CC BY
44УДК 553.98.04(075.8) ЯВЛЕНИЕ ЗАЩЕМЛЕНИЯ ПЛАСТОВОГО ГАЗА В ОБВОДНЯЮЩИХСЯ ГАЗОНАСЫЩЕННЫХ ИНТЕРВАЛАХ
PHENOMENON OF RESERVOIR GAS PINCHING IN THE WATERED OUT GAS SATURATED BEDS
А. А. Ефремов
A. A. Efrcmov
ООО «1 awpoM добыча Ямоург»,<>. Новый Уренгой
Ключевые слова: оценка шнасои, объемный метод, метод материи, итого башней
Key words: estimation of reserves, volumetric method, material balance method, gas pool
Проблема извлечения m обводненных газовых залежей защемленного газа вызывает значительный практический интерес на протяжении последних десятилетий. Большая часть газовых и газокондснсатных месторождений разрабатывается в условиях проявления водонапорного режима, при котором газ пост) паст к забоям
скважин за счет энергии расширения сжатого газа и воздействия внедряющейся в залежь подстилающей пластовой воды. В зависимости от геологического строения месторождения и условий отбора газа активность проявления водонапорного режима может быть различной. При полной компенсации отбора газа притоком законтурной воды пластовое давление в процессе разработки остается постоянным, и газ извлекается только за счет напора поступающей воды. Эту разновидность водонапорного режима называют жсстководонапорным. В классическом виде этот режим возможен при искусственном заводнении продуктивных пластов с достаточно высокой проницаемостью. В большинстве случаев разработка залежей протекает при снижении давления в условиях проявления упругих свойств пористой среды и насыщающих се воды и газа. К сожалению, при таком режиме разработки конечная газоотдача невелика.
Оценка возможных значений коэффициента газоотдачи залежей, эксплуатируемых на водонапорном режиме, впервые сделана Р. Дсвисом (1954 г.). М. А. Ждановым и Г. Т. Юдиным (1957 г.). Исходя из опыта разработки истощенных залежей месторождений США. Р. Дсвис сделал вывод, что коэффициент газоотдачи при вытеснении газа водой может изменяться от 0.5 до 0.95. составляя в среднем 0.85. На основе анализа данных разработки 49 газовых месторождений США. из которых 22 закончены разработкой. М. А. Жданов и Г. Т. Юдин установили. что коэффициент гаюотдачи в залежах с газовым режимом составляет 0.9-0.95. а для залежей с водонапорным режимом — примерно 0.8.
При водонапорном режиме разработка гаювых залежей характеризуется неполным вытеснением газа водой из пористой среды и неравномерным продвижением газоводяного контакта. Внедрение воды в залежь, с одной стороны, замедляет темп падения пластового давления, но с др\ гой — приводит к защемлению части запасов газа. Объем защемленного газа в зависимости от физико-литологичсских условий по опыту разработки различных месторождений колеблется от 3 до 60 % первоначального газонасыщснного порового пространства. В лабораторных условиях также были получены значения остаточной газонасыщен-ности до 0.4-0.5 для известняков и некоторых типов сцементированных песчаников 111.
Газоносные пласты обычно неоднородны по своему строению, что наряду с их неравномерным дренированием приводит к избирательном) продвижению пластовых вод по площади газоносности и продуктивном) разрезу. В результате происходит опережающее обводнение скважин, вскрывающих участки, приуроченные к супсрколлскторам. при наличии еще значительных запасов газа в газонасыщснной части пласта. Безусловно, это снижает продуктивность скважин и приводит к их преждевременным остановкам. Для обеспечения заданных отборов газа из месторождения приходится бурить новые скважины и вкладывать дополнительные средства в эксплу атацию обводненных скважин. К пример}. на разрабатываемых на водонапорном режиме месторождениях Краснодарского края фонд скважин был удвоен и даже утроен по сравнению с проектным количеством, что крайне негативно сказывается на технико-экономических показателях добычи газа.
Процент защемленного газа зависит от ряда геологических и геофизических факторов (в первую очередь пористость, проницаемость, неоднородность пласта), а также от темпа и равномерности отбора газа по площади. На механизм защемления газа воздействуют в основном два процесса: на .микроуровне — защемление газа в отдельных порах (при этом ключевую роль играет геометрия пор и капиллярные силы) и защемление газа на макроуровне.
Макрозащемлснис характеризуется масштабностью проявления, соизмеримой с размерами залежи. В этом случае большую роль играет макронсоднородность пласта. Именно в непроницаемых и малопроницае.мых участках пласта наблюдается защемление пластового газа. Подобные области, содержащие газ. окруженные
пластовой водой и называемые «целиками», как правило, носят достаточно условный характер. Другими словами, вероятность получения промышленного притока газа по результатам дополнительного вскрытия интервала, предположительно содержащего макрозащемленный объем пластового газа, эксплуатационным бурением крайне незначительна.
Защемление значительного объема газа в обводненной части газонасыщснных интервалов впервые экспериментально установлено Т. Гсффсном (1951 г.) при исследовании относительных проницаемостсй для газа и жидкостей методом насыщения. Вместо 0.1-0.15. как предполагалось ранее, насыщенность пористой среды неподвижным газом изменялась от 0.15 до 0.5 (при различных проницаемо-стях моделируемого пласта) и имела значения, сопоставимые с величинами остаточной нсфтснасыщснности. полученными экспериментальным путем в аналогичных условиях при вытеснении нефти водой. В связи с этим Т. Гсффсном. Д. Парришем. Г. Хейнсом и Р. Морзе выполнен комплекс лабораторных и промысловых исследований с целью оценки возможных значений коэффициента остаточной газонасыщенности при вытеснении газа водой. По данным лабораторных исследований, проведенных на естественных и искусственных (синтетических) пористых средах при различных давлениях, температурах и скоростях закачки воды. коэффициент остаточной газонасыщенности для различных типов пород изменяется от 0.16 до 0.5 и совпадает с се значениями, полученными при исследовании относительных проницаемостсй для газа и жидкости. Промысловые исследования остаточной газонасыщенности включали электрометрические измерения в двух скважинах на газовых месторождениях Всст-Бьюмонт (США. Техас) и Лейксайд (США. Луизиана) и физические замеры количества остаточного газа в кернах, поднятых с сохранением пластового давления из обводненной зоны месторождения Всст-Бьюмонт. Результаты интерпретации данных элсктрокаротажа показали, что для месторождения Всст-Бьюмонт коэффициент остаточной газонасыщенности обводненных интервалов газоносного пласта изменяется от 0.28 до 0.4. а для месторождения Лейксайд составляет в среднем 0.22. Из приведенных данных видно. что коэффициент остаточной газонасыщенности. определенной в лабораторных экспериментах на малых кернах, имеет практически тс же значения, что и в пластовых условиях при заводнении 111.
Основные результаты проведенных исследований по вытеснению газа водой из пористых сред представлены ниже.
1. По опытным данным коэффициенты вытеснения газа водой и остаточной газонасыщенности существенно зависят от начальной газонасыщенности пористой среды. При малых значениях начальной газонасыщенности (о,, = 0.08 - 0.10) остаточная газонасыщснность а«.., близка к начальной. В дальнейшем, увеличиваясь с ростом начальной газонасыщенности. остаточная газонасыщснность становится заметно меньше. В слу чае сцементированного песчаника а^, возрастает во всем диапазоне изменения а,,. Кривая а„С1 = Г (а,,) постепенно выполаживается и стремится к некоторой асимптоте. Предельные значения остаточной газонасыщснно-сти зависят от физических свойств жидкости и газа и характеристик пористой среды. Для несцементированного песчаника при достижении определенного значения начальной газонасыщенности возрастание остаточной газонасыщенности сменяется убыванием. Таким образом, с уменьшением коэффициента абсолютной проницаемости точка максимальной остаточной газонасыщенности смещается в сторон) более низких значений начальной газонасыщенности.
2. Коэффициент остаточной газонасыщенности уменьшается с ростом отношения коэффициентов динамических вязкостей воды и газа, ухудшением смачивающих характеристик вытесняющей жидкости и увеличивается с ростом поверхностного натяжения на границе раздела фаз 111. Отмечено, что адсорбция на поверхности породы (перед фронтом насту пающей воды) органических веществ, а также
гидрофобизация пористой срсды снижают коэффициент остаточной газонасыщсн-ности.
3. В опытах не обнаружено зависимости коэффициента остаточной газонасы-щснности от температуры в интервале ее изменения от 26.6 до 121 "С 121.
4. Зависимости коэффициентов вытеснения газа водой и остаточной газонасы-щснности от давления (в исследованном диапазоне его изменения от О до 200 кгс/см:) не установлены |3|.
В то же время в резу льтате экспериментальных исследований по вытеснению природного газа пластовой водой из моделей несцементированной пористой срсды получено подтверждение монотонного снижения коэффициента газоотдачи с ростом пластового давления. При этом в интервале изменения давления от 50 до 200 кгс/см" коэффициент газоотдачи остается практически постоянным. Это согласуется с результатами ранее проведенных исследований. По-видимому, давление заметно влияет на показатели вытеснения газа водой только при высоких значениях данного параметра (выше 200 кгс/см").
5. Экспериментальные данные по вытеснению газа водой свидетельствуют об отсутствии универсальных корреляционных зависимостей между коэффициентом остаточной газонасыщснности и пстрофизичсскими характеристиками горных пород — коэффициентами пористости и проницаемости и средним радиусом поровых каналов [3. 4|. В различных опытах пол> чены противоположные результаты влияния отдельных величин на эффективность вытеснения газа водой.
Отсутствие универсальных зависимостей между коэффициентами остаточной газонасыщснности. пористости, проницаемости и средним радиусом поровых каналов объясняется тем. что остаточная газонасыщснность зависит в основном от особенностей строения порового пространства, которые нельзя полностью охарактеризовать этими параметрами. В основном на коэффициент остаточной га юнасыщснности влияет степень неоднородности порового пространства по размеру пор. Чем более однородна пористая среда, тем меньше газа должно защемляться (при прочих равных условиях). Как правильно подмечено В. И. Соболевым, пористость. проницаемость и средний радиус поровых каналов влияют на остаточную газонасыщснность в той же мере, в какой от них зависит однородность порового пространства. Если с увеличением (или уменьшением) этих параметров повышается степень однородности пор по размерам, то это приводит к снижению остаточной газонасыщснности.
6. Согласно исследованиям Наара и Гсндсрсона максимальный коэффициент остаточной газонасыщснности при вытеснении газа водой может достигать 50 % от коэффициента начальной газонасыщснности. По опытным данным Н. В. Савченко коэффициент остаточной газонасыщснности изменяется от 15 до 60 % от эффективного объема пор.
7. В работах |2. 5| зависимость коэффициента вытеснения газа водой от скорости заводнения в широких пределах се изменения не получена. В то же время в работе |6| утверждается, что существуют оптимальные скорости вытеснения, при которых газоотдача максимальна. Проведенная авторами обработка результатов собственных исследований показывает, что в области малых скоростей вытеснения коэффициент газоотдачи быстро растет с увеличением скорости вытеснения, проходит через максимум и затем медленно снижается. Однако из опытных данных Рут и Калхоу на следует, что с увеличением скорости вытеснения коэффициент газоотдачи возрастает.
В анализиру емых исследованиях скорость гидродинамического вытеснения газа водой изменялась в пределах от 123 до 24 200 м/год. Она выше фактической скорости продвижения газоводяного контакта и сопоставима со скоростью капиллярного впитывания воды в пористую среду. По данным Л. Б. Булавинова начальная скорость капиллярного впитывания воды в пористую среду изменяется от 4 240 до 25 600 м/год. Следовательно, в анализируемых опытах действие капил-
лярных сил было определяющим, что и обусловило широкие границы автомодельного коэффициента газоотдачи от скорости вытеснения. Решающее влияние капиллярных сил на формирование остаточной газонасыщенности и распределение фаз в порах подтверждается многочисленными исследованиями по вытеснению газа водой 111.
Таким образом, результаты исследований по вытеснению газа водой из гидрофильных пористых сред позволяют сделать вывод о независимости коэффициента газоотдачи от скорости вытеснения для всех возможных на практике пределов се изменения. Когда пласт гидрофобен. и капиллярные силы противодействуют вытеснению из пористой среды газа водой, то по аналогии с разработкой нефтяных месторождений с заводнением можно ожидать увеличения коэффициента газоотдачи с ростом скорости перемещения границы раздела газ — вода.
8. Опыты по вытеснению газа водой из пористой среды с местной неоднородностью. которая моделировалась чередованием дву х участков пласта с различными коллскторскими свойствами (Л. Б. Булавинов). свидетельствуют о снижении коэффициента газоотдачи с ростом отношения проницаемостей отдельных участков и независимости от их линейных размеров.
Анализируемые исследования по вытеснению газа водой проводились при постоянном давлении. Резу льтаты этих исследований показывают, что после обводнения моделей пористой среды из них при дальнейшей прокачке воды посту паст незначительное количество газа, а коэффициент остаточной газонасышснности остается постоянным. Изменение коэффициента остаточной газонасышснности за счет диффузии газа также несущественно |7|. Согласно исследованиям В. М. Рыжика за фронтом вытеснения газа водой образуются две юны: подвижного и неподвижного газа. В зоне подвижного газа, прилегающей к скачку насыщенности на фронте вытеснения, средняя газонасыщснность всего на 0.00 ] 5-0.003 выше критической, при которой проницаемость для газа равна нулю. Поэтому подвижность газа в данной зоне незначительна, и процесс вытеснения газа водой близок к поршневом> . Защемленный в пористой среде газ находится в диспергированном состоянии и прочно удерживается капиллярными силами, действующими на границе раздела фаз. При существующих в реальных условиях градиентах давления он почти неподвижен.
Жесткий водонапорный режим, то есть вытеснение газа водой при постоянном давлении, встречается редко. Большинство газовых залежей, приуроченных к гидродинамическим бассейнам, разрабатывается при снижающемся давлении в зафронтовой области и. естественно, в самой залежи. Снижение давления в заводненной зоне газовых залежей сопровождается расширением защемленного газа. При этом часть его становится подвижной и при определенных условиях может посту пать в газонасыщснную часть залежи, пополняя в ней запасы газа. Имеются только единичные эксперименты, в которых исследовалось вытеснение газа водой при снижающемся давлении и извлечение защемленного газа. Опыты Л. Б. Була-винова. А. П. Хсйна. П. Я. Алтухова. М. А. Псшкина по заводнению моделей пласта при падающем давлении показывают, что увеличение темпа отбора газа (отношения начального и конечного давлений) приводит к росту коэффициента газоотдачи.
Результаты экспериментов различных авторов показывают, что в начальный период снижения давления ниже давления на момент заводнения защемленный газ малоподвижен, а из модели извлекается в основном вода. В дальнейшем по мерс снижения давления количество добываемого из пласта газа увеличивается, а воды — уменьшается. На конечной стадии снижения давления из пласта выходит только газ. При снижении давления до атмос<|>срного добывается почти весь защемленный газ.
Практические исследования показывают, что процесс вытеснения газа водой в условиях проявления упруговодонапорного режима характеризуется специфическими особенностями, которые необходимо учитывать при проектировании и анализе разработки месторождений природных газов. Однако, несмотря на значи-
тельное число исследований по вытеснению ra sa водой, количественные, а иногда и качественные закономерности процесса заводнения газовых залежей при снижающемся давлении изучены недостаточно. В частности, отсутствуют достоверные данные о подвижности защемленного газа, не исследовано влияние его на фа-зову ю проницаемость для воды. От этих величин зависит газоотдача заводненной зоны по защемленном) газу, темп внедрения воды в залежь и другие показатели разработки.
В Российской Федерации основные исследования явления защемления газа выполнены на месторождениях старых газодобывающих районов, в основном Ставропольского края. Поволжья. Республики Коми. Из анализа результатов исследований видно, что расчетное количество защемленного газа по истощенным месторождениям регионов колеблется от 5.2 % (Кансвскос месторождение, нижний мел) до 36.5 % начальных геологических запасов (Ленинградское месторождение).
На завершающей стадии отбора запасов газа из газовой залежи наступает этап, когда в залежи остается преимущественно низконапорный газ (при достижении средневзвешенного пластового давления по газонасыщснному объему залежи значений 5 МПа и ниже). Как упоминалось выше, в случае внедрения в газовую залежь воды при отборе газа происходит обводнение значительной части эксплуатационных скважин и появление в их продукции песка, осложняющих работу как самих скважин, так и промыслового транспорта и оборудования первичной подготовки газа, а также защемление значительных по сравнению с начальными запасами объемов газа, остающихся за фронтом внедряющейся воды, извлечь которые чаще всего не представляется возможным. Кроме того, снизившееся пластовое давление и. следовательно, давление газа на устьях эксплуатационных скважин требует увеличения мощностей дожимных компрессорных станций, чтобы осуществить подачу газа в магистральный газопровод. При разработке месторождений на стадии эксплуатации запасов низконапорного газа возрастает себестоимость его добычи в связи с увеличением мощностей на ко.мпри.мированис газа, затрат на массовый капитальный ремонт обводняющихся скважин и на замену преждевременно изношенного из-за псскопроявлсний промыслового оборудования и участков газосборных сетей.
Для крупных и уникальных по начальным запасам ссно.манских залежей месторождений севера Западной Сибири представленная проблема стоит значительно более остро, поскольку гораздо ярче выражена неравномерность отбора газа по отдельным эксплуатационным участкам, резко различаются также и даты их ввода в эксплуатацию, что неизбежно приводит к дифференцированному изломанному продвижению контура газоводяного контакта.
С целью анализа процесса защемления газа оценим динамику изменения относительной фазовой проницаемости при фильтрации дву хфазной среды «газ — вода» через различные типы пород-коллекторов.
На рис. 1 приведены зависимости относительных проницасмостсй для воды и газа от насыщенности S жидкостью порового пространства песков, пористых известняков и доломитов |8|.
При содержании в поровом пространстве несцементированных песков и известняков до 30 %. а в песчаниках — до 60 % жидкости относительная проницаемость Кж для жидкой фазы равна нулю, а относительная проницаемость для газа К, составит для песков и известняков 0.6. для песчаников — 0.3. Иначе говоря, жидкость с увеличением се содержания в пористой среде первоначально почти не влияет на фильтрацию газа. Из этих кривых также следует, что при содержании жидкости в породе в пределах 30-60 % объемных из пласта преимущественно поступает чистый газ.
При газонасыщснности песка и песчаника до 10-15 %. а известняка до 25-30 % газ остается неподвижным (К,. = 0). Однако в этом случае сильно ухудшаются условия для фильтрации жидкости: относительная проницаемость снижается для известняков — до 0.22. для песков — до 0.7 и для песчаников — до 0.6. Кривые относительных проницасмостсй для различных пород приблизительно идентичны.
V \ * ч \ \ / //•
\ X \ \ ч ч ч ч N \ ч \ \ \ \ \ \ ч ч ✓ ч ч / / / / / у
ч ч ч X ч \ ч ч ■V * г / /
V \
О 10 20 .-¡О 40 :>!) (.!) /0 80 90 100
Водонасмщенность, %
— • — к Г\сеКЛ го ПОДО — кгРСЧЯНИКА ГО ВОДР к И10ОГтнякл го воде
Рис. I. Сопоставление кривых швисимоснш фаншых нрошщаемостен от насыщенности жидкостью норового пространства несцементированных несков, песчаников и твестняков
В зависимости от типа породы на графиках наблюдается смещение кривых насыщенности. причем в наибольшей степени вправо смещены зависимости для песчаников (см. рис. I). Это связано с наличием значительного количеств.) в породах этого типа тонких пор. заполненных водой, через которые газ не фильтруется. По этой же причине вода через песчаники начинает фильтроваться лишь при высоком ее содержании в породе (около 50-55 % объемных). В связи со значительным влиянием распределения пор по объему породы на кривые относительной проницаемости направление и сдвиг кривых для различных песчаников могут быть неодинаковыми.
Таким образом, для промысловых расчетов необходимо пользоваться кривыми относительных проницасмостсй. построенными для пород и пластовых жидкостей рассматриваемой залежи. Однако следует у читывать, что в связи с чрезвычайно сложным характером механизма фильтрации в пористой среде нескольких фаз одновременно при лабораторных методах оценки относительных проницасмостсй происходит значительный разброс точек, что затрудняет выявление и анализ влияния различных факторов на результат. По этой же причине не удается установить \ ниверсальныс зависимости относительной фазовой проницаемости компонентов смеси от насыщенности пористой среды для различных существующих типов по-род-коллскторов. Приведенные выше кривые проницаемости могут быть использованы в том числе и для ряда залежей, имеющих сходные фильтрационно-смкостные свойств;), для оценки приблизительной величины остаточной газона-сышснности. При этом следует полагать, что кривые для пород одного и того же класса, независимо от их абсолютной проницаемости, приблизительно одинаковые и характеризуются в основном лишь степенью насыщения породы различными фазами.
Обратимся к модели ссноманской залежи Ямбургского месторождения. Газо-насышенныс и водоносные интервалы ссноманских отложений представляют собой массивы проницаемых песчаников и алевролитов, внутри которых примерно в горизонтальном направлении размещаются прерывистые непроницаемые прослои.
Типичные значения проницаемости для ссноманской залежи Ямбургского месторождения от 300-К)1" до 600-ИГ1' м". однако встречаются и менее проницаемые породы, вплоть до глинистых почти непроницаемых включений. Средние значения пористости для залежи 25-35 %. Поэтому в качестве модели пласта использовали образцы насыпных пористых сред с проницаемостью от 13-10"'^ до 600 10 ь м~ и длиной 2 ООО мм. Величину проницаемости регулировали, изменяя соотношение фракций кварцевого песка и проппанта с разным размером зерен. В процессе эксперимента моделировали условия защемления газа при внедрении в газонасыщенный пласт воды.
Механизм защемления газа водой в разрабатываемом на упруговодонапорном режиме пласте определяется характерными особенностями фазовых проницаемо-стсй флюидов. Как известно, общий вид зависимостей газо- и водопроницаемости от насыщенности порового пространства вмещающей породы водой мало изменяется при переходе от несцементированного песка к другим видам пористых сред. Происходит лишь смещение кривых относительной фазовой проницаемости в направлении более высокой насыщенности у более плотных сред (песчаников, хс.мо-генных известняков). Поэтому основные особенности относительных фазовых га ю- и водопроницас.мостей и механизм защемления газа водой могу т быть исследованы в первом приближении на примере пористой среды, представленной несцементированным песком.
Моделирование защемления газа пластовой водой осуществлялось следующим образом: через модель пласта, заполненную метаном, прокачивалась вода до того момента, пока не прекращалась фильтрация газа, и из модели при дальнейшей прокачке посту-пала только вода. Исследования проводились при давлении модели пласта от 3 до 5 МПа и температуре 24 "С. Характеристики физических моделей пласта, некоторые условия и результаты экспериментов на этих моделях приведены в таблице.
Основные характеристики модемен пласта н результаты проводимых на них жепериментив
Проницаемость. 10 15 м" Пористость. % Давление н модели. МИД Объем '»щемленного та. "ообъема нор Темп падения давления. МПа ч Режим
15 0.23 3.3 15.6 0 1' const
314 0.29 3.3 15.5 0 1' const
539 0.29 5.1 19.3 0.524 Ступенчатое поддержание давления
578 0.26 5.1 19.6 0 1' const
508 0.28 5.1 21.4 1.14 Частичное поддержание давления
На основании полученных результатов можно сделать вывод о том. что для всей серии экспериментов характерно резкое снижение доли газа в потоке в момент прорыю воды. После заводнения 79-84 % объема пор фильтрация газа прекращалась. и из модели в дальнейшем посту пала только вода. Таким образом, объем за щемленного газа составил 16-21 % объема пор. Вследствие почти полного прекращения фильтрации газа после прорыва воды конечный коэффициент извлечения метана из модели пласта близок к допрорывному. Также следует отмстить, что коэффициент проницаемости оказывает довольно слабое влияние на величину защемленного газа в обводненном коллекторе. При изменении проницаемости в 50 раз коэффициент защемления газа изменяется в среднем на 8 % (рис. 2).
п
а
8 20 О
о fi
о 1 ь
о
X X
о
ее
§ " ч
10
0 100 200 300 400 ЬОО ЬОО
Проницлеюоаылодели. мД
Рис. 2. Зависимость объема шщемлеииого га ¡а от проницаемости пористой среды
Таким образом, на примере исследования модели ссноманской залежи Ямбург-ского месторождения можно утверждать, что для газовых залежей месторождений севера Западной Сибири, характеризующихся сходными значениями фильтраци-онно-смкостных показателей и подобным геологическим строением, при \словии низкого пластового давления и ярко выраженной неравномерности подъема газо-водяного контакта суммарный объем защемленного в процессе разработки газа на различных участках обводняющихся интервалов составит порядка 16-21 % от начальных геологических запасов.
Список литературы
1. Закирои С. П.. Короток К). 11. и др. Теория водонапорного режима газовых месторождений. М.: Недра. 1976. 240 е.
2. Савченко II. И. Остаточная ппопасьн ценность пород коллекторов по данным лабораторного («учения керна. Сб. Разработка и женлуатания газовых и газоконденсатных месторождений. 1972. №5. С. 40-44.
3. Худяков О. ф. Экспериментальное изучение газоомачи при вытеснении газа водой на линейных моделях пласта. Труды ВПИИГаза. 1962. вып. 17 25. С. 75-98.
4. Cliiorici (i. I,. Water Drive Gas Reservoirs: Uncertainly in Reserves К valuation from Past 1 listón. J.P.T.. N2. 1967. pp. 237-244.
5. Гриюрьев В. С. Определение остаточной тазонасыщенности но перемещению газоводяного кошакта при разработке газовых залежей. Груды УкрПИИГаза. 1966. вып. 15. С. 93-99.
6. Holmgren С>. R. «Kll'ect ol'l'ree (jas Saturations on Oil Recovery by Water blooding». 1'rans Л1МК. 1951. 192. pp."l35-142.
7. Ratz I). I,. «How Water Displaces Cias from Porous Media». The Oil and (¡as J. January. 10. 1966. pp. 113-122.
X. Ширковский Л. И. Нрми.юв О. М. Физика n.iacia. добыча и подземное хранение таза. М.: Паука. 1996. 540 с.
Сведения об акторе
Ефремов Александр Анатольевич, аспирант, Ткхиенский государственный нефтегаювый университет. г. Тюмень, геолог 1 категории. (XX) «Гатром добыча Ямбург», г. Новый Уренгой, Управление геологин, разработки и лицентрования месторождении. тел. 83494966830. e-mail: A.lifremov'á,ygd.gazprom.ru
lifremov Л. Л., postgraduate ojTyumen State Oil and (las University, geologist of category / of the company «Ciasprom dobycha Yamburg. I.id.», deparimenl of fields geology, development and licensing, phone: 83494966830, e-mail: A.ICfremov'ci]ygd.gasprom.ru
