Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru

Экспериментальное исследование мобилизации остаточной нефти при заводнении карбонатных коллекторов

Вопреки устоявшимся представлениям, остаточная нефтенасыщенность (ОНН) объектов не относится к числу неизменных величин, а представляет собой сложную динамическую систему, которая зависит как от характеристик коллектора, так и от параметров заводнения.

Проведение комплексных лабораторных исследований по мобилизации остаточной нефти на образцах пород, отобранных из разрабатываемых заводненных пластов карбонатных коллекторов, позволит повысить достоверность распределения остаточных запасов нефти по залежам, что в свою очередь обеспечит корректное определение коэффициента извлечения нефти (КИН) и оптимальный выбор технических решений для разработки месторождения.

24.09.2017 Инженерная практика №06/2017
Мелехин Сергей Викторович Начальник Отдела физико-гидродинамических исследований Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми
Михайлов Николай Нилович Профессор кафедры РиЭНМ РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, д.т.н.

Низкий уровень нефтеотдачи при заводнении обуславливает наличие колоссальных запасов остаточной нефти в заводненных пластах. Эти запасы относятся к категории трудноизвлекаемых (ТИЗ) и, согласно устоявшимся представлениям, их эффективное извлечение возможно лишь с использованием технологий повышения нефтеотдачи, основанных на физических, химических, тепловых и других активных видах воздействия на остаточную нефть в заводненных пластах [1]. Однако реализация этих технологий требует значительных материальных затрат, а их эффективность зависит от большого количества геолого-промысловых параметров, информация о которых, как правило, отсутствует. Соответственно, необходимым условием доизвлечения остаточной нефти служит выявление технологических возможностей заводнения.

Эффективное решение проблемы доизвлечения остаточной нефти наталкивается на трудности, связанные с традиционными представлениями об ОНН как об одном из петрофизических свойств, присущих коллектору. Традиционный подход обусловил петрофизическую направленность при оценке и использовании данных об ОНН. Согласно используемому в промышленности общепринятому стандарту (ОСТ 39-19586), ОНН определяется при фиксированных условиях вытеснения и считается неизменной величиной для определенных значений фильтрационно-емкостных свойств (ФЭС) пласта-коллектора. Для неоднородных по ФЭС пластов строятся петрофизические связи между ОНН и ФЭС пласта. Принято считать, что в определенном диапазоне ФЭС ОНН не зависит от физико-технологических условий вытеснения и не может быть изменена посредством новых технологических решений по заводнению.

В то же время результаты многих лет работы специалистов Отдела физико-гидродинамических исследований  филиала  ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми и РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина свидетельствуют о том, что ОНН представляет собой сложную динамическую систему, в которой выделяется как условно-подвижная компонента, так и прочно связанная часть остаточной нефти [3, 5, 8]. Если величина прочно связанной части ОНН действительно контролируется ФЭС и поверхностными свойствами пласта, то величина условно подвижной остаточной нефти определяется не только ФЭС пласта, но и условиями вытеснения нефти (скорость вытеснения, соотношение вязкостей нефти и воды, поверхностное натяжение на границе раздела фаз и др.) [3, 5]. Учет структуры ОНН показал, что при неизменных ФЭС пласта значения ОНН могут меняться на десятки процентов [3]. Изменение условий вытеснения в процессе заводнения пластов формирует неоднородное поле ОНН, которое реагирует на технологические параметры вытеснения нефти водой [4].

Как показали недавние исследования, учет структуры и подвижности остаточной нефти позволяет поновому подойти к проблемам доизвлечения остаточных запасов и оценить эффективность технологий доизвлечения [11, 12].

Для решения задач доизвлечения остаточной нефти необходимы надежные лабораторные экспериментальные данные о структуре и подвижности остаточной нефти при изменяющихся условиях вытеснения, характерных для реальных пластовых условий.

СТРУКТУРА И ПОДВИЖНОСТЬ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТИ

Согласно описанным в литературе [7, 13-29] экспериментам, при малых скоростях вытеснения, близких к скорости капиллярной пропитки, формируются максимально возможные значения ОНН. По мере роста скорости вытеснения достигнутые при пропитке высокие значения ОНН остаются практически не измененными, однако при достижении некоторой критической скорости вытеснения ОНН начинает снижаться вследствие перехода от капиллярного режима вытеснения остаточного объема нефти к капиллярно-напорному.

Таким образом, критическое значение скорости вытеснения можно рассматривать как порог мобилизации остаточной нефти. Уменьшение ОНН происходит до значений второй критической скорости, отделяющей капиллярно-напорный режим вытеснения ОН от автомодельного режима [3, 5].

Второе значение критической скорости можно рассматривать как порог вытеснения ОН, характеризующий полное вытеснение условно подвижной составляющей ОНН. Дальнейший рост скорости вытеснения не вызывает изменения ОНН, так как последняя представлена уже только прочно связанной частью остаточной нефти. Этот режим в соответствии с исследованиями Д.А. Эфроса назван автомодельным [3].

КАПИЛЛЯРНО-НАПОРНОЕ РАВНОВЕСИЕ

Для обобщения результатов экспериментов в работах [3, 6] мы предложили рассматривать не значение скорости вытеснения, а отношение гидродинамического перепада давления к капиллярному. При капиллярном режиме гидродинамическим перепадом в характерной области защемленных глобул остаточной нефти можно пренебречь и считать, что глобулы капиллярно-защемленной нефти формируются исключительно за счет капиллярных сил [3].

При капиллярно-напорном режиме наблюдается равновесие – гидродинамический перепад давления равен капиллярному перепаду, удерживающему в неподвижном состоянии глобулу нефти. В автомодельном режиме доминируют напорные гидродинамические силы, а капиллярным перепадом давления можно пренебречь. Исходя из условия капиллярно-напорного равновесия, мы получили соотношение, связывающее значение коэффициента остаточного нефтенасыщения (Кно) со значениями обобщенного капиллярного числа (П).

где П – безразмерный комплекс, характеризующий соотношение напорных и капиллярных сил; С и f – коэффициенты, зависящие от структуры порового пространства; Кво – коэффициент остаточного водонасыщения. Для гидрофильных пластов, пренебрегая эффектами структуры порового пространства, можно получить упрощенное выражение для отношений гидродинамического перепада давления к капиллярному в виде стандартной формы безразмерного капиллярного числа (Nc).

где ѵ и μ – скорость вытеснения и вязкость вытесняющего агента; Ϭ – межфазное натяжение на границе нефть – вытесняющий агент. Nc1 и Nc2 – критические значения капиллярного числа, соответствующие порогу мобилизации и порогу вытеснения.

АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ПРОВЕДЕННЫХ ЭКСПЕРИМЕНТОВ

Зарубежные исследователи провели целую серию экспериментальных работ, направленных на изучение подвижности остаточной нефти. В соответствии с принятыми за рубежом стандартами исследования проводились на образцах, отобранных из поверхностных отложений песчаников Berea и Fountainbleau, а также на искусственных пористых средах. Методика проведения экспериментов описана в работах [13, 27, 29].

Исследования выявили единый вид зависимости ОНН от капиллярного числа. При вытеснении нефти с низкими значениями капиллярного числа (Nc~10-7) соответствующими условиями, близкими к капиллярной пропитке в исследуемых образцах, формируется капиллярно-защемленная остаточная нефть (ОН). Процесс формирования капиллярно-защемленной ОН завершается при пропускании через образец 1-1,5 поровых объемов вытесняющего агента.

При дальнейшем росте значений капиллярного числа (от 10-7 до 10-5) значения ОНН остаются практически постоянными. Но после достижения порога мобилизации ОНН начинает резко уменьшаться. При дальнейшем росте значений капиллярного числа величина ОНН стремится к нулю.

Такое поведение зависимости ОНН от капиллярного числа связано со спецификой проведения экспериментов – отсутствием прочно связанной компоненты остаточной нефти. В отдельных работах учет прочно связанной остаточной нефти позволил обосновать наличие порога вытеснения, после достижения которого зависимость ОНН от капиллярного числа исчезает, а ОНН начинает характеризоваться минимальными величинами, соответствующими доле прочно связанной остаточной нефти в объеме порового пространства коллектора.

ОБОСНОВАНИЕ ПОСТАНОВКИ ЭКСПЕРИМЕНТОВ

Описанные в литературе эксперименты по изучению подвижности остаточной нефти проводились на керновом материале, отобранном из открытых карьеров Berea или Fountainbleau. Эти коллекторы характеризуются простым структурно-минералогическим составом и гидрофильным типом смачиваемости.

Конечно, неглубоко залегающие отложения не могут служить адекватной моделью нефтяного пласта, так как физико-геологические условия их формирования отличаются от условий реальных нефтенасыщенных пластов. Однако в настоящее время особенности строения и свойства модельных кернов из вышеназванных отложений достаточно хорошо изучены, и это позволяет проводить сравнительный анализ различных технологий повышения нефтеотдачи пластов и формировать базу данных проведенных экспериментов.

В то же время для понимания специфических механизмов формирования и выявления закономерностей мобилизации остаточной нефти в сложнопостроенных карбонатных коллекторах необходим учет природных особенностей их внутрипоровой структуры и избирательного характера смачиваемости.

ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТОВ ИССЛЕДОВАНИЯ

В качестве объекта исследования были выбраны образцы керна сложнопостроенных карбонатных коллекторов отложений Plas+s Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (табл. 1).

Таблица 1. Характеристика образцов керна сложнопостроенных карбонатных коллекторов отложений Plas+s Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции
Таблица 1. Характеристика образцов керна сложнопостроенных карбонатных коллекторов отложений Plas+s Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции

Образцы находились в пластовых термобарических условиях. В качестве модели нефти использовалась изовискозная модель со свойствами и компонентным составом, соответствующим пластовой нефти. В качестве модели пластовой воды использовался водный раствор NaCl с минерализацией 180 г/л. Фильтрационные исследования проводились на установке УИК-4, позволяющей проводить эксперименты по моделированию многофазной фильтрации в условиях, моделирующих пластовые.

МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ ЭКСПЕРИМЕНТОВ

Итак, стандартная методика проведения экспериментов по вытеснению не позволяет изучать зависимость ОНН от условий вытеснения (капиллярного числа) и рассматривает ОНН как фиксированные свойства коллектора. Для решения поставленной задачи мы использовали оригинальную экспериментальную процедуру.

Во-первых, на образцах керна с адекватной остаточной водонасыщенностью был реализован процесс капиллярной пропитки путем погружения нефтенасыщенных образцов в емкость с моделью пластовой воды. Определялась динамика насыщения путем периодического взвешивания образца. Капиллярное вытеснение проводилось при пластовой температуре до стабилизации гидростатического веса (отсутствие измеряемых изменений в течение 24 часов), после чего определяли значение ОНН при пропитке.

Во-вторых, после капиллярной пропитки образец керна помещался в кернодержатель фильтрационной установки. Мы создавали термобарические условия, соответствующие пластовым, и выдерживали для стабилизации свойств системы порода-флюид. Далее проводили вытеснение нефти водой при различных скоростях фильтрации, начиная с наименьшей. Вытеснение на каждой ступени продолжали до момента стабилизации перепада давления и отсутствия нефти в выходящей жидкости. На каждой ступени определялся объем вышедшей нефти и рассчитывалась остаточная нефтенасыщенность.

Увеличение скорости вытеснения проводилось до выхода на автомодельный режим и достижения минимальных значений прочно связанной ОНН.

В-третьих, после определения остаточной нефтенасыщенности при максимальной скорости вытеснения определялся показатель смачиваемости методом капиллярного впитывания и центрифугирования (ОСТ 39-180-85).

РЕЗУЛЬТАТЫ ЭКСПЕРИМЕНТОВ

В результате проведенных экспериментов были получены зависимости ОНН от капиллярного числа. Для удобства обработки экспериментальных данных и повышения надежности их интерпретации вместо коэффициента ОНН (Кно) использовалось дополнительное к нему значение водонасыщенности полностью промытого керна, содержащего остаточную нефть (Квпп).

Для капиллярно-напорного режима соотношение (3) может быть представлено в следующем виде:

где A и α – безразмерные параметры экспериментальной зависимости.

Результаты обработки экспериментальных данных на рис. 1 представлены в виде зависимости водонасыщенности промытой зоны от числа капиллярности, где выделяются все три режима образования остаточной нефти и соответствующие им значения ОНН. Капиллярный режим характеризуется максимальными значениями ОНН (минимальные значения Квпп).

Используя соотношение (4), определяем характеристики капиллярно-напорного режима образования ОНН. В двойном логарифмическом масштабе получаем прямолинейную зависимость, что позволяет определить значения параметров A и α в уравнении (4). Экстраполяция полученной зависимости до пересечения с минимальными значениями Квпп при капиллярном режиме позволяет определить порог мобилизации.

Экстраполяция до пересечения с максимальными значениями Квпп при автомодельном режиме образования ОН позволяет определить порог вытеснения ОН.

Рис. 1. Экспериментальные данные зависимости водонасыщенности промытой зоны от капиллярного числа (Nc)
Рис. 1. Экспериментальные данные зависимости водонасыщенности промытой зоны от капиллярного числа (Nc)
Рис. 2. Зависимости критических значений капиллярных чисел от параметров керна
Рис. 2. Зависимости критических значений капиллярных чисел от параметров керна

ПОРОГ МОБИЛИЗАЦИИ

Порог мобилизации остаточной нефти характеризует переход от капиллярного режима вытеснения ОН к капиллярно-напорному и определяется исходя из экспериментальной зависимости водонасыщения полностью промытой зоны от значений капиллярного числа (Nc). Как следует из зависимостей (рис. 1), для образцов с разными ФЭС и показателями смачиваемости критические значения капиллярного числа различны. Этот результат отличается от описанных в литературе экспериментов с устойчивыми значениями порога мобилизации.

Для выявления влияния свойств исследуемых кернов на порог мобилизации (Nc1) были проведены его сопоставления со свойствами исследуемых коллекторов (рис. 2). Сопоставительный анализ показал, что для исследуемой коллекции образцов порог мобилизации меняется в диапазоне значений Nc1 от 10-8 до 10-7. При этом наблюдаются связи со значениями смачиваемости, открытой пористости, абсолютной проницаемости и остаточной водонасыщенности. Наличие таких связей демонстрирует явную чувствительность порога мобилизации к изменению ФЭС пласта.

ПОРОГ ВЫТЕСНЕНИЯ

Порог вытеснения характеризует переход от капиллярно-напорного режима образования ОН к автомодельному режиму. Значения порога вытеснения определяются вторыми критическими значениями числа капиллярности (Nc2) (рис. 1). Критические значения капиллярного числа (Nc2) различны для образцов исследуемой коллекции. Анализ влияния свойств изучаемых кернов на порог вытеснения (рис. 2) показал, что значения порога вытеснения (Nc2) для большинства исследуемых кернов находятся в достаточно узком диапазоне ~ (1÷0,5)10-6 за исключением образца №324, для которого характерно значение Nc2 порядка 1,9·10-7.

Связь с ФЭС изучаемых кернов слабая (рис. 2), что указывает на устойчивость значений порога вытеснения изучаемой коллекции кернового материала.

Рис. 3. Зависимости показателя степени α от параметров керна
Рис. 3. Зависимости показателя степени α от параметров керна

ЧУВСТВИТЕЛЬНОСТЬ ОНН К ИЗМЕНЕНИЮ УСЛОВИЙ ВЫТЕСНЕНИЯ

Влияние условий вытеснения на ОНН характерно для капиллярно-напорного режима формирования ОНН. В соответствии с соотношением (4) степень влияния условий вытеснения на водонасыщение полностью промытых образцов (или ОНН) определяется значения-ми степени α и коэффициента A. Значения параметра α изменялись в диапазоне от 0,29 до 0,43. Значение коэффициента A изменялось в диапазоне от 50 до 460. Для изучаемого набора кернового материала установлены взаимосвязи параметров α и A и свойств коллектора и показаны зависимости параметра α от показателя смачиваемости коэффициентов открытой пористости, абсолютной проницаемости и остаточной водонасыщенности (рис. 3).

Так, наблюдается достаточно тесная связь со значениями пористости, проницаемости и остаточной водонасыщенности, что указывает на особенности влияния микростроения коллектора при формировании остаточной нефти.

Рис. 4. Зависимость множителя А от параметров керна
Рис. 4. Зависимость множителя А от параметров керна

Влияние особенностей строения коллектора на ОНН при капиллярно-напорном режиме проявляется также во взаимосвязях коэффициента A со свойствами коллектора (рис. 4). Значения коэффициента A меняются в широком диапазоне и достаточно тесно связаны с открытой пористостью, абсолютной проницаемостью и остаточной водонасыщенностью. Не столь однозначная связь наблюдается со значениями стандартного показателя смачивания.

ОБСУЖДЕНИЕ ПОЛУЧЕННЫХ РЕЗУЛЬТАТОВ

Как уже отмечалось, эксперименты проводились на коллекторах и искусственных пористых средах, не идентичных физико-геологическим условиям нефтенасыщенных пластов. Соответственно, необходимы сравнения полученных в работе результатов с ранее опубликованными [13, 29].

Сравнение показывает, что на зависимостях ОНН от капиллярного числа, так же как и на модельных коллекторах Berea и Fountainbleau, выделяется порог мобилизации остаточной нефти.

Для ранее опубликованных экспериментальных данных значение порога мобилизации (Nc1) лежит в довольно узком диапазоне 3,4·10-5±1,7·10-5 вне зависимости от свойств испытуемых песчаных кернов. Интересно отметить, что в работе И. Чатзиса и Н. Морроу [16]     получена связь порога мобилизации со значениями коэффициента открытой пористости песчаника Berea [16, 29]. Однако в экспериментах других авторов влияние свойств коллектора на порог мобилизации не установлено.

Полученные нами результаты демонстрируют значения порога мобилизации на два-три порядка ниже полученных на модельных кернах. В отличие от модельных кернов Berea и Fountainbleau значения порога мобилизации для исследуемого набора керна не характеризуются постоянством значений, а демонстрируют зависимости от ФЭС коллектора и его смачиваемости. В опубликованных экспериментах понятие порога вытеснения не обсуждается, так как изучаемая структура ОНН не содержала прочно связанной компоненты остаточной нефти. Полученные нами данные показывают, что при росте капиллярного числа от 10-8 до 10-6 практически вся условно подвижная остаточная нефть вытесняется посредством заводнения керна. В работе [3] приведено обобщение экспериментальных данных по формированию ОНН в капиллярно-поровом режиме. Использовалась методика обобщения, аналогичная той, которая применялась в нашей работе. Определены значения степени α и коэффициента А в соотношении (4). Были обработаны данные 84 экспериментов на модельных кернах и установлено, что значения коэффициентов α и А для анализируемых модельных кернов лежат в узких диапазонах 1,22 ≤ А ≤ 2,28; 0,0425 ≤ α ≤ 0,133. Влияние свойств модельных образцов на значения коэффициентов α и А не обнаружено.

В наших экспериментах получены достаточно тесные связи между параметрами модели (4) и свойствами испытуемых кернов (пористость, проницаемость, остаточная водонасыщенность, смачиваемость). Наличие таких связей указывает на дифференциацию по вытеснению остаточной нефти пород с различными коллекторскими и поверхностными свойствами.

ВЫВОДЫ

Таким образом, проведенные нами эксперименты по мобилизации остаточной нефти при заводнении указывают на специфический характер ее доизвлечения из сложнопостроенных карбонатных коллекторов с различиями в смачиваемости. Особенности мобилизации остаточной нефти проявляются в изменчивости порога мобилизации при изменении коллекторских и поверхностных свойств пласта, а также в изменчивости чувствительности ОНН к условиям вытеснения.

Результаты ранее проведенных экспериментов на модельных кернах Berea и Fountainbleau и искусственных кернах не могут быть автоматически перенесены на реальные природные нефтенасыщенные коллекторы.

На практике для обоснования технологических решений по доизвлечению остаточной нефти необходимо проводить комплексные лабораторные исследования по мобилизации остаточной нефти на образцах пород, отобранных из разрабатываемых заводненных пластов.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Лисовский Н.Н., Иванова М.М., Базив В.Ф., Малюгин В.М. Совершенствование разработки нефтяных месторождений в завершающей стадии и методы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений в завершающей (четвертой) стадии // Материалы расширенного заседания ЦКР Роснедра (нефтяная секция), посвященного 45-летию ЦКР МНП НАЭН 2008 г. – М. – С.15-19.
  2. Михайлов Н.Н., Мухамедшин Р.З. Остаточные запасы нефти в техногенно измененных пластах: перспективы и возможности доизвлечения // Материалы расширенного заседания ЦКР Роснедра (нефтяная секция), посвященного 45-летию ЦКР МНП НАЭН 2008 г. – М. – С. 90-106.
  3. Михайлов Н.Н. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов. – М.: Недра, 1992. – 240 с.
  4. Михайлов Н.Н., Варламов Д.П., Кленков К.А. Моделирование влияния систем расстановки скважин на остаточное нефтенасыщение заводненных пластов // Бурение и нефть. – № 1. – 2004. – С.13-15.
  5. Михайлов Н.Н., Глазова В.И., Высоковская Е.С. Прогноз остаточного нефтенасыщения при проектировании методов воздействия на пласт и призабойную зону. – М.: ВНИИОЭНГ, 1983.
  6. Михайлов Н.Н., Джемесюк А.В., Кольчицкая Т.Н. Состояние и распределение остаточной нефти в заводненных пластах // Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности. – М.: Наука, 2000.
  7. Михайлов Н.Н., Чумиков Р.И. Экспериментальные исследования подвижности капиллярно-защемленных фаз // Вестник ЦКР Роснедра. – 2009. – № 5. С. 42-48.
  8. Михайлов Н.Н. Технологии доразработки заводненных пластов на основе исследования структуры и подвижности остаточной нефти // В сб. Новые технологии освоения и разработки трудноизвлекаемых запасов нефти и газа и повышения нефтегазоотдачи. – М.: Институт нефтегазового бизнеса Н, 2008 – 344 с.
  9. Михайлов Н.Н., Полищук В.И., Хазигалеева З.Р. Моделирование распределения остаточной нефти в заводненных неоднородных пластах // Нефтяное хозяйство. – 2014. – №8. – C. 36-39.
  10. Михайлов Н.Н., Полищук В.И., Хазигалеева З.Р. Изучение эффективности гидродинамических методов доизвлечения остаточной нефти из неоднородных заводненных пластов // Вестник ЦКР Роснедра. – 2015. – №1.С.36-43.
  11. Abrams A. The influence of fluid viscosity, interfacial tension, and flow velocity on residual oil saturation left by waterflood // SPEJ. 1975. Vol. 15. Oct. P. 437-447.
  12. Amaefule J.O., Handy L.L. The effect of interfacial tensions on relative oil/water permeabilities of consolidated porous media // Ibid. 1982. Vol.22. № 22. P. 371-381.
  13. Batycky J.P., McCaffery F.G. Paper №78-29-26 presented at the 29th Annual Technical Meeting of the Petroleum Society of CIM. Calgary, 1978.
  14. Chatris I., Morrow N.R. Correlation of capillary number relationships for sandstones // SPEJ. 1984. Oct. P. 555-562.
  15. Davis G.W., Gamble I.J.A., Heaviside J. Field-wade variations in residual oil saturation in a North Sea sandstone reservoir // SPEJ. 1993. Apr. P. 359-368.
  16. Dullien F.A.L., Dhavan G.K., Nur Gurak, Babjak L. A relationship between pore structure and residual oil saturation in tertiary surfactant floods // SPEJ. 1972. Aug. P. 289-296.
  17. Ehrlich R., Hasiba H.H., Raimondi P. Alkaline waterflooding for wettability alteration – evaluating a potential field application // JPT. 1974. Dec. P. 1335-1343.
  18. Foster W.R. A low tension waterflooding process // JPT. 1973. Vol. 25, Febr. P. 205-210.
  19. Fulcher R.A., Ertekin T., Stahl D.C. The effect of capillary number and its constituents on two phase relative permeabilities curves // JPT. 1985. Vol. 37, Febr. P. 249-260.
  20. Gupta S.P., Trushenski S.P. Micellar flooding – compositional effect on oil displacement // SPEJ. 1979. Apr. P. 116-128.
  21. Jairam Kamath, Robert F. Meyer., Frank N.Nakagawa Understanding waterflood residual oil saturation of four carbonate rock types // SPEJ. 2001. SPE 71505. P. 1-6.
  22. Lefebvre du Prey E.L. Factors affecting liquid-liquid relative permeabilities of a consolidated porous medium // SPEJ. 1973. Vol.13. Febr. P.39.
  23. Leverett M.C. Flow of oil-water mixtures through un consolidated sands // Trans. AIME. 1939. Vol. 132. P.149.
  24. MacDonald I., Dullien F.A.L. Correlation tertiary oil recovery in water-wet systems // SPEJ. 1976. Febr. P.7-9.
  25. Moore T.F., Slobod R.L. The effect of viscosity and capillarity on the displacement of oil be water // Prod. Month. 1956. Aug. P. 20-30.
  26. Ojeda E., Preston F., Calhoun J.C. Correlation of oil residuals following surfactant floods // Prod. Month. 1953. Dec. P. 20-29.
  27. Taber J.J. Dynamic and static forces required to remove a discontinuous oil phase from porous media containing both oil and water // SPEJ. 1969. Vol. 29. N1. P.3-10.

 

Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Исследование эффективности водогазового воздействия для условий карбонатных отложений Башкирской залежи Красногорского месторождения
Модификация проницаемости неоднородных нефтяных пластов реагентом на основе дисперсных систем
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №08/2017

Инженерная практика

Выпуск №08/2017

Строительство и ремонт скважин. Механизированная добыча. ППД и трубопроводы. Энергообеспечение
Изоляция продуктивных горизонтов и ликвидация проницаемых зон при буренииСистемы очистки бурового раствора и ВЗД с новым профилемЭксплуатация скважин с боковыми стволами и осложненного фондаОчистка сточных вод и скважинное оборудование для ППДЗащита промысловых трубопроводов от внутренней коррозииКоммерческий учет электроэнергии и газаТехнологии выработки тепловой и электроэнергии
Ближайшее совещание
Механизированная добыча
Осложненный фонд — 2017
Производственно-техническая конференция

Эксплуатация осложненного фонда скважин ‘2017

14-16 ноября 2017 г., г. Тюмень
Анализ опыта и определение наиболее экономически и технологически эффективных решений в области работы с фондом скважин, эксплуатация которых осложнена различными факторами (коррозия, солеотложения, мехпримеси, АСПО и гидраты, высокая вязкость продукции, высокий газовый фактор, технические ограничения и др.), работа с часто ремонтируемым фондом скважин, организационные решения.
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис — ноябрь 2017
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

20-24 ноября 2017 г., г. Пермь
ООО «Инженерная практика» проводит набор группы специалистов для прохождения производственно-технического тренинга по программе «Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах». Пятидневный тренинг - курс будет проводиться в г. Перми («АМАКС Премьер-отель») в рамках авторского курса С. Балянова.