CC BY
48
Недропользование. 2021. Т. 21, № 1. С.23-27. DOI: 10.15593/2712-8008/2021.1.4
ISSN 271 2-Э00В
Том / Volume 21 №1 2021
Домашняя страница журнала: http://vestnik.pstu.ru/geo/
НЕДРОПОЛЬЗОВАНИЕ
УДК 550.8.023; 519.223. Статья / Article © ПНИПУ / PNRPU, 2020
Проявление капиллярных концевых эффектов при фильтрационных исследованиях И.С. Путилов, Д.Б. Чижов, Е.А. Кочергин
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми (Россия, 614015, г. Пермь, ул. Пермская, 3а) Appearance of Capillary end Effects in Filtration Studies Ivan S. Putilov, Denis B. Chizhov, Evgeniy A. Kochergin
PermNIPIneft branch of LUKOIL-Engineering LLC in Perm (3a Permskaya st., Perm, 614015, Russian Federation)
Получена / Received: 09.04.2020. Принята / Accepted: 02.11.2020. Опубликована / Published: 11.01.2021
Ключевые слова: относительные фазовые проницаемости (ОФП), капиллярные концевые эффекты, керн, пластовые условия, перепад давления, пластовые флюиды, пластовая нефть, пластовая вода, насыщенность флюидом, капиллярный разрыв, фильтрационные исследования, терригенные коллектора, карбонатные коллектора, пористость, газопроницаемость.
Keywords:
relative phase permeabilities, capillary end effects, core, reservoir conditions, pressure drop, reservoir fluids, reservoir oil, reservoir water, fluid saturation, capillary fracture, filtration studies, terrigenous reservoirs, carbonate reservoirs, porosity, gas permeability.
Из теоретических исследований и экспериментов на керне известен так называемый капиллярный концевой эффект, или, как его еще называют, эффект капиллярного защемления фаз. При проведении лабораторных экспериментов по определению относительных фазовых проницаемостей на керновых моделях пласта возникают капиллярные концевые эффекты. Данные эффекты могут возникать в результате капиллярных разрывов на концах образца керна, что приводит к накоплению одной фазы по отношению к другой, и тем самым влияют на движение и удержание флюида. Область капиллярного концевого эффекта, которая возникает вследствие разрыва капилляров на выходе из образца, оказывает влияние на изменение перепада давления и насыщенности определенным флюидом. Если влияние капиллярных концевых эффектов будет значительным, то условия проведения эксперимента моделируются неверно, что может привести к серьезным ошибкам при прогнозировании производительности изучаемого пласта. Представлены результаты изучения фильтрационно-емкостных свойств определения относительных фазовых проницаемостей и анализ исследований механизма влияния капиллярных концевых эффектов на фильтрационную способность образцов горных пород во время проведения лабораторных исследований на примере терригенного и карбонатного типов коллектора Павловского месторождения. По результатам проведенных исследований установлена значимость капиллярных концевых эффектов при фильтрационных экспериментах на примере определения относительных фазовых проницаемостей. Даны рекомендации с целью максимального снижения отрицательного влияния концевых эффектов. Капиллярные эффекты могут преодолеваться путем увеличения длины исследуемого образца, а также с помощью возрастания расхода флюида в процессе проведения лабораторного эксперимента по определению относительных фазовых проницаемостей.
From theoretical studies and experiments on the core, the so-called capillary end effect, or, as it is also called, the effect of phases capillary entrapment, is known. When carrying out laboratory experiments to determine the relative phase permeabilities, capillary end effects appear on the core models of the reservoir. These effects can occur as a result of capillary ruptures at the ends of the core sample, which leads to the accumulation of one phase in relation to the other, and thereby affects the movement and retention of the fluid. The region of capillary end effect, which occurs due to the rupture of capillaries at the exit from the sample, affects the change in pressure drop and saturation of a particular fluid. If the influence of capillary end effects is significant, then the experimental conditions are modeled incorrectly, which can lead to serious errors in predicting the productivity of the studied formation.
This paper presents the results of studying the porosity-permeability properties of determining the relative phase permeabilities and the studies analysis of the capillary end effects influence mechanism on the filtration capacity of rock samples during laboratory studies using the example of terrigenous and carbonate types of the Pavlovskoye reservoir. According to the results of the studies, the significance of capillary end effects in filtration experiments was established using the example of determining the relative phase permeabilities. Recommendations are given with the aim of minimizing the negative influence of end effects. Capillary effects can be overcome by increasing the length of the test sample, as well as by increasing the flow rate of the fluid during a laboratory experiment to determine the relative phase permeabilities.
Путилов Иван Сергеевич - заместитель директора филиала по научной работе в области геологии, доктор технических наук (тел.: +007 342 233 64 58, e-mail: Ivan.Putilov@pnn.lukoil.com).
Чижов Денис Борисович - начальник управления специальных исследований керна и пластовых флюидов (тел.: +007 342 233 65 00, e-mail: Denis.Chizhov@pnn.lukoil.com). Контактное лицо для переписки.
Кочергин Евгений Александрович - инженер I категории отдела физико-гидродинамических исследований (тел.: +007 342 717 01 54, e-mail: Evgenij.Kochergin@pnn.lukoil.com).
Ivan S. Putilov (Author ID in Scopus: 25723777700) - Doctor in Engineering, Deputy Director of the Branch for Scientific Work in the Field of Geology (tel.: +007 342 233 64 58, e-mail: Ivan.putilov@pnn.lukoil.com).
Denis B. Chizhov (Author ID in Scopus: 57112213900) - Head of the Department for Special Research of Core and Reservoir Fluids (tel.: +007 342 233 65 00, e-mail: Denis.Chizhov@pnn.lukoil.com). The contact person for correspondence.
Evgeniy A Kochergin - 1st category Engineer at the Department of Physical and Hydrodynamic Research (tel.: +007 342 717 01 54, e-mail: Evgenij.Kochergin@pnn.lukoil.com).
Просьба ссылаться на эту статью в русскоязычных источниках следующим образом:
Путилов И.С., Чижов Д.Б., Кочергин Е.А. Проявление капиллярных концевых эффектов при фильтрационных исследованиях // Недропользование. - 2021. -Т.21, №1. - С.23-27. DOI: 10.15593/2712-8008/2021.1.4
Please cite this article in English as:
Putilov I.S., Chizhov D.B., Kochergin E.A. Appearance of Capillary end Effects in Filtration Studies. Perm Journal of Petroleum and Mining Engineering, 2021, vol.21, no.1, рр.23-27. DOI: 10.15593/2712-8008/2021.1.4
Perm Journal of Petroleum and Mining Engineering. 2021. Vol.21, no.1. P.23-27. DOI: 10.15593/2712-8008/2021.1.4
Введение
Движение жидкости в нефтяном пласте происходит по чрезвычайно сложной системе разветвленных поровых каналов разнообразных размеров. Поэтому при совместном течении двух несмешивающихся жидкостей, какими являются нефть и вода, возникает обширная, сильно искривленная поверхность раздела, на которой действуют поверхностные силы. Каждая из фаз движется по своей системе поровых каналов, сохраняя непрерывность, но иногда частица жидкости может перемещаться в канал, занятый другой фазой, - это происходит при больших значениях градиента давления [1].
Из теоретических исследований и из экспериментов на керне известен так называемый капиллярный концевой эффект, или, как его еще называют, эффект капиллярного защемления фаз. Его причиной является физическое требование непрерывности давлений в фазах как внутри пористой среды, так и на контакте двух участков пористой среды. Как следствие непрерывности давлений в фазах, непрерывной должна быть и величина капиллярного давления во всей области существования двух фаз.
Данный эффект может наблюдаться на контакте двух участков пористой среды с разными капиллярными характеристиками. В таком случае насыщенность смачивающей фазы изменяется вблизи границы до значения, при котором достигается равенство значений капиллярного давления.
Зона влияния концевого эффекта распространяется на всю длину составной модели и может существенно сказываться на результатах лабораторных исследований [2].
В данной статье мы попытались выявить капиллярные концевые эффекты при лабораторных исследованиях, установить значимость и проанализировать механизм их влияния на примере фильтрационных исследований в пластовых условиях, а именно определения фазовых проницаемостей.
Фазовые проницаемости являются одной из важнейших характеристик процесса течения пластовых флюидов в породах коллекторов нефти и газа. Данные о фазовых проницаемостях необходимы при обосновании кондиционных пределов, петрофизических свойств пород, при промышленной оценке переходных нефтегазовых зон пластов, в газогидродинамических расчетах технологических показателей разработки, при выборе методов воздействия на пласт с целью увеличения нефтеотдачи, при анализе и контроле за разработкой залежей.
Проведение исследований
1. Подбор и подготовка образцов для фильтрационных исследований.
Для того чтобы выявить, а далее оценить и сравнить степень влияния капиллярных концевых эффектов в зависимости от литологии и разной степени неоднородности, был отобран керн для исследований из двух разных по литологическому составу пластов: турнейских (карбонатных) и визейских (терригенных) отложений. Образцы отбирались из двух скважин с высокими коллекторскими свойствами (табл. 1).
Из отобранных были выпилены образцы размером 80x30 мм, ориентированные параллельно напластованию (рис. 1), после чего проведена подготовка образцов для фильтрационных исследований.
Образцы керна были очищены от нефти и битумов спиртобензольной смесью путем экстракции в аппарате Сокслета и высушены в сушильном шкафу до постоянной массы. Далее были определены фильтрационно-емкостные характеристики образцов:
Рис. 1. Выпиленные образцы
Рис. 2. Фильтрационная установка ПИК-ОФП-2-1-4-СУ-70-40-АР-ЭС
коэффициент абсолютной газопроницаемости и коэффициент открытой пористости образцов (табл. 2).
Затем образцы насыщались моделью пластовой воды, которая представляла собой минерализованный раствор №С1 с концентрацией 234 г/л. Образцы взвешивались, и вычислялся их поровый объем.
После определения ФЕС и подготовки образцы помещались в фильтрационную установку (рис. 2), в которой моделировались пластовые условия и проводились эксперименты. Исследования выполнялись при моделировании условий пласта с температурой 25 °С и эффективного давления 5 МПа.
Для исследований были использованы следующие флюиды:
а) модель пластовой воды - использовалась для насыщения образцов и для определения коэффициента проницаемости по воде (^Лрв1);
б) изовискозная модель нефти Павловского месторождения - применялась для создания начальной водонасыщенности и определения фазовой проницаемости по нефти (Крн);
в) пресная вода - использовалась как агент вытеснения и для замера фазовой проницаемости по воде СКрв2).
Остаточная водонасыщенность создавалась методом вытеснения в фильтрационной установке при пластовых условиях.
Параметры флюидов приведены в табл. 3.
2. Проведение исследований на образцах 80x30 мм.
Фильтрационные испытания начинались с замера проницаемости по пластовой воде. Фильтрацию пластовой воды осуществляли пошагово, на 5 различных расходах, до стабилизации перепада давления, но не менее 3 поровых объемов.
Далее на подготовленном образце проводили исследования по определению ОФП методом стационарной фильтрации, согласно ОСТ 39-235-89 создавая условия, максимально приближенные к пластовым. Проводилась закачка флюидов (нефть, вода) на разных режимах. На каждом режиме качали до стабилизации перепада, сопротивления и соотношения объемов закаченных и вышедших фаз [3].
В конце эксперимента проводили замер проницаемости по вытесняющему агенту на образце с остаточной нефтенасыщенностью (табл. 4).
Таблица 1
Образцы керна для исследований
Месторождение Номер г Возраст образца Глубина, м Литологическое описание Г/проница- Порис-емость, .. _ 3 2 тость, % 103мкм2
Павловское 22-448-14 С^ 1459,31 Известняк коричневый, нефтенасыщенный, высокопористый, с мелкими кавернами, образованными по орг. остаткам, крепкий 385,96 18,30
Павловское 8-599-15 СА 1433,15 Песчаник темно-коричневый, интенсивно нефтенасыщенный, мелкозернистый, с единичными зернами средней размерности, высокопористый, крепкий 428,98 20,11
Фильтрационно-емкостные характеристики образцов Таблица 2
Номер образца Тип коллектора Длина L, см Диаметр Д, Пористость, Г/проницаемость, см % 10-3мкм2 Объем пор, Остаточная см3 водонасыщенность, д.ед.
22-448-14 Карбонатный 8,02 2,95 18,61 376,15 11,76 0,120
8-599-15 Терригенный 7,82 2,91 20,99 411,13 12,59 0,270
Параметры флюидов Таблица 3
Флюид Вязкость в пластовых условиях, мПас Плотность, г/см3 Температура, °С
Модель пластовой воды 1,56 1,146 25
нефти Терригенный коллектор 3,38 0,828 25
т Карбонатный коллектор 3,51 0,835 25
Пресная вода 1,00 1,00 25
Замер проницаемости по вытесняющему агенту Таблица 4
Коэффициент проницаемости,10-3мкм 2
по газу по воде 234 г/л по нефти при ост. водонасыщенности по воде при ост . нефтенасыщенности
Терригенный 411,13 340,76 82,49 11,51
Карбонатный 376,15 303,90 64,55 10,09
3. Переподготовка образцов.
После проведения фильтрационных испытаний на керне 80x30 мм выполнена переподготовка данных образцов, включающая в себя следующие пункты:
- экстрагирование (очистка породы от нефти и битумов);
- распиливание керна 80x30 мм на три одинаковых образца;
- определение фильтрационно-емкостных характеристик образцов.
По окончанию переподготовки были сформированы составные модели (рис. 3).
Результаты фильтрационно-емкостных свойств приведены в табл. 5.
4. Проведение исследований на составных моделях.
Фильтрационные испытания проводились по
аналогичной методике, согласно пункту 2. Результаты лабораторных испытаний приведены в табл. 6.
Анализ результатов
фильтрационных исследований
Для сопоставления результатов проведения лабораторных исследований были сформированы таблицы, построены сравнительные графики и на их основании сделаны выводы о роли влияния концевых эффектов на фильтрационные характеристики горных пород.
Капиллярный концевой эффект является результатом разрывов капилляров на выходе из образца, что приводит к накоплению одной фазы по отношению к другой и оказывает влияние на измерение перепада давления и насыщенности в эксперименте по определению фазовых проницаемостей.
В табл. 7 приведены результаты опытов для сравнения ФЕС и насыщенностей образцов 80x30 мм и составных моделей после переподготовки.
При сопоставлении насыщенностей необходимо отметить увеличение водонасыщенности и снижение нефтенасыщености для составных моделей. К примеру, для цельного образца карбонатного типа на режиме 50 % вода, 50 % нефть текущая водонасыщенность составляет
Рис. 3. Модель составного образца после переподготовки
0,41 д.ед., а для составной модели - 0,56 д.ед. Этот факт подтверждает присутствие капиллярных концевых эффектов при проведении фильтрационных исследований.
В начале исследований производились замеры абсолютной проницаемости по модели пластовой воды на цельных образцах 80x30 мм, затем их распиливали на три приблизительно равные по размеру образца и замеряли проницаемость на составной модели. Замеры выполнялись на различных расходах (рис. 4, 5).
Сопоставляя результаты по графикам, видим, что абсолютная проницаемость составной модели ниже в сравнении с цельным образцом 80x30 мм. Также необходимо отметить, что для терригенного образца наблюдается незначительное снижение до 17 % по сравнению с карбонатным образцом, где снижение может достигать 40 %. Этот факт снижения проницаемости объясняется разрывом капилляров на выходе из образца, что приводит к накоплению одной фазы по отношению к другой и оказывает влияние на измерения перепада давления и насыщенности.
Также необходимо отметить, что с увеличением скорости фильтрации флюида влияние капиллярных эффектов снижается.
После проведения эксперимента по определению ОФП можно отметить, что фазовые проницаемости по составной модели ниже, чем на цельном образце, что также подтверждает влияние капиллярных концевых эффектов. При сравнении терригенного типа коллектора
x
ш
Таблица 5
Результаты фильтрационно-емкостных свойств
Месторождение Тип коллектора № обр. L,cm D, см К, % •К, по газу, 10-3 мкм2 Объем пор, см3 Остаточная водонасыщенность, д.ед.
a 2,46 2,91 21,0 504,9 3,41
Терригенный b 2,30 2,91 21,02 486,0 3,21 0,28
Павловское c 2,60 2,91 21,05 458,7 3,58
a 2,82 2,94 18,02 396,5 3,30
Карбонатный b 2,33 2,95 18,53 476 2,82 0,14
c 2,43 2,95 18,06 383,3 2,91
Результаты лабораторных испытаний
Таблица 6
Тип коллектора
Коэффициент проницаемости,10 3 мкм2
по газу
по воде 234 г/л
по нефти при ост. водонасыщенности
по воде при ост. нефтенасыщенности
Терригенный 483,20 315,69 53,87 10,23
Карбонатный 418,60 255,43 21,25 3,67
Результаты опытов Таблица 7
Тип коллектора L,cм D, см К, % •К, по газу, 10-3 мкм2 Объем пор, см3 Остаточная водонасыщенность, д. ед. Остаточная нефтенасыщенность, д.ед.
Терригенный (цельный) 7,82 2,91 20,99 411,13 12,59 0,27 0,35
Терригенный (составной) 7,34 2,91 21,02 483,2 10,2 0,28 0,31
Карбонатный (цельный) 8,02 2,95 18,61 376,15 11,76 0,12 0,40
Карбонатный (составной) 7,58 2,95 18,61 418,6 9 0,14 0,28
Рис. 4. Графики зависимости коэффициента абсолютной проницаемости и перепада давления от расхода: а - для терригенного образца; б- для карбонатного образца
Рис. 5. Графики ОФП и зависимость обводненности от вытесненного объема: а - для терригенного образца; б- для карбонатного образца
на цельном и составном образце наблюдаются незначительные отклонения относительных проницаемостей и обводненностей (рис. 5, а). Для карбонатного типа отклонения более выражены: на составном образце текущая водонасыщенность выше, а нефтенасыщенность ниже на каждом этапе эксперимента в сравнении с цельным образцом (рис. 5, б).
Заключение
Анализ результатов проведенных исследований подтвердил проявление капиллярных концевых эффектов, возникающих на торцах отдельных образцов составной модели, а именно:
• при сопоставлении насыщенностей отмечено увеличение водонасыщенности и снижение нефтенасыщености для составных моделей;
• при сопоставлении проницаемостей отмечено снижение проницаемости для составных образцов.
Также отмечено, что с увеличением скорости фильтрации флюида влияние капиллярных эффектов снижается.
В процессе лабораторных экспериментов по определению относительных фазовых проницаемостей на графиках заметны отклонения проницаемостей и текущих насыщенностей флюидами относительно цельного и составного образцов. Наибольшие отличия выражены на карбонатных образцах. Это также подтверждает влияние капиллярных разрывов на концах образца на течение и удержание флюида. Если это влияние или дефект концевого эффекта значительны, то результаты лабораторных исследований неверны, что может привести к серьезным ошибкам при прогнозировании работы пласта. В последующем требуется учитывать проявление капиллярных концевых эффектов при проведении фильтрационных исследований.
б
a
б
a
Библиографический список
1. Физико-геологические проблемы повышения нефтегазоотдачи пластов / М.Ф. Мирчинк, А.Х. Мирзаджанзаде, Ю.В. Желтов [и др.]. - М.: Недра, 1975. - 232 с.
_ ... -----Г. 017. - С. 24-28.
ильтрации. ■ 54-56.
с Д., Уайтинг Р. Физика нефтяного'пласта: пер. с англ. - М.: Гостоптехиздат" 1962. - 572 с. 6. ОСТ 39-195-86. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях. - М., 1986. - 20 с.
Шупик Н.В. Повышение эффективности площадных систем заводнения низкопроницаемых пластов Западной Сибири. - М.: ИПНГРАН, 2017. - С. 24Г 39-235-89. Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации. -4. Михайлов А.Н. Влияние капиллярных концевых эффектов на показатели разработки // Нефтяное хозяйство. - 2003. - № 9. - С. 54-56.
. - М.: Гостоптехиздат, 1962. - 572 с.
5. Амикс Дж., Басс Д., Уайтинг Р. Физика нефтяного пласта: пер. с англ.
7. Михайлов Н.Н. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов. - М.: Недра, 1992. - 270 с.
8. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. - М.: Недра, 1984. - 211 с.
9. Гуматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтеного и газового пласта. - М.: Недра, 1982. - 311 с.
10. Иванова М.М., Михайлов Н.Н., Яремийчук Р.С. Регулирование фильтрационных свойств пласта в околоскважинных зонах. - М.: ВНИИОЭНГ, 1988.
11. Основы технологии добычи газа / А.Х. Мирзаджанзаде, О.Л. Кузнецов, К.С. Басниев, З.С. Алиев. - М.: Недра, 2003. - 880 с.
12. Пирвердян А.М. Физика и гидравлика нефтяного пласта. - М.: Недра, 1982. - 192 с.
13. Ромм Е.С. Структурные модели порового пространства горных пород. - Л.: Недра, 1985. - 240 с.
14. Pore Geometry of Carbonate Rocksand Capillary Pressure Curves / R.L. Jodry, G.V. Cinilingarian, S.J. Mazzuiloand, H.H. Rieke // Carbonate Reservoir Characterization: A Geologic-Engineering Analysis. Part I. - Elsevier, Amsterdam, 1992. - 670 p. DOI: 10.1016/S0376-7361(09)70129-3
15. Skopec R A. Proper Coring and Wellsite Core Handling Procedures: The First Step Toward Rliable Core Analysis // J. Pet. Tech. - April. - 1994. - 280 p. DOI: 10.2118/28153-PA
16. Chilingarin G.V., Mazzullo S.J., Rieke H.H. Carbonate reservoir characterization: a geologic - engineerin analysis, part 2. - Elsevier, 1996. - 993 p.
17. Denney D. Whole Core vs. Plugs: Integrating Log and Core Data to Decrease Uncertainty in Petrophysical Interpretation and Oil-In-Place Calculations // Journal of Petroleum Technology. - 2011. - Vol. 63. SPE. № 0811-0058-JPT. - P. 58-60. DOI: 10.2118/0811-0058-JPt
18. Herrera R. G., Fernando S.V., Hernandez F. P. On the Petrophysics of Carbonate Reservoirs Through Whole Cole Analysis // Society of Petroleum Engineers, International Petroleum Conference and Exhibition of Mexico, 10-13 October. - Veracruz, Mexico, 1994. DOI: 10.2118/28675-MS
19. Johnson N.L., Leone F.C. Statistics and experimental design. - New York - London - Sydney - Toronto, 1977. - 606 p.
20. Montgomery D.C., Peck E.A. Introduction to liner regression analysis. - New York: John Wiley & Sons, 1982. - 504 p.
21. Watson G.S. Statistic on spheres. - New York: John Wiley and Sons, Inc., 1983. - 238 p.
22. Yarus J.M. Stochastic modeling and geostatistics // AAPG. - Tulsa, Oklahoma, 1994. - 231 p.
23. Индрупский И.М., Ястребкова К.А., Шупик Н.В. Моделирование технологическихрежимов работы скважин различного типа в недонасыщенных коллекторах Западной Сибири с учетом капиллярного концевого эффекта // Междунароная конференция «Тюмень - 2005. Глубокие горизонты науки и недр». - Тюмень, 2015.
24. Индрупский И.М. Учет капиллярно удерживаемой воды при моделировании двухфазной фильтрации в лабораторных ипластовых условиях // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - 2009. - № 11. - С. 45-53.
25. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. Часть 2 / С.Н. Закиров, И.М. Индрупский, Э.С. Закиров, И.С. Закиров [и др.]. - М., Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2009. - 484 с.
26. Ястребкова К.А. Моделирование влияния капиллярных эффектов на начальную обводненность скважин в недонасыщенных пластах. - М.: ИПНГ РАН, 2014.
27. Шупик Н.В. Влияние капиллярных концевых эффектов на работу скважин различного типа в недонасыщенных коллекторах. - М.: ИПНГ РАН, 2015.
28. Орлов Д.М., Рыжов А.Е., Перунова Т.А. Методика определения относительных фазовых проницаемостей по данным нестационарной фильтрации путем совместного физического и компьютерного моделирования // Прикладная механика и техническая физика. - 2013. - № 5. - С. 119-128.
29. Эфрос Д. А. Исследование фильтрации неоднородных систем. - М.: Гостоптехиздат, 1963. - 349 с.
30. Щелкачев В.Н. Основы подземной нефтяной гидравлики. - М.: Гостоптехиздат, 1945.
31. Хейфец Л.И., Неймарк А.В. Многофазные процессы в пористых средах. - М.: Химия, 1982.
32. Колесник С.В., Трофимов А.С., Полищук С.Т. Относительная фазовая проницаемость: учебное пособие. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2013. - 96 с.
33. Кадет В.В. Хургин Я.И. Современные вероятностные подходы при решении задач микро- и макроуровня в нефтегазовой отрасли. - М.; Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2006. - 240 с.
34. Лойцянский Л.Г. Механика жидкости и газа. - М.; Л.: Государственное издательство технико-теоретической литературы, 1950. - 678 с.
35. Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти. - М.; Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004. - 606 с.
36. Сыртланов В.Р., Фатихов С.З. О подходе к ремасштабированию относительных фазовых проницаемостей и капиллярных кривых // Вестник ЦКР Роснедра. - 2010. - № 5. - С. 42-46.
37. Шагапов В.Ш. О фильтрации газированной жидкости // Прикладная механика и техническая физика. - 1993. - № 5. - С. 97-106.
38. Шагапов В.Ш., Сыртланов В.Р. Фильтрация кипящей жидкости в пористой среде // Теплофизика высоких температур. - 1994. - Т. 32, № 1. - С. 87-93.
39. Питкевич В.Т. и др. Физическое моделирование относительных фазовых проницаемостеи на границе области трехфазной насыщенности // Нефтяное хозяйство. - 2009. - № 5. - С. 70-71.
40. Физическое моделирование двух вариантов водогазового воздействия на образцах керна / В.Т. Питкевич [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2010. - № 1. - С. 62-63.
41. Gupta R and Maloney D.R. Intercept Method - A Novel Technique to Correct Steady-State Relative Permeability Data for Capillary End-Effects. - Society of Petroleum Engineers, 2014. DOI: 10.2118/171797-PA
42. Laboratory Measurements of Relative Permeability / J.S. Osoba, J.G. Richardson, J.K. Kerver, J.A. Hafford, P.M. Blair. - Society of Petroleum Engineers, 1951. DOI: 10.2118/951047-G
43. Chen AL._and Wood AC Rate Effects onWater-Oil Relative Permeability. Paper SCA2001-19 presented at the 2001 Symposium of the Society of Core Analysts. - Edinburgh,Scotland, 2001.
~ ' te andWettability. - SodetycfPetroleumEngineers, 1986.DOI: ]
44.
RE and Davis LA. C
neers, 1986.DOI: 10.2118/15596-MS
Cotes: Effect ofFlowRate andWettability. - Sbdetyof Petroleum 45. The Role of Interstitial Water in Hydrocarbon Flow for Tight Rocks. Paper SCA2007-14 presented at the International Symposium of the Society of Core Analysts / C Grattoni, S. Al-Hinai, P. Guise, Q. Fisher. - Calgary, Canada, 2007.
References
1. Mirchink M.F., Mirzadzhanzade A.Kh., Zheltov Iu.V. et al. Fiziko-geologicheskie problemy povysheniia neftegazootdachi plastov [Physico-geological problems of enhanced oil and gas recovery]. Moscow: Nedra, 1975, 232 p.
2. Shupik N.V. Povyshenie effektivnosti ploshchadnykh sistem zavodneniia nizkopronitsaemykh plastov Zapadnoi Sibiri [Improving the efficiency of areal waterflooding systems for low-permeability formations in Western Siberia]. Moscow: IPNGRAN, 2017, pp. 24-28.
3. OST 39-235-89. Neft'. Metod opredeleniia fazovykh pronitsaemostei v laboratornykh usloviiakh pri sovmestnoi statsionarnoi fil'tratsii [OST 39-235-89. Oil. Method for determining phase permeabilities in laboratory conditions with joint stationary filtration]. Moscow, 1989, 29 p.
4. Mikhailov A.N. "Vnanie kapilliarnykh kontsevykh effektov na pokazateli razrabotki [Influence of capillary trailing effects on development parameters]. Neftianoe khoziaistvc,2003, no. 9, pp. 54-56.
5. Amiks Dzh., Bass D., Uaiting R. Fizika neftianogo plasta [Oil reservoir physics]. Moscow: Gostoptekhizdat, 1962, 572 p. OST 39-195-86. Neft'. Metod opredeleniia koeffitsienta vytesneniia nefti vodoi v laboratornykh usloviiakh [OST 39-195-86. Oil. Method for determining the coefficient
6.
of oil displacement by water in laboratory conditions]. Moscow, 1986, 20 p.
7. Mikhailov N.N. Ostatochnoe neftenasyshchenie razrabatyyaemykh plastov [Residual oil saturation of developed reservoirs]. Moscow: Nedra, 1992, 270 p.
8. Barenblatt G.I., Entov V.M., Ryzhik V.M. Dvizhenie zhidkostei i gazov v prirodnykh plastakh [The movement of fluids and gases in natural formations]. Moscow: Nedra, 1984, 211 p.
9. Gumatudinov Sh.K., Shirkovskii A.I. Fizika neftenogo i gazovogo plasta [Physics of oil and gas reservoir]. Moscow: Nedra, 1982, 311 p.
10. Ivanova M.M., Mikhailov N.N., Iaremiichuk R.S. Regulirovanie fil'tratsionnykh svoistv plasta v okoloskvazhinnykh zonakh [Controlling the filtration properties of the formation in the near-wellbore zones]. Moscow: VNIIOENG 1988.
11. Mirzadzhanzade A.Kh., Kuznetsov O.L., Basniev K.S., Aliev Z.S. Osnovy tekhnologii dobychi gaza [Gas production technology basics]. Moscow: Nedra, 2003, 880 p.
12. Pirverdian A.M. Fizika i gidravlika neftianogo plasta [Physics and Hydraulics of Oil Reservoir]. Moscow: Nedra, 1982, 192 p.
13. Romm E.S. Strukturnye modeli porovogo prostranstva gornykh porod. [Structural models of the pore space of rocks]. Leningrad: Nedra, 1985, 240 p.
14. Jodry R.L., Cinilingarian G.V., Mazzuiloand S.J., Rieke H.H. Chapter 6 Pore Geometry of Carbonate Rocks and Capillary Pressure Curves (Basic Geologic Concep .....• -sis. Part I. Elsevier, Amsterdam, Vol. 30, 1992, P. 331-377. DOI: 10.1016/S0376-7361(09)70129-3
Carbonate Reservoir Characterization: A Geologic-15. Skopec RA. ProperCoring andWellsite Core Han<
lapter^ 6 Pore Geometry of Carbonate
: TheFirst Step T _ ^
16. Chilingarian'G.V., Mazzullo S.J., Rieke H.H. Carbonate reservoir characterization: a'geologic-engineering analysis, part 2. Elsevier,
17. Denney D. Whole Core vs. Plugs: Integrating Log and Core Data to Decrease Uncertainty in Petrophy Petroleum Technology, 2011, vol. 63, SPE.No. 0811-0058-JPT, pp.. 58-60. DOI: 10.2118/0811-0058-JPT
Concepts). 0129-3
280-280. DOI: 10.2118/28153-PA ', 993 p.
'etrophysical 'Interpretation and Oil-In-Place Calculations. Journal of
г Technology: April 1994, voL 46, iss. 04,
18. Herrera R.G., Fernando S.V., Hernandez F.P. On the Petrophysics of Carbonate Reservoirs Through Whole Cole Analysis. Society of Petroleum Engineers, International Petroleum Conference and Exhibition of Mexico,10-13 October 1994. Veracruz, Mexico. DOI: 10.2118/28675-MS
19. Johnson N.L., Leone F.C. Statistics and experimental design. New York - London - Sydney - Toronto, 1977, 606 p.
20. Montgomery D.C., Peck E.A. Introduction to liner regression analysis. New York: John Wiley & Sons, 1982, 504 p.
21. Watson G.S. Statistic on spheres. New York: John Wiley and Sons, Inc., 1983, 238 p.
22. Yarus J.M. Stochastic modeling and geostatistics. AAPG.Tulsa, Oklahoma, 1994, 231 p.
23. Indrupskii I.M., Iastrebkova K.A., Shupik N.V. Modelirovanie tekhnologicheskikh rezhimov raboty skvazhin razlichnogo tipa v nedonasyshchennykh kollektorakh Zapadnoi Sibiri s uchetom kapilliarnogo kontsevogo effekta [Modeling technological modes of operation of wells of different types at undersaturated reservoirs of W estern Siberia taking into account the capillary and effect]. Mezhdunaronaiakonferentsiia "Tiumen'-2005. Glubokiegorizonty naukiinedr".Tiumevi, 2015.
24. Indrupskii I.M. Uchet kapilliarno uderzhivaemoi vody pri modelirovanii dvukhfaznoi fil'tratsii v labkratornysh ''jpla^tao'^kh usloA/ii^ih [Taking into account capillary retained
n * dogies for the
development of oil and 'gas fields. Part 2]. Moscow, Izhevsk: Institut komp'iutemykh issledoVnkii, 2009, 484 p.
26. Iastrebkova K.A. Modelirovanie vliianiia kapilliarnykh effektov na nachal'nuiu obvodnennost' skvazhin v nedonasyshchennykh plastakh [Modeling the influence of capillary effects on the initial water cut of wells in undersaturated reservoirs]. Moscow: IPNG RAN, 2014.
27. Shupik N.V. Vliianie kapilliarnykh kontsevykh effektov na rabotu skvazhin razlichnogo tipa v nedonasyshchennykh kollektorakh [Capillary end effect of wells different types at undersaturated reservoirs]. Moscow: IPNG RAN, 2015.
v D.
28. Orlov D.M., Ryzhov A.E., Perunova T.A. Metodika opredeleniia otnositel'nykh fazovykh pronitsaemostei po dannym nestatsionarnoi fil'tratsii putem sovmestnogo
bilities
fizicheskogo i komp'iuternogo modelirovaniia [Method for determining relative phase permeal modeling]. Prikladnaia mekhanika i tekhnicheskaia fizika, 2013, no. 5, pp. 119-1
from non-stationary filtration data by joint physical and computer
29. Efros D.A. Issledovanie fil'tratsii neodnorodnykh sistem [Investigation of filtration of heterogeneous systems]. Moscow: Gostoptekhizdat, 1963, 349
30. Shchelkachev V.N. Osnovy podzemnoi neftianoi gidravliki [Fundamentals of underground oil hydraulics]. Moscow: Gostoptekhizdat, 1945.
31. Kheifets L.I., Neimark A.V. M ' ......."............' -- c............
podzemnoi neftianoi gidravliki [Fundamentals of underground Mnogofaznye 'protsessy v poristykh sredakh [Multiphase processes in p> 32. KolesnikS.V., Trofimov AS., Polishchuk S.T. Otnositel'naia fazovaia pronitsaemost' [Relative phase permeability]. Tiumen': Ti
universitet, _2013, 96 p.
ptek
orous media]. Moscow: Khimiia, 1982. 320 p. ty]. Tiumen': Tiumenskii gosudarstvennyi neftegazovy
33. Kadet V.V., Khurgin Ia.I. Sovremennye veroiatnostnye podkhody pri reshenii zadaCh mikro-* i makrourovnia v neftegazovoi otrasli [Modern probabilistic approaches to solving problems at the micro and macro levels in the oil and gas industry]. Moscow, Izhevsk: Institut komp'iuternykh issledovanii, NlTs "Reguliarnaia i khaoticheskaia dinamika", 2006, 240 p.
34. Loitsianskii L.G. Mekhanika zhidkosti i gaza [Fluid and Gas Mechanics]. Moscow, Leningrad: Gosudarstvennoe izdatel'stvo tekhniko-teoreticheskoi literatury, 1950, 678 p.
35. Masket M. Fizicheskie osnovy tekhnologii dobychi nefti [Physical foundations of oil production technology]. Moscow, Izhevsk: Institut komp'iuternykh issledovanii, 2004, 606 p.
36. Syrtlanov V.R., Fatikhov S.Z. O podkhode k remasshtabirovaniiu otnositel'nykh fazovykh pronitsaemostei i kapilliarnykh krivykh [Approach to rescaling of relative phase permeabilities and capillary curves]. Vestnik TsKR Rosnedra, 2010, no. 5, pp. 42-46.
37. Shagapov V.Sh. O fil'tratsii gazirovannoi zhidkosti [About carbonated liquid filtration]. Prikladnaia mekhanika i tekhnicheskaia fzika,1993, no. 5, pp. 97-106.
38. Shagapov V.Sh., Syrtlanov V.R. Filtratsiia kipiashchei zhidkosti v poristoi srede [Filtration of boiling liquid in a porous medium]. TeploOzkaa vysokkch temperatur, 1994, vol. 32, no. 1, pp. 87-93.
39. Pitkevich V.T. et al. Fizicheskoe modelirovanie otnositel'nykh fazovykh pronitsaemostei na granitse oblasti trekhfaznoi nasyshchennosti [Physical modelling of relative
phase permeabilities on the boundary of three-phase saturation zone]. NbftJnkhb khzjnjstvh,2009, no. 5, pp. 70-71.
40. Pitkevich V.T. et al. Fizicheskoe modelirovanie dvuh variantov vodogazovogo vozdejstvija na obrazcan kerna [Physical modelling of relative phase permeabilities on the boundary of three-phase saturation zone]. Nbftjnkhbkhzjnjstvh,2010, no. 1, pp. 62-63.
41. Gupta R. and Maloney D.R. Intercept Method - A Novel Technique to Correct Steady-State Relative Permeability Data for Capillary End Effects. SPE Rbsbrvhir Evaluation & Ekgikbbrikg,vol. 19, iss. 02, 2016, pp. 316-330. DOI: 10.2118/171797-PA
42. Olotn J.S, Richardson J.G., KhraerJ.K, Hafiford JA, BlnlrP.M Laboratory Mealurhmektl ofRbstivl Permeability. Jamal hi Petrhlami TbhhooVhgy, 1951, vol. 3, iss. 02, pp. 47-56. DOI: 10.2118/951047-G
' he Society of Con Analysts. Edinburgh, Scotland, 2001.
Flow Rate and Wettability. SPE Annual
: SCA2001-19 presented at the 2001 Symposium of Effects in Homogeneous Composite Cores: Effect
43. Chen A.L. and Wood A.C. Rate Effects on Water-Oil Relative Permeability. Pap
44. Hinkley R.E and Davis L.A. Capillary Pressure Discontinuities and Ei
Technical Conference and Exhibition, 5-8 October, New Orleans, Louisiana,1986. DOI: 10.2118/15596-MS'
45. Grattoni C., Al-Hinai S., Guise P., Fisher Q. The Role of Interstitial Water in Hydrocarbon Flow for Tight Rocks. Paper SCA2007-14 presented at the International Symposium of the Society of Core Analysts.Calgary, Canada, 2007.
