Экспериментальные исследования особенностей фильтрации капиллярно-защемленных фаз тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Чумиков, Роман Игоревич

• Чумиков, Роман Игоревич
• кандидат технических наук
• 2011

Оглавление диссертации кандидат технических наук Чумиков, Роман Игоревич

Введение.

Глава 1 Существующие представления о механизмах защемления фаз.

1. Виды остаточного нефтенасыщения разрабатываемых пластов.

2. Обзор существующих экспериментов.

Глава 2 Разработка методики исследования фильтрации защемленных фаз.

1. Требования к проведению экспериментов.

2. Установка.J.

3. Методика подготовки керна, флюидов, тестовые эксперименты.

Глава 3 Экспериментальное изучение закона фильтрации защемленных фаз

1. Выявление зависимости скорости фильтрации подвижной фазы от градиента давления при наличии защемленной фазы

2. Изучение количества защемленной фазы от действующего градиента. Расчет остаточных водо/нефтенасыщенностей.

3. Исследование кинетики защемления фаз. Определение времени выхода на новый стационарный режим течения, снятие графика зависимости времени от номера ступеньки.:.

Глава 4 Исследование влияния капиллярного защемления на эффективность вытеснения нефти водой и воды нефтью .;.

1. Влияние градиентов давления на коэффициенты вытеснения нефти водой и воды нефтью.

2. Исследования закономерностей проницаемости по непрерывной фазе при капиллярном защемлении.¿^.

3. Исследование влияния эффективности вытеснения защемленных фаз при реализации водогазового воздействия.

Выводы.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Экспериментальные исследования особенностей фильтрации капиллярно-защемленных фаз»

Актуальность работы.

В настоящее время при проектировании и анализе разработки месторождений для создания новых технологий и совершенствования существующих необходимо использовать надежные данные об эффективности вытеснения углеводородов в пластовых условиях. По существующим стандартам для этой цели используются:

1). Функции относительных фазовых проницаемостей.

2). Коэффициенты вытеснения нефти водой и другими флюидами.

3). Остаточные насыщенности (какой-либо фазой).

Эти параметры определяются в лабораториях на керновом материале при фиксированных пластовых условиях, то есть при постоянных давлениях и температурах, а также при постоянстве свойств нефти и вытесняющего агента. В то же время опыт разработки свидетельствует о существенных изменениях термобарических условий при разработке месторождений. Так наряду с изменениями температуры и давления меняется состав и свойства нефти, состав и свойства вытесняющих агентов (вода, химические реагенты и т.д.). Поэтому представляет научно-практический интерес исследования изменения этих параметров в зависимости от изменения давления и температуры и их влияние на эффективность вытеснения. Для решения этих задач предполагается использовать установку трехфазной фильтрации. Установка предназначена для изучения фазовой проницаемости, коэффициента вытеснения, остаточной насыщенности нефтегазового пласта посредством фильтрации через них смеси нефти, газа и воды в условиях давления и температуры, близких к естественным. Принцип исследования трехфазной фильтрации состоит в моделировании совместного течения воды, нефти и газа через образец породы, на котором моделируются пластовые условия — горное и пластовое давление и температура. В процессе фильтрации обеспечивается измерение параметров каждой фазы: давления, расхода, температуры и перепада давления при совместном течении в образце (перепад давления в каждой фазе от 0 до 6.3 атмосфер), а также удельного электрического сопротивления образца (для расчета насыщенности). Кроме того, установка позволяет использовать агрессивные (например, щелочные) среды, а также проводить исследования в циклическом режиме. В первую очередь представляет интерес определение фазовых проницаемостей и функций относительных фазовых проницаемостей (ФОФП). Понятие ФОФП относится к числу фундаментальных в современной подземной; гидромеханике: Без них невозможно моделирование фильтрационных процессов , при проектировании • разработки месторождений углеводородного сырья; ФОФП лежат, в основе методик подсчета запасов, коэффициента нефтеотдачи; технологических показателей;; разработки: месторождений углеводородного сырья. Применение приближенных к пластовым условиям ФОФП; позволит воссоздать ~ более точную картину фильтрационных процессовшри том или ином способе разработки месторождения.

Известно, что закономерности двухфазной фильтрации определяют эффективность вытеснения; нефти: водой. Они влияют на качество проектирования и достоверность анализа разработки месторождений. Экспериментальные исследования. двухфазной- фильтрации проводятся в течение нескольких десятилетий многими исследователями. Функции» относительных фазовых проницаемостей; (ОФП) и коэффициентов вытеснения, стандартизированы, и входят в обязательный: перечень параметров проектирования разработки; Однако существующие стандарты и методики« предполагают наличие двухфазной фильтрации лишь в диапазоне от остаточной; (неподвижной) водонасыщенности до максимально возможной водонасыщеннности, определяемой неподвижной (остаточной) нефтенасыщенностью. • , Сами же значения . неподвижных насыщенностей считаются неизменными величинами, зависящими от свойств изучаемых пластов. Такой подход не учитывает явлений капиллярного защемления. Капиллярно - защемленная нефте и водонасьпценность является составной частью неподвижных (остаточных) фаз.

При двухфазной фильтрации в процессе вытеснения одной фазы другой; под действием * капиллярных сил происходит защемление фаз. Непрерывная фаза дробится и блокируется этими силами в виде .разветвленных капель (ганглий): Капиллярно-защемленные фазы (КЗФ) демонстрируют двоякую природу. С одной; стороны, при: неизменных условиях фильтрации они являются «неподвижными» (остаточными).С другой стороны, при изменении сложившихся условий фильтрации эти фазы могут приобретать подвижность и; вовлекаться в фильтрационный процесс. Подвижность защемленных фаз контролируется, проявлением капиллярных и напорных (гидродинамических) сил в масштабах, соизмеримых с размерами капель защемленной фазы. Проявления капиллярных и напорных сил зависят от геометрических особенностей; внутрипоровых пластовых систем; характера смачиваемости,. эффектов ' межфазного. взаимодействия, градиентов давлений, вязкости- вытесняемой: и вытесняющей фаз ; и, других параметров; Специфическая .подвижность./защемленных.фаз очевидно может обуславливать особые условия;их фильтрации. Капиллярное защемление-может оказывать влияние на: важнейшие характеристики двухфазной, фильтрации: — функции относительных фазовых проницаемостей (ОФП) капиллярного- давления (КД). Значение защемленной насыщенности контролирует величины коэффициентов вытеснения; эффективной и динамическойпористости.

Несмотря наважное.значение явлений капиллярного защемления до настоящего времени комплексных экспериментальных исследований фильтрации:, капиллярно-защемленных фаз: не проводилось. Поэтому выполнение таких исследований позволит уточнить влияние защемленных фаз на характеристики двухфазной фильтрации. Это, по мнению автора, и определяет актуальность-выбранной темы диссертационной работы.

Цель работы. .■"'.••'••

Экспериментальное определение, закономерностей: фильтрации капиллярно-защемленных. фаз (нефть,, вода) в микронеоднородных сложнопостроенных коллекторах с различш,ш типом смачиваемости., . ' Объект исследования.

Терригенный и карбонатный ксрновый материал, характеризующийся сложным микростроением и различным характером смачиваемос ти. Основные задачи исследований. . .

1. Дать, анализ существующих представлений о капиллярно-защемленных: фазах, определить факторы,, влияющие на защемление, оценить возможности стандартных методик экспериментального исследования для изучения фильтрации защемленных фаз. .

2. Дать экспериментальное и теоретическое обоснование методики определения параметров; фильтрации защемленных фаз (остаточные насыщенности- скорости: фильтрации, фазовые проницаемости) на кернах в широком диапазоне изменения: скоростей фильтрации:

3. Разработать техническое ' и информационное обеспечение проведения: экспериментальных исследований на кернах.

4. Выявить:. ' ;■ . " . , \ : -' • Закономерности фильтрации подвиэюных фаз при наличии защемленных;,

• ; Характер подвижности защемленных фаз; л • Динамику изменения насыщенности защемленной, фазы в процессе ее: вытеснения;

Времена установления/ равновесного состояния при фильтрации защемленной фазы; . .

• Поведение защемленных фаз при их вытеснении водогазовой смесью.

5. Экспериментально установить,закономерности изменения проницаемости по фильтрующейся фазе в присутствии защемленных фаз.

6. Исследовать влияние подвижности* защемленных фаз на коэффициенты вытеснения, значения начальной и остаточной нефтенасыщенности. . Методы исследования.

Лабораторное моделирование процессов образования, и фильтрации капиллярно-защемленных; фаз в микронеоднородных коллекторах в условиях приближенных к пластовым. '

Научная новизна работы.

Г. Показано,,что для сложнопостроенных коллекторов эффекты подвижности капиллярногзащемленной водо: и нефтенасыщенности. влияют на закономерности двухфазной: фильтрации за. счет изменчивости значений неподвижных насьпценностей при изменении условий фильтрации. .

2. Экспериментально установлена? нелинейная зависимость скорости фильтрации подвижной фазы от градиента давления, и определена кинетика защемления; ,

3. Показано, что при наличии капиллярно-защемленных водо- и нефтенасыщенности нефте- и водопроницаемость зависят от градиента давления, типа пористой структуры и характера смачиваемости внутрипорового пространства.

4. Установлена зависимость защемленного нефте-, водонасыщения-от градиента давления для сложнопостроенныхч коллекторов с различным типом смачиваемости, отличающаяся от известных тем; что на характер зависимости оказывает влияние тип защемленной фазы^ изменение смачиваемости и структуры порового пространства.

Обоснованность и достоверность полученных в работе результатов следует из того, что они основаны на общих законах и методах механики сплошных сред, которые являются теоретической основой подземной'гидромеханики.

Практическая значимость работы.

Экспериментально показано влияние КЗФ на важнейшие характеристики двухфазною фильтрации, что позволяет рекомендовать полученные результаты для совершенствования методик определения функции ОФП, коэффициентов вытеснения, водонефтенасыщенности, эффективной» и динамической пористости по данным лабораторного моделирования. Предлагаемую методику также целесообразно использовать при лабораторном моделировании технологий увеличения коэффициентов вытеснения путем закачки различных реагентов. Результаты, полученные в работе позволяют совершенствовать лабораторные методы подбора химических композиций для повышения качества вскрытия пластов и повышения продуктивности скважин за счет снижения содержания КЗФ и повышения целевой проницаемости в околоскважинной зоне пласта.

Защищаемые положения.

1. Экспериментально установленные закономерности фильтрации непрерывных фаз при наличии капиллярного защемления заключаются в нелинейности зависимости \ скорости фильтрации от градиента" давления, влиянии характера смачиваемости внутрипоровой поверхности на вид зависимости скорости фильтрации от градиента давления, кинетики достижения новых стационарных состояний при изменении градиента давления.

2. Нелинейный характер изменения проницаемости по фильтрующимся фазам от градиента давления при наличии капиллярного защемления, зависящий от смачиваемости коллектора и вида защемленной фазы.

3. Сложный характер зависимости насыщения защемленными фазами от ' градиента давления в непрерывных фазах, меняющийся при изменении структуры порового пространства и смачиваемости, а также типа защемленной фазы.

4. Влияние эффектов капиллярного защемления на коэффициент вытеснения, эффективную и динамическую пористости. Возможность доизвлечения капиллярно-защемленных фаз при использовании водогазового воздействия на пласт.

Апробация работы.

Научные, методические и прикладные методы и результаты, использованные и полученные в диссертации, обсуждались на международной конференции молодых ученых « Молодежная наука - нефтегазовому комплексу» (Москва , 30-31 марта, 2004г.), на международной конференции «Фундаментальные проблемы разработки нефтегазовых месторождений, добычи и транспортировки углеводородного сырья» (Москва, 24-26 ноября, 2004г.), а также на XLVIII научной конференции «Современные проблемы фундаментальных и прикладных' наук» (Москва — Долгопрудный - Жуковский, 25-26 ноября , 2005г.), на седьмой Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», (Москва, 29-30 января 2007г.), на Всероссийской конференции «Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности», (Москва, 24-26 апреля 2007 г.), на научно-практической конференции «Методы интенсификации добычи углеводородного сырья. Опыт и перспективы», (Москва, РГУнефти и газа им И.М.Губкина, ноябрь 2008г.), на Международном симпозиуме (Москва, ОАО « ВНИИнефть», 15-16 сентября 2009г.), на научных семинарах ИПНГ РАН. Результаты работы обсуждались на научном семинаре компании Schlumberger.

Публикации.

По материалам диссертации опубликовано 10 печатных работ.

Структура и объем работы.

Работа содержит введение, 4 главы текста, выводы и список используемой литературы. Общий объем работы составляет 178 страниц, в том числе 85 рисунков, 13 таблиц и список литературы из 75 наименований.

Работа выполнена в ИПНГ РАН. Автор выражает глубокую благодарность своему научному руководителю д.т.н., действительному члену РАЕН, проф. Михайлову H.H., который был идейным вдохновителем и постоянным наставником данной работы. Автор выражает глубокую признательность зам. директора по научной работе проф. Максимову В.М. за - поддержку работы. Автор также признателен ведущим специалистам ИПНГ РАН докторам технических наук С.Н.Закирову, Э.С.Закирову, А.М.Свалову, В.А.Черных за ценные замечания, сделанные на этапе апробации работы.

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Чумиков, Роман Игоревич

Основные выводы и результаты работы

1. Показано, что фильтрация флюидов при наличии защемленных фаз контролируется насыщенностью защемленной фазы и смачиваемостью породы. В общем случае зависимость скорости фильтрации от градиента давления при наличии защемленной фазы является нелинейной.

2. Остаточные капиллярно-защемленные водо- и нефтенасыщенности не являются константами, а зависят от скоростей фильтраций. При переходе на большую скорость происходит довытеснение защемленных фаз; зависимости насыщенности от градиента давления имеют нелинейный характер. На вид этих зависимостей оказывает влияние смачиваемость породы.

3. Эксперименты показали, что при наличии защемлённых фаз времена (периоды) выхода на новый стационарный режим течения подвижной фазы уменьшаются с увеличением скорости фильтрации и зависят от типа коллектора.

4. Показано, что в случае двухфазного вытеснения (водогазовое воздействие) имеет место явное уменьшение капшшярно защемлённой остаточной нефтенасыщенности, в том числе высоковязкой нефти по сравнению со случаем вытеснения нефти водой или водой с ПАВом.

5. Исследования влияния подвижности защемлённых фаз на фазовые проницаемости по непрерывной фазе и коэффициенты вытеснения показали, что:

- проницаемость по фильтрующейся фазе при наличии защемленных фаз не является постоянной, а увеличивается с увеличением перепада давления;

- на зависимость проницаемости от перепада давления оказывает влияние смачиваемость коллектора;

- коэффициенты вытеснения нефти водой и воды нефтью растут при росте скорости вытеснения воды и нефти; изменения коэффициентов вытеснения обусловлены изменением насыщенностей капиллярно-защемленных фаз при росте скорости вытеснения; эффективность вытеснения контролируется уменьшением капиллярно-защемлённой остаточной нефтенасыщенностью;

- на зависимости коэффициентов вытеснения от скорости вытеснения оказывает влияние смачиваемость пласта и тип коллектора.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Чумиков, Роман Игоревич, 2011 год

1. Гиматудинов III.K., Ширковский А.Г. Физика нефтяного и газового пласта. М. Недра, 1981.

2. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщения горных пород. М., '"Недра", 1975. 344с.

3. Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Кожевников Д.А. Петрофизика. М.: «Недра», 1991.-368 с.

4. Котяхов Ф.И. Основы физики нефтяного пласта. М.: «Гостоптехиздат», 1956. — 3364 е.: ил.

5. Михайлов Н. Н. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов. — М.: Недра, 1992.-270 с.

6. Михайлов H.H., Кольчицкая Т.Н., Джемесюк A.B., Семенова H.A. Физико-геологические проблемы остаточной нефтенасыщенности. М.: Наука, 1993. — 173 с.

7. Amaefule J.O., Handy L.L. The effect of interfacial tensions on relative oil/water permeabilities of consolidated porous media // Ibid. 1982. Vol. 22. № 22. P. 371—381.

8. Тульбович Б.И. Методы изучения пород-коллекторов нефти и газа. М.: «Недра», 1979 г. 199 с.

9. Архипов С.В., Дворак С.В., Сонич В.П. Николаева Е.В. Геологические причины ускоренного обводнения скважин пласта БС210 Суторминского месторождения. Геология нефти и газа, 1988/1, стр. 49 52.

10. Изучение структуры остаточных запасов и распределение остаточной нефти в обводненных пластах Талинского месторождения. Отчет, авт. Михайлов Н.Н. и др., Москва, ИПНГ, 1992 г., 129 с.

11. Andersen W.G. Wettability literature survey Part 1. Rock/Oil/Brine Interactions and the Effects of Core Handling on Wettability // JPT. 1986/ Vol. 38, № 10. P. 1125 -1144.

12. Сургучев М.Л., Симкин Э.М. Факторы, влияющие на состояние остаточной нефти в заводненных пластах. Нефтяное хозяйство, 1988/9, стр. 31-36.

13. Andersen W.G. Wettability Literature Survey. Part 6. The effects of wettability on waterflooding // JPT. 1987. Vol. 39, № 12. P. 1605 1622.

14. Rathmel J.J., Braun P.H., Perkins Т.К. Reservoir waterflood residual oil saturation from laboratory tests//JPT. 1973. Febr. P. 175 -185.

15. Сургучев M. Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. -М.: Недра, 1985. 308 с. (рецензент Ш.К. Гиматудинов)

16. Pack A., Devier С.A. Improved oil saturation data using sponge core barrel // Proc. Open. Symp. Tulsa (Okla), 1083. P. 20 29.

17. Михайлов Н.Н., Глазова В.М., Высоковская Е.С. Прогноз остаточного нефтенасыщения при проектировании методов воздействия на пласт и призабойную зону: Обзорная информация сер. Нефтепромысловое дело М.: ВНИИОЭНГ, 1983, вып. 22, 73с.

18. Михайлов Н.Н. Физико-геологические проблемы доизвлечения остаточной нефти из заводненных пластов. Нефтяное хозяйство, 1997/11, стр. 14 — 17.

19. Основные проектные решения, анализ их выполнения состояние разработки красноленинского месторождения, в том числе по площадям и объектам. Отчет. Том 1. ОАО «ЦГЭ», СибНИИНП, Тюмень, 1999г.

20. Wyckoff, RD. and Botset, H.G. Flow through Unconsolidated Sands // Physics, 1936, vol.7, N9, p.325.

21. Muskat, M., Meres, M.W., // Physics, 1936, vol.7, N9, p. 346.

22. Muskat, M., Wyckoff, R.D., Botset, H.G., Meres, M.W. Flow of Gas-liquid Mixtures Through Sands // Physics, 1937, p. 69.

23. Leverett, M.C. Capillary Behavior in Porous Solids // Trans. AIME, 1942, vol.142, p.152.

24. Muskat, M., Physical Principles of Oil Production. New-York Toronto - London, Mc. Grow Hill Book Co, 1949.

25. Берлин A.B., Сургучев M.JI. О факторах, влияющих на фазовые проницаемости для нефти и воды // Тр. ВНИИ, 1984, вып.87, стрЗЗ -40.

26. Панфилов М.Б. Влияние характера распределения фаз на относительные проницаемости при фильтрации несмешивающихся жидкостей // Тр. МИНХ и ГП, 1979, вып. 146, с. 102-109.

27. Дмитриев Н.М., Максимов В.М. Определяющие уравнения двухфазной фильтрации в анизотропных пористых средах. // Изв. РАН. МЖГ. 1998 N2. С.87-94.

28. Дмитриев Н.М., Максимов В.М. О структуре тензоров коэффициентов фазовых и относительных проницаемостей для анизотропных пористых сред // Докл. РАН. 1998. том 358, N3. С.337-339.

29. Дерягин Б.В., Чураев Н.В., Овчаренко Ф.Д. « Вода в дисперсных системах» М.: Химия. 1989. -285с.

30. Buleiko V.M., Voronov V.P. Effect of surface on the thermodynamic properties of polar liquids and liquid crystals trapped in a porous medium // Supramolecular Science. 1977. vol.4, N3-4, p.235-240

31. Булейко B.M., Воронов В.П. Исследование пористой среды на термодинамические параметры одно и двухкомпонентных жидких систем // Газовая промышленность 1987. N7 с.54-56.

32. Максимов В.М. Основы гидро-термодинамики пластовых систем. М.: Недра, 1994. -201с.

33. Булейко В.М., Воронов В.П. Экспериментальное исследование поведения теплоемкости в конечных системах в окрестности критической точки смешения // ЖЭТФ РАН. 1998. том 113, вып. 3, -с.1071-1080

34. Амикс Дж., Басе Д., Уайтинг Р., Физика нефтяного пласта. М.: Гостоптехиз,дат, 1962. -570с.

35. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Раздел "Проектирование разработки". Под ред. Ш.К. Гиматудинова. М.: Недра, 1983.-703с.

36. Добрынин В.М., Ковалев А.Г., Кузнецов A.M., Черноглазов В.Н. Фазовые проницаемости коллекторов нефти и газа. Обзорная информация. Сер. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 1988. -55с.

37. Corey А.Т., Rathjens С.Н. Henderson J.H., Wyllie M.R. Three — phase relative permeability // Trans. AIME, 1956. vol207 -p.349-351.

38. Hassler G.L. Methods and apparatus for permeability measurements. U.S. Letter Patent No. 2,345,935. 1944.

39. Delshad. M., Pope G. A. Comparison of the three-phase oil relative permeability models // Transport in Porous Media 1989, vol. 4, p.59

40. Johnson, F.F., Bossier, D.P., Naumann V.O. Calculation of Relative Permeability from Displacement Expirements // J. Petr. Technology, vol. XI, N1, 1959.

41. Sarma H.K., Mani B.B., Jha K.N. An unsteady state technique for three-phase relative permeability measurements // The J. of Canadian Petrol. Technol. Feb 1994. vol.33, N2 — p.27-33.

42. Lohe, A., Skjaeveland, S.M., Vatne, K.O., Virnovsky, G.A. Implementation of Multirate Technique to Measure Relative Permeabilities Accounting // SPE Ann. Tech. Conf. New Orleans, Louisiana, Sept. 1998. SCA49321 -7p.

43. Требин Ф.А., Оноприенко В.П. Распределение водонефтенасытценности в пористой среде при вытеснении из нее нефти водой // Азерб. Нефт. Хоз., 1957, N4

44. Parsons R.W. Microwave attenuation A new tool for monitoring saturation in laboratory flooding experiments. // Trans. AIME, 1975, voll95, p.302

45. Михайлов H.H. "Информационно технологическая геодинамика околоскважинных зон" М.: Недра 1996г.

46. А.К. Курбанов, М.Ю. Константинов. К вопросу определения функций фазовых проницаемостей // Газовая промышленность, N10, 2000, с.46-48.

47. Пеньковский В.И. Концевой эффект капиллярного запирания вытесняемой фазы при фильтрации несмешивающихся жидкостей // Изв. АН СССР, МЖГ, 1983 N5, с. 184.

48. Ланцош К. Практические методы прикладного анализа. М.ТИФ-МЛ, 1961 — 524с.

49. Желтов Ю.П., Розенберг М.Д. О фильтрации многокомпонентных систем // НТС по добыче нефти, вып. 12, М.: Гостоптехиздат, 1961, с. 26-31.

50. Rapoport, L.A., Leas, W.J. Properties of Linear Waterfloods // Trans. AIME. 1953. vol. 198 — p.l 39-148.

51. Г.И.Баренблатт, КС. Басниев, И.Н.Кочина Математическая модель фильтрации газоконденсатных смесей в трещинновато-пористой среде // Сборник научных трудов ВНИИГАЗ "Фильтрация неоднородных газов", 1988

52. Николаевски.'! В.Н. О выборе системы уравнений фильтрации газоконденсатных смесей // Изв. АН Азерб. ССР, серия геолого- географических наук, N1, 1965, с.91-98

53. Rose W. Some problems connected with the use of classical descriptions of fluid / fluid displacement processes // in Fundamentals of Transport Processes in Porous Media, Elsevier, Amsterdam, 1972. p.229

54. Эфрос. Д.А Определение относительных проницаемостей и функций распределения при вытеснении нефти водой. // ДАН СССР, г.10, N5, 1956.

55. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах — М.: Недра, 1985 — 208с.

56. Булейко В.М., Савелова Т.И. Применение метода регуляризации при обработке результатов теплофизических экспериментов/ Тр. ВНИИГАЗ, 1986, с57.

57. Басниев КС, Жданов С.Ф., Николаевский В.Н. Фундаментальные проблемы разработки месторождений углеводородов // материалы Всероссийской науч. конф. "Фундаментальные проблемы нефти и газа", Москва, 22-25 января 1996г.

58. Мархасин И.Л., К вопросу о диспергировании нефти в процессе ее вытеснения водой из горных пород. Тр. УфВНИИ, вып. XVIII, 1967.

59. Nielsen, СМ. Larsen, J.K., Bech, N., Reffstrup, J., Olsen, D. Determination of Saturation Functions of Tight Core Samples Based on Measured Saturation Profiles. // Int. Symp. Of the Society of Core Analysts. Calgary, Alberta, Canada, Sept. 1997.

60. Эфрос Д.А., Куранов И.Ф. Определение относительных проницаемостей по данным внешних измерении при плоскорадиальном течении // Труды ВНИИ, 1962, вып 37.

61. Liang Q., Lohrenz J. Dynamic method of measuring coupling coefficients of transport equations of two-phase flow in porous media // Transport in Porous Media vol. 15, 1994, p.71.

62. Reinsch C.H. Smoothing by spline functions //Numerische Mathematik vol.10, 1967, p. 177.

63. Меры и предложения по улучшению состояния разработки Талинского месторождения п/о «Красноленинскнефтегаз». СибНИИНП, г. Нягань, 1985 г.

64. Тульбович Б.И. Коллекторские свойства и химия поверхности продуктивных пород. Пермь, пермск. книжное изд-во, 1975, 198 с.

65. Тульбович Б.И. Нефтенасыщенность и коллекторские свойства терригенных пород некоторых месторождений Пермской области. — Геология нефти и газа, 1975/1, стр. 61-64.

66. Василевский B.JL Изменение фазовой проницаемости газонасыщенной породы при фильтрации воды. ВНИИГПЭ, 1984г.

67. Анализ разработки Кальчинского месторождения. ЗАО «ТННЦ», 2005г.

68. Jairam Kamath, Robert F. Meyer, Frank M. Nakagawa. Understanding Waterflood Residual Oil Saturation of Four Carbonate Rock Types. Society of Petroleum Engineers Inc, 2001r.

69. Torabzadeh S.J. Handy L.L. The Effect of Temperature and Interfacial Tension on Water/Oil Relative Permeabilities of Consolidated Sands. SPE, 1984r.

70. Lefebvre du Prey E.J. Factors Affecting Liquid-Liquid Relative Permeabilities of a Consolidated Porous Medium. SPE, 1973r.

71. Добрынин B.M., Ковалев А.Г., Кузнецов A.M., Черноглазое B.H. Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации. Отраслевой стандарт, ОСТ 39-235-89, 1989г.