соответственно 3 • 1012 - 3 • 1015 с-1 и 2,0-105 - 2,4• 105 Дж/моль (48 - 58 ккал/моль)

При этом кинетические параметры разложения керогена зависят от его типа и зрелости. Согласно [21], по результатам пиролитических исследований порошка породы баженовской свиты кероген относится ко второму типу с энергиями активации 47 - 53 ккал/моль.

В ходе лабораторных пиролитических исследований, выполненных авторами работы [71] с использованием порошкообразных неэкстрагированных образцов отложений баженовской формации, были определены значения предэкспоненциального множителя и энергии активации реакции термоконверсии керогена соответственно 1,5 • 1013 - 9,3 1014 с-1 и 51,8 - 58,6 ккал/моль. При

(1)

[76].

фиксировании предэкспоненциального множителя на значении 2,0 • 1014 с-1 (такой подход авторами объясняется схожей литологией и отбором образцов с единой глубины) были получены подобные друг другу распределения энергий активаций с модой 54 ккал/моль для всех образцов.

Пиролитические исследования с целью оценки влияния степени зрелости керогена на кинетические параметры его термического преобразования с использованием порошкообразных образцов, отобранных из керна, относящегося к различным интервалам и скважинам, вскрывающим баженовские отложения, проводились и были представлены в работе [118]. По результатам обработки экспериментов отмечается, что твердое органическое вещество низкой степени зрелости характеризуется меньшей модой распределения энергии активации (51 - 52 ккал/моль), чем органическое вещество, частично реализовавшее свой генерационный потенциал (52 -53 ккал/моль). Кроме того, от степени зрелости керогена зависит и компонентный состав образующихся «синтетических» углеводородов. Так, в результате термической конверсии образцов с высоким генерационным потенциалом доля жидких углеводородов C7 - ^5 в продукции составляет от 45% до 62%. С увеличением степени зрелости снижается доля тяжелых углеводородов С16+ c 16% до 10%. При этом, несмотря на схожие значения генерационного потенциала, кинетические параметры разложения керогена могут отличаться. Авторы данной работы связывают это с различным химическим строением молекул керогена.

Необходимо отметить, что все перечисленные выше лабораторные исследования кинетики преобразования керогена проводились с измельченными образцами породы. Исследование влияния «масштабного» фактора на выход углеводородов было представлено в работе [10]. Авторами отмечается, что разрушение образцов приводит к увеличению удельной поверхности, что, в свою очередь, сказывается на смещении пиков пиролитических диаграмм в область более низких температур, по сравнению с цилиндрическими образцами керна.

Помимо размера образцов на результаты лабораторных исследований по определению генерационного потенциала твердого органического вещества может оказывать влияние среда, в которой проводятся эксперименты. Традиционно выход углеводородов в ходе пиролитических исследований определяется в среде инертного газа (например, азота) [21]. Сопоставление выходов углеводородов в инертной среде при различном давлении и в водной среде при высоком давлении представлено в работе [119]. Авторами отмечается, что присутствие воды оказывает положительное влияние на выход углеводородов из образцов керна нефтематеринской породы.

Кинетика термоконверсии керогена и термокрекинга продуктов его пиролиза в ходе лабораторных исследований по воздействию субкритической водой на неразрушенные и неэкстрагированные образцы керна отложений баженовской свиты, помещенные в автоклав,

исследовалась авторами работы [174]. Лабораторные исследования проводились при температуре 350 °C и состояли из девяти циклов закачки воды в автоклав продолжительностью пять часов каждый и извлечения из него углеводородов с целью исследования кинетики термоконверсии керогена и продуктов его термолиза. Максимальное давление в эксперименте составляло 25 МПа. После выдержки в субкритической воде образцы горной породы подвергались экстракции и пиролизу для определения количества оставшегося битумоида и керогена. По результатам лабораторных экспериментов авторами работы отмечается снижение пиков пиролитических диаграмм 50, S-L и 52 на 89,4%, 86,3% и 73,2% соответственно в ходе воздействия субкритической водой. Помимо этого, с использованием хроматографии углеводородных газовой и жидкой фаз, извлекаемых после каждого цикла в ходе эксперимента, исследовался покомпонентный выход. Стоит однако отметить, что существенная часть извлекаемых углеводородов (42,1%) была получена после эксперимента путем промывки автоклава и соединительных трубок растворителем. По результатам пиролитических исследований были построены распределения энергии активации реакции термокрекинга керогена до и после экстракции растворителем при фиксированном предэкспоненциальном множителе, равном 1014 с-1. Распределение энергий активации до экстракции характеризуется большим среднеквадратичным отклонением, что обуславливается наличием адсорбированных углеводородов. При этом мода обоих распределений энергий активации составляет 52 - 53 ккал/моль. Динамики концентраций групп углеводородов, полученные в ходе выдержки в автоклаве образцов керна баженовской свиты, были использованы для построения кинетической модели преобразования керогена, состоящей из реакций первого порядка:

Kerogen ^ 1,876 • HO + 1,909 • LO + 2,225 • HCG + 58,881 • COKE, Bitumen ^ 0,657 • HO + 0,668 • LO + 0,779 • HCG + 20,609 • COKE, m

HO ^ 0,684 • LO + 0,798 • HCG + 21,101 • COKE, ( )

LO ^ 0,390 • HCG + 10,332 • COKE,

где Kerogen обозначает кероген (молярная масса 2 кг/моль); Bitumen - битум определяемый частью пиролитического пика S2, удаляемой с помощью экстракции растворителями (молярная масса 0,7 кг/моль); HO - фракцию тяжелых углеводородов, составляющую часть пиролитического пика 5L (молярная масса 0,429 кг/моль); LO - фракцию легких углеводородов, также составляющую часть пиролитического пика 5L (молярная масса 0,157 кг/моль); HCG - летучие углеводородные компоненты, определяемые пиком 50 на пирограмме (молярная масса 0,059 кг/моль); COKE -твердый остаток, образующийся в результате крекинга компонентов, с низким содержанием водорода (молярная масса 0,013 кг/моль). Энергии активации данных реакций по результатам настройки математической модели на результаты лабораторных исследований составили соответственно 53,9 ккал/моль, 54,3 ккал/моль, 60,5 ккал/моль и 61,1 ккал/моль при фиксированном

предэкспоненциальном множителе, равном 1014 с-1. Схожие кинетические модели, но несколько отличающиеся кинетическими параметрами реакций и материальным балансом, были получены авторами работ [44, 61, 132] для других условий эксперимента и материалов.

Стоит отметить, что на кинетику термического преобразования керогена также может оказывать влияние и давление. Данный тезис подтверждается результатами лабораторных исследований при различных значениях внутрипорового и литостатического давлений, изложенными в работе [190]. В рамках данной работы авторами проводилось сопоставление пирограмм после выдержки в автоклаве при различных значениях давления водной фазы. Анализ полученных результатов позволил сделать вывод об увеличении скорости термической конверсии керогена с ростом давления в ходе гидротермального воздействия в автоклаве при прочих равных условиях (длительности выдержки 48 часов и температуре 450 °С).

Другим подходом к определению кинетических параметров реакций термоконверсии керогена является построение гидродинамической (численной) модели трубы горения и ее настройка для воспроизведения результатов лабораторных экспериментов. Данный подход был апробирован в рамках работы [48]. Авторами проведена настройка упрощенных моделей (разной степени дискретизации) трубы горения на температурные профили различных секций установки. Основной проблемой данного подхода, согласно [10], является использование насыпных моделей при проведении лабораторных исследований на трубах горения, что не соответствует пластовым значениям открытой пористости, проницаемости и удельной поверхности и может приводить к завышению исходных данных для оценки эффективности тепловых методов воздействия. Кроме того, другим недостатком данного подхода является возможность адаптации модели путем вариации различных параметров, то есть значительная неопределенность, большое количество степеней свободы модели.

Увеличение количества подвижных углеводородов в результате техногенного воздействия определяет эффективность технологий разработки нефтематеринских пород. Поскольку удержание углеводородов обуславливается различными механизмами, то при проектировании разработки отложений баженовской свиты с использованием технологий, направленных на снижение количества того или иного типа неподвижных углеводородов, особенно важную роль играет не только определение начального количества керогена и адсорбированных смол-асфальтеновых веществ, но и подход к моделированию превращения твердых неподвижных углеводородов в извлекаемую «синтетическую» нефть. В работе [90] моделирование десорбции углеводородов в результате термического воздействия предлагалось посредством псевдохимической реакции (здесь и далее термин «псевдохимическая реакция» используется для обозначения химической реакции,

математическая модель которой применяется для описания физического процесса), которая определяет процесс превращения одного (твердого, неподвижного компонента) в другие (подвижные) в зависимости от температуры и концентрации реагентов. Таким образом, в работе [90] не учитывается возможность удаления связанных углеводородов при экстрагировании растворителем пород баженовской свиты. Отличный подход к моделированию десорбции применен в работе [132]. Авторами предлагается задание адсорбированных смол-асфальтеновых веществ в виде твердого компонента, термическое преобразование которого воспроизводится посредством химической реакции. При этом десорбция остальных углеводородов моделируется путем задания зависимости остаточной нефтенасыщенности от температуры. Таким образом, во-первых, не учитывается возможность десорбции тяжелых углеводородов при экстрагировании, во-вторых, свойства остаточной нефти в современных гидродинамических симуляторах идентичны свойствам подвижной нефти, то есть не учитывается покомпонентный выход адсорбированных углеводородов при увеличивающейся температуре.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Скоров Даниил Сергеевич, 2026 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Баженова, О.К. Геология и геохимия нефти и газа / О.К. Баженова [и др.]. - М. : Издательство МГУ, 2000. - 384 с.

2. Балушкина, Н.С. Системный подход и комплексирование исследований при моделировании свойств и прогнозе нефтегазоносности баженовской высокоуглеродистой формации в Западной Сибири / Н.С. Балушкина [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2021. - №4. - C. 34-39. DOI: 10.24887/0028-2448-2021-4-34-39.

3. Балушкина, Н.С. Кремнистые коллекторы баженовского горизонта Средне-Назымского месторождения и структура их порового пространства / Н.С. Балушкина [и др.] // Вестник Московского Университета. Серия 4. Геология. - 2014. - №2. - C. 35-43.

4. Баталин, О.Ю. Формы захвата свободных углеводородов керогеном / О.Ю. Баталин, Н.Г. Вафина // Международный журнал прикладных и фундаментальных исследований. - 2013. -№10-3. - C. 418-425.

5. Бек, Д.Д. Оптимизация высокоскоростной закачки при проведении гидроразрыва пласта в горизонтальных скважинах формаций баженовской свиты на примере Вынгаяхинского разреза / Д.Д. Бек [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2017. - №4. - C. 90-95. DOI: 10.24887/00282448-2017-4-90-95.

6. Богородская, Л.И. Кероген: методы изучения, геохимическая интерпретация / Л.И. Богородская [и др.]. - Новосибирск : Изд-во СО РАН, филиал «Гео», 2005. - 254 с.

7. Боксерман, А.А. Термогазовый метод увеличения нефтеотдачи / А.А. Боксерман // Георесурсы. - 2007. - №3 (22). - C. 18-20.

8. Бондаренко, Т.М. Анализ изменения свойств пород баженовской свиты в результате закачки воздуха высокого давления на основе лабораторного моделирования / Т.М. Бондаренко [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2017. - №3. - C. 40-44. DOI: 10.24887/0028-2448-2017-3-40-44.

9. Глотов, А.В. Исследование природного и техногенного пустотного пространства отложений баженовской свиты для обоснования технологий ее освоения : диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук : специальность «25.00.17. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» / А.В. Глотов. - Москва, 2020. - 148 С.

10. Глотов, А.В. Влияние «масштабного» фактора на свойства пород баженовской свиты / А.В. Глотов, Н.Н. Михайлов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2020. - №6 (342). - C. 42-48. DOI: 10.30713/2413-5011-2020-6(342)-42-48.

11. Глотов, А.В. Оценка влияния теплового воздействия на структуру порового пространства при

определении емкостных свойств пород баженовской свиты с использованием синхронного термического анализа / А.В. Глотов [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2019. - №1. - C. 37-44. DOI: 10.30713/2413-5011-2019-1-37-44.

12. Глотов, А.В. Использование метода синхронного термического анализа при оценке открытой пустотности и полноты экстракции пород баженовской свиты / А.В. Глотов, С.В. Парначев // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2018. - №3. - C. 3843. DOI: 10.30713/2413-5011-2018-3-38-43.

13. Диева, Н.Н. Гидродинамическое моделирование термохимического воздействия на пласты трудноизвлекаемых углеводородов : диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук : специальность «01.02.05. Механика жидкости газа и плазмы» / Н.Н. Диева. - Москва, 2015. - 113 С.

14. Ерофеев, А.А. Оценка потенциала теплового воздействия для стимулирования разработки залежей баженовской свиты по результатам экспериментальных исследований / А.А. Ерофеев [и др.] // Вестник Московского Университета. Серия 4. Геология. - 2017. - №4. - C. 39-47. DOI: 10.33623/0579-9406-2017-4-39-47.

15. Казак, Е.С. Ионообменная способность пород баженовской свиты в центральной и южной частях Нижневартовского свода Западной Сибири / Е.С. Казак [и др.] // Вестник Московского Университета. Серия 4. Геология. - 2022. - №2. - C. 101-112. DOI: 10.33623/0579-9406-20222-101-112.

16. Казак, Е.С. Ионно-солевой комплекс пород баженовской свиты Западной Сибири / Е.С. Казак [и др.] // Вестник Московского Университета. Серия 4. Геология. - 2017. - №4. - C. 68-75. DOI: 10.33623/0579-9406-2017-4-68-75.

17. Казак, Е.С. Минерализация и макрокомпонентный состав поровых вод пород баженовской, ачимовской и георгиевской свит (по данным водных вытяжек) / Е.С. Казак [и др.] // Вестник Московского Университета. Серия 4. Геология. - 2018. - №5. - C. 100-110. DOI: 10.33623/0579-9406-2018-5-100-110.

18. Калмыков, А.Г. Влияние катагенической зрелости на формирование коллекторов с органической пористостью в баженовской свиты и особенности их распространения / А.Г. Калмыков [и др.] // Георесурсы. - 2019. - №2 (21). - C. 159-171. DOI: 10.18599/grs.2019.2.159-171.

19. Калмыков, Г.А. Модель нефтенасыщенности порового пространства пород баженовской свиты Западной Сибири и ее использование для оценки ресурсного потенциала / Г.А. Калмыков, Н С. Балушкина. - М. : ГЕОС, 2017. - 247 c.

20. Козлова, Е.В. Формы нахождения углеводородов в породах баженовской свиты / Е.В. Козлова [и др.] // Геофизика. - 2015. - №3. - С. 15-22.

21. Козлова, Е.В. Технология исследования геохимических параметров органического вещества керогенонасыщенных отложений (на примере баженовской свиты, Западная Сибирь) / Е.В. Козлова [и др.] // Вестник Московского Университета. Серия 4. Геология. - 2015. - №5 (8). -С. 44-53.

22. Колупаев, Д.Ю. Обоснование скважины целевой технологии для стимуляции баженовской свиты / Д.Ю. Колупаев [и др.] // Ргонефть. Профессионально о нефти. - 2024. - №1 (31) (9). -С. 58-69. Б01: 10.51890/2587-7399-2024-9-1-58-69.

23. Костенко, О.В. Блокирующий характер распределения высокомолекулярных соединений битумоида в поровой системе баженовской свиты (Западно-Сибирский бассейн) / О.В. Костенко // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2014. - №1 (9). - С. 1-13.

24. Кравченко, М.Н. Гидродинамическое моделирование термохимического воздействия на низкопроницаемые керогенсодержащие коллекторы / М.Н. Кравченко [и др.] // Георесурсы. -2018. - №3 (20). - С. 178-185. Б01: 10.18599^.2018.3.178-185.

25. Латыпова, Н.Р. Геохимические характеристики флюидных включений как индикаторы степени преобразованности органического вещества из юрских отложений Ем-Еговской вершины (Красноленинский свод, Западная Сибирь) / Н.Р. Латыпова [и др.] // Вестник Московского Университета. Серия 4. Геология. - 2023. - №2. - С. 79-92. Б01: 10.55959/М8Ш579-9406-4-2023-63-2-79-92.

26. Левкина, В.В. Сравнение потенциала вторичных и третичных методов воздействия на пласт для получения углеводородов из нефтематеринских пород, обладающих высоким нефтегенерационным потенциалом / В.В. Левкина [и др.] // Георесурсы. - 2019. - №4 (21). -С. 95-102. Б01: 10.18599/^.2019.4.95-102.

27. Литвин, В.Т. Нарушение линейного закона фильтрации нефти в отложениях баженовской свиты / В.Т. Литвин [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2019. - №5. - С. 32-37. Б01: 10.30713/2413-5011-2019-5(329)-32-37.

28. Магадова, Л.А. Особенности взаимодействия растворителей различной полярности и компонентов органического вещества пород баженовской свиты / Л.А. Магадова [и др.] // Труды РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. - 2023. - №2 (311). - С. 143-155. Б01: 10.33285/2073-9028-2023-2(311)-143-155.

29. Михайлов, Н.Н. Внутрипоровые межфазные взаимодействия в коллекторах трудноизвлекаемых запасов нефти. Новые представления / Н.Н. Михайлов //

Нефтепромысловое дело. - 2025. - №3 (675). - C. 16-25.

30. Михайлов, Н.Н. Влияние микроструктуры порового пространства на гидрофобизацию коллекторов нефти и газа / Н.Н. Михайлов [и др.] // Вестник Московского Университета. Серия 4. Геология. - 2016. - №5. - C. 67-75.

31. Михайлов, Н.Н. Связь параметров нелинейной фильтрации в низкопроницаемых коллекторах с фильтрационно-емкостными свойствами / Н.Н. Михайлов, Е.С. Туманова // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2024. - №5 (389). - C. 65-70.

32. Назарова, Л.Н. Разработка нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами / Л.Н. Назарова. - М. : РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2019. - 340 c.

33. Назарова, Л.Н. Комплексная технология воздействия на керогенсодержащие пласты баженовской свиты / Л.Н. Назарова, Д.С. Скоров // Нефтяное хозяйство. - 2020. - №3. - C. 1417. DOI: 10.24887/0028-2448-2020-3-14-17.

34. Немова, В.Д. Ключевые аспекты эффективности технологии извлечения сорбированных углеводородов нефтематеринских пород / В.Д. Немова // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2020. - №1 (15). - C. 1-10. DOI: 10.17353/2070-5379/1_2020.

35. Немова, В.Д. Локализация приточных интервалов баженовской свиты и их емкостное пространство на Средне-Назымском месторождении / В.Д. Немова, И.В. Панченко // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2017. - №1 (12). - C. 1-6. DOI: 10.17353/2070-5379/11_2017.

36. Нестеров, И.И. Нефтегазоносность глинистых пород Западной Сибири / И.И. Нестеров [и др.]. - М. : Недра, 1987. - 256 c.

37. Никитина, Е.А. Экспериментальная оценка количества образующейся нефти при низкотемпературном пиролизе керогенсодержащей породы / Е.А. Никитина [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2017. - №12. - C. 132-134. DOI: 10.24887/0028-2448-2017-12-132-134.

38. Никитина, Е.А. Особенности теплового воздействия на керогенсодержащую породу баженовской свиты / Е.А. Никитина [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2017. - №2. - C. 68-71.

39. Николаева, Т.Н. Выбор флюида для циклической закачки с использованием скважинного нагревателя в верхнеюрские отложения для увеличения нефтеотдачи / Т.Н. Николаева [и др.] // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. - 2022. - №132 (6). - C. 63-68. DOI: 10.33285/1999-6934-2022-6(132)-63-68.

40. Огнева, А.С. Прогноз и борьба с отложением неорганических солей при добыче нефти баженовской свиты Приобского месторождения / А.С. Огнева [и др.] // Нефтегазовое дело. -2020. - №5 (18). - C. 61-71. DOI: 10.17122/ngdelo-2020-5-61-71.

41. Осипов, В.И. Глины и их свойства. Состав, строение и формирование свойств / В.И. Осипов, В Н. Соколов. - М. : ГЕОС, 2013. - 578 с.

42. Попов, Е.Ю. Тепловые свойства пород баженовской свиты / Е.Ю. Попов [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2015. - №10. - С. 32-37.

43. Родькина, И.А. Связанная вода в породах баженовской свиты до и после экстракции углеводородов / И.А. Родькина, Е.С. Казак // Вестник Московского Университета. Серия 4. Геология. - 2022. - №1. - С. 71-78.

44. Спасенных, М.Ю. Исследование кинетики термического преобразования органического вещества нефтегазоматеринских пород: обзор методов и экспериментальные результаты / М.Ю. Спасенных [и др.] // Георесурсы. - 2024. - №4 (26). - С. 3-19. Б01: 10.18599^.2024.4.2.

45. Туманова, Е.С. Дополнение к способу интерпретации результатов лабораторных исследований фильтрации жидкости в низкопроницаемых коллекторах / Е.С. Туманова // Нефтепромысловое дело. - 2021. - №1 (625). - С. 50-54. Б01: 10.33285/0207-2351-2021-1(625)-50-54.

46. Ушакова, А.С. Научно-методические основы и условия применения закачки воздуха в пласт для освоения трудноизвлекаемых запасов : диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук : специальность «2.8.4. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» / А.С. Ушакова. - Москва, 2023. - 298 С.

47. Ушакова, А.С. Особенности взаимодействия взаимных растворителей на низкопроницаемые породы баженовской свиты / А.С. Ушакова [и др.] // Нефтепромысловое дело. - 2024. - №6 (666). - С. 22-30.

48. Хакимова, Л.А. Валидация численной модели процесса закачки воздуха высокого давления на месторождении баженовской свиты на основе результатов физического моделирования / Л.А. Хакимова [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2017. - №4. - С. 85-89. Б01: 10.24887/0028-24482017-4-85-89.

49. Хамидуллин, Р.А. Фильтрационно-емкостные свойства пород баженовской свиты / Р.А. Хамидуллин [и др.] // Вестник Московского Университета. Серия 4. Геология. - 2013. - №5. -С. 57-64.

50. Хлебников, В.Н. Исследование гидротермального воздействия на породу баженовской свиты / В.Н. Хлебников [и др.] // Башкирский химический журнал. - 2011. - №4 (18). - С. 182-187.

51. Шахмаев, А.М. Численная реализация механизма термогазового воздействия на двумерной модели / А.М. Шахмаев [и др.] // Экспозиция Нефть Газ. - 2018. - №1 (61). - С. 39-45.

52. Шотиди, К.Х. Кабельный электрообогрев нефтегазовых скважин как способ борьбы с

парафиновыми отложениями и газовыми гидратами / К.Х. Шотиди, С.В. Красеньков // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. - 2021. - .№5 (125). - C. 65-68. DOI: 10.33285/1999-6934-2021-5(125)-65-68.

53. Щеколдин, К.А. Обоснование технологических режимов термогазового воздействия на залежи баженовской свиты : диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук : специальность «25.00.17» / К.А. Щеколдин. - Москва, 2016. - 105 С.

54. Юдин, В.А. Проблемы в обосновании численных моделей разработки баженовской свиты с закачкой в пласт воздуха / В.А. Юдин. - М. : ФГУ ФНЦ НИИСИ РАН, 2018. - 993 c.

55. Ющенко, Т.С. Идентификация компонентного состава твердой углеводородной фазы в пласте и оценка ее влияния на поведение подвижного флюида баженовской свиты в процессе разработки залежи / Т.С. Ющенко [и др.] // Георесурсы. - 2024. - №1 (26). - C. 78-99. DOI: 10.18599/grs.2024.1.7.

56. Ahmad, K.M. Effects of clay mineral and physico-chemical variables on sandstone rock permeability / K.M. Ahmad [и др.] // Journal of Oil, Gas and Petrochemical Sciences. - 2018. - №1 (1). - C. 1826. DOI: 10.30881/jogps.00006.

57. Ahmed, A.A. Influence of various cation valence, salinity, pH and temperature on bentonite swelling behaviour / A.A. Ahmed [и др.] : материалы AIP Conference Proceedings. - 2016. DOI: 10.1063/1.4965087.

58. Alekseev, A.D. The Differentiated Approach of the Reserves Estimation for Source Rock Formations / A.D. Alekseev [и др.] // Society of Petroleum Engineers : материалы SPE Russian Petroleum Technology Conference and Exhibition. - 2016. - С. 17. DOI: 10.2118/182074-MS.

59. Alekseev, M.V. Mathematical simulation of thermomechanics in an impermeable porous medium / M.V. Alekseev [и др.] // Herald of the Bauman Moscow State Technical University. - 2020. - №4 (91). - C. 4-23. DOI: 10.18698/1812-3368-2020-4-4-23.

60. Alotaibi, F.M. New insights into clay swelling: Supercritical CO2 interaction with montmorillonite / F.M. Alotaibi [и др.] : материалы SPE Improved Oil Recovery Symposium Proceedings. - 2012. -С. 10. DOI: 10.2118/151776-MS.

61. Askarova, A. Unconventional reservoirs: methodological approaches for thermal EOR simulation / A. Askarova [и др.] : материалы SPE/AAPG/SEG Unconventional Resources Technology Conference. - 2020. - С. 12. DOI: 10.15530/urtec-2020-2112.

62. Awadh, S.M. The influence of kaolinite and pH on permeability in the Zubair reservoir in the North Rumaila Oilfield, Southern Iraq / S.M. Awadh [и др.] // Iraqi Journal of Science. - 2014. - №2B (55). - C. 780-789. DOI: 10.3997/2214-4609.201414374.

63. Bai, F. Evaluation of the porous structure of Huadian oil shale during pyrolysis using multiple approaches / F. Bai [и др.] // Fuel. - 2017. - Т. 187. - C. 1-8. DOI: 10.1016/j.fuel.2016.09.012.

64. Bamberger, A. High-pressure phase equilibrium of the ternary system carbon dioxide + water + acetic acid at temperatures from 313 to 353 K / A. Bamberger [и др.] // The Journal of Supercritical Fluids. - 2004. - №1-3 (32). - C. 15-25. DOI: 10.1016/j.supflu.2003.12.014.

65. Beggs, D.H. A study of two-phase flow in inclined pipes / D.H. Beggs, J.P. Brill // Journal of Petroleum Technology. - 1973. - №25 (5). - C. 607-617. DOI: 10.2118/4007-PA.

66. Bell, I.H. Pure and pseudo-pure fluid thermophysical property evaluation and the open-source thermophysical property library CoolProp / I.H. Bell [и др.] // Industrial and Engineering Chemistry Research. - 2014. - №6 (53). - C. 2498-2508. DOI: 10.1021/ie4033999.

67. Bethke, C.M. Geochemical reaction modeling: concepts and applications / C.M. Bethke. - New York : Oxford University Press, 1996. - 397 c. DOI: 10.1093/oso/9780195094756.001.0001.

68. Black, C. The solubility of water in hydrocarbons / C. Black [и др.] // The Journal of Chemical Physics. - 1948. - №5 (16). - C. 537-543. DOI: 10.1063/1.1746932.

69. Bogdanovich, N.N. Mosaic hydrophobization of the surface of organic-mineral matrix from rocks of Bazhenov formation / N.N. Bogdanovich [и др.] // Society of Petroleum Engineers : материалы SPE Russian Petroleum Technology Conference. - 2017. - С. 17. DOI: 10.2118/187873-MS.

70. Bondarenko, T. Evaluation of high-pressure air injection potential for in situ synthetyc oil generation from oil shale: Bazhenov formation : диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук : специальность «Petroleum Engineering» / T. Bondarenko. - Moscow, Russia, 2018. - 244 С.

71. Bondarenko, T. Experimental investigation of thermal decomposition of Bazhenov formation kerogen: mechanism and application for thermal enhanced oil recovery / T. Bondarenko [и др.] // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2017. - Т. 150. - C. 288-296. DOI: 10.1016/j.petrol.2016.12.011.

72. Breman, B.B. Gas-liquid solubilities of carbon monoxide, carbon dioxide, hydrogen, water, 1-alcohols (1 < n < 6), and n-Paraffins (2 < n < 6) in Hexadecane, Octacosane, 1-Hexadecanol, and Tetraethylene Glycol at Pressures up to 5.5 MPa and Temperatures from 293 to 553 / B.B. Breman [и др.] // Journal of Chemical and Engineering Data. - 1994. - №4 (39). - C. 647-666. DOI: 10.1021/je00016a004.

73. Briones, J.A. Ternary phase equilibria for acetic acid-water mixtures with supercritical carbon dioxide / J.A. Briones [и др.] // Fluid Phase Equilibria. - 1987. - Т. 36. - C. 235-246. DOI: 10.1016/0378-3812(87)85026-4.

74. Bullow, M. ePC-SAFT advanced - part I: physical meaning of including a concentration-dependent dielectric constant in the born term and in the Debye-Hückel theory // Fluid Phase Equilibria. - 2021.

- Т. 535. - C. 112967. DOI: 10.1016/j.fluid.2021.112967.

75. Bullow, M. ePC-SAFT advanced - part II: application to salt solubility in ionic and organic solvents and the impact of ion pairing // Fluid Phase Equilibria. - 2021. - Т. 537. - C. 112989. DOI: 10.1016/j .fluid.2021.112989.

76. Burnham, A.K. Global chemical kinetics of fossil fuels / A.K. Burnham. - Livermore, CA, USA : Springer Cham, 2017. - 323 c. DOI: 10.1007/978-3-319-49634-4.

77. Calabrese, C. Extension of vibrating-wire viscometry to electrically conducting fluids and measurements of viscosity and density of brines with dissolved CO2 at reservoir conditions / C. Calabrese [и др.] // Journal of Chemical and Engineering Data. - 2019. - №9 (64). - C. 3831-3847. DOI: 10.1021/acs.jced.9b00248.

78. Camp, D.W. Oil shale heat-capacity relations and heats of pyrolysis and dehydration / D.W. Camp // Lawrence Livermore National Laboratory : материалы Oil Shale Symposium. - 1987. - С. 15.

79. Chorom, M. Dispersion and zeta potential of pure clays as related to net particle charge under varying pH, electrolyte concentration and cation type / M. Chorom, P. Rengasamy // European Journal of Soil Science. - 1995. - №4 (46). - C. 657-665. DOI: 10.1111/j.1365-2389.1995.tb01362.x.

80. CMG Ltd. STARS User's Guide.

81. CMG Ltd. WinProp User's Guide.

82. Coats, K.H. Some observations on field-scale simulation of the in-situ combustion process / K.H. Coats // Society of Petroleum Engineers : материалы SPE Reservoir Simulation Symposium. - 1983.

- С. 10. DOI: 10.2118/12247-MS.

83. Coats, K.H. Effects of grid type and difference scheme on pattern steamflood simulation results / K.H. Coats, A.B. Ramesh // Journal of Petroleum Technology. - 1986. - №5 (38). - C. 557-569. DOI: 10.2118/11079-PA.

84. Compere, F. Transport and retention of clay particles in saturated porous media. Influence of ionic strength and pore velocity / F. Compere [и др.] // Journal of Contaminant Hydrology. - 2001. - №12 (49). - C. 1-21. DOI: 10.1016/S0169-7722(00)00184-4.

85. D' Souza, R. High pressure phase equilibria in the carbon dioxide - n-Hexadecane and carbon dioxide

- water systems / R. D'Souza [и др.] // The Canadian Journal of Chemical Engineering. - 1988. -№2 (66). - C. 319-323. DOI: 10.1002/cjce.5450660221.

86. Dean, D.E. The viscosity of nonpolar gas mixtures at moderate and high pressures / D.E. Dean, L.I. Stiel // AlChe Journal. - 1965. - №3 (11). - C. 526-532. DOI: 10.1002/aic.690110330.

87. DiCarlo, D.A. Three-phase relative permeability of water-wet, oil-wet, and mixed-wet sandpacks / D.A. DiCarlo [и др.] // SPE Journal. - 2000. - №1 (5). - C. 82-91. DOI: 10.2118/60767-PA.

88. Dohrn, R. Experimental measurements of phase equilibria for ternary and quaternary systems of glucose, water, CO2 and ethanol with a novel apparatus / R. Dohrn [и др.] // Fluid Phase Equilibria. - 1993. - Т. 83. - C. 149-158. DOI: 10.1016/0378-3812(93)87017-U.

89. Edwards, T.J. Vapor-liquid equilibria in multicomponent aqueous solutions of volatile weak electrolytes / T.J. Edwards [и др.] // AIChE Journal. - 1978. - №6 (24). - C. 966-976. DOI: 10.1002/aic.690240605.

90. Erofeev, A.A. Simulation of thermal recovery methods for development of the Bazhenov formation / A.A. Erofeev [и др.] // Society of Petroleum Engineers : материалы SPE Russian Petroleum Technology Conference and Exhibition. - 2016. - С. 18. DOI: 10.2118/182131-MS.

91. Eseme, E. Evolution of petrophysical properties of oil shales during high-temperature compaction tests: implications for petroleum expulsion / E. Eseme [и др.] // Marine and Petroleum Geology. -2012. - №1 (31). - C. 110-124. DOI: 10.1016/j.marpetgeo.2011.11.005.

92. Fan, Y. Numerical simulation of the in-situ upgrading of oil shale / Y. Fan [и др.] // SPE Journal. -2010. - №2 (15). - C. 368-381. DOI: 10.2118/118958-PA.

93. Firoozabadi, A. Thermodynamics of hydrocarbon reservoirs / A. Firoozabadi. - New York, USA : McGraw Hill, 1999. - 373 c.

94. Gabova, A. Experimental investigation of the effect of temperature on thermal conductivity of organic-rich shales / A. Gabova [и др.] // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2020. -Т. 193. - C. 107438. DOI: 10.1016/j.petrol.2020.107438.

95. Gao, B. Deposition and mobilization of clay colloids in unsaturated porous media / B. Gao [и др.] // Water Resources Research. - 2004. - №8 (40). - C. 8. DOI: 10.1029/2004WR003189.

96. Garipova, A. Numerical simulation study of huff-n-puff hydrocarbon gas injection parameters for enhanced shale oil recovery / A. Garipova [и др.] // Energies. - 2023. - №3 (16). - C. 1555. DOI: 10.3390/en16031555.

97. Geng, Y. Evolution of pore and fracture structure of oil shale under high temperature and high pressure / Y. Geng [и др.] // Energy & Fuels. - 2017. - №10 (31). - C. 10404-10413. DOI: 10.1021/acs.energyfuels.7b01071.

98. Hale, S. Upscaling calcite dissolution rates in a tight reservoir sandstone / S. Hale [и др.] // Environmental Earth Sciences. - 2022. - №11 (81). - C. 303-322. DOI: 10.1007/s12665-022-10399-5.

99. Hasan, A.R. Heat transfer during two-phase flow in wellbores: part I — formation temperature / A.R.

Hasan, C.S. Kabir // Society of Petroleum Engineers : материалы SPE Annual Technical Conference and Exhibition. - 1991. - С. 10. DOI: 10.2118/22866-MS.

100. Hnedkovsky, L. Volumes of aqueous solutions of CH4, CO2, H2S, and NH3 at temperatures from 298.15 K to 705 K and pressures to 35 MPa / L. Hnedkovsky [и др.] // Journal of Chemical Thermodynamics. - 1996. - №2 (28). - C. 125-142. DOI: 10.1006/jcht.1996.0011.

101. Hou, S.X. Measurement and modeling of the phase behavior of the (carbon dioxide + water) mixture at temperatures from 298.15 K to 448.15 K / S.X. Hou [и др.] // Journal of Supercritical Fluids. -2013. - Т. 73. - C. 87-96. DOI: 10.1016/j.supflu.2012.11.011.

102. Hou, S.X. Phase equilibria of (CO2 + H2O + NaCl) and (CO2 + H2O + KCl): Measurements and modeling / S.X. Hou [и др.] // Journal of Supercritical Fluids. - 2013. - Т. 78. - C. 78-88. DOI: 10.1016/j.supflu.2013.03.022.

103. Jacobs, G.K. The high-temperature heat capacity of natural calcite (CaCO3) / G.K. Jacobs [и др.] // Physics and Chemistry of Minerals. - 1981. - №2 (7). - C. 55-59. DOI: 10.1007/BF00309451.

104. Johnson, K.S. Carbon dioxide hydration and dehydration in sea water / K.S. Johnson // Limnology and Oceanography. - 1982. - №5 (27). - C. 849-855. DOI: 10.4319/lo.1982.27.5.0849.

105. Kaevand, T. Atomistic molecular simulation of thermal volume expansion of Estonian kukersite kerogen / T. Kaevand, U. Lille // Oil shale. - 2005. - №4 (3). - C. 291-303. DOI: 10.3176/oil.2005.3.04.

106. Kang, Z. Thermal cracking and corresponding permeability of Fushun oil shale / Z. Kang [и др.] // Oil shale. - 2011. - №2 (28). - C. 273-283. DOI: 10.3176/oil.2011.2.02.

107. Karimi, S. Capillary pressure measurement using reservoir fluids in a Middle Bakken core / S. Karimi, H. Kazemi // Society of Petroleum Engineers : материалы SPE Western Regional Meeting. - 2015. - С. 20. DOI: 10.2118/174065-MS.

108. Karimi, S. Characterizing pores and pore-scale flow properties in Middle Bakken cores / S. Karimi, H. Kazemi // SPE Journal. - 2018. - №4 (23). - C. 1343-1358. DOI: 10.2118/187076-PA.

109. Karimi, S. Reservoir rock characterization using centrifuge and nuclear magnetic resonance: a laboratory study of Middle Bakken cores / S. Karimi [и др.] // Society of Petroleum Engineers : материалы SPE Annual Technical Conference and Exhibition. - 2015. - С. 19. DOI: 10.2118/175069-MS.

110. Khilar, K.C. The existence of a critical salt concentration for particle release / K.C. Khilar, H.S. Fogler // Journal of Colloid And Interface Science. - 1984. - №1 (101). - C. 214-224. DOI: 10.1016/0021 -9797(84)90021 -3.

111. Kia, S.F. Effect of Salt Composition on Clay Release in Berea Sandstones / S.F. Kia [и др.] // SPE

Production Engineering. - 1987. - №4 (2). - C. 277-283. DOI: 10.2118/15318-PA.

112. Kia, S.F. Effect of pH on colloidally induced fines migration / S.F. Kia [и др.] // Journal of Colloid And Interface Science. - 1987. - №1 (118). - C. 158-168. DOI: 10.1016/0021-9797(87)90444-9.

113. Killough, J.E. Reservoir simulation with history-dependent saturation functions / J.E. Killough // SPE Journal. - 1976. - №1 (16). - C. 37-48. DOI: 10.2118/5106-PA.

114. Konstantinovskaya, E. 3D geomechanics modeling and shale anisotropy for wellbore stability and horizontal well optimization, Middle Nazym field, Western Siberia, Russia / E. Konstantinovskaya [и др.] // Society of Petroleum Engineers : материалы SPE Russian Petroleum Technology Conference and Exhibition. - 2016. - С. 14. DOI: 10.2118/182019-MS.

115. Kontogeorgis, G.M. An equation of state for associating fluids / G.M. Kontogeorgis [и др.] // Industrial & Engineering Chemistry Research. - 1996. - №11 (35). - C. 4310-4318. DOI: 10.1021/ie9600203.

116. Kottsova, A.K. Effect of electrostatic interaction on the retention and remobilization of colloidal particles in porous media / A.K. Kottsova [и др.] // Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects. - 2021. - №617. - C. 12. DOI: 10.1016/j.colsurfa.2021.126371.

117. Lee, K. A comprehensive simulation model of kerogen pyrolysis for the in-situ upgrading of oil shales / K. Lee [и др.] // SPE Journal. - 2016. - №5 (21). - C. 1612-1630. DOI: 10.2118/173299-PA.

118. Leushina, E. The effect of organic matter maturity on kinetics and product distribution during kerogen thermal decomposition: the Bazhenov formation case study / E. Leushina [и др.] // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2021. - Т. 204. - C. 108751. DOI: 10.1016/j.petrol.2021.108751.

119. Lewan, M.D. Generation of oil-like pyrolyzates from organic-rich shales / M.D. Lewan [и др.] // Science. - 1979. - №4383 (203). - C. 897-899. DOI: 10.1126/science.203.4383.897.

120. Lindeloff, N. Phase envelope calculations for hydrocarbon-water mixtures / N. Lindeloff, M.L. Michelse // SPE Journal. - 2003. - №3 (8). - C. 298-303. DOI: 10.2118/85971-PA.

121. Loerting, T. On the surprising kinetic stability of carbonic acid (H2CO3) / T. Loerting [и др.] // Angewandte Chemie - International Edition. - 2000. - №5 (39). - C. 891-894. DOI: 10.1002/(sici)1521-3773(20000303)39:5<891::aid-anie891>3.0.co;2-e.

122. Lopez-Linares, F. Adsorption of virgin and visbroken residue asphaltenes over solid surfaces. 1. Kaolin, smectite clay minerals, and Athabasca siltstone / F. Lopez-Linares [и др.] // Energy & Fuels. - 2009. - №4 (23). - C. 1901-1908. DOI: 10.1021/ef8009102.

123. Loucks, R.G. Morphology, genesis, and distribution of nanometer-scale pores in siliceous mudstones

of the Mississippian Barnett shale / R.G. Loucks [и др.] // Journal of Sedimentary Research. - 2009.

- №12 (79). - C. 848-861. DOI: 10.2110/jsr.2009.092.

124. Luong, D. Subcritical water extraction of organic matter from sedimentary rocks / D. Luong [и др.] // Analytica Chimica Acta. - 2015. - Т. 879. - C. 48-57. DOI: 10.1016/j.aca.2015.04.027.

125. Maglevannaia, P.S. Analysis of geochemical trends for the Bazhenov oil shale formation based on pyrolysis data / P.S. Maglevannaia [и др.] : материалы 29th International meeting on organic geochemistry. - 2019. - С. 2. DOI: 10.3997/2214-4609.201902830.

126. Magzoub, M.I. An investigation of the swelling kinetics of bentonite systems using particle size analysis / M.I. Magzoub [и др.] // Journal of Dispersion Science and Technology. - 2019. - №6 (41).

- C. 817-827. DOI: 10.1080/01932691.2019.1612758.

127. Marziano, N.C. The problem of acidity in concentrated aqueous solutions of sulfuric acid / N.C. Marziano [и др.] // Journal of the Chemical Society, Perkin Transactions 2. - 1998. - №11. - C. 2535-2540. DOI: 10.1039/a803473g.

128. McBride-Wright, M. Viscosity and density of aqueous solutions of carbon dioxide at temperatures from (274 to 449) K and at pressures up to 100 MPa / M. McBride-Wright [и др.] // Journal of Chemical and Engineering Data. - 2015. - №1 (60). - C. 171-180. DOI: 10.1021/je5009125.

129. Merill, R.K. Source and migration processes and evaluation techniques / R.K. Merill. - Tulsa, Oklahoma, USA : The American Association of Petroleum Geologists, 1991. - 213 c.

130. Mohan, K.K. Effect of pH and layer charge on formation damage in porous media containing swelling clays / K.K. Mohan, H.S. Fogler // Langmuir. - 1997. - №10 (13). - C. 2863-2872. DOI: 10.1021/la960868w.

131. Montes-H, G. Swelling-shrinkage measurements of bentonite using coupled environmental scanning electron microscopy and digital image analysis / G. Montes-H // Journal of Colloid and Interface Science. - 2005. - №1 (284). - C. 271-277. DOI: 10.1016/j.jcis.2004.09.025.

132. Mukhina, E. Hydrocarbon saturation for an unconventional reservoir in details / E. Mukhina [и др.] // Society of Petroleum Engineers : материалы SPE Russian Petroleum Technology Conference. -2019. - С. 19. DOI: 10.2118/196743-MS.

133. Mukhina, E. Enhanced oil recovery method selection for shale oil based on numerical simulations / E. Mukhina [и др.] // ACS Omega. - 2021. - №37 (6). - C. 23731-23741. DOI: 10.1021/acsomega.1c01779.

134. Müller, G. Das Dampf-Flüssigkeitsgleichgewicht des ternären Systems Ammoniak-KohlendioxidWasser bei hohen Wassergehalten im Bereich zwischen 373 und 473 Kelvin / G. Müller [и др.] // Berichte der Bunsengesellschaft für physikalische Chemie. - 1988. - №2 (92). - C. 148-160. DOI:

10.1002/bbpc.198800036.

135. Mungan, N. Permeability Reduction Through Changes in pH and Salinity / N. Mungan // Journal of Petroleum Technology. - 1965. - №12 (17). - C. 1449-1453. DOI: 10.2118/1283-PA.

136. Musharova, D.A. Detrimental effect of temperature on fines migration in sandstone formations / D.A. Musharova [и др.] : материалы SPE International Symposium on Formation Damage Control. -2012. - С. 22. DOI: 10.2118/150953-MS.

137. Nederstigt, P. Generalised isentropic relations in thermodynamics / P. Nederstigt, R. Pecnik // Energies. - 2023. - №5 (16). - C. 2281. DOI: 10.3390/en16052281.

138. Nghiem, L.X. Computation of multiphase equilibrium phenomena with an equation of state / L.X. Nghiem, Y.K. Li // Fluid Phase Equilibria. - 1984. - №1 (17). - C. 77-95. DOI: 10.1016/0378-3812(84)80013-8.

139. Nghiem, L.X. Application of the tangent plane criterion to saturation pressure and temperature computations / L.X. Nghiem [и др.] // Fluid Phase Equilibria. - 1985. - №1-2 (21). - C. 39-60. DOI: 10.1016/0378-3812(85)90059-7.

140. Nichita, D.V. A rapid and robust method for solving the Rachford-Rice equation using convex transformations / D.V. Nichita, C.F. Leibovici // Fluid Phase Equilibria. - 2013. - Т. 353. - C. 3849. DOI: 10.1016/j.fluid.2013.05.030.

141. Nichita, D.V. Rapid and robust resolution of Underwood equations using convex transformations / D.V. Nichita, C.F. Leibovici // Computers & Chemical Engineering. - 2014. - Т. 71. - C. 574-590. DOI: 10.1016/j.compchemeng.2014.10.006.

142. Nichita, D.V. Improved solution windows for the resolution of the Rachford-Rice equation / D.V. Nichita, C.F. Leibovici // Fluid Phase Equilibria. - 2017. - Т. 452. - C. 69-73. DOI: 10.1016/j.fluid.2017.08.020.

143. Norrish, K. The swelling of montmorillonite / K. Norrish // Discussions of the Faraday Society. -1954. - Т. 18. - C. 120-134. DOI: 10.1039/DF9541800120.

144. Ogunsola, O.I. Oil shale: a solution to the liquid fuel dilemma / O.I. Ogunsola [и др.]. - Washington, D C., USA : American Chemical Society (ACS), 2010. - 407 c. DOI: 10.1021/bk-2010-1032.

145. Omar, M. Modification of the swelling characteristics and phosphorus retention of bentonite clay using alum / M. Omar [и др.] // Soils and Foundations. - 2016. - №5 (56). - C. 861-868. DOI: 10.1016/j.sandf.2016.08.010.

146. Onal, M. Swelling and cation exchange capacity relationship for the samples obtained from a bentonite by acid activations and heat treatments / M. Onal // Applied Clay Science. - 2007. - №12 (37). - C. 74-80. DOI: 10.1016/j.clay.2006.12.004.

147. Park, W.C. Cation exchange capacities, swelling and solubility of clay minerals in acidic conditions: a literature review / W.C. Park // Economic and Environmental Geology. - 1979. - №1. - C. 41-49.

148. Pelet, R. Nouvelles données sur les mécanismes de genèse et de migration du pétrole dimulation mathématique et spplication à la prospection / R. Pelet, T. Tissot : материалы 8th World Petroleum Congress. - 1971. - С. 35-46.

149. Peng, D.Y. A new two-constant equation of state / D.Y. Peng, D.B. Robinson // Industrial & Engineering Chemistry Fundamentals. - 1976. - №1 (15). - C. 59-64. DOI: 10.1021/i160057a011.

150. Penny, S. Field case studies of downhole electric heating in two horizontal Alberta heavy oil wells / S. Penny [и др.] // Society of Petroleum Engineers : материалы SPE Annual Technical Conference and Exhibition. - 2019. - С. 19. DOI: 10.2118/196187-MS.

151. Peters, M.S. Plant design and economics for chemical engineers / M.S. Peters, K.D. Timmerhaus. -New York, USA : McGraw-Hill, 1991. - 910 c.

152. Pinsent, B.R.W. The kinetics of combination of carbon dioxide with water and hydroxide ions /

B.R.W. Pinsent, F.J.W. Roughton // Transactions of the Faraday Society. - 1951. - №1 (47). - C. 263-269. DOI: 10.1039/TF9514700263.

153. Popov, E. Experimental and computational complex for determination of the effectiveness of cyclic carbon dioxide injection for tight oil reservoirs / E. Popov [и др.] // Society of Petroleum Engineers : материалы SPE Russian Petroleum Technology Conference and Exhibition. - 2016. - С. 20. DOI: 10.2118/181918-MS.

154. Qian, J.W. Predicting the phase equilibria, critical phenomena, and mixing enthalpies of binary aqueous systems containing alkanes, cycloalkanes, aromatics, alkenes, and gases (N2, CO2, H2S, H2) with the PPR78 equation of state / J.W. Qian [и др.] // Industrial and Engineering Chemistry Research. - 2013. - №46 (52). - C. 16457-16490. DOI: 10.1021/ie402541h.

155. Rama Vara Prasad, C. Swelling characteristics of soils subjected to acid contamination / C. Rama Vara Prasad [и др.] // Soils and Foundations. - 2018. - №1 (58). - C. 110-121. DOI: 10.1016/j.sandf.2017.11.005.

156. Rasulov, A.R. Liquid-liquid and liquid-vapor phase equilibria in stratifying binary system n-hexane-water / A.R. Rasulov, S.M. Rasulov // Russian Journal of Applied Chemistry. - 2001. - №12 (74). -

C. 1937-1941. DOI: 10.1023/A:1015522202407.

157. Read, A.J. The first ionization constant of carbonic acid from 25 to 250°C and to 2000 bar / A.J. Read // Journal of Solution Chemistry. - 1975. - №1 (4). - C. 53-70. DOI: 10.1007/BF00646052.

158. Sako, T. Phase equilibrium study of extraction and concentration of furfural produced in reactor using supercritical carbon dioxide / T. Sako [и др.] // Journal of Chemical Engineering of Japan. - 1991. -

№4 (24). - C. 449-455. DOI: 10.1252/jcej.24.449.

159. Sanderson, R.V. Simultaneous chemical and phase equilibrium calculation / R.V. Sanderson, H.H.Y. Chien // Industrial & Engineering Chemistry Process Design and Development. - 1973. - №1 (12). - C. 81-85. DOI: 10.1021/i260045a016.

160. Shakirov, A. Rock thermal properties from well-logging data accounting for thermal anisotropy / A. Shakirov [и др.] // Geothermics. - 2021. - Т. 92. - C. 102059. DOI: 10.1016/j.geothermics.2021.102059.

161. Shinta, A.A. Predicting phase behavior of water/reservoir-crude systems with the association concept / A.A. Shinta, A. Firoozabadi // SPE Reservoir Engineering. - 1997. - №2 (12). - C. 131-137. DOI: 10.2118/27872-PA.

162. Skauge, A. Specific heats of clay minerals: Sodium and calcium kaolinites, sodium and calcium montmorillonites, illite, and attapulgite / A. Skauge [и др.] // Thermochimica Acta. - 1983. - №1-2 (61). - C. 139-145. DOI: 10.1016/0040-6031(83)80310-4.

163. Skorov, D.S. Numerical simulation study of the influence of technogenic processes on the Bazhenov formation development / D.S. Skorov, P.V. Pyatibratov // SOCAR Proceedings. - 2024. - №3. - C. 47-60. DOI: 10.5510/OGP20240300992.

164. Soli, A.L. CO2 system hydration and dehydration kinetics and the equilibrium CO2/H2CO3 ratio in aqueous NaCl solution / A.L. Soli, R.H. Byrne // Marine Chemistry. - 2002. - №2-3 (78). - C. 6573. DOI: 10.1016/S0304-4203(02)00010-5.

165. Somerton, W.H. Thermal expansion of fluid saturated rocks under stress / W.H. Somerton [и др.] // SPWLA : материалы SPWLA 22nd Annual Logging Symposium. - 1981. - С. 8.

166. Sondergeld, C.H. Micro-structural studies of gas shales / C.H. Sondergeld [и др.] // Society of Petroleum Engineers : материалы SPE Unconventional Gas Conference. - 2010. - С. 17. DOI: 10.2118/131771-MS.

167. Srinivasan, V. An investigation on the influence of thermal damage on the physical, mechanical and acoustic behavior of Indian Gondwana shale / V. Srinivasan [и др.] // Rock Mechanics and Rock Engineering. - 2020. - Т. 53. - C. 2865-2885. DOI: 10.1007/s00603-020-02087-2.

168. Stateva, R.P. Phase equilibrium calculations for chemically reacting systems / R.P. Stateva, W.A. Wakeham // Industrial & Engineering Chemistry Research. - 1997. - №12 (36). - C. 5474-5482. DOI: 10.1021/ie9702643.

169. Subbotina, M. Evolution of reservoir properties of oil shale rocks under hydro-thermal treatment: Investigations from micro- to macro-scale / M. Subbotina [и др.] // Geoenergy Science and Engineering. - 2023. - Т. 228. - C. 211972. DOI: 10.1016/j.geoen.2023.211972.

170. Takenouchi, S. The binary system H2O-CO2 at high temperatures and pressures / S. Takenouchi, G.C. Kennedy // American Journal of Science. - 1964. - №9 (262). - C. 1055-1074. DOI: 10.2475/ajs.262.9.1055.

171. Talman, S.J. Dissolution kinetics of calcite in the H2O-CO2 system along the steam saturation curve to 210°C / S.J. Talman [и др.] // Fluid-Mineral Interactions: A Tribute to H. P. Eugster. - 1990. -№2. - C. 41-55.

172. Todheide, K. Das zweiphasengebiet und die kritische kurve im system kohlendioxid-wasser bis zu drucken von 3500 bar / K. Todheide, E.U. Franck // Zeitschrift fur Physikalische Chemie. - 1963. -№5-6 (37). - C. 387-401. DOI: 10.1524/zpch.1963.37.5_6.387.

173. Turakhanov, A. Investigation of hot water injection potential to enhance oil recovery from unconventional reservoirs: advanced experimnetal designs and physicochemical insights : диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук : специальность «Petroleum Engineering» / A. Turakhanov. - Moscow, Russia, 2024. - 125 С.

174. Turakhanov, A. Cyclic subcritical water injection into Bazhenov oil shale: geochemical and petrophysical properties evolution due to hydrothermal exposure / A. Turakhanov [и др.] // Energies. - 2021. - №15 (14). - C. 16. DOI: 10.3390/en14154570.

175. Uematsu, M. Static dielectric constant of water and steam / M. Uematsu, E.U. Franck // Journal of Physical and Chemical Reference Data. - 1980. - №4 (9). - C. 1291-1306. DOI: 10.1063/1.555632.

176. Vaidya, R.N. Fines migration and formation damage. Influence of pH and ion exchange / R.N. Vaidya, H.S. Fogler // SPE Production Engineering. - 1990. - №04 (7). - C. 325-330. DOI: 10.2118/19413-pa.

177. Valtz, A. Vapour-liquid equilibria in the carbon dioxide - water system, measurement and modelling from 278.2 to 318.2 K / A. Valtz [и др.] // Fluid Phase Equilibria. - 2004. - Т. 226. - C. 333-344. DOI: 10.1016/j.fluid.2004.10.013.

178. Varfolomeev, D.F. Determination of heat capacity of petroleum cokes at elevated temperatures / D.F. Varfolomeev [и др.] // Chemistry and Technology of Fuels and Oils. - 1986. - №6 (22). - C. 308310. DOI: 10.1007/BF00719563.

179. Vermylen, J.P. Geomechanical studies of the Barnett shale, Texas, USA : диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук : специальность «Geophysics» / J.P. Vermylen. -Stanford, California, USA, 2011. - 143 С.

180. Vernick, L. Hydrocarbon-generation-induced microcracking of source rocks / L. Vernick // Geophysics. - 1994. - №4 (59). - C. 500-684. DOI: 10.1190/1.1443616.

181. Vinsome, P.K.W. A simple method for predicting cap and base rock heat losses in thermal reservoir

simulators / P.K.W. Vinsome, J. Westerveld // Journal of Canadian Petroleum Technology. - 1980.

- №3 (19). - C. 4. DOI: 10.2118/80-03-04.

182. Walls, J.D. Effects on pore pressure, confinig pressure and partial saturation on permeability of sandstones : диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук : специальность «Geophysics» / J.D. Walls. - Stanford, California, USA, 1982. - 116 С.

183. Wang, F.P. Pore networks and fluid flow in gas shales / F.P. Wang [и др.] // Society of Petroleum Engineers : материалы SPE Annual Technical Conference and Exhibition. - 2009. - С. 8. DOI: 10.2118/124253-MS.

184. Wang, L. Clay stabilization in sandstone reservoirs and the perspectives for shale reservoirs / L. Wang // Advances in Colloid and Interface Science. - 2020. - Т. 276. - C. 58. DOI: 10.1016/j.cis.2019.102087.

185. Wang, L. Experimental study on the effects of steam temperature on the pore-fracture evolution of oil shale exposed to the convection heating / L. Wang [и др.] // Journal of Analytical and Applied Pyrolysis. - 2022. - Т. 164. - C. 105533. DOI: 10.1016/j.jaap.2022.105533.

186. Wang, X. Comprehensive study of the hydration and dehydration reactions of carbon dioxide in aqueous solution / X. Wang [и др.] // Journal of Physical Chemistry A. - 2010. - №4 (114). - C. 1734-1740. DOI: 10.1021/jp909019u.

187. Welch, M.J. Tracer studies with radioactive oxygen-15. Exchange between carbon dioxide and water / M.J. Welch [и др.] // Journal of Physical Chemistry. - 1969. - №10 (73). - C. 3351-3356. DOI: 10.1021/j 100844a033.

188. Whitson, C.H. Peng-Robinson predictions for hydrocarbons, CO2, N2, H2S with pure water and NaCl brine / C.H. Whitson, I. Soreide // Fluid Phase Equilibria. - 1992. - Т. 77. - C. 217-240. DOI: 10.1016/0378-3812(92)85105-H.

189. Wiebe, R. Vapor phase composition of carbon dioxide-water mixtures at various temperatures and at pressures to 700 atmospheres / R. Wiebe, V.L. Gaddy // Journal of the American Chemical Society.

- 1941. - №2 (63). - C. 475-477. DOI: 10.1021/ja01847a030.

190. Wu, Y. The effects of pressure and hydrocarbon expulsion on hydrocarbon generation during hydrous pyrolysis of type-I kerogen in source rock / Y. Wu [и др.] // Journal of Natural Gas Science and Engineering. - 2016. - Т. 34. - C. 1215-1224. DOI: 10.1016/j.jngse.2016.08.017.

191. Xiao, W. An algorithm for simultaneous chemical and phase equilibrium calculation / W. Xiao [и др.] // AlChe Journal. - 1989. - №11 (35). - C. 1813-1820. DOI: 10.1002/aic.690351107.

192. Xiaoyan, W. Application and exploration of early in-situ combustion huff-and-puff technology in a deep undisturbed reservoir with extra heavy oil / W. Xiaoyan [и др.] // SPE Reservoir Evaluation and

Engineering. - 2021. - №3 (24). - C. 662-674. DOI: 10.2118/205391-PA.

193. Yang, L. Evolution of the oil shale permeability under real-time high-temperature triaxial stress in the Jimusar Area, Xinjiang / L. Yang, P. Li // Geofluids. - 2021. - №1 (2021). - C. 7068973. DOI: 10.1155/2021/7068973.

194. Yassin, M.R. A theory for relative permeability of unconventional rocks with dual-wettability pore network / M.R. Yassin [h gp.] // SPE Journal. - 2016. - №6 (21). - C. 1970-1980. DOI: 10.2118/178549-PA.

195. Yunusov, T.I. Experimental setup for evaluating rock volume alteration and its application for studying shale rock swelling in various fluids / T.I. Yunusov [h gp.] // Minerals. - 2022. - №6 (12). - C. 714. DOI: 10.3390/min12060714.

196. Yusupov, R. Modeling steam flow in an injection tubing and analysis of flow regimes for high pressure-high temperature initial parameters / R. Yusupov [h gp.] // Chemical Engineering and Processing - Process Intensification. - 2020. - T. 158. - C. 108168. DOI: 10.1016/j.cep.2020.108168.

197. Yusupov, R. Supercritical water injection into unconventional reservoirs: A comprehensive flow model of an injection well connected to a reservoir / R. Yusupov [h gp.] // Canadian Journal of Chemical Engineering. - 2025. - №1. - C. 1-19. DOI: 10.1002/cjce.25630.

198. Zhang, Y. Evolution law of porosity and permeability in in-situ pyrolysis zone of oil shale / Y. Zhang [h gp.] // International Journal of Heat and Technology. - 2023. - №1 (41). - C. 224-230. DOI: 10.18280/ijht.410124.

199. Zhao, J. Permeability of oil shale under in situ conditions: Fushun oil shale (China) experimental case study / J. Zhao, Z. Kang // Natural Resources Research. - 2020. - №1 (30). - C. 753-763. DOI: 10.1007/s11053-020-09717-0.

200. Zhou, H. The importance of water-hydrocarbon phase equilibria during reservoir production and drilling operations / H. Zhou [h gp.] // Oil & Gas Science Technology. - 1998. - №3 (53). - C. 283302. DOI: 10.2516/ogst:1998025.

201. Zhou, Z. Clay swelling diagrams: their applications in formation damage control / Z. Zhou [h gp.] // SPE Journal. - 1997. - №02 (2). - C. 99-106. DOI: 10.2118/31123-PA.

202. Zoback, M.D. Permeability and effective stress / M.D. Zoback, J.D. Byerlee // AAPG Bulletin. -1975. - №1 (59). - C. 154-158. DOI: 10.1306/83D91C40-16C7-11D7-8645000102C1865D.