Двухфазная фильтрация смеси "нефть - водные растворы поверхностно-активных веществ" тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 01.04.14, кандидат наук Кузина Ольга Александровна

• Кузина Ольга Александровна
• кандидат наук
• 2021

Оглавление диссертации кандидат наук Кузина Ольга Александровна

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР ПО ПРОБЛЕМЕ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОТНОСИТЕЛЬНЫХ ФАЗОВЫХ ПРОНИЦАЕМОСТЕЙ ПРИ ФИЛЬТРАЦИИ НЕФТИ И ВОДНЫХ РАСТВОРОВ ПАВ

1.1 Фильтрация воды и углеводородов в пористых средах. Основные понятия и законы теории фильтрации

1.1.1 Особенности движения флюидов в горных породах

1.1.2 Пористая среда и ее фильтрующие характеристики

1.1.3 Обобщенный закон Дарси для расчета многофазной фильтрации

1.2 Относительные фазовые проницаемости. Развитие концепции и методов определения

1.2.1 Концепция фазовых проницаемостей

1.2.2 Факторы, влияющие на фазовые проницаемости коллекторов

1.2.3 Методы определения ОФП

1.2.4 Метод стационарной фильтрации

1.2.5 Теоретические методы определения ОФП

1.3 Влияние ПАВ на параметры в системе «нефть - водные растворы ПАВ»

1.3.1 Физико-химические свойства поверхностно-активных веществ

1.3.2 Результаты лабораторных исследований вытеснения нефти растворами поверхностно-активных веществ

1.3.2.1 Коэффициент вытеснения

1.3.2.2 Влияние ПАВ на коэффициент нефтевытеснения

1.3.2.3 Влияние ПАВ на реологические свойства нефти

1.3.2.4 Влияние ПАВ на фазовые проницаемости пористой среды

1.3.3 Факторы, влияющие на остаточную нефтенасыщенность

1.3.3.1 Капиллярное число

1.3.3.2 Работа адгезии

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ

ГЛАВА 2. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ И ПРИНЦИП РАБОТЫ. МЕТОДИКИ ПРОВЕДЕНИЯ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ

2.1 Экспериментальные установки, устройство и принцип работы

2.1.1 Автоматизированный программно-измерительный комплекс ПИК-ОФП/ЭП-3

2.1.1.1 Технические характеристики автоматизированного программно-измерительного комплекса ПИК-ОФП/ЭП-3

2.1.1.2 Описание комплекса ПИК-ОФП/ЭП-3

2.1.1.3 Описание компонент

2.1.2 Устройство для насыщения образцов керна углеводородами и водными растворами УНК-11

2.1.3 Центрифуга лабораторная Цн-12

2.1.4 Аппарат для определения остаточной нефтеводонасыщенности керна АДЖ-2

2.1.5 Аппарат Сокслета

2.2 Объекты исследований

2.3 Методики проведения экспериментальных исследований

2.3.1 Метод лабораторного определения ОФП при совместной стационарной фильтрации

2.3.1.1 Методика проведения насыщения образцов моделью пластовой воды

2.3.1.2 Создание начальной остаточной водонасыщенности и определение капиллярной кривой методом центрифугирования

2.3.1.3 Методика проведения испытания при совместной стационарной фильтрации

2.3.1.4 Методика проведения работ по определению остаточной водонасыщенности образцов керна на аппарате АДЖ

2.3.1.5 Методика проведения экстракции образцов с помощью аппарата Сокслета

2.3.2 Методика определения поверхностного натяжения

2.3.3 Методика определения краевых углов смачивания

2.4 Обработка результатов экспериментов

2.4.1 Определение пористости, остаточной водонасыщенности образца и линейной скорости прокачки флюидов при фильтрации через образец керна

2.4.2 Расчет относительных фазовых проницаемостей

2.4.3 Расчет текущей водонасыщенности образца

2.4.4 Расчет коэффициента вытеснения нефти

2.4.5 Результаты вычислений

2.4.6 Погрешности результатов вычислений

2.4.6.1 Погрешность определения коэффициента вытеснения Квыт

2.4.6.2 Погрешность определения фазовой проницаемости

2.4.6.3 Погрешность определения водонасыщенности при помощи LCR - метра S

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ

ГЛАВА 3. РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЙ ДВУХФАЗНОЙ ФИЛЬТРАЦИИ СМЕСИ «НЕФТЬ - ВОДНЫЙ РАСТВОР ПАВ»

3.1 Исследование влияния вида ПАВ и температуры на кривые ОФП

3.2 Исследования влияния капиллярного числа и относительной работы адгезии нефти на коэффициент вытеснения

3.3 Обобщенная трехпараметрическая зависимость коэффициента вытеснения от капиллярного числа, относительной работы адгезии нефти и температуры

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ

ГЛАВА 4. РАЗРАБОТКА И ОБОСНОВАНИЕ РАСЧЕТНО-ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОГО МЕТОДА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОТНОСИТЕЛЬНЫХ ФАЗОВЫХ ПРОНИЦАЕМОСТЕЙ ПРИ ФИЛЬТРАЦИИ СМЕСИ «НЕФТЬ -ВОДНЫЙ РАСТВОР ПАВ»

4.1 Разработка расчетно-экспериментального метода определения ОФП с учетом влияния ПАВ и температуры флюидов

4.1.1 Геометрическая и кластерная сетевая четочная модель течения смеси «нефть - водные растворы ПАВ»

4.1.2 Потери давления при течении флюидов в «больших» и «малых» каналах

4.1.3 Потери трения и местные сопротивления в поровых каналах

4.1.4 Потери давления из-за межфазного взаимодействия нефти и водного раствора ПАВ

4.1.5 Относительные фазовые проницаемости

4.1.6 Расчетно-экспериментальный метод определения ОФП при фильтрации смеси «нефть - водные растворы ПАВ»

4.2 Сопоставление результатов расчетного и экспериментального исследования по влиянию ПАВ и температуры на ОФП при различных насыщенностях

Таким образом, разработанный расчетно-экспериментальный метод обоснован удовлетворительным соответствием расчетных и опытных значений фазовых проницаемостей по нефти и водным растворам ПАВ во всем диапазоне относительных водонасыщенностей 0<5<1

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Двухфазная фильтрация смеси "нефть - водные растворы поверхностно-активных веществ"»

Актуальность работы

Снижение нефтеотдачи на фоне возрастания темпов обводнения скважинной продукции, повышение дебита нефтяных скважин является основной задачей нефтяной промышленности.

Дополнительную нефть можно получать за счет применения синтетических поверхностно-активных веществ (ПАВ), которые растворяются в виде водного раствора и закачиваются в нефтеносный пласт для увеличения его отдачи. При использовании этих реагентов снижается коэффициент поверхностного натяжения между водой и нефтью, что приводит к образованию эмульсий. В данном случае это является положительным явлением, так как смесь воды с ПАВ способна вытеснить нефть из застойных зон и областей с пониженной проницаемостью, увеличивая тем самым коэффициент охвата нефтеносного пласта и дебит скважин.

Актуальной проблемой является отсутствие обобщенных опытных данных и методики расчета относительных фазовых проницаемостей (ОФП) в зависимости от температуры и параметров водных растворов ПАВ. Неопределенность в нахождении ОФП приводит к потере достоверности прогноза добычи нефти в условиях эксплуатации нефтяных месторождений. Важной задачей для решения этой проблемы является экспериментальное исследование процессов вытеснения нефти водными растворами ПАВ.

Экспериментальные методы определения ОФП при различных насыщенностях фаз приводят к существенным временным и материальным затратам. Аналитический обзор литературных источников зарубежных и отечественных авторов показал, что работы по моделированию относительных фазовых проницаемостей с учетом одновременного влияния температуры и вида ПАВ практически отсутствуют. Данная работа посвящена созданию расчетно-экспериментального метода определения ОФП при различных насыщенностях фазами с учетом влияния температуры пласта и вида ПАВ.

Целью работы является разработка и экспериментальное обоснование расчетно-экспериментального метода нахождения относительных фазовых проницаемостей в системе «нефть - водный раствор ПАВ» для различных температур.

Задачи исследования:

1. Получение экспериментальных данных по влиянию водонасыщенности, вида ПАВ и температуры на относительные фазовые проницаемости по нефти и водной фазе, а также обоснование выбора параметров, характеризующих свойства системы «нефть - водный раствор ПАВ - горная порода», влияющих на ОФП и вытеснение нефти.

2. Обобщение опытных данных на основе полученных и известных экспериментальных исследований, позволяющих рассчитывать параметры межфазного взаимодействия и относительные проницаемости по нефти и водной фазе.

3. Разработка расчетно-экспериментального метода для определения относительных фазовых проницаемостей в системе «нефть - водный раствор ПАВ».

Научная новизна работы:

1. Впервые на основе кластерной четочной модели течения флюидов предложен и экспериментально обоснован метод определения кривых ОФП при фильтрации смеси «нефть - водный раствор ПАВ», позволяющий прогнозировать влияние вида водного раствора поверхностно-активных веществ и температуры раствора на параметры фильтрации.

2. В результате экспериментального исследования выявлено совместное влияние капиллярного числа и работы адгезии на процессы фильтрации нефти и водного раствора ПАВ при различных водонасыщенностях.

3. Получены критериальные уравнения массопереноса для зависимости коэффициента вытеснения нефти от капиллярного числа, относительной работы адгезии нефти и температурного фактора.

4. Впервые установлено, что при фильтрации нефти и водного раствора ПАВ максимальная величина функции межфазного взаимодействия изменяется по степенному закону с изменением капиллярного числа и

работы адгезии, а коэффициент и показатель степени зависят от температуры.

5. Показано, что с ростом температуры вытеснение нефти водными растворами ПАВ возрастает. Однако с увеличением температуры падает эффективность вытеснения поверхностно-активными веществами. При увеличении температуры моющая способность воды значительно возрастает, поэтому процентное соотношение вытеснения по сравнению с пластовой водой снижается.

6. Получены расчетные формулы для определения относительных фазовых проницаемостей по нефти и водному раствору ПАВ в зависимости от водонасыщенности.

Практическая значимость работы:

Методика расчета относительных фазовых проницаемостей нефтяной и водной фаз являются неотъемлемой частью гидродинамических моделей месторождений. Предложенный в данной работе метод позволит прогнозировать вид кривых ОФП при вытеснении нефти при различных температурах различными видами водных растворов ПАВ.

Результаты данной работы дают возможность нефтяным компаниям повысить достоверность прогнозов добычи нефти и эффективность разработки нефтяных месторождений, в частности на низкодебитных пластах. Результаты работы могут быть использованы также при дальнейшем исследовании фильтрации жидкости с применением различных ПАВ в целях повышения нефтеотдачи пластов.

Достоверность результатов обеспечивается использованием физико-химических методов экспериментальных исследований, выполненных на современном поверенном оборудовании, воспроизводимостью экспериментальных данных в пределах погрешности, согласованностью с известными литературными данными, а также применением современных методов теплофизики и механики многофазных систем для определения параметров многофазной фильтрации.

Личный вклад автора состоит в проведении экспериментальных исследований; обработке данных; нахождении безразмерного параметра,

характеризующего вытеснение нефти водными растворами ПАВ; разработке расчетно-экспериментальной методики определения функций ОФП в системе «нефть - водный раствор ПАВ», а также написании программного кода данного метода; подготовке статей для публикации в рецензируемых журналах и докладов для представления результатов на конференциях.

Положения, выносимые на защиту:

1. Расчетно-экспериментальный метод определения кривых ОФП при фильтрации смеси «нефть - водный раствор ПАВ».

2. Результаты экспериментальных исследований о влиянии водонасыщенности, вида водного раствора ПАВ и температуры на относительные проницаемости нефтяной и водной фаз.

3. Зависимости максимума относительных потерь давления из-за межфазного взаимодействия и относительной водонасыщенности в точке максимума от вида ПАВ и температуры.

4. Обобщенные эмпирические зависимости, позволяющие прогнозировать вытеснение нефти в зависимости от капиллярного числа, относительной работы адгезии и температуры.

Апробация работы. Результаты работы докладывались и обсуждались на следующих конференциях и семинарах:

• X школа-семинар молодых ученых «Теплофизика, гидрогазодинамика, теплотехника. Инновационные технологии», г. Тюмень, 24 мая 2017;

• XII Всероссийский съезд по фундаментальным проблемам теоретической и прикладной механики, г. Уфа, 19-24 августа 2019;

• Международная научно-практическая конференция обучающихся, молодых ученых и специалистов «Транспорт и хранение углеводородного сырья», г. Тюмень, 25-26 апреля 2019;

• XX конференция молодых ученых и специалистов Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть», г. Тюмень, 18-19 февраля 2020.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 10 научных работ, в том числе 4 статьи в рецензируемых научных журналах из перечня ВАК, 1 публикация в издании, входящем в международные базы данных (SCOPUS).

ГЛАВА 1. АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР ПО ПРОБЛЕМЕ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОТНОСИТЕЛЬНЫХ ФАЗОВЫХ ПРОНИЦАЕМОСТЕЙ ПРИ ФИЛЬТРАЦИИ НЕФТИ И ВОДНЫХ

РАСТВОРОВ ПАВ

Проблеме изучения фильтрации водонефтяной смеси и параметрам ПАВ посвящены работы отечественных и зарубежных авторов: Абасов М.Т., Бабалян Г.А., Баренблатт Г.И., Березин В.М, Ентов В.М., Желтов Ю.П., Леонтьев Н.Е., Марков П.В., Нигматулин Р.И., Оганджанянц В.Г., Пахаруков Ю.В., Семихина Л.П., Сотников О.С., Степанов С.В., Шабаров А.Б., Щелкачев З.Н., Al-Gharbi M.S., Blunt M.J., Brooks R.H., Burdine N.T., Corey A.T., Leverett M.C., Purcell W.R., Valavanides M.S. и др.

1.1 Фильтрация воды и углеводородов в пористых средах. Основные понятия и законы теории фильтрации

1.1.1 Особенности движения флюидов в горных породах

Нефть и сопутствующие ей природные газы глубоко сосредоточены под землей. Их местонахождение неотъемлемым образом связано с содержащими их горными породами, а также со структурными и другими характеристиками пластов. Горные породы, которые содержат запасы нефти и газа, способные в тоже время отдавать их при разработке месторождения, называются породами-коллекторами [1, 2].

Природные флюиды, к которым относятся подземные воды, нефть, газ в основном находятся в порах и трещинах осадочных горных пород. Их перемещение связано с естественными природными процессами, например, с миграцией углеводородов, либо с деятельностью человека, заключающейся в добывании полезных ископаемых и использовании гидротехнических сооружений. Движение флюидов, газов и их смесей через связанные между собой поры твердых тел или трещины называется фильтрацией. Теория фильтрации, являющаяся частью раздела механики сплошных сред, нашла большое развитие в связи с потребностями гидрогазодинамики,

гидротехники, геологии, нефтегазодобычи, горного дела, хим. технологии и др. Теоретической базой разработки нефтегазоводоносных пластов является подземная нефтегазовая гидромеханика, изучающая фильтрацию нефти, газа и воды в пористых горных породах [3, 4].

Поровое пространство осадочных горных пород — сложная неоднородная структура сообщающихся пустот, в которой трудно выделить отдельные поровые каналы. Размеры пор в песчаных породах обычно составляют от единиц до десятков мкм. Система порового пространства карбонатных пород (известняков, доломитов) еще сложнее. Она обуславливается более неоднородной структурой первичных пор, а также наличием трещин, каналов и каверн, появившихся после образования самой породы.

Структура нефтяных и газовых залежей осложняется в большей степени неоднородностью пород, слоистостью их строения, наличием тектонических нарушений (разрывов сплошности породы). Исследование пластов, разработка месторождений, добыча нефти и газа осуществляются через отдельные скважины диаметром 10-20 см, находящиеся на расстоянии сотни метров друг от друга [4].

Теорию фильтрации нефти и газа в породах-коллекторах обуславливают следующие особенности:

1. Невозможно исследовать движение жидкостей в горных породах, используя прямые методы гидродинамики, т. е. путем решения систем уравнений течения вязкой жидкости для области, представленной совокупной системой пор.

2. Различные масштабы, определяемые разными характерными размерами, отличаются на много порядков: размеры пор (единицы и десятки мкм), диаметр скважин (десятки см), расстояние между скважинами (сотни м), протяженность месторождений (десятки км).

3. Невозможно смоделировать однозначную модель пластовой залежи из-за ограниченности и неточности данных о строении и характеристиках пород и пластовых жидкостей.

Эти особенности складывают основные модельные представления о создании методов разработки подземной гидравлики, направленных на выявление качественных закономерностей процессов и на создание расчетных моделей. При этом теоретическая и практическая значимость полученных результатов в большей мере определяется четкостью постановки расчетной задачи и объемом предварительного анализа имеющихся данных.

1.1.2 Пористая среда и ее фильтрующие характеристики

Пористой средой называется множество твердых частиц, тесно связанных друг с другом, сцементированных или несцементированных, пустоты между которыми (поры, трещины, каверны) заняты газом или жидкостью [5, 6].

Поровое пространство горной породы представляется как сложная система с огромным числом однородных элементов, которые плохо связанны между собой, ввиду сложности и нерегулярности его структуры. Из теоретической физики известно, что такие системы рассматриваются как некоторые сплошные среды. Их свойства являются усредненными характеристиками достаточно больших объемов среды, а не выражаются через свойства составляющих элементов. Таким образом, в теории фильтрации, как и в гидрогазодинамике, понимается, что пористая среда вместе с насыщающими ее жидкостями образует сплошную среду, т. е. полностью заполняет любой выделенный элементарный объем. В связи с этим возникают некоторые ограничения на понятие элементарного объема порового пространства. Под элементарным объемом представляют пространство, в котором находится большое число пор и частиц, потому оно значительно больше по сравнению с размерами пор и частиц горной породы. Для него используются локальные усредненные характеристики системы

«пористая среда — жидкость». По отношению к меньшим объемам заключения для теории фильтрации перестают работать.

Пористая среда считается недеформируемой, если при изменении давления флюида объем пор остается постоянным. Если же нельзя пренебречь изменением объема перового пространства, то такая пористая среда рассматривается как упругая. Известняки или плотно сложенные песчаники, имеющие небольшие трещины, представляют трещиновато-пористую среду.

Одной из самых важных характеристик пористой среды является пористость, которая измеряется коэффициентом пористости.

Коэффициент пористости m есть отношение объема пор Упор в некотором элементе пористой среды ко всему объему V данного элемента

[3]:

т = ^ (1.1)

Также иногда вводится понятие просветности (площадной пористости), под которой подразумевается отношение площади просветов в некотором сечении пористой среды ко всей площади этого сечения

Просветность измеряется коэффициентом просветности [3]:

п = ^ (1.2)

со 47

Коэффициент пористости для геометрически подобных сред один и тот же. От него не зависят размеры пор и структура порового пространства. В связи с этим для описания пористой среды нужно ввести некоторый характерный размер порового пространства. Существуют различные методы нахождения данного размера. За характерный размер можно принять некоторый средний размер порового канала или отдельно взятого зерна пористого скелета.

Изучение порового пространства впервые началось при помощи идеализированных моделей грунта, называемых идеальным и фиктивным грунтами [5]. Идеальным грунтом называется модель пористой горной

породы. Ее поровые каналы состоят из пучка тонких цилиндрических трубок (капилляров) с параллельными осями. Под фиктивным грунтом подразумевается модель пористой среды, состоящая из сферических частиц одинакового диаметра. В конце XX века американский гидрогеолог Чарльз Слихтер продолжил работу над упрощенной теорией фильтрации, которая помогает сравнить течение флюидов по поровым трубкам с перемещением флюида по цилиндрическим каналам [7]. Опираясь на модели фиктивного грунта, Слихтер представил также математическую теорию, которая позволяет объединить пористость с углами, образованными радиусами соприкасающихся сферических частиц, образующих пористую среду при их различной упаковке.

Эффективный диаметр ёэф частиц грунта является наиболее простым геометрическим параметром, который определяет размер порового пространства. Он вычисляется в результате механического анализа различных параметров породы. Эффективным диаметром частиц грунта, образующих пористую среду, называется такой диаметр сферических частиц, из которых состоит фиктивный грунт. Гидравлическое сопротивление, оказываемое фильтрующейся жидкостью в реальном и эквивалентном фиктивном грунте, остается одинаковым. Однако на практике определить эффективный диаметр частиц грунта достаточно сложно, особенно для сцементированных песчаников. Поэтому теория Чарльза Слихтера не нашла широкого применения на практике.

Также для определения геометрической структуры пористой среды, оказывающей значительное влияние на фильтрационные характеристики, помимо пористости и эффективного диаметра, требуются дополнительные результативные параметры. Объективные данные о микроструктуре поровой среды можно получить из кривых распределения размеров пор и зерен. Для этого организовывались многократные попытки нахождения геометрических и гидрогазодинамических параметров порового пространства, взятых на

основе кривых распределения. Однако связь параметров пористой среды и характеристик кривых распределения не являются общепринятыми.

1.1.3 Обобщенный закон Дарси для расчета многофазной фильтрации

Проницаемость рассчитывается по закону Дарси, согласно которому, скорость фильтрации флюида в поровом объеме пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости флюида [1, 3]:

(1.3)

F Р ЛЬ [0. 4 '

где V - скорость фильтрации, м/с;

Р - объемный расход жидкости через образец керна в единицу

-5

времени, м /с;

Б - площадь сечения образца керна, м2;

АР - перепад давления на противоположных торцах испытуемого образца, Па;

АL - длина образца, м; ц - абсолютная вязкость жидкости, Пас;

Л

Кпр - коэффициент проницаемости среды, м .

Решая уравнение относительно коэффициента проницаемости, получаем [8]:

(1.4)

Единица проницаемости, называемая дарси (Д), соответствует расходу за

-5

1 секунду 1м жидкости вязкостью 1 Па с в образце керна с поперечным сечением 1м и длиною в 1м при перепаде давления в 1 Па. Физический смысл размерности коэффициента проницаемости в том, что он характеризует площадь сечения каналов пористой среды, через которые протекает фильтрация [9].

1.2 Относительные фазовые проницаемости. Развитие концепции и

методов определения

1.2.1 Концепция фазовых проницаемостей

Проницаемость горной породы для гомогенной фазы, полностью заполняющей поровое пространство, и называемая абсолютной проницаемостью, является свойством горной породы тогда, когда фильтрующаяся фаза никак не реагирует с породообразующими минералами и не формирует значительных (в сравнении с размерами поровых каналов) аномальных слоев на поверхности пор.

На практике разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений пласт, как правило, насыщен несколькими фазами, а его проницаемость по каждой из этих фаз называется фазовой или эффективной.

Так как абсолютная и фазовая проницаемости нефтегазоносных пластов изменяются в широких пределах, более удобной формой их сопоставления является относительная фазовая проницаемость. Она выражается соотношением фазовой проницаемости к абсолютной.

Понятие фазовой проницаемости впервые было введено Р. Виковым и Г. Ботсетом в 1936 г. на основании данных результатов исследований при одновременной фильтрации воды и газа через трубку, заполненную кварцевым песком [10]. М. Левереттом это положение было расширено на случай смешанного течения воды и нефти [11, 12].

Выделяют два представления механики совместного движения пластовых жидкостей через поровые каналы. Согласно первому представлению, описанному М. Маскетом в 1953 г. [13], при движении двух несмешивающихся фаз через поровое пространство часть поровых каналов и объем на контактах частиц в больших порах заняты смачивающим флюидом, а по остальным каналам частично или полностью совершается течение несмачивающей жидкости. Притом в каналах значительных размеров может находиться небольшой объем смачивающей фазы на поверхности пор, вдобавок и в замкнутых порах. Каждым определенным поровым каналам,

которые формируют непрерывистые струи фильтрующихся фаз, отвечают соответствующие значения насыщенности и проницаемости для этих жидкостей. При изменении насыщенности растет доля поровых каналов для передвижения одной фазы, насыщенность которой увеличивается, и соответственно снижается количество поровых каналов для течения другой фазы.

Полагается, что для каждой фазы справедлив обобщенный закон Дарси

[13]:

Ъ = (15)

где вектор скорости фильтрации /-ой фазы;

К0 - абсолютная проницаемость;

^ - относительная фазовая проницаемость для /-ой фазы;

М{ - вязкость;

рI - плотность;

д - ускорение свободного падения;

Р[ - давление.

На основании понятия о характере распределения флюидов в поровой среде Маскет смог объяснить с физической точки зрения особенности кривых фазовых проницаемостей для двухфазных систем, которые предполагают следующее.

При снижении насыщенности смачивающей фазой ниже единицы коэффициент проницаемости для смачивающей фазы уменьшается сначала резко, потом медленнее и оказывается равным нулю при значении насыщенности 0,1-0,35. В то же время проницаемость для несмачивающей фазы резко возрастает и достигает максимума до того, как насыщенность смачивающей фазой достигает нуля. Это поясняется тем, что несмачивающая фаза насыщает центральные области поровых каналов, в которых поток движется по наименьшему сопротивлению. Потому возникновение даже

самого незначительного объема несмачивающей фазы может привести к существенному снижению проницаемости для смачивающей фазы.

Дальнейшее увеличение насыщенности несмачивающей фазой приводит к монотонному снижению эффективности вытеснения смачивающей фазы, и скорость падения проницаемости для смачивающей фазы уменьшается. В конечном счете, возникает такое состояние, при котором насыщения смачивающей фазой не хватает для того, чтобы достичь непрерывного передвижения по всему объему порового пространства. Достигается остаточная насыщенность смачивающей фазой, которая называется также равновесной или критической.

Следует также отметить, что значение остаточной насыщенности несмачивающей фазы, обычно, на 10-15 % превосходит так называемую неснижаемую насыщенность смачивающей фазы (связанной воды), которая находится прямыми или косвенными методами.

Если в пустотах поровой среды горной породы имеется три фазы, принцип их размещения во многом схож с двухфазной системой.

Вода целиком заполняет поровые пустоты минимальных размеров, а также находится в областях контакта зерен и в виде пленки смачивает каждые участки зерен породообразующих минералов на поверхности поровых каналов, по которым перемещаются флюиды. Нефтью заполнены другие поровые пустоты, а газом - центральные области более крупных пор, заполненные нефтью. Газ с водой почти не соприкасается.

В то же время Маскет заметил, что взаимодействие двух несмачивающих фаз (нефти и газа) в трехфазной системе мало изучено, и предположил, что могут иметься большие поры, которые занимает только газ и остаточная вода [13].

Такой принцип устройства механизма совместного движения предполагает возможность использования данных о распределении пор по размерам для оценки динамики фазовых проницаемостей.

Другое отображение механизма совместной фильтрации предполагает движение несмешивающихся флюидов по поровым каналам в форме четок одной жидкости в другой. В то время в зависимости от степени диспергирования флюидов и от того, какой флюид является дисперсной фазой или средой, будут разными фильтрационные сопротивления при тех же значениях насыщенности.

Предполагается, что при четочном режиме возникают эмульсии с аномально большими величинами вязкости, что, однако, объясняет большие фильтрационные сопротивления в зоне смеси. Прочностные параметры эмульсии, а также время существования отдельных капель зависят от прочности межфазных пленок в пластовых условиях, а степень дисперсности находится из структурных характеристик горной породы и скорости фильтрации фаз.

Так как интенсивность формирования эмульсии и ее свойства зависят от свойств флюидов и особенностей контактирования их с коллектором, то какое-либо гидродинамическое моделирование такого процесса является мало возможным. Поэтому, основываясь на втором представлении о природе ОФП, найти их можно только экспериментально из экспериментов по совместному движению с созданием пластовых условий. При этом методика экспериментов должна выводиться так, чтобы формирование смеси осуществлялось непосредственно в поровом пространстве на начальном участке образца, а замеры перепада давления совершались за пределами этого участка, т.е. в условиях перемещения сформировавшейся смеси.

Второе представление о фазовых проницаемостях исследовано немного слабее первого, хотя еще Маскет и Леверетт показывали возможность существования капельного течения при малых величинах насыщенности несмачивающей фазой.

На практике в реальных условиях оба механизма течения могут присутствовать, при этом можно предположить условия, при которых струйное течение может перейти в четочное (капельное) и наоборот. Так, при

совместном течении воды и нефти, вода, вследствие меньшего значения вязкости, может опередить и защемить отдельные капли нефти, которые в дальнейшем могут быть завлечены фильтрующейся водой и, соединяясь, вновь формировать непрерывную фазу [14].

1.2.2 Факторы, влияющие на фазовые проницаемости коллекторов

На основании результатов первых экспериментальных опытов по нахождению относительных проницаемостей, проводимых, обычно, на насыпных моделях пористой среды, пришли к выводу, что ОФП есть однозначные функции насыщенности [12, 13]. Однако более поздние эксперименты, проведенные более тщательно [15] показали, что на характер ОФП оказывают влияние разные факторы, например, как особенности пласта-коллектора, флюидов и системы «порода - жидкость».

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Кузина Ольга Александровна, 2021 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 1998. 365с.

2. Ханин А.А. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение. - М.: "Недра", 1969. 306 с.

3. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993.- 416 с.

4. Щелкачев З.Н., Лапук Б.Б. Подземная гидравлика. М.: изд. R@C Dynamics, 2001. 736 с.

5. Леонтьев Н. Е. Основы теории фильтрации: Учебное пособие. - М.: Изд-во Центра прикладных исследований при механико-математическом факультете МГУ, 2009. - 88 с.

6. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985. 308 с.

7. Slichter Ch. S. Theoretical Investigation of the Motion of Ground Waters. Nineteenth Annual Report of the United States Geol. Survey. Part II, 18971898.

8. Амикс Дж. И др. Физика нефтяного пласта. - М.: Гостоптехиздат, 1962. 572 с.

9. Ермилов О. М., Ремизов В. В., Ширковский Л. И., Чугунов Л. С. Физика пласта, добыча и подземное хранение газа. - М.: Наука, 1996. -541 с.

10.Виков Р., Ботсет М. Движение смеси жидкости и газа в несцементированных песках. (Flow of Gas-Liquid Mixtures through Unconsolidated sands). «Phisics», vol. 7. 1936. С. 325-345.

11.Buckley, S. E., Leverett, M. C. Mechanism of fluid displacement in sands // Trans. AIME. 1942. 146. p. 107-116.

12.Leverett, M. C. Flow of oil-water mixtures through unconsolidated sands // Trans. AIME. 1939. 132. p. 149-169.

13.Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти. М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004. 606 с.

14.Добрынин В. М., Ковалев А. Г., Кузнецов А. М., Черноглазов В.М. Фазовые проницаемости коллекторов нефти и газа. - М.: ВИИНОЭНГ, 1988. 56 с.

15.Березин В.М. Фазовые проницаемости продуктивных песчаников для нефти и воды // Разработка и увеличение нефтеотдачи нефтяных месторождений / Науч. тр. УфНИИ. 1967. вып. XVII. С. 30-41.

16.Morgan TJ. Influence of pore geometry on water-oil relative permeability / TJ. Morgan, D.T. Gordon // J.Pet.Technol. - 1970. -1199. - P. 407.

17. Иванов В. А. Структура порового пространства коллекторов нефти и газа Текст. / В. А. Иванов, В. Г. Храмова, Д. О. Дияров. М.: Недра, 1974. 96 с.

18.Ромм Е. С. Структурные модели порового пространства горных пород. - Л.: Недра, 1985. 240 с.

19.Мугатабарова А.А. Влияние смачиваемости карбонатных коллекторов на приемистость скважин при снижении пластовой температуры // Нефтегазовое дело. Геология. Геофизика. Бурение. 2018. Том 16. № 4. С. 25 - 30.

20.Donaldson E.C., Thomas R.D. Lorenz P.B. Wettability Determination and its Effect on Recovery Efficiency // SPE Journal. 1969. №3. Р. 13-20.

21.El-Sayed A.-A.H., Al-Awad M.N.J. Effect of Partially Hydrolyzed Polyacrylamide Mud Contamination on Rock Wettability // Oil Gas — European Magazine. 1997. No. 2. P. 10-12.

22.Anderson W.G. Wettability Literature Survey. Part 1: Rock/Oil/Brine Interactions and the Effect of Core Handling on Wettability // Journal of Petroleum Technology. 1986. No. 10. P. 1125-1622.

23.Абасов М. Т., Таиров Н. Д., Алиева Ш. М. Влияние температуры на относительные фазовые проницаемости для нефти и газа. Азерб. нефт. хоз-во. № 6. 1986. С. 28-30.

24.Ентов B.M., Зазовский А.Ф. Гидродинамика процессов повышения нефтеотдачи. М.: Недра, 1989. 232 с.

25. Михайлов Н.Н. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов. М.: Недра, 1992. 270 с.

26.Михайлов Н.Н., Кольчицкая Т.Н., Джемесюк А.В., Семенова Н.А. Физико-геологические проблемы остаточной нефтенасыщенности. М.: Наука, 1993. 173с.

27.Оганджанянц В. Г., Белова Л. В., Баишев А. Б. Влияние соотношения физико-химических и гидродинамических сил на фазовые проницаемости полимиктовых пород. - М.: ВНИИ, 1985. - Вып. 93. С. 72-79.

28.Джемесюк А.В., Михайлов Н.Н. Гидродинамические модели распределения остаточной нефти в пласте. Механика жидкости газа. Изв.РАН, № 3, 2000 г. С. 98-104.

29.Сургучев М. Л., Горбунов А.Т., Забродин Д.П и др. Методы извлечения остаточной нефти. - М.: Недра, 1991. - 347с.

30.Ковалев А.Г, Кузнецов А.М. Покровский В.В. Методика экспрессного определения фазовых проницаемостей при установившемся совместном течении нефти и газа. Нефт. хоз-во, 1984. - №11.

31.Шабаров А.Б. Методы определения функций относительной фазовой проницаемости в задачах многофазной фильтрации / А.Б. Шабаров, А.В. Шаталов, П.В. Марков, Н.В. Шаталова // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2018. Том 4. № 1. С. 79-109.

32.ОСТ 39-161-83. Метод лабораторного определения абсолютной проницаемости коллекторов нефти и газа и вмещающих пород. - М.: МНП. 1983. 19 с.

33. ОСТ 39-195-86. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях. М.: МНП. 1986. 17с.

34.Шенк, Х. К. Теория инженерного эксперимента [Текст] / Х. К. Шенк. -М.: Мир, 1972. - 382 с. - Библиогр.: с. 379-381.

35.Эфрос Д.А. Исследования фильтрации неоднородных систем. - Л.: Гостоптехиздат, 1963. 351 с.

36. Эфрос Д.А. О влиянии переноса фронта нагнетания на нефтеотдачу при вытеснении нефти водой. НТС по добычи нефти. Вып.№ 10, Гостоптехиздат, 1960. С. 55-60.

37. Эфрос Д.А., Оноприенко В.П. Моделирование линейного вытеснения нефти водой// Тр. ин-та/ВНИИ. 1958. Вып.12. С. 331 -360.

38.Stegemeier G.L. Mechanisms of Entrapment and Mobilization of Oil in Pprous Media// ((Improved Oil Recovery by Surfactant and Poiymer Flooding)) Editors: D.O.Shah, R.S.Schechter. New York.: Academic Press. p. 55-91.

39. ОСТ 39-235-89. Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации. -Введ. 1989-02-06. - Типография ХОЗУ Миннефтепрома, 1989. 35 с.

40.Purcell W.R. Capillary pressures - Their measurements using mercury and the calculation of permeability // Сборник AIME. 1949. Вып. 186. p. 39-48.

41.Burdine N.T. Relative Permeability Calculations from Pore Size Distribution Data // Сборник AIME. 1953. Вып. 198. p. 71-78.

42.Corey A.T. The interrelation between gas and oil relative permeabilities // Producers Monthly. 1954. №19. p. 38-41.

43.Brooks R.H., Corey A.T. Properties of porous media affecting fluid flow // Journal of Irrigation and Drainage Division. 1966. № 6. p. 61-88.

44.Абрамзон А.А. Поверхностно-активные вещества. Свойства и применение. - Л.: Химия, 1981. 304 с.

45.Михайлов Н.Н., Джемесюк А.В., Кольчицкая Т.Н., Семенова Н.А. Изучение остаточного нефтенасыщения разрабатываемых пластов// М.: ВНИИОЭНГ, 1990. (Обзор. Информ. Сер. "Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений"). 60 с.

46.Wardlaw N.C., Mekellar M. Oil Blob Population and Mobilization of Trapped Oil in Unconsoilidated Packs// Can. J. Chem. Eng.1985. Vol. 63. No4. p. 525-532.

47.Бурдынь Т. А., Горбунов А.Т., Лютин Л.В. Методы увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении/ М.: Недра, 1983. 193 с.

48.Зарипов А.Г. Комплексная подготовка продукции нефтегазодобывающих скважин, т.1 М.: Моск. гос. горный ун-тет, 1996. 216 с.

49.Бабалян Г. А. Разработка нефтяных месторождений с применением поверхностно-активных веществ. М.: Недра. 1983. 216 с.

50.Бабалян Г.А. Физико-химические процессы в добыче нефти. М., Недра, 1974. 200 с.

51.Дияшев Р.Н. Влияние неньютоновских свойств газа, воды и нефти в пористой среде на результаты исследования скважин по кривым восстановления давления//Нефтяное хозяйство. 1973. № 3. С. 25-26.

52.Кундин С.А., Аллахвердиева Р.Г., Борисов Ю.П и др. Экспериментальные исследования фильтрации парафинистых нефтей. НТС "Теория и практика добычи нефти". М.: Недра, 1971. С. 95-107.

53.Weinhardt В., Heinemann Z. Laboratory Investigation of Residual Phase Distribution in Consolidated Sandstones//Aca Geod.et Montanist. Hung. 1985. Vol.l4. p. 365-393.

54.Алтунина Л.К., Сваровская Л.И., Гэрэлмаа Т. Комплексный физико-химический и микробиологический метод увеличения нефтеотдачи вязких нефтей низкотемпературных залежей Монголии // Нефтехимия. 2013. Т. 53. № 2. С. 101-106.

55.Глущенко В. Н., Шипигузов Л. М., Юрпалов И. А. Оценка эффективности ингибиторов АСПО // Нефтяное хозяйство. 2007. №5. С. 84-87.

56.Зайнуллина Ф.Т., Салихова Г.А. Модифицирование высоковязкой нефти поверхностно - активными веществами. Башкирский государственный университет, г.Уфа. 2015. С. 383-385.

57.Кемалов А.Ф., Кемалов Р.А., Валиев Д.З. Изучение строения сложной структурой единицы высоковязкой нефти Зюзеевского месторождения с помощью структурно-динамического анализа на основе ЯМР-релаксометрии и реологических исследований // Нефтяное хозяйство. -2013. № 2. С. 63-65.

58.Прозорова И. В., Юдина Н. В., Небогина Н. А., Лоскутова Ю. В., Волкова Г. И. Подбор ингибирующей и депрессорной присадки для нефти Верхнечонского месторождения // Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. 2010. № 6. С. 68-70.

59.Ширяева Р. Н., Кудашева Ф. Х, Ковалева Л. А.,Гимаев Р. Н. Улучшение реологических свойств высоковязких нефтей // Химия и технология топлив и масел. 2005. №3. С. 36-38.

60.Булина И.Г., Гурвич Л.М. Влияние малых добавок смесей неионогенных и анионных ПАВ на особенности течения высоковязких нефтей и водонефтяных эмульсий. Новое в реологии полимеров. М.: Химия. 1981. С. 40-42.

61.Сизоненко О.Н., Колмогорова Р.П., Искимжи А.И. Влияние добавок ПАВ, обработанных электрическим разрядом, на реологические параметры нефти. Нефтяное хозяйство. 2003. № 11. С. 79-81.

62.Девликамов В.В., Хабибуллин З.А. Аномальные нефти, М., Недра, 1975. 168 с.

63.Мирзаджанзаде А.Х., Галлямов М. Н., Шагиев Р.Г. Технологические особенности добычи неньютоновской нефти в Башкирии. Уфа, Башкнигоиздат, 1978. 175 с.

64.Кундин С.А., Куранов И.Ф. К вопросу о методике расчетов фазовых проницаемостей по данным опытов по нестационарному вытеснению нефти водой. Тр, ВНИИ. 1960. вып. 28. С. 15-16.

65.Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.: Недра. 1984. 211 с.

66.Ахметова З.Р. Структуризация остаточной нефтенасыщенности для обоснования технологии доизвлечения нефти: дис. канд. тех. наук. Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина. Москва. 2016. 153 с.

67.Батурин Ю.Е. Проектирование и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений Западной Сибири. - Сургут: ОАО «Сургутнефтегаз»,

Рекламно-издательский информационный центр «Нефть Приобья». 2016. Т.2: Разработка месторожений. 204 с.

68.Патент 2151284 Российская Федерация, МПК E21B43/27. Кислотный состав для обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин / Селезнев А.Г., Крянев Д.Ю., Макаршин С.В.; опубл. 29.10.1999.

69.Салихов Р.Ш., Пахаруков Ю.В. Влияние структуры адсорбционного слоя гидрофобных веществ на фильтрацию жидкости // Нефтепромысловое дело. 2014. №3. С. 40-44.

70.Flaaten, A.A., Quoc Nguyen and Pope, G. A Systematic Laboratory Approach toLow-Cost, High Performance Chemical Flooding, SPE 113469 presented at the SPE/IOR Symposium, Tulsa, April 19-23, 2008. p. 20.

71.Moreau P., Morvan M., Rivoal P., Bazin B., Douarche F., Argillier J-F., Tabary R. An Integrated Workflow for Chemical EOR Pilot Design. SPE 129865 presented at the 2010 SPE Improved Oil Recovery Symposium held in Tulsa, Oklahoma, USA, 24-28 April 2010. p. 912-922.

72.Нигматулин Р.И. Динамика многофазных сред. Часть 2. М.: Наука, 1987. 359 c.

73.Печёрин Т.Н.. Влияние вытесняющего агента на составляющие коэффициента извлечения нефти. Вестник Недропользователя Ханты-Мансийского автономного округа. «ИздатНаукаСервис». 2016. № 28. URL: http://www.oilnews.ru/28-28/vliyanie-vytesnyayushhego-agenta-na-sostavlyayushhie-koefficienta-izvlecheniya-nefti/.

74. Санников В. А., Сидельников К. А. Способ учета влияния капиллярного числа на процесс отбора при моделировании пластовой системы с помощью метода линий тока // Вестник Московской академии рынка труда и информационных технологий. Серия «Прикладная информатика». 2006. № 25(47). С. 124-131.

75. Сидельников К. А., Санников В. А. Верификация модифицированного метода линий тока, учитывающего влияние капиллярного числа на процесс двухфазного вытеснения // Вестник Московской академии

рынка труда и информационных технологий. Серия «Прикладная информатика». 2006. № 25(47). С. 160-169.

76.Larson, R.G, Scriven, L.E., Davis, H.T. Percolation theory of two-phase flow in porous media, Chem. Eng. Sci., 1981. vol. 36. no 1. p. 57.

77.Reed, R., Healy, R. Improved Oil Recovery by Surfactant and Polymer Flooding, D.O. Shan and R.S. Schechter, Eds., Academic Press, New York, 1977. p. 383-437.

78.Нефтепро: [Электронный ресурс] // Зарубежный опыт применения тепловых, газовых, химических методов повышения нефтеотдачи пластов. 2009-2017. URL: http://www.neftepro.ru/publ/25-1-0-57. (Дата обращения: 14.02.2017).

79.Семихина Л.П., Штыков С.В., Карелин Е.А. Исследование пригодности реагентов для химических методов заводнения по их способности отмывать пленки нефти // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2015. №5. С.236-256.

80. Штыков С.В., Пашнина А.М. Влияние размеров мицелл сульфонола в водных растворах на его моющую способность. Сборник статей Международной научно-практической конференции результаты научных исследований. 2015. С. 23-29.

81.Башкирцева Н. Ю. Коллоидно-химические свойства реагентов для регулирования вязкости Зюзеевской нефти // Вестник Казанского технологического университета. 2003. №2. С. 252-261.

82.Богданова Ю.Г. Влияние химической природы компонентов на смачивающее действие растворов смесей поверхностно-активных веществ // Вестник Московского Университетата серия 2. химия. 2004. Т. 45. № 3. C. 186-194.

83.Григорьев Б. В., Важенин Д. А., Кузина О. А. Влияние концентрации ПАВ водных растворов и температуры на коэффициент поверхностного натяжения // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2016. Том 2. № 3. С. 35-48.

84.Семихина Л.П., Штыков С.В., Карелин Е.А., Пашнина А.М. Влияние температуры на способность водных растворов отмывать нефть с поверхности твердого тела // Вестник Тюменского государственного университета. 2015. Т. 1. № 3(3) 39-51.

85.Салех Я. Х. А. Исследование микропроцессов, сопровождающих вытеснение аномально-вязкой нефти из карбонатных пластов: дис. канд. тех. наук: 25.00.17. Уфа. 2002. 180 с.: ил. РГБ ОД, 61 03-5/524-6.

86.Семихина Л.П. Штыков С.В. Карелин Е.А. Оптимизация состава реагента для повышения нефтеотдачи пластов по размерам ассоциатов ПАВ в растворах. - Материалы конференции. «На стыке наук». Физико-химическая серия 2015. Т. 1. 171 c.

87. Инструкция по эксплуатации автоматизированного программно-измерительного комплекса для петрофизического исследования кернов ПИК-ОФП/ЭП-3. ЗАО «Геологика», Новосибирск. 2009. 43 с.

88. Группа компаний НОРКЕМ: [Электронный ресурс]. Дзержинск, 20052016. URL: http://www.norchem.ru/. (Дата обращения: 25.10.2016).

89. ОСТ 39-204-86. Нефть. Метод лабораторного определения остаточной водонасыщенности коллекторов нефти и газа по зависимости насыщенности от капиллярного давления.

90.ГОСТ Р 50097-92. Вещества поверхностно-активные. Определение межфазного натяжения. Метод объема капли.

91.Aslan S. Non-monotonicity of the contact angle from NaCl and MgCl2 concentrations in two petroleum fluids on atomistically smooth surfaces / S. Aslan, N. F. Najafabadi, A. Firoozabadi // Energy and Fuels. 2016. Vol. 30. № 4. Pp. 2858-2864.

92.Lu Y. Effect of low-concentration of 1-pentanol on the wettability of petroleum fluid-brine-rock systems / Y. Lu, N. F. Najafabadi, A. Firoozabadi // Langmuir. 2019. Vol. 35. № 12. Pp. 4263-4269.

93.Nasralla R. A. Investigation of wettability alteration and oil-recovery improvement by low-salinity water in sandstone rock / R. A. Nasralla, M. A.

Bataweel, H. A. Nasr-El-Din // Journal of Canadian Petroleum Technology. 2013. Vol. 52. № 2. Pp. 144-154.

94. Дерябин В.М., Сапожников А.И. Основы математической обработки результатов измерений. Ротапринт Тюменского государственного университета. 1988. 30 с.

95.ZemenkovaM. Yu. Oil displacement by aqueous solutions of surfactants at various temperatures / M. Yu. Zemenkova, O. A. Kuzina, A. B. Shabarov. 2019. IOP Conference Series: Materials Science and Engineering. Vol. 663. № 1. Article № 012003.

96.Адбулмазитов Р.Г. Геология и разработка нефтяных месторождений: В 2 т. / Под ред. Р.Х. Муслимова. - Казань: Фэн. Т. 1. 2007. 315 с.: ил.; Т. 2. 2008. 523 с.

97.Альмяшева О.В., Гусаров В.В., Лебедев О.А. Поверхностные явления: Учеб. пособие. СПб.: СПбГЭТУ «ЛЭТИ», 2004. 28 с.

98.Русанов А.И. Фазовые равновесия и поверхностные явления. СПб.: "Химия". Ленинградское отделение. 1967 г. 388 с.

99.Семихина Л.П. Влияние температуры на способность водных растворов реагентов отмывать нефть с поверхности твердого тела / Л.П. Семихина, С.В. Штыков, Е.А. Карелин, А.М. Пашнина // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2015. Том 1. № 3.(3). С. 39-51.

100. Кузина О.А. Влияние капиллярного числа и работы адгезии на вытеснение нефти водными растворами поверхностно-активных веществ / О.А. Кузина, Л.П. Семихина, А.Б. Шабаров // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2019. Том 5. № 2. С. 27-42.

101. Исаченко В.П. Теплопередача / В.П. Исаченко, В.А. Осипова, А.С. Сукомел // М.: Энергия. 1975. 488с.

102. Луканин В.Н. Теплотехника / В.Н. Луканин, М.Г. Шатров и др. // М.: Высшая школа. 2009. 671 с.

103. Сотников О. С. Совершенствование методов определения относительных фазовых проницаемостей и их применения при гидродинамическом моделировании разработки нефтяных месторождений: автореф. дисс. ... канд. техн. наук / О. С. Сотников. Бугульма, 2009. 28 с.

104. Степанов С. В. Исследование динамических фазовых проницаемостей на основе численного моделирования двухфазного течения в поровых каналах / С. В. Степанов, А. Б. Шабаров, Г. С. Бембель, А. В. Шаталов // Материалы XI Всероссийского съезда по фундаментальным проблемам теоретической и прикладной механик. Казань, 2015. С. 3600-3601.

105. Степанов С.В. Комплекс вычислительных технологий для повышения качества моделирования разработки нефтяных и газонефтяных месторождений: дис. ... д-ра техн. наук: 05.13.18 / Тюм. гос. университет, Тюмень. 2016. 264 с.

106. Шабаров А. Б. Потери давления при течении водонефтяной смеси в поровых каналах / А. Б. Шабаров, А. В. Шаталов // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, Газ, Энергетика. 2016. Том 2. № 2. С. 50-72.

107. Valvatne P. H. Predictive Pore-Scale Modelling of Multiphase Flow. PhD diss. / P. H. Valvatne. Imperial college of London, 2004.

108. Алтунин А. Е. Расчетный метод получения ОФП на основе решения обобщенных уравнений Бернулли для системы поровых каналов / А. Е. Алтунин, С. В. Соколов, С. В. Степанов, Н. А. Черемисин, А. Б. Шабаров // Нефтепромысловое дело. 2013. № 8. С. 4046.

109. Степанов С. В. Использование данных разработки месторождений нефти для получения кривых фазовых проницаемостей / С. В. Степанов // Нефтяное хозяйство. 2006. № 4. С. 112-114.

110. Шабаров А. Б. Гидрогазодинамика: учебное пособие. 2-е изд., перераб. Тюмень: Издательство Тюменского государственного университета, 2013. 460 с.

111. Кузина О. А. Расчетно-экспериментальный метод определения параметров фильтрации смеси «нефть — водный раствор поверхностно-активных веществ» / О. А. Кузина, А. Б. Шабаров // Вестник Тюменского государственного университета. Физикоматематическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2020. Том 6. № 1 (21). С. 41-64.

112. Al-Gharbi M. S. Dynamic Pore-Scale Modelling of Two-Phase Flow. PhD thesis / M. S. Al-Gharbi. University of London and the Diploma of Imperial College, 2004. p. 144.

113. Blunt M. J., King M. J., Scher H. Simulation and Theory of Two-Phase Flow in Porous Media. Physical Review A, vol. 46, no 12, pp. 76807699. 1992.

114. Markov P. V. Rock typing on the basis of pore-scale models and complex well log interpretation parameters / P. V. Markov, S. P. Rodionov // International Conference and Exhibition «Tyumen 2017» (11-14 April 2017. Tyumen, Russia). EAGE, 2017. Pp. 1-5.

115. Piri M. Pore-Scale Modeling of Three-Phase Flow. PhD thesis / M. Piri. University of London and the Diploma of Imperial College December, 2003. p. 21.

116. Raeini A. Q. Modelling Multiphase Flow through Micro-CT Images of the Pore Space. PhD thesis / A. Q. Raeini; supervised by Dr Branko Bijeljic and Prof. Martin Blunt. Imperial College London, 2013. p. 152.

117. Shandrygin A. N. Digital core analysis for flow process evaluation is myth or reality / A. N. Shandrygin // SPE Russian Oil and Gas Exploration and Production Technical Conference and Exhibition (14-16 October 2014, Moscow, Russia). 2014. Paper SPE-171216-MS.

118. Valavanides M. S. Steady-State Two-Phase Flow in Porous Media: Review of Progress in the Development of the DeProF Theory Bridging

Pore to Statistical Thermodynamics Scales / M. S. Valavanides // Oil & Gas Science and Technology. Rev. IFP Energies nouvelles. 2012. Vol. 67. Iss. 5. Pp. 787-804.

119. ГОСТ 26450.1-85 Породы горные. Метод определения коэффициента открытой пористости жидкостенасыщением.

120. ГОСТ 26450.2-85 Породы горные. Метод определения коэффициента абсолютной газопроницаемости при стационарной и нестационарной фильтрации.

121. Пульдас Л. А. Исследование реологических свойств и вытеснение высокопарафинистой нефти / Л. А. Пульдас, И. Р. Поточняк, О. А. Кузина, Д. А. Важенин, Б. В. Григорьев // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2020. Том 6. № 2 (22). С. 81 -95.

122. Кузина О.А., Важенин Д.А. Фильтрация флюидов на насыпном керне водными растворами поверхностно-активных веществ. Вестник Казанского государственного технического университета им. А.Н. Туполева. 2019. № 3. С. 16-21.