Моделирование капиллярных свойств коллекторов с целью решения промыслово-геологических задач и повышения энергоэффективности вытеснения нефти водой тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.12, кандидат наук Борисов, Александр Геннадьевич

• Борисов, Александр Геннадьевич
• кандидат наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат наук Борисов, Александр Геннадьевич

ОГЛАВЛЕНИЕ

Оглавление

Список обозначений и сокращений

Введение

1 Теоретические основы действия капиллярных процессов при разработке и эксплуатации нефтяных залежей

1.1 Геолого-физические основы возникновения капиллярных явлений в коллекторах нефти и газа

1.1.1 Характеристика пустотного пространства пород

1.1.2 Межфазное натяжение

1.1.3 Капиллярное давление

1.1.4 Детализация кривой капиллярного давления

1.1.5 Радиус капилляра

1.2 Оценка соотношения капиллярных и гидродинамических сил с помощью капиллярного числа

1.2.1 Формулировки капиллярного числа

1.2.2 Разработка улучшенной формы капиллярного числа

1.2.3 Выбор параметров геометрии порового пространства

1.2.4 Оценка соотношения капиллярных и гидродинамических сил в единичных капиллярах

1.3 Капиллярные эффекты при разработке нефтяных залежей

1.3.1 Основные виды капиллярных эффектов

1.3.2 Капиллярно-гидродинамические взаимодействия в условиях двойной среды

1.3.3 Вклад капиллярно-гидродинамических процессов в добычу нефти

1.4 Основные выводы к разделу 1

2 Разработка метода повышенной достоверности исследования капиллярных характеристик пород в лабораторных условиях

2.1 Краткий Обзор способов исследования капиллярных характеристик горных пород

2.1.1 Метод полупроницаемой мембраны

2.1.2 Ртутная порометрия

2.1.3 Метод центрифугирования

2.1.4 Исследование структуры порового пространства в шлифах

2.1.5 Исследования методом ядерно-магнитного резонанса

2.1.6 Рентгеновская микротомография

2.2 Характеристика процесса вытеснения при центрифугировании

2.3 Анализ существующих методов обработки результатов центрифугирования

2.3.1 Классификация существующих методов

2.3.2 Методы сопоставления частоты вращения с капиллярным давлением

2.3.3 Дифференциальные методы

2.3.4 Интегральные методы

2.3.5 Проблемы и недостатки существующих методов

2.4 Разработка метода повышенной достоверности

2.4.1 Оценка искажения формы ККД при центрифугировании

2.4.2 Моделирование методом радиальных капилляров

2.4.3 Моделирование методом сообщающихся капилляров

2.4.4 Моделирование методом параллельных капилляров

2.4.5 Результаты трехмерного моделирования

2.4.6 Использование результатов трехмерного моделирования для восстановления истинной формы капиллярной кривой и пересчета кривых, полученных по разным

методикам

2.5 Основные выводы к разделу 2

3 Моделирование капиллярных характеристик с целью решения промыслово-геологических задач

3.1 Необходимость построения капиллярных петрофизических моделей

3.2 Анализ Существующих методов построения капиллярных петрофизических моделей

3.2.1 Применение J-функции для моделирования капиллярных свойств пласта

3.3 Модифицированные виды J-функции

3.3.1 Jk - функция от проницаемости

3.3.2 Jm- функция

3.3.3 J-функция по нормированной насыщенности

3.3.4 Модификация с учетом извилистости

3.3.5 Построение индивидуальных J-функций

3.4 Другие методы моделирования

3.4.1 Аппроксимационные модели

3.5 Метод капиллярных палеток

3.5.1 Описание метода

3.6 Применение МКП для решения геолого-промысловых задач

3.6.1 Построение капиллярных моделей разреза с помощью метода капиллярных палеток

3.6.2 Расчет значений водонасыщенности при подсчете запасов углеводородов

3.6.3 Построение капиллярных моделей залежей

3.7 Основные выводы к разделу 3

4 Повышение энергоэффективности вытеснения нефти водой за счет капиллярных процессов

4.1 Физические основы экономии энергозатрат за счет капиллярных перетоков

4.2 Оценка потенциалов капиллярных перетоков на основании капиллярной петрофизической модели

4.2.1 Общие принципы оценки

4.2.2 Оценка доли капиллярно-извлекаемой нефти на примере пласта ЮС2 Омбинского НМ

4.3 Оценка доли нефти, добываемой за счет капиллярных перетоков, по промысловым данным

4.4 Рекомендации по выбору наиболее энергоэффективных режимов эксплуатации

4.4.1 Требования к режимам эксплуатации

4.4.2 Применение циклического заводнения

4.4.3 Циклическое разнонаправленное заводнение

4.5 Оценка энергетического эффекта от внедрения технологии

4.6 Основные выводы к разделу 4

Список литературы

СПИСОК ОБОЗНАЧЕНИЙ И СОКРАЩЕНИЙ

сс - коэффициент капиллярности;

3 - .[-функция Леверетта;

А: - проницаемость;

/ - длина образца;

т - пористость;

1ЧС -капиллярное число;

(2„ - накопленная добыча нефти;

- текущая добыча нефти; гк - радиус порового канала; Рс - капиллярное давление;

Ра -давление начала вытеснения;

Рквс - вытесняющее давление в единичном капилляре;

Ра - ориентационный параметр;

Рь - параметр длины канала;

Рг - параметр эффективного радиуса;

Рвыт ~ давление начала вытеснения;

- водонасыщенность на входном торце образца;

- водонасыщенность;

- нормированная водонасыщенность; ис - универсальное капиллярное число;

О - угол смачивания;

а - межфазное натяжение;

ГТМ - геолого-технологические мероприятия;

ГИС - геофизические исследования скважин;

Кпо - открытая пористость;

Кво - остаточная водонасыщенность;

ККД - кривая капиллярного давления;

КККД - кривая кажущегося капиллярного давления;

ККЧ - кривая капиллярных чисел;

МКП - метод капиллярных палеток;

ФЕС - фильтрационно-емкостные свойства;

ППД - поддержание пластового давления.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Моделирование капиллярных свойств коллекторов с целью решения промыслово-геологических задач и повышения энергоэффективности вытеснения нефти водой»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы. Капиллярные силы оказывают сильное влияние на формирование нефтегазовых залежей и их разработку. Так, при скоплении органического вещества в ловушках распределение флюидов происходит согласно капиллярно-гравитационному принципу. Согласно этому же принципу формируется поверхность водонефтяного контакта в различных частях залежи, возникают капиллярные барьеры. При разработке месторождений капиллярные процессы проявляются в виде прямоточной и противоточной пропитки, перетоков флюидов и капиллярных концевых эффектов.

При таком активном влиянии очень важно учитывать капиллярные процессы при построении геологических и гидродинамических моделей залежей, планировании геолого-технологических мероприятий и решения прочих геолого-промысловых задач. Игнорирование капиллярных процессов приводит к неправильным представлениям о строении залежей углеводородов, недостоверным оценкам их запасов, неэффективности выбираемых систем разработки и ГТМ, пониженным коэффициентам извлечения и повышенным издержкам на эксплуатацию залежей. В свете этого, в последние десятилетия набирают популярность исследования капиллярных явлений. Исследованием капиллярных свойств продуктивных пластов занимались: М.Т. Аббасов, Д. Амикс, В. Андерсон, Р. Берг, Ю.Я. Большаков, Е.Ю. Большакова, Ю.П. Гаттенберг, В.И. Гороян, Ш.К. Гиматудинов, А.Е. Гуревич, Д. Дженингс, H.A. Еременко, Ю.В. Желтов, И.А. Иванов, A.A. Карцев, Ж. Коллинз, А. Э. Конторович, Ф. Крейг, М.М. Кусаков, J1.B. Лютин, М. Леверетт, В.Г. Мамяшев, М. Мунн, А.Ю. Намиот, X. Нейман, Г.В. Петрова, P.C. Сахибгареев, Б.И. Тульбович, A.A. Ханин, А.Я. Хавкин, Р. Чепмен, М.М. Элланский и многие другие. Особенности вытеснения нефти водой в неоднородных пористых средах рассматривались в научных трудах, Д. Амикса, К.С. Басниева, Ю.П. Желтова, С.Н. Закирова, В.Д.Лысенко, Г.А. Малышева, Р.И. Медведского, H.H. Михайлова, И.П. Попова, A.A. Севастьянова, М.Л. Сургучева, А.П. Телкова, A.C. Тимчука. K.M. Федорова. В.Н. Щелкачева. Одной из наиболее поздних разработок в данном направлении является модель двойной среды, разработанная Р.И. Медведским и A.A. Севастьяновым.

Актуальности проблеме добавляет и то, что к настоящему времени на территории Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции большинство эксплуатируемых нефтяных месторождений перешли в стадию доразработки либо падающей добычи. Переход в данные стадии существенно снижает рентабельность добычи. Проведенный автором анализ эксплуатационных показателей пластов Варьеганского месторождения показал, что на последних стадиях до 90% закачиваемой в пласт воды не участвует в вытеснении нефти и бесполезно циркулирует по кругу: пласт - промысловое оборудование - пласт. Следует отметить, что финансовые и энергетические издержки от ППД исчисляются не только затратами на подготовку и закачку воды в пласт, но и затратами на ее добычу, отделение от нефти и транспортировку к нагнетательным скважинам. Дополнительными отрицательными эффектами от бесполезной циркуляции воды являются рост сквозных трещин, защемление больших объемов нефти в целиках, что также снижает коэффициент извлечения нефти (КИН). В связи с этим остро возникает необходимость поиска инженерно-технических решений, которые бы обеспечили снижение эксплуатационных затрат, при этом не снизив существенно объемы добычи.

Для предотвращения и решения вышеописанных проблем необходимо оптимизировать капиллярно-гидродинамические процессы в залежи. С этой целью необходимо достоверное их изучение и построение специальных капиллярных моделей, которые бы дополняли традиционные геологические и гидродинамические модели, повышая тем самым их информативность и достоверность. Созданию таких моделей и посвящена данная работа.

Цель работы. Повышение точности методов изучения и моделирования капиллярных характеристик горных пород с целью улучшения геологических моделей и геологического обоснования способов разработки залежей.

Основные задачи исследования

1. Обобщение и анализ ранее выполненных исследований в области капиллярных свойств горных пород.

2. Повышение качества исследований капиллярных свойств горных пород.

3. Повышение качества построения капиллярных петрофизических моделей.

4. Геологическое обоснование рекомендаций по эксплуатации залежей,

для наиболее полного использования потенциала капиллярных сил, с целью экономии эксплуатационных энергозатрат.

Научная новизна

1. Разработан метод исследования капиллярных характеристик горных пород методом центрифугирования, основанный на трехмерном математическом моделировании. В отличие от аналогов, метод позволяет получать кривые капиллярного давления с количеством точек большим, чем количество скоростей центрифугирования. Также в отличие от всех ранее разработанных методов обработки, данный метод позволяет работать с роторами наклонного типа, что весьма актуально для центрифуг отечественного производства.

2. Разработана методика построения капиллярных петрофизических моделей, которые успешно заменяют .[-функцию Леверетта, обеспечивая более точное описание формы капиллярных кривых и значений водонасыщенности. Данная методика позволяет на основе лабораторных экспериментов получать кривые капиллярного давления для заданных значений проницаемости.

3. Разработан способ оценки вклада капиллярных сил в добычу нефти. В отличие от ранее существующих способов, разработанный основывается на анализе истории добычи.

4. Разработаны способы нагнетания, позволяющие наиболее эффективно задействовать потенциал капиллярных сил залежи и снизить эксплуатационные затраты. В отличие от известного ранее циклического заводнения, предлагаемые режимы обеспечивают плавный запуск и остановку нагнетательных скважин, а также вытеснение нефти в промежуточных направлениях между скважинами.

Основные защищаемые положения

1. Применение трехмерного математического моделирования при исследовании капиллярных свойств методом центрифугирования позволяет получать более достоверные и детальные кривые капиллярного давления, чем при использовании традиционных методик.

2. Использование авторских эмпирико-аналитических моделей позволяет повысить точность математического описания и обобщения экспериментальных кривых капиллярного давления.

3. Замена единичного капиллярного числа на кривую капиллярных чисел, построенную по предлагаемой автором формуле, позволяет более

достоверно и детально рассматривать соотношения капиллярных и гидродинамических сил в поровых каналах.

Практическая ценность работы

Реализация разработок, сделанных в ходе данной работы, позволит повысить качество исследования капиллярных характеристик, точность геологических моделей залежей и подсчета запасов углеводородов.

Разработанный метод исследования капиллярных характеристик путем центрифугирования позволяет работать с роторами наклонного типа, которые наиболее часто используются в лабораториях России и стран бывшего СССР.

Кроме того, использование предложенных капиллярных моделей позволяет оценить потенциальный вклад капиллярных процессов в добычу нефти, что позволит более правильно выбрать режимы разработки залежи. Последнее позволяет увеличить нефтеотдачу и снизить эксплуатационные энергозатраты.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Указанная область исследования соответствует паспорту специальности 25.00.12 - «Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений», а именно пунктам:

1. Происхождение и условия образования месторождений нефти и газа:

- условия формирования скоплений нефти и газа в земной коре;

2. Прогнозирование, поиски, разведка и геолого-экономическая оценка месторождений:

- методология прогнозирования, оценки ресурсов и подсчет запасов нефти и газа;

3. Геологическое обеспечение разработки нефтяных и газовых месторождений.

Реализация работы

Материалы диссертации используются в научно-исследовательской деятельности ООО «ТюменНИИгипрогаз». Методика построения капиллярных петрофизических моделей, внедрена в практику исследования керна ООО «ТюменНИИгипрогаз».

Личный вклад автора

Автором были разработаны метод обработки результатов центрифугирования, метод построения капиллярных петрофизических моделей; способ оценки потенциального вклада капиллярных сил в добычу

нефти. В соавторстве с Р.И. Медведским был разработан способ оценки доли нефти, добываемой за счет капиллярных процессов. Все выводы по результатам исследований сделаны лично автором.

Апробация работы

Результаты и основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на Семинарах кафедры Разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений ТюмГНГУ, а также на ряде конференций, в числе которых:

Международные и с иностранным участием. «Трофимуковские чтения -2008» (Новосибирск, 2008), II международная конференция геологов и геофизиков «Тюмень -2009» (Тюмень, 2009), «Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов» (Геленджик, 2009) , «Основные проблемы освоения и обустройства нефтегазовых месторождений и пути их решения» (Оренбург, 2009), «Петрофизика: современное состояние, проблемы, перспективы» (Москва, 2010), «Международные и отечественные технологии освоения природных минеральных ресурсов и глобальной энергии» (Астрахань, 2010). Всероссийские. «Новые технологии для ТЭК Западной Сибири» (Тюмень, 2008).

Региональные. «Пути развития нефтегазового и рудного потенциала Ханты-Мансийского - Югры» (Ханты-Мансийск, 2008).

Конференции молодых ученых и специалистов. «Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири» (Тюмень, 2006, 2008, 2010), «Молодежь как инновационная составляющая развития Тюменской Области» (Тюмень, 2007), «Современные методы изучения, моделирования и разработки нефтегазовых и газоконденсатных месторождений» (Тюмень, 2008), Научно-практическая конференция молодых ученых и специалистов Газпром добыча Надым (Надым, 2009), «Газовой отрасли - энергию молодых ученых!» (Ставрополь, 2010).

Публикации. Основные положения работы изложены в 10 печатных работах, в том числе 6 статей в изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

Структура и объем диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций. Работа изложена на 147 страницах машинописного текста, включая 9 таблиц и 66 рисунков. Список использованных источников включает 131 наименование.

В первом разделе рассмотрены и обобщены теоретические положения

о роли капиллярных процессов в ходе эксплуатации нефтяных залежей. Рассмотрены различные виды пустотного пространства, существующие в гранулярных коллекторах, показаны естественные и техногенные неоднородности в гранулярных коллекторах. Рассмотрена проблема определения радиуса порового канала различными способами. Исследована форма кривых капиллярного давления.

Проведен анализ понятия «капиллярное число», рассмотрены различные формулировки капиллярного числа, предложенные различными авторами. На основании проведенного анализа разработана формула универсального капиллярного числа, которая, в отличие от ранее предложенных, содержит ряд дополнительных параметров, позволяющих учитывать различные геолого-технологические условия. Обоснованы значения капиллярных параметров для отсортированного гранулярного коллектора, на основании данных капилляриметрии произведены расчеты кривых капиллярных чисел для коллекторов ачимовских отложений Уренгойского района. Для удобства использования было введено понятие «коэффициент капиллярности».

Во втором разделе рассматриваются способы изучения капиллярных характеристик коллектора. Ввиду массового применения метода центрифугирования, предпочтение было отдано именно ему. Рассмотрено 17 способов обработки результатов центрифугирования, предложенных различными авторами.

Методы были классифицированы по способу расчета капиллярного давления. Было установлено, что практически все методы одномерны, т.е. образец породы в них представляется как цилиндр бесконечно малого диаметра, что не позволяет учитывать радиальные и гравитационные эффекты. Также все методы ориентированы на центрифуги с горизонтальным положением образца, в то время как в отечественных лабораториях наиболее популярны центрифуги с наклонным положением (45°).

На основании анализа достоинств и недостатков существующих методов поставлена задача создания нового метода, лишенного большинства недостатков. Было разработано 3 метода моделирования: метод радиальных капилляров; метод сообщающихся капилляров; метод параллельных капилляров. В первом методе ячейки представляют собой неправильные трапеции, расположенные радиально и наклоненные вниз под углом вытеснения. Установлено, что метод хорошо моделирует радиальные и

гравитационные эффекты в роторах малого диаметра, однако не учитывает перетоки между соседними капиллярами, из-за чего дает завышенные значения насыщенности. Во втором методе ячейки представляют собой кубики, которые в зависимости от режима могут быть либо насыщенными, либо дренированными. Метод хорошо моделирует перетоки между капиллярами и радиальные эффекты, пренебрегая гравитационными, поэтому его рекомендуется применять для режимов, в которых центростремительное ускорение существенно выше ускорения свободного падения, также погрешность метода находится в прямой зависимости от размера ячейки. Для устранения этих недостатков был разработан третий метод, в котором ячейки представляют собой параллелепипеды и располагаются параллельно в направлении вытеснения, но при этом сообщаются между собой. Сравнение результатов моделирования полученных всеми тремя методами показало, что результаты, полученные с помощью методов сообщающихся и параллельных капилляров практически совпадают при частотах вращения более 500 об/мин и радиусе вращения ближайшей точки образца более 10 см.

Также было разработано 2 метода интерпретации результатов центрифугирования: приближенный и точный. Приближенный метод основан на использовании слэш-функции, которая представляет собой характеристику, показывающую относительное отклонение кажущегося капиллярного давления от истинного. Точный метод заключается в разложении кривой центрифугирования образца на серию кривых центрифугирования капилляров.

Теретий раздел посвящен проблеме построения капиллярных петрофизических моделей. В разделе рассмотрены проблемы использования .1-функции как средства для построения моделей. Рассмотрены известные модификации 1-функции и другие капиллярные петрофизические модели, предложенные различными исследователями.

На основании анализа вышеописанных методов в рамках данной работы был разработан метод капиллярных палеток (МКП). Сущность предлагаемого метода состоит в выявлении зависимости отдельных участков кривой капиллярного давления от определяемых напрямую петрофизических свойств, которыми могут быть проницаемость, пористость, глинистость и т.д. По результатам опробования метода на породах на керновых данных Уренгойского, Западно и Восточно-Мессояхских месторождений было установлено, что новый метод более точно описывает кривые капиллярного

давления по сравнению с .Г-функцией и другими рассмотренными моделями.

Четвертый раздел посвящен повышению энергоэффективности вытеснения нефти водой за счет наиболее полного использования потенциалов капиллярных сил. Максимальное использование этих потенциалов позволит сократить закачку воды до необходимого уровня и снизить добычу жидкости. Это приведет к существенной экономии энергии, затрачиваемой на эксплуатацию залежи. В начале раздела представлен способ оценки капиллярных потенциалов для двойной среды. Предлагается оценка по формам капиллярных кривых, характерных для промываемой и пропитываемой сред.

Сформулированы требования к режимам эксплуатации залежи в условиях взаимодействия капиллярных и гидродинамических сил. Было установлено, что выполнить большинство условий при стационарном заводнении невозможно. В качестве оптимальной замены стационарному заводнению рекомендуется циклическое разнонаправленное заводнение.

Рассмотрено несколько вариантов циклического разнонаправленного заводнения, различающихся по продолжительности работы скважин и форме импульса нагнетания. При этом было учтено, что резкое включение нагнетательных скважин создает сильные нагрузки на насосное оборудование и приводит к появлению техногенных трещин в прискважинной зоне и цементном камне. В связи с этим наиболее перспективным представляется регулирование нагнетания по гармоническому закону. В конце раздела выполнена оценка экономии электроэнергии от реализации предложенных решений.

1 ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ДЕЙСТВИЯ КАПИЛЛЯРНЫХ ПРОЦЕССОВ ПРИ РАЗРАБОТКЕ И ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

1.1 ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ВОЗНИКНОВЕНИЯ КАПИЛЛЯРНЫХ ЯВЛЕНИЙ В КОЛЛЕКТОРАХ НЕФТИ И

ГАЗА

1.1.1 Характеристика пустотного пространства пород

Пустотным пространством горных пород принято называть часть объема породы, которая не занята твердой фазой и может вмещать флюиды. Пустоты, не содержащие никаких флюидов, в естественной среде отсутствуют. Принято выделять три вида пустот: поры, трещины, каверны. Ниже будут отдельно рассмотрены эти виды пустот и их капиллярность.

Поры. В терригенных породах представляют собой пространства, образовавшиеся в результате укладки частиц неправильной формы. Поры сами имеют неправильную форму, как и частицы, их образующие. Иными свойствами обладают поры пород вулканического и хемогенного генезиса, однако, ввиду практически полного отсутствия у последних проницаемости, в данной работе они не рассматриваются. Размеры и форма пор зависят от многих параметров: размера слагающих зерен, однородности гранулометрического состава, степени окатанности, плотности упаковки, типа и доли цемента в твердой фазе, влияния постседиментационных преобразований. В геологии существует несколько классификаций пор по степени влияния капиллярных явлений. Так, В.Н. Кобранова [32] выделяет следующие группы: 1) крупные сверхкапиллярные поры с эффективным диаметром более 100 мкм (галечник, гравий, крупно- и среднезернистый песок); 2) капиллярные поры с эффективными диаметрами в пределах 0.1100 мкм (мелкозернистые песчаники и алевролиты); 3) тонкие субкапиллярные поры, в которых диаметр изменяется в пределах 0.001-0.1 мкм (глины, известняки); 4) микропоры с эффективным диаметром меньше 0.001 мкм (цеолиты).

Так, в сверхкапиллярных порах максимальное капиллярное давление в системе «газ - вода» не может превышать 0.014-105 Па. По мнению многих исследователей, это пренебрежимо малая величина, чтобы оказывать влияние на движение флюидов. В капиллярных порах преобладают капиллярные силы. Субкапиллярные поры считаются настолько мелкими, что пленочные

явления в них имеют большее влияние, чем капиллярные силы. Сразу следует отметить, что данное деление весьма условно, четких границ между группами пор не существует, а преобладание тех или иных сил также зависит от типа флюидов, одновременно присутствующих в пористой среде, характера поверхности пор и гидродинамического градиента давления. В целом в порах капиллярные процессы более развиты, чем в других пустотах.

Трещины. Представляют собой плоские разрывные нарушения вследствие чрезмерных физических нагрузок на породу. По генезису трещины подразделяются на естественные и техногенные. Естественные трещины образуются, как правило, вследствие тектонических движений и неравномерной нагрузки вышележащих пород. По своим размерам и распространению они весьма разнообразны. Трещины, возникающие в результате тектонических подвижек (разломов), сопровождаются сбросом или взбросом, в результате образуется зеркало скольжения толщиной от нескольких миллиметров до нескольких сантиметров. Пространство между плоскостями скольжения заполняется обломками пород и хемогенными минералами. В результате происходит залечивание трещин, после которого трещина чаще представляет собой флюидоупор, нежели коллектор. Трещины, возникающие вследствие неравномерной нагрузки и тепловых деформаций [21], которые часто имеют место при погружении пород на глубину, образуются, как правило, без сдвигов, поэтому обломочный материал, попадающий в трещину, представлен породообразующими минералами. Такая трещина может представлять собой канал высокой проводимости (что неоднократно наблюдалось автором при исследовании пород Собинского НГКМ). Естественные микротрещины наблюдаются практически во всех сцементированных коллекторах (обнаруживаются при изучении петрографических шлифов). Практически все они залечены и не оказывают серьезного влияния на ФЕС пород, однако серьезно ухудшают их прочностные свойства. Также эти трещины не создают единой сети и имеют небольшой размер порядка нескольких сантиметров. Однако в силу большой распространенности такие трещины часто становятся зародышем техногенных трещин.

Техногенные трещины можно разделить на 2 вида: чисто техногенные и техногенно-развитые. Чисто техногенные трещины возникают из-за производственного воздействия на породу. Например, микротрещины, возникающие от дробящего воздействия долота при бурении, трещины,

возникающие при нагнетании флюидов при репрессии, превышающей давление гидроразрыва. В силу небольшого размера и практически нулевой раскрытости микротрещины не оказывают серьезного влияния на ФЕС пласта. Однако на конце каждой такой трещины находится концентратор напряжений, что позволяет им легко расти в случае нагнетания в них флюидов. Также в силу своей повышенной проницаемости микротрещины искажают поле давления, что приводит к появлению больших градиентов на отдельных участках между микротрещинами. Последнее вызывает быстрый рост и соединение соседних микротрещин. Таким образом, появляются техногенно-развитые трещины, имеющие большую протяженность, «зародышем» которых были естественные микротрещины (рис. 1.1).

......Техногенно-развитые трещины

Е Направления к ближайшим добывающим скважинам е> Перфорационные отверстия

Рисунок 1.1 Развитие системы техногенных трещин через ранее существовавшие

микротрещины пласта

Распространенным примером может быть следующая ситуация. В пористом терригенном коллекторе, представленном песчаником, имеющем множество несвязанных микротрещин, пробурена скважина (рис. 1.1). В ходе бурения долотом дробяще-скалывающего типа с применением утяжеленного раствора вокруг скважины образовалась серия микротрещин небольшого простирания (порядка нескольких сантиметров). После обсадки и

Естественные микротрещины

Техногенные микротрещины

цементирования скважина была проперфорирована (рис. 2) и использовалась как нагнетательная. Часть перфорационных отверстий пересекла микротрещины, другая часть оказалась в непосредственной близости от них.

Под действием нагнетаемых вод вокруг скважины образовалась воронка репрессии, наибольшие градиенты давления образовались в непосредственной близости к стволу скважины, в результате чего в прискважинной области началось интенсивное трещинообразование за счет следующих факторов: 1) рост техногенных микротрещин, пересеченных перфорационными отверстиями; 2) пробой трещин от перфорационных отверстий до ближайших микротрещин вследствие образования на этих участках больших градиентов давлений; 3) образование трещин от забоев перфорационных отверстий. Первоначально трещины развиваются по всем направлениям, но по мере удаления от скважины все сильнее начинают преобладать градиенты, направленные к ближайшим добывающим скважинам, вследствие чего происходит перераспределение потоков на эти направления. Рост трещин тоже происходит преимущественно в этих направлениях. Остальные трещины по мере отклонения от описанных направлений либо прекращают, либо серьезно замедляют свой рост. Трещины, ориентированные в направлении потоков, растут в направлении наибольших градиентов, проходя таким образом через естественные микротрещины. Несмотря на то, что естественные микротрещины несколько отклоняют траекторию растущей трещины, общее направление роста сохраняется, что диктуется принципом наименьшей энергии. Рост трещины продолжается до тех пор, пока она не дойдет до добывающей скважины.

Капиллярные силы в трещинах сильно зависят от степени их раскрытости. Тем не менее, в подавляющем большинстве случаев капиллярное давление в работающих трещинах во много раз ниже, чем в прилегающих к ним порах [59,48], поэтому при решении прикладных задач пренебрегают капиллярным давлением в трещинах.

Каверны. Представляют собой пустоты, образовавшиеся вследствие вымывания (выщелачивания) породообразующих минералов агрессивными водными растворами. Распространены в основном в карбонатных коллекторах, в терригенных пластах западной Сибири либо отсутствуют, либо присутствуют в микроскопическом виде (порядка размера поры обнаруживаются при изучении шлифов), поэтому заметного влияния на ФЕС пород не оказывают, последнее позволяет отождествлять коллектор с чисто

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Борисов, Александр Геннадьевич, 2013 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Абасов М.Т., Таиров Н.Д., Везиров Д.Ш. и др. Капиллярные явления и нефтеотдача. - Баку: Элм, 1987. - 148 с.

2. Амелин И.Д., Бадьянов В.А., Венделынтейн Б.Ю. и др. Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов: Справочник -М.: Недра, 1989.-270 с.

3. Амикс Д., Басс Д., Удмтинг Р. Физика нефтяного пласта. - М.: Гостоптех издат, 1962. - 572 с.

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

5. Басниев К.С., Дмитров Н.М., Розенберг Г.Д. Нефтегазовая гидромеханика: Учебное пособие для вузов. - М.- Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2005. - 544 с.

6. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика: Учебник для вузов. - М.: Недра, 1993. - 416 с: ил.

7. Большаков Ю.Я. Теория капиллярности нефтегазонакопления. -Новосибирск: Наука, 1995. - 182с.

8. Большаков Ю.Я., Дорошенко A.A., Большакова Е.Ю. Влияние капиллярных сил на образование целиков нефти в межскважинном пространстве при разработке залежей методом заводнения // Материалы научно-практической конференции «Нефтегазоносность и оптимальные методологические решения поиска, разведки и разработки месторождений углеводородов в пределах Западно-Сибирской плиты». - Тюмень, 2003. -С 177-182.

9. Большаков Ю.Я., Е.Ю. Большакова. Решение задач нефтегазопромысловой геологии на основе капиллярных моделей залежей. - Тюмень, 2006. - 142с.

Ю.Борисов А.Г. Капиллярно-гидродинамическая модель пласта залежи как новый взгляд на механизмы извлечения нефти //Нефтепромысловое дело. -2009,-№8.-С. 41-43.

П.Борисов А.Г. Метод обобщения кривых капиллярного давления с построением капиллярных петрофизических моделей //Геология, география и глобальная энергия. - 2010. - №3. - С. 100-103.

12.Борисов А.Г. Обоснование характерных размеров порового канала для определения степени его капиллярности //Нефть, газ, новации. - 2009. -№5-6.-С. 17-20.

13. Борисов А.Г. Обработка результатов центрифугирования пород с использованием математического моделирования //Нефть, газ, новации. -2010.- №8.-С. 27-31.

14.Борисов А.Г. Продление рентабельного периода работы залежи, как один из способов повышения нефтеотдачи //Нефть, газ, новации. - 2009. - №5-6.-С. 13-16.

15.Борисов А.Г. Учет капиллярно-гидродинамической модели залежи при описании механизмов извлечения нефти и газа //Газовая промышленность -2009.-№11.-С. 35-37.

16.Борисов А.Г., Медведский Р.И. Метод капиллярных палеток для создания моделей ачимовских отложений //Газовая промышленность. - 2010. -№12. -С. 27-32.

П.Борисов А.Г., Медведский Р.И. Оценка приемлемости для геологического и гидродинамического моделирования кривых капиллярного давления, полученных методом центрифугирования //Геология, бурение разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - 2010. -№3.-С. 25-37.

18.Борисов А.Г., Медведский Р.И. Пересчет кривых капиллярного давления, полученных на разных типах центрифуг и по разным методикам //Газовая промышленность. - 2011. - №6. - С. 30-35.

19.Бурже Ж., Сурио П., Комбарну М. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. Пер. с франц. - М.: Недра, 1989. - 422с.

20.Геофизические исследования скважин: справочник мастера по промысловой геофизике/ под общ. ред. В.Г. Мартынова, Н.Е. Лазуткиной, М.С. Хохловой. - М.: Инфра-инженерия, 2009 - 960с.

21.Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И., Физика нефтяного и газового пласта. - М.: Недра, 1982. - 310 с.

22.Гудок Н.С. Изучение физических свойств пористых сред. - М.: Недра, 1970.-208 с.

23.Гудок Н.С., Богданович H.H., Мартынов B.C., Определение физических свойств нефтеводосодержащих пород. - М.: Недра, 2007. - 568с.

24.Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщения горных пород. -2-е изд., перераб. и доп.-М.: Недра, 1985.-310с.

25.Деденко Л.Г., Креженцев В.В. Математическая обработка и оформление результатов эксперимента. М.: Изд-во Московского университета, 1977. -112 с.

26.Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Кожевников Д.А. Петрофизика. -М.: ФГУП Издательство «Нефть и Газ» РГУ нефти и газа им. Губкина. -2004. - 368с.

27.Ентов В.М., Зазовский А.Ф. Гидродинамика процессов повышения нефтеотдачи. - М.: Недра, 1989. - 232 с.

28.Жданов М.А. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа. - М.: Недра, 1970. - 488 с.

29.Желтов Ю.П. Механика нефтегазоносного пласта. - М.: Недра, 1975. -216 с.

30.Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учебник для вузов. -М.: Недра, 1986.-332 с.

31.Иванов В.А., Храмова В.Г., Дияров Д.О. Структура порового пространства коллекторов нефти и газа. - М.: Наука, 1974. - 96 с.

32.Кобранова В.Н. Петрофизика. - М.: Недра, 1986. - 392 с.

33.Кожевников Д.А., Коваленко К.В. К систематике модельных описаний коллекторов нефти и газа // Геофизика. - 2010. - № 5. - С. 66 - 70.

34.Количественная оценка добывных характеристик коллекторов нефти и газа по петрофизическим данным и материалам ГИС/ под ред. JIM. Дорогиницкои и др. - Томск: ТПУ, 2007. - 276 с.

35.Крэйг Ф.Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении. Нью-Йорк-Даллас, 1971. / Пер. с англ. под ред. проф. B.JI. Данилова. - М.: Недра, 1974.- 192 с.

36.Ладынин A.B. Петрофизика. Лекции для студентов геологических специальностей / Новосиб. гос. университет. - Новосибирск, 2002. - 120 с.

37.Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти. - Москва-Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2004. - 606 с.

38.МВИ 223.13.17.112/2006 Государственная система обеспечения единства измерений. Породы горные. Методика выполнения измерений коэффициента насыщенности в зависимости от капиллярного давления с использованием гравиметрической системы GCS-765 фирмы «CORETEST SYSTEMS». - Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 2006.

39.МВИ 49-223-2008 Государственная система обеспечения единства измерений. Породы горные. Методика выполнения измерений коэффициента насыщенности порового пространства в образцах горных пород в зависимости от капиллярного давления с использованием центрифуги фирмы JOUAN. - Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 2008.

40.Медведский Р.И. Универсальный закон изменения дебита скважин в период его падения // Технико - экономические кондиции месторождений Западной Сибири/ Тр. ЗапСибНИГНИ. - Тюмень, 1987. - с.

41.Медведский Р.И., Борисов А.Г. Опыт аппроксимации и анализ кривых падающей добычи нефти на месторождениях с двойной средой //Труды всероссийской молодежной научной конференции с участием иностранных ученых «Трофимуковские чтения - 2008». Том 2. Новосибирск, 2008. - С. 77-80.

42.Медведский Р.И., Ишин A.B. Увеличение нефтеотдачи путем длительного ограничения закачки воды в пласт до уровня добычи нефти. //Нефть и газ. -2000,-№6.-С. 24-28.

43.Медведский Р.И., Кряквин А.Б., Балин В.П., Стасюк М.Е. Кондиции запасов нефтяных месторождений Западной Сибири. - М.: Недра, 1992. -295 с.

44.Медведский Р.И., Севастьанов A.A. Оценка потенциально извлекаемых запасов нефти и прогноз уровней добычи. - Тюмень: Недра, 2004. - 192с.

45.Медведский Р.И., Севастьанов A.A., Коровин К.В. Прогнозирование выработки запасов из пластов с двойной средой // Вестник недропользователя Ханты-Мансийского автономного округа. - Тюмень, 2004.-С. 49-53.

46.Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом /Под редакцией В.И. Петерсилье, В.И. Пороскуна,

Г.Г. Яценко. - Москва - Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003. -257с.

47.Мирзаджанзаде А.Х., Аметов И.М., Ковалев А.Г. Физика нефтяного и газового пласта. - М.: Недра, 1992. - 268 с.

48.Михайлов H.H. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов. -М.: Недра, 1992.-240 с.

49.Михайлов H.H. Петрофизическое обеспечение новых технологий доизвлечения остаточной нефти из техногенно измененных залежей. //Каротажник. - Вып.№.7(205) - Тверь, 2011. - С. 126-137.

50.Михайлов H.H., Джемесюк A.B. Изучение капиллярно-защемленной остаточной нефтенасыщенности. - в кн.: Технология и техника повышения нефтеконденсатоотдачи пластов. М., 1987. - С. 66-72.

51.Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. -М: издательство РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. - 816 с.

52.Нестеров И.И., Шпильман В.И. Теория нефтегазонакопления. - М.: Недра, 1987.-232 с.

5З.Орлов Л.И. К методике определения остаточной водонасыщенности центрифугированием // Петрофизика коллекторов нефти и газа / Труды МИНХиГП. - М.: Недра, 1975. - Вып. 115.-8

54.ОСТ 39-204-86 Нефть. Метод лабораторного определения остаточной водонасыщенности коллекторов нефти и газа по зависимости насыщенности от капиллярного давления. - М.: Минефтепром,1986. - 23с.

55.Степанов C.B., Шабаров А.Б. Вариационная задача оценки запасов нефти в сложнопостроенных коллекторах // Материалы 1-й конференции молодых специалистов нефтяной и геологоразведочной отраслей Ханты-Мансийского АО (Нижневартовск, 24-26 октября 2000г.). - М.: ОАО «ВННИИОЭНГ», 2001. - С. 177 - 180.

56.Степанов C.B., Шабаров А.Б. Численное исследование влияния неоднородности пластов и свойств флюидов на природную миграцию нефти. // Материалы 1-й конференции молодых специалистов нефтяной и геологоразведочной отраслей Ханты-Мансийского АО (Нижневартовск, 24-26 октября 2000г.). - М.: ОАО «ВННИИОЭНГ», 2001. - С. 167-176.

57.СТП 50-32-90/0148463-015-90 Породы горные. Метод определения водоудерживающей способности. - Тюмень: Главтюменьгеология, 1990. -14с.

58.СТП-73.10-012-2009 Породы горные. Метод определения водоудерживающей способности. - Тюмень: Тюменский нефтяной научный центр, 2009. - 18 с.

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

60.Сургучев М.Л., Желтов Ю.В., Симкин Э.М. Физико-химические микропроцессы в нефтегазоносных пластах. - М.: Недра, 1984. - 215 с.

61.Тиаб Д., Доналдсон Э. Петрофизика: теория и практика изучения коллекторских свойств горных пород и движения пластовых флюидов. -М.: Премиум Инжиниринг, 2009. - 868с.

62.Тульбович Б.И. Методы изучения пород-коллекторов нефти и газа. - М.: Недра, 1979. - 352с.

63.Уолкотт Д. Разработка и управление месторождениями при заводнении. -М.: Юкос, 2001,- 144с.

64.Хавкин А.Я., Чернышев Г.И. Томография нефтенасыщенных пористых сред. - М.: Наука, 2005. - 272 с.

65.Халимов Э.М., Гомзиков В.К., Фурсов А.Я. Управление запасами нефти. -М.: Недра 1991.-284 с.

66.Ханин А.А. Петрофизика нефтяных и газовых пластов. - М.: Недра, 1976. -295 с

67.Ханин А.А. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение. - М.: Недра, 1969.-368 с.

68.Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. - М.: Гостоптехиздат, 1963. -396 с.

69.Шарбатова И.Н., Сургучев M.JI. Циклическое воздействие на неоднородные нефтяные пласты. - М.: Недра, 1988. - 121с.

70.Шарбатова И.Н., Сургучев M.JI. Циклическое воздействие на неоднородные нефтяные пласты. - М.: Недра, 1988. - 121с.

71.Энергоаудит нефтяной отрасли //Агентство нефтегазовой информации Самотлор-экспресс. - Нижневартовск от 03.05.2011.

72.Al-Omair, О. A., "Video Imaging Method for Determining the Capillary Pressure Relationship with a Centrifuge," MS Thesis, Colorado School of Mines, Golden, CO, 1997.

73.Al-Omair, O. A., Christiansen, R. L., "Measurement of Capillary Pressure by Direct Visualization of a Centrifuge Experiment," Presented at 1998 SCA Technical Conference, The Hague, September 14-16.

74.Amyx, J.W. , Bass, D.M. and Whiting, R.L. , "Petroleum Reservoir Engineering, McGraw-Hill, Book Co., Inc., New York City (1960) 158-61.

75.Arps J.J. Analysis of Decline Curves. Trans., AIME -1945. pp. 228-247.

76.Ayappa, K.G., Abraham E.A., and Davis, H.T. :"Influence of Sample Width on Deducing Capillary Pressure Curves with the Centrifuge" Chem. Eng. Sci. (1994) 49 (No.3), 327-333.

77.Ayappa, K.G., Davis, H.T., Davis, E.A., and Gordon, J.,: "Capillary Pressure Centrifuge Method Revisited," A.I.Ch. E.J. (1989) 35 , 365-372.

78.Bentsen, R.G., and Anli, J.: "Using Parameter Estimation Techniques to Convert Centrifuge Data into a Capillary Pressure Curve," Soc. Pet. Eng. J. , (February 1977) 57-64;and Trans., AIME (1977) 263.

79.Brooks, R. H. and Corey, А. Т.: "Properties of Porous Media Affecting Fluid Flow", J. Irrig. Drain. Div., (1966), 6, 61.

80.Christiansen, R.L.: "Geometric Concerns for Accurate Measurement of Capillary Pressure Relationship," SPE Form. Eval. (December 1992) 7, 311314-5.

81.Corey, А. Т.: "The Interrelation between Gas and Oil Relative Permeabilities", Prod. Mon., (1954), 19, 38.

82.Cuddy I. et al, A Simple Convincing Model for Calculating Sw in SNS Gas Fields. 34Th SPWLA Annual Symposium, 1993.

83.Durand C., Lenormand R., "Resistivity Measurements While Centrifuging", SCA, 1997.

84.Durner, W. Hydraulic conductivity estimation for soils with heterogeneous pore structure. Water Resour. Res., 30(2): 211-223, 1994.

85.E. Dana, F. Skoczylas. Experimental study of two-phase flow in three sandstones. II. Capillary pressure curve measurement and relative permeability pore space capillary models. International Journal of Multiphase Flow 28 (2002).

86.Fleury M., Forbes P.L., "Experimental Evidence of Radial Effects on Centrifuge Capillary Pressure Curves", SPWLA, 1995.

87.Forbes P., "Centrifuge Data Analysis Techniques: An SCA Survey on the Calculation of Drainage Capillary Pressure Curves from Centrifuge Measurements", SCA, 1997.

88.Fredlund, D.G., Xing, A.. Equations for the soil—toilets characteristic curve. Can. Geotech. J. 31, 521-532, 1994.

89.Givens W.W., "A Method that Ensures the Measurement of Equilibrium Electrical and Capillary Properties of Rock Samples", SPWLA, 1992.

90.Gunter, G. et. al. Saturation Modeling at the Well Log Scale Using Petrophysical Rock Types and a Classic Non-Resistivity Based Method. 40th Annual SPWLA Symposium, Paper ZZ, 1999.

91.Guthree R.K., Greenburger Martin H. The use of multiple correlation analyses for interpreting petroleum engineering data. Presented at the spring meeting of S.W. district division of production. New Orleas, La., 1955.

92.Hassler, G.L., and Brunner, E., 1945, Measurements of capillary pressure in small core samples,. Trans. AIME, 160, 114-123.

93.Hoffman R. N. A Techniques for the Determination of Capillary Pressure Curves Using a Constantly Accelerated Centrifuge. Soc. Of Pet. Eng. J (September 1963) 227-235.

94.Jing, X.D. and Van Wunnik, J.N.M.: "A Capillary Pressure Function for Interpretation of Core-Scale Displacement Experiments," SCA 9807, Proceedings of 1998 International Symposium of the Society of Core Analysts, The Hague, Netherlands, Sept. 14-16, 1998.

95.Johnson, A. Permeability Averaged Capillary Data: A Supplement to Log Analysis in Field Studies. Proceedings of the SPWLA 28th Annual Logging Symposium, Paper EE, 1987.

96.Kosugi, K. Lognormal distribution model for unsaturated soil hydraulic properties. Water Resour. Res. 32: 2697-2703, 1996.

97.Leverett M.C. «Capillary Behavior in Porous Solids», Trans., AIME (1941).

98.Li, K. and Home, R.N.: "An Experimental and Theoretical Study of Steam-Water Capillary Pressure,"SPEREE (December 2001), p.477-482.

99.Luffel D.L.:"Discussion," Soc.Pet.Eng. J (June 1964) 191-192.

100. Pittman, E. D. Relationship of Porosity and Permeability to Various Parameters Derived from Mercury Injection Capillary Pressure Curves for Sandstones. AAPG Bulletin, February 1992.

101. SCA1987-14: NMR imaging of fluid saturation distributions in cores., B.A. Baldwin, W.S. Yamanashi, International Symposium of the Society of Core Analysts held in Dallas, Texas.

102. SCA1990-06: Investigation of cycle dependent centrifuge capillary pressure and wettability index behavior for water-wet high-permeability sandstones.M. Honarpour, D. Maloney, S. Suzuki, L. Tomutsa, International Symposium of the Society of Core Analysts held in Dallas, Texas, 14-16 August 1990.

103. SCA-1997-14 Centrifuge data analysis techniques : an SCA survey on the calculation of drainage capillary pressure curves from centrifuge measurements.

104. SCA1997-19: Computer simulation of Special Core Analysis (SCAL) flow experiments shared on the Internet. J.G. Maas, A.M. Schulte, International Symposium of the Society of Core Analysts held in Calgary, AB, Canada, 7-10 September 1997.

105. SCA 1997-34: Quantitative evaluation and correction of gravity effects on centrifuge capillary pressure curves. P.Forbes, International Symposium of the Society of Core Analysts held in Calgary, AB, Canada, 7-10 September 1997.

106. SCA1998-15: Determination of mud invasion characteristics of sandstone reservoirs using a combination of advanced core analysis techniques. K.Mirotchnik, P. Kubika, L. Randall, A. Starosud, K. Allsopp, A. Kantzas, International Symposium of the Society of Core Analysts held in The Hague, The Netherlands, 14-16 September 1998.

107. SCA1998-34: The "Spinning Disk" Approach to Capillary Pressure Measurement with a Centrifuge Experiment., Salah M. Al-Modhi, Richard L. Christiansen, International Symposium of the Society of Core Analysts held in The Hague, The Netherlands, 14-16 September 1998.

108. SCA1999-47: Estimation of capillary bound water in carbonate reservoir samples by NMR imaging and relaxation measurements.,L. Randall, K. Green, T. Prichard. International Symposium of the Society of Core Analysts held in Golden, Colorado, USA, 1-4 August, 1999.

109. SCA1999-49: A systematic study for selecting an adequate tortuosity model A. A. Garrouch, L. Ali, F. Qasem, A. S. Ebrahim., International Symposium of the Society of Core Analysts held in Golden, Colorado, USA, 1-4 August, 1999.

110. SCA2000-19: The H&B boundary condition in centrifuge pc experiments, (or why there is no experimental evidence that the pressure field model ever failed).,P. Forbes, International Symposium of the Society of Core Analysts held in Abu Dhabi, UAE, 18-20 October, 2000.

111. SCA2000-22: An Automatic-Optimization Data Analysis Technique Based On Forbes' Second Method., D., International Symposium of the Society of Core Analysts held in Abu Dhabi, UAE, 18-20 October, 2000.

112. SCA2001-31: Application of linear X-ray analysis using absorption coefficients for direct determination of in situ core saturation for Pc

measurement E. A. Spinier, D. R. Maloney., International Symposium of the Society of Core Analysts held in Edinburgh, Scotland, 17-19 September 2001.

113. SCA2002-18: A method for measuring in-situ capillary pressures at different wettabilities using live crude oil at reservoir conditions, part 1: feasibility study. A. Graue,T. Bognrn, E. A. Spinier, B. A. Baldwin., International Symposium of the Society of Core Analysts held in Monterey, California, USA, 22-25 September 2002.

114. SCA2005-28 "Experimental design" approach for sensitivity study of capillary pressure measurements - comparison between porous plate and centrifugation methods., V. Lepoivre, International Symposium of the Society of Core Analysts held in Toronto, Canada, 21-25 August 2005.

115. SCA2005-44 Capillary pressure curve measurement using a single-moderate-speed centrifuge and quantitative magnetic resonance imaging., Q. Chen and B. J. Balcom; International Symposium of the Society of Core Analysts held in Toronto, Canada, 21-25 August 2005.

116. SCA2005-63 Determination of fluid flow properties using capillary pressure curves., H.Karimaie, E.Kazemzadeh, M.R.Esfahani, M.Rezaie International Symposium of the Society of Core Analysts held in Toronto, Canada, 21-25 August 2005.

117. SCA2005-71 Modeling residual water saturation by nmr, semipermeable membrane and ultracentrifugation in hydrophobic and partially hydrophobic pore and cavern carbonate reservoirs., Toporkov V.G., Rudakovskaya S.Y., Rakhmanin M.Y., Denisenko A.S., Duzin V.I., International Symposium of the Society of Core Analysts held in Toronto, Canada, 21-25 August 2005.

118. Seki, K. SWRC fit - a nonlinear fitting program with a water retention curve for soils having unimodal and bimodal pore structure. Hydrol. Earth Syst. Sci. Discuss., 4: 407-437, 2007.

119. Skelt, C.H. and Harrison, B.: "An Integrated Approach to Saturation Height Analysis," Paper NNN, Proceedings of 36th SPWLA Annual Symposium, June 26-29, 1995.

120. Skuse, B., Firoozabaldi, A., and Ramey, H.J., : "Computation and Interpretation of Capillary Pressure Curves with the Centrifuge," SPE Form. Eval. (March 1992) 17-24.

121. Sondena, E. An Empirical Method for Evaluation of Capillary Pressure data. Proceedings of the Society of Core Analysts Third European Core Analysis Symposium, p.129, 1992.

122. SPE 108722-MS Analysis of capillary, gravity and viscous forces effects in oil/water displacement. F. J. Rosado, R. Rangel, F. R. Garza. International Oil Conference and Exhibition in Mexico, 27-30 June 2007, Veracruz, Mexico.

123. SPE 109810-MS Experimental Determination of Relative Permeabilities For a Rich Gas Condensate System Using Live Fluid. J.F. App, J.E. Burger. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 11-14 November 2007, Anaheim, California, U.S.A.

124. SPE 120754-MS Dimensionless Characterization of Transient Pressure Volume Behaviour for Foamy Oils. M. Huerta, L. Andarcia, E. Jossy. SPE Western Regional Meeting, 24-26 March 2009, San Jose, California.

125. SPE 29890 Noaman El-Khatib. Development of a modified capillary pressure J-function. 1995.

126. SPE 38748 Gunter, G. et al. Overview of An Integrated Process Model to Develop Petrophysical Based Reservoir Descriptions. SPE Annual Tech. Conference And Exhibition, 1997.

127. SPE 89874 Li, K. Generalized Capillary Pressure and Relative Permeability Model Inferred from Fractal Characterization of Porous Media.

128. Swanson, B. F. A Simple Correlation Between Permeability and Mercury Capillary Pressure. Journal of Petroleum Technology, pp 2498-2504, 1981.

129. Thomeer, J. H. Introduction of a Pore Geometrical Factor Defined by the Capillary Pressure Curve. Joural of Petroleum Technnology, March 1960, pp. 73-77, 1960.

130. Thomeer, J.H.M.: "Introduction of a Pore Geometrical Factor Defined by the Capillary Pressure," Trans. AIME, (1960), 219, 354.

131. Van Genuchten. A closed-form equation for the hydraulic conductivity of unsaturated soils. Soil Sci. Soc.Am. J. 44, 892-898, 1980.