Особенности реализации водогазового воздействия в несмешиваемом режиме на примере Верхнечонского месторождения тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Анурьев, Денис Алексеевич

• Анурьев, Денис Алексеевич
• кандидат наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат наук Анурьев, Денис Алексеевич

ОГЛАВЛЕНИЕ

Введение

ГЛАВА I. Обзор мирового опыта

1.1. Современное представление о вытеснении нефти водой и газом

1.2. Классификация методов водогазового воздействия

1.3. Результаты керновых экспериментов

1.4. Численное моделирование водогазового воздействия

1.5. Обзор промышленного применения

1.6. Выводы к главе

ГЛАВА II. Анализ лабораторных экспериментов по оценке эффективности вгв на керне пласта Вч

2.1. Вытеснение нефти попутным газом в тонкой трубке

2.2. Коэффициенты вытеснения нефти водой, газом, ВГВ

2.2. Кривые ОФП

2.4. Выводы к главе

ГЛАВА III. анализ факторов, обуславливающих эффективность ВГВ в условиях Верхнечонского месторождения

Введение к главе

3.1. Общие сведения о месторождении и состоянии разработки

3.2. Факторы, обуславливающие эффективность ВГВ при несмешиваемом вытеснении и их работа в условиях Верхнечонского месторо>вдения

3.3. Выводы к главе

ГЛАВА IV. оценка эффективности ВГВ для пласта Вч верхнечонского месторождения

4.1. Анализ участка ОПР по ВГВ

4.2. Построение геолого-технологической модели

4.3. Определение длительности оптимальных периодов закачки газа

4.4. Анализ чувствительности расчетов к неопределенностям входных данных

4.5. Выводы к главе

Заключение

Список используемой литературы

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Особенности реализации водогазового воздействия в несмешиваемом режиме на примере Верхнечонского месторождения»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы

На сегодняшний день, при разработке нефтяных месторождений самой распространенной технологией поддержки пластового давления и вытеснения нефти является заводение. Применение заводнения позволяет достичь коэффициента извлечения нефти 30-40%, - т.е. более половины запасов нефти остается не извлеченными. Нефтяные компании активно работают над разработкой методов, которые могли бы повысить КИН. Экспериментальные и теоретические исследования, а также мировая практика показывают, что одними из наиболее эффективных методов увеличения нефтеотдачи являются газовые и водогазовые методы. Согласно опубликованным материалам применение водогазовых методов позволяет добиться увеличения КИН на 6 -10 % относительно заводнения [86]. Увеличение КИН обеспечивается как за счет увеличения коэффициента вытеснения, так и за счет увеличения охвата воздействием.

При реализации методов ВГВ в качестве газового агента часто рассматривается попутный нефтяной газ. Данный фактор позволяет рассматривать ВГВ так же как метод утилизации попутного нефтяного газа, что особенно актуально для месторождений, расположенных в районах с отсутствием инфраструктуры и невозможностью транспортировки и переработки ПНГ.

На сегодняшний день, методы водогазового воздействия (ВГВ) получили широкое развитие за рубежом. В России, в силу ряда причин, опыт масштабного и длительного применения ВГВ отсутствует, проведенные работы носят единичный характер. В то же время, есть все предпосылки изменения ситуации в ближайшие годы. Во-первых, неуклонно возрастает доля разрабатываемых сложноизвлекаемых запасов. На подобных месторождениях зачастую остро проявляется проблема низкой эффективности заводнения,

повышается актуальность применения методов увеличения нефтеотдачи. Во-вторых, к настоящему времени постановление Правительства России от 8 января 2009 года № 7 устанавливает целевой показатель сжигания попутного нефтяного газа (ПНГ) не более 5 %. В нефтедобывающих регионах со слаборазвитой инфраструктурой организация ВГВ является одним из путей использования ПНГ.

По указанным выше причинам, метод ВГВ может рассматриваться как эффективный метод использования ПНГ на месторождениях Восточной Сибири, которые удалены от развитых инфраструктурных сетей. Верхнечонское месторождение - крупнейшее месторождение Восточной Сибири характеризуется уникальными геолого-физическими параметрами. Основной продуктивный горизонтВч эксплуатируется площадной системой разработки с горизонтальными добывающими и нагнетательными скважинами. Возможность применения метода ВГВ в данных условиях до настоящего времени не рассматривалась.

Цель работы

Повышение эффективности разработки Верхнечонского месторождения путем применения методов водогазового воздействия.

Основные задачи исследований

1. Изучение отечественного и зарубежного опыта реализации водогазового воздействия, с целью его дальнейшего применения в геолого-физических условиях Верхнечонского месторождения.

2. Анализ результатов экспериментальных исследований керна Верхнечонского месторождения, оценка основных параметров, используемых при прогнозах эффективности ВГВ.

3. Анализ факторов, обуславливающих эффективность применения методов ВГВ в условиях Верхнечонского месторождения.

4. Создание численной модели для изучения основных особенностей процесса ВГВ в несмешиваемом режиме при различных геолого-фильтрационных условиях.

5. Оценка эффективности ВГВ и устойчивости полученных результатов к неопределенности входных данных.

Объект и предмет исследования

Объектом исследования является Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение, а предметом - процессы, протекающие в пласте Вч при реализации водогазового воздействия в несмешиваемом режиме.

Научная новизна выполненной работы

1. Определено количественное соотношение влияния факторов, определяющих эффективность ВГВ в несмешивемом режиме (эффект гистерезиса, растворение газа в нефти, сегрегация закачиваемой воды и газа) для горизонта Вч Верхнечонского месторождения.

2. Впервые установлены особенности реализации процесса ВГВ для площадной системы разработки с горизонтальными добывающими и нагнетательными скважинами, при вариации характеристик пласта. Обоснована эффективность метода в данных условиях.

3. Определены оптимальные соотношения длительности нагнетания чередующихся оторочек воды и газа при реализации ВГВ в условиях пласта Вч Верхнечонского месторождения. Они составили: два месяца нагнетание воды и два месяца закачка газа. При этом увеличение нефтедобычи по сравнению с базовым вариантом заводнения составляет 3,5%.

Практическая ценность и реализация работы

1. Создана геолого-технологическая модель для исследования механизма вытеснения нефти при реализации ВГВ на горизонте Вч Верхнечонского месторождения.

2. Проведена количественная оценка неопределенностей геолого-технологических параметров, влияющих на реализацию процесса ВГВ для условий Верхнечонского месторождения.

3. Полученные результаты исследований вошли неотъемлемой частью в проектный документ «Дополнение к технологической схеме разработки Верхнечонского месторождения», утвержденный ЦКР Роснедра (протокол от 04.08.2011 № 5190).

4. На основании проведенных исследований разработана программа опытно-промышленных работ по реализации метода водогазового воздействия на пилотном участке месторождения. Программа планируется к реализации недропользователем с 2016 г.

Основные защищаемые положения

1. Установленные оптимальные соотношения, длительность и очередность закачек оторочек воды и газа при реализации ВГВ в условиях площадной системы разработки горизонтальными скважинами.

2. Уравнение зависимости дополнительной добычи нефти, которую обеспечивает применение метода ВГВ, от параметров, определяющих эффективность метода в условиях горизонта Вч.

3. Созданная геолого-технологическая модель вытеснения нефти при реализации ВГВ на горизонте Вч Верхнечонского месторождения.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Диссертационная работа Д.А. Анурьева по направленности решаемых задач соответствует паспорту специальности 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, а именно, пункту 2 «Геолого-физические и физико-химические процессы, протекающие в пластовых резервуарах и окружающей геологической среде при извлечении из недр нефти и газа известными и создаваемыми вновь технологиями и техническими средствами для создания научных основ эффективных систем разработки месторождений углеводородов и функционирования подземных хранилищ газа».

Апробация результатов исследования

Основные положения и результаты исследований докладывались и обсуждались на: 11-м международном научном симпозиуме имени академика М.А. Усова студентов и молодых ученых «проблемы геологии и освоения недр» (Томск, 2007 г.); 1-й региональной научно-технической конференции молодых специалистов ОАО «ТомскНИПИнефть» (Томск, 2008 г.); 5-й межрегиональной научно-технической конференции молодых специалистов ОАО «Роснефть» (Уфа, 2008 г.); 8-й научно-практической конференции «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» (Небуг, 2008 г.); 2-й региональной научно-технической конференции молодых специалистов ОАО «ТомскНИПИнефть» (Томск, 2009 г.); 13-м международном научном симпозиуме имени академика М.А. Усова студентов и молодых ученых «проблемы геологии и освоения недр» (Томск, 2009 г.); научно-практической конференции «Математическое моделирование и компьютерные технологии в разработке месторождений» (Уфа, 2009 г.); технической конференции «Новые технологии при разработке и эксплуатации месторождений. От теории к практике» (Тюмень, 2013 г.); науч.но-практической конференции «Математическое моделирование и компьютерные технологии в разработке месторождений» (Уфа, 2013 г.); всероссийская научно-практическая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых «Новые технологии - нефтегазовому региону (Тюмень, 2013 г.).

Публикации

По результатам выполненных научных исследований опубликовано 7 печатных работ, в том числе 3 статьи в изданиях, рекомендованных ВАК.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, списка используемой литературы из 128 наименований. Диссертация изложена на 142 страницах, содержит 53 рисунка и 13 таблиц.

Автор благодарит своего научного руководителя Кошовкина И.Н.,а так же выражает глубокую признательность сотрудникам

ОАО «ТомскНИПИнефть» Дейнеженко А.Л., Гончарову И.В. и сотрудникам ООО «ТННЦ» Соколову C.B., Ручкину A.A., Земцову Ю.В., Черемисину H.A. за ценные идеи, которые были использованы при подготовке диссертационной работы.

ГЛАВА I. ОБЗОР МИРОВОГО ОПЫТА

Введение к главе

Большая часть нефтяных месторождений эксплуатируются при помощи заводнения. Многолетний опыт применения показал, что данный метод воздействия на пласт можно считать высокоэффективным. Тем не менее, коэффициент нефтеотдачи при заводнении находится в диапазоне 0,3-0,4 в зависимости от физико-геологических условий. То есть более половины балансовых запасов нефти остаются в пласте. Образование обширных промытых зон в нефтенасыщенном коллекторе на поздней стадии разработки месторождений не позволяет эффективно использовать энергию закачиваемой воды для дальнейшего повышения отбора нефти. Эффективность заводнения существенно снижается в условиях значительной неоднородности, низкой проницаемости пласта и высокой вязкости нефти. В связи с постоянным ростом доли трудноизвлекаемых запасов следует ожидать дальнейшее снижение эффективности заводнения (рисунок 1.1) [92]. В этих условиях, возрастает интерес нефтяных компаний к различным методам увеличения нефтеотдачи (МУН).

Все МУН подразделяются на следующие виды: физико-химические, тепловые, газовые, прочие. К газовым видам МУН относят и водогазовое воздействие. Согласно мировой статистике, около половины проектов применения МУН составляют тепловые виды, вторую половину - газовые, прочие виды составляют незначительную часть. Основная часть, около 70 проектов по водогазовому воздействию, реализована в США, Канаде, Северном море. Большая часть из них признана успешными (рисунок 1.2).

0,50

60%

0,45

. 0,40

0,35

0,30

0,25

50%

40%

30%

в

X

о

20% 5

*-КИН в России ■•-КИН в США

□ Доля трудноизвлекаемых запасов

-1-1-1-1-1-1-1-1-1-

1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010

10%

0%

о С*

Рисунок 1.1. - Динамика доли трудноизвлекаемых запасов и КИН в России и США

□ Успешные

□ Обещающие

■ Рано судить

■ Неуспешные

Рисунок 1.2. - Оценка эффективности проектов по применению

водогазового воздействия

В это же время, в России практически все МУН это применение потокоотклоняющих технологий [73]. Опыт масштабного и длительного применения ВГВ отсутствует, проведенные работы носят единичный характер.

Но есть все факторы, позволяющие ожидать их развитие в будущем. Более того, появились дополнительные предпосылки развития газовых МУН в России. По данным, полученным с помощью спутникового оборудования, Россия занимает одно из первых мест по объемам сжигания попутного нефтяного газа [70]. Применение газовых и водогазовых методов воздействия на пласт позволило бы повысить степень утилизации ПНГ [39, 74]. Согласно постановлению Правительства Российской Федерации № 7 от 08.01.09 с 2012 г. вступил в силу целевой показатель сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках не более 5 % объема его добычи. При превышении данного уровня, нефтедобывающие компании подвергаются штрафным санкциям, а так же несут лицензионные риски. Особенно остро, проблема утилизации попутного нефтяного газа встает для месторождений, расположенных в удаленных районах с отсутствием развитой инфраструктуры. В работе [22] проведен анализ возможных вариантов утилизации газа и показано их сопоставление с точки зрения экономической эффективности. По результатам сопоставления, водогазовое воздействие рассматривается как наиболее эффективный вариант утилизации. При этом не учитывалась дополнительная добыча нефти, которую может обеспечить реализация ВГВ.

Коэффициент нефтеотдачи можно представить в виде произведения двух коэффициентов - коэффициента вытеснения и коэффициента охвата. При этом, закачка воды, в случае благоприятного соотношения подвижностей воды и нефти, позволяет достичь высоких значений охвата пласта воздействием. Но коэффициент вытеснения нефти водой относительно не высокий. В то же время, вытеснение нефти газом в ряде случаев позволяет достичь высоких значений коэффициента вытеснения [32]. Но, в силу невысокой вязкости последнего, коэффициент охвата залежи по площади и по вертикали оказывается ниже, чем при классическом заводнении. Как следствие, КИН при закачке газа может быть ниже, чем при заводнении. Водогазовое воздействие на пласт как метод повышения нефтеотдачи возник в результате объединения

методов вытеснения нефти газом и разработки залежи нефти заводнением, с целью комбинирования преимуществ каждого из этих методов. Закачка в пласт и воды и газа может повысить как коэффициент вытеснения так и коэффициент охвата относительно закачки каждого из агентов в отдельности.

Процесс водогазового воздействия реализуется путем чередующейся или одновременной закачки объемов газа и воды. При этом, на фронте вытеснения газ-нефть происходят те же массообменные процессы, что и при чисто газовом воздействии, но за счет того, что продвижение этого фронта осуществляется за счет закачки воды, коэффициент охвата значительно улучшается. Одним из условий эффективного применения водогазового воздействия является равномерное распределение нагнетаемого газа и воды по объему залежи, т.е. одновременный прорыв газа и воды к добывающим скважинам.

Эффективность метода водогазового воздействия как правило оценивают относительно заводнения. В работах Лысенко В.Л и Грайфера В.И. путем аналитических расчетов показывается, что ВГВ позволяет существенно увеличить КИН по отношению к заводнению [20, 21, 53, 54, 72].

Основными факторами, влияющими на эффективность водогазового воздействия, являются: неоднородность коллектора, смачиваемость породы, свойства флюида, условия смешиваемости, а также непосредственно параметры закачки воды и газа. Наибольший эффект от водогазового воздействия будет наблюдаться при достижении условий смешиваемости закачиваемого газа и пластовой нефти на фронте вытеснения. Однако, в случае закачки газа при давлении ниже давления смешения, положительный эффект от ВГВ все равно сохранится, хотя и в значительно меньшей степени.

Приоритет идеи использования ВГВ для повышения нефтеотдачи принадлежит отечественным ученым М.А. Капелюшникову, И.Н. Стрижову, М.А. Айрапетяну (1948). Позже, в разные годы исследованием методов ВГВ занимались Г.С. Степанова, Е.И. Лискевич, В.Д. Лысенко, Ю.Е. Батурин, Г.В. Цимлянский, A.C. Трофимов, С.А. Кундин, H.H. Андреева, зарубежные ученые Л.П. Вартон, К.С. Лэнд, K.P. Холм, К.С. Сорби, Ф.И. Сталкуп,

А. Скаудж и ряд других. На основе обзора данных работ можно сделать вывод о том, что степень эффективности ВГВ будет определяться индивидуальными особенностями месторождения.

1.1. Современное представление о вытеснении нефти водой и газом

Механизм вытеснения водогазовой смесью в значительной степени зависит от влияния смачиваемости породы. Как правило, нефтяные коллектора имеют смешанную смачиваемость: крупные поры относятся к гидрофобным, мелкие к гидрофильным. При применении заводнения пласта, достижение наиболее благоприятных с точки зрения максимальной нефтеотдачи, соотношений между процессами дренирования и пропитки затруднительно. В пористой среде на водо-нефтяном контакте благодаря капиллярным силам возникают значительные градиенты капиллярного давления, направленные против градиентов гидродинамических сил. Это приводит к защемлению нефти в крупных, гидрофобных порах. Поэтому закачка двух агентов, один из которых будет смачивать поверхность пор и вытеснять нефть, а другой будет являться несмачивающей фазой должна приводить к увеличению нефтеотдачи пласта. Такими агентами являются газ и вода. В случае гидрофильного коллектора, процесс будет проходить при вытеснении нефти газом из крупных пор (процесс дренирования) и вытеснении нефти водой из мелких пор (процесс пропитки) [55].

В гидрофильном коллекторе, нефть занимает крупные поры, в которых вода присутствует в виде пленке на поверхности пор. В свою очередь вода заполняет поры наименьших размеров и тупиковые поры. Газ же располагается в центральных областях наиболее крупных пор и поровых каналов, занятых нефтью.

В случае гидрофобного коллектора, ситуация меняется на противоположенную. Газ как наиболее смачивающая фаза занимает мелкие поры, вода занимает крупные, а нефть находится между ними.

Рисунок 1.3. - Распределение нефти, воды и газа по порам различного размера.

Обобщенные диаграммы распределения пор по размерам и характер их заполнения водой, нефтью и газом приведены на рисунке 1.3. Как видно, газ вытесняет нефть из уже занятого ею пространства и занимает поры наибольшего размера [110].

В трехфазных системах газ находится в центральных зонах наиболее крупных пор и каналов, занятых нефтью, и практически не контактирует с водой. Поэтому фазовая проницаемость воды является функцией водонасыщенности и не зависит от газосодержания. Фазовая проницаемость по газу, в большинстве случаев, зависит только от газонасыщенности. Фазовая проницаемость по нефти зависит как от содержания воды, так и содержания нефти.

Относительные фазовые проницаемости (ОФП) в случае течения трех фаз, как правило, представляют в виде тройных диаграмм, вершинами которых являются точки 100%-ной насыщенности. Схематически такая диаграмма

представлена на рисунке 1.4. Стороны треугольника характеризуют двухфазную фильтрацию в системах нефть-вода, газ-нефть и вода-газ. Область трехфазной фильтрации характеризует насыщенности, при которых все три флюида подвижны.

Газ г

f / ф. - - А V ОФП по нефти: ♦ 0.80

* / / v f А о / / . ' "А4 /' \\ А ' ж • А ♦ ♦ о 0.50 0.10 0.05

J \ о S О/ ♦ * , - - . * ▼ /ф ♦ ♦ ^ . / д Swc / ♦ \ ♦ ♦ * /с£ *—г % : ♦ ху* / ♦ ♦ * / /----• 7 - - Т ------ г Нефть Вода

Рисунок 1.4. - Трехфазные диаграммы ОФП нефти, газа и воды.

Потоковые эксперименты на керне необходимые для построения трехфазных ОФП проводятся редко, так как они требуют значительных затрат и сопряжены с техническими трудностями. Поэтому, при построении диаграмм трехфазных ОФП, обычно используют математические модели, интерполирующие значения с двухфазных кривых ОФП. Существует несколько видов таких математических моделей, и от выбора той или иной зависит как форма изолиний на трехфазной диаграмме, так и кривая остаточной нефтенасыщенности. Наиболее распространенные модели Stonel, 2 и Backer используются в коммерческих симуляторах. В работе [95] показано, что в отдельных случаях, выбор модели трехфазных ОФП может существенно повлиять на результат. В то же время, в ряде случаев все эти математические

модели описывают физический процесс, наблюдаемый на керновых экспериментах не достаточно точно [89]. Поэтому, вопрос построения трехфазных ОФП в нефтяной науке на текущий момент до конца не решен. Ряд исследователей продолжают работать в направлении разработки новых, более совершенных, моделей [121, 110].

Кроме того, двухфазные кривые ОФП, особенно для системы нефть-газ, часто имеют широкий диапазон неопределенности. Поэтому неопределенность трехфазных ОФП, построенных путем математического интерполирования двухфазных кривых, еще шире. При этом ОФП является одним из параметров, имеющих определяющее влияние на описание процесса вытеснения. Неопределенность данного параметра необходимо учитывать при оценке эффективности ВГВ и вести работу по ее снижению путем проведения лабораторных экспериментов.

За счет того, что вода и газ вытесняют нефть из различных пор, вытеснение нефти из коллектора совместно и газом и водой, выше, чем вытеснение нефти каждым из данных агентов в отдельности. На тройной диаграмме на рисунке 1.4. отражен характерный вид кривой остаточной нефтенасыщенности при трехфазной фильтрации.

Кроме того, при поочередной закачке воды и газа проявляется эффект гистерезиса. Под гистерезисом имеется в виду свойство, характеризующие зависимость поведения системы не только от ее текущего состояния, но и от истории достижения данного состояния. Касательно процессов фильтрации флюидов в пласте, это неодинаковые законы протекания процесса в зависимости от динамики изменения насыщения смачивающий фазы. В зависимости от того, какой процесс протекает, пропитка или дренирование, поведение системы описывается различными фазовыми проницаемостями и капиллярными кривыми.

Данный процесс отражен на рисунке 1.5. Предположим, что первоначально в нефтенасыщенный коллектор закачивается несмачивающий

агент - газ. Происходит увеличение его насыщения от значения Sgcr до 8§т, при этом движение газа описывается кривой ОФП дренирования. Далее по коллектору прокачивается вода, - происходит процесс пропитки и снижение насыщенности газа. При этом движение газа описывается кривой ОФП пропитки, которая отлична от кривой ОФП дренирования. Что особенно важно, насыщенность газа снижается до значения, превышающее первоначальное на некоторую величину Б^г. Данная величина характеризует захваченный газ. Предполагается, что вода защемляет часть газа, и в дальнейшем он не будет участвовать в процессе фильтрации. При этом данный, захваченный водой газ, замещает собой часть остаточной нефти, что приводит к повышению коэффициента вытеснения.

Рисунок 1.5. - Поведение ОФП по газу при учете эффекта гистерезиса.

Впервые описанный выше эффект гистерезиса и захваченного газа был рассмотрен в работе Holmgre и Morse [97]. Позже, эффект снижения остаточной нефтенасыщенности за счет захваченного газа была исследована на керновых экспериментах [102, 122] Модель, описывающая данные эффекты была предложена Лэндом [82, 83], и описывается формулой:

5е =5- +

°5Ггар °5сг ^

(1 + С-

где С - параметр Лэнда, - критическая газонасыщенность, -максимальная газонасыщенность.

Наряду с ОФП, эффективность вытеснения нефти при реализации методов водогазового воздействия существенно зависит от характера массообменных процессов, протекающих в зоне контакта газовой и жидкой фаз. Эти процессы зависят от состава закачиваемого газа и вытесняемой нефти, а также от термобарических условий в коллекторе. Скорости фильтрации флюидов в пласте, в среднем, таковы, что фазовое равновесие в пластовой смеси успевает установиться быстрее, чем происходит изменение насыщенности пористой среды, т.е. фильтрация происходит в условиях локального термодинамического равновесия. В этой связи, анализ фазового состояния образующихся пластовых смесей является значимым элементом для выяснения основных закономерностей процесса вытеснения нефти газом.

При определенных термобарических условиях в пласте может реализовываться смешивающийся режим вытеснения нефти газом. Данный режим характеризуется отсутствием поверхности натяжения между нефтью и газом - они образуют одну фазу. Коэффициент вытеснения при этом приближается к 100 % и не зависит от ОФП.

Механизмы смешивающегося вытеснения подробно описаны в трудах Ф.И. Сталкупа [125], из отечественный исследователей в работе Г.С. Степановой [68]. Режимы смешивающегося вытеснения подразделяют на два основных класса: одноконтактное и динамическое смешивание. Одним из инструментов, с помощью которого можно проиллюстрировать процессы, проходящие при одноконтактном и динамическом смешивание закачиваемого газа и нефти, является тройная диаграмма. На данной диаграмме каждой точке соответствует определенный компонентный состав. Вершинам соответствует

100 % состав легких компонент (С1, N2), средних (С2-С5) и тяжелых С6+. На диаграмме выделяется область, которая отражает компонентный состав находящийся при данных термобарических условиях в двухфазном состояние.

При одноконтактном смешивание нефть и газ напрямую смешиваются между собой в любых пропорциях. В этом случае, отрезок, соединяющий компонентные составы нефти и газа на тройной диаграмме не пересекает двухфазную область (АВ на рисунке 1.6.). В пласте, на фронте вытеснения флюиды так же находятся в одной фазе, а компонентный состав от закачиваемого газа до пластовой нефти меняется плавно, без скачков. На тройной диаграмме можно отметить минимальную жирность газа необходимую для смешивания при данных термобарических условиях, - точка В на рисунке. При понижении давления или повышения температуры, двухфазная область расширится, и смешиваемость будет реализовываться при более жирном газе. Давление, при котором реализуется одноконтактное смешивание между нефтью и газом заданного компонентного состава называется максимальным давлением смешивания (МДС).

Смешиваемое вытеснение может реализовываться и при давлениях ниже МДС. В данном случае будет протекать процесс динамического смешивания, когда смешиванию предшествует многократный обмен компонентами между нефтью и газом. В результате данного обмена состав флюидов меняется до такой степени, что становится возможным смешивание. Существует несколько вариантов реализации данного процесса.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Анурьев, Денис Алексеевич, 2013 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ Российские источники

1. Артюхович В.К. Расчет коэффициента вытеснения нефти углевдородным газом. Нефтяное хозяйство, № 4/2004. С. 54 - 55.

2. Байков Н.М. Закачка С02 и пара - основные методы увеличения нефтеотдачи. Нефтяное хозяйство, №10/2010. С. 156 - 158.

3. Байков Н.М. Зарубежный опыт внедрения методов увеличения нефтеотдачи. Нефтяное хозяйство, №12/2008. С. 101-103.

4. Баишев Р.В., Купарев Д.А., Левина H.A., Шуэр В.Д. Моделирование процессов закачки газа в пласт на восточном участке ОНГКМ. Нефтепромысловое дело, №11/2008. С. 32 - 36.

5. Борткевич C.B., Савицкий Н.В., Рассохин С.Г., Сафиуллина Е.У. Методика проведения фильтрационных экспериментов для изучения мелкодисперсной водогазовой смеси. Нефтепромысловое дело, №2/2004. -С. 22-26

6. Брусиловский А.И., Нугаева А.Н. Закиров С.Н. Особенности свойств пластовой углеводородной смеси юрской залежи Новогоднего месторождения. Нефтяное хозяйство, №12/2006. с. 27-29.

7. Буторин О.И., Пияков Г.Н. Обощение экспериментальных исследований по определению эффективности применения газового и водогазового воздействия на пласты. Нефтепромысловое дело, № 8 -10/1999 С. 54- 59.

8. Валитов Ш.М. Исследование технологии повышения нефтеотдачи месторождени массивного типа в процессе подземного хранения газа. Нефтяное хозяйство, №12/2009. С. 80 - 83.

9. Ваньков A.A., Нургалиев Р.Г., Червин Ю.А., Зацепин В.В. Опыт промышленной реализации технологии водогазового воздействия с закачкой водогазовой смеси в пласт. Нефтепромысловое дело, №3/2007. -С. 10-13.

10. Вафин Р.В. Метод регулирования технологией водогазового воздействия на пласт. Нефтепромысловое дело, №2/2008. С. 30 - 32.

11. Вафин P.B. Повышение эффективности нефтевытеснения из неоднородных коллекторов водогазовым воздействием на пласт. Уфа. 2004. дис. к.т.н.

12. Вафин Р.В. Повышение эффективности технологии водогазового воздействия на пласт на Алексеевском месторождении. Нефтепромысловое дело, №2/2008. С. 33 - 35.

13. Вафин Р.В., Зарипов М.С. Тазиев М.М., Чукашев В.Н., Буторин О.И., Владимиров И.В. Водогазовое воздействие - перспективный метод увеличения нефтеотдачи месторождений с карбонатными коллекторами. Нефтепромысловое дело, № 1/2005. С. 38 - 42.

14. Вафин Р.В., Зарипов М.С., Алексеев Д.Л., Буторин О.И., Сагитов Д.К. Технико-технологические системы реализации водогазового воздействия на пласты. Нефтепромысловое дело, № 6/2004. С. 32 - 38.

15. Вафин Р.В., Зарипов М.С., Сагитов Д.К., Антонов М.С. Альтернативный способ оценки реакции добывающих скважин на закачку водогазовой смеси с целью регулирования системы воздействия. Нефтепромысловое дело, №5/2009. С.23 - 26.

16. Вилесов А.П., Воробьев B.C. Литологическая характеристика Преображенского продуктивного горизонта Верхнечонского месторождения. Нефтяное хозяйство, №10/2012. С. 32 - 36.

17. Виноградов И.А., Загоровский A.A., Гринченко В.А., Гордеев Я.И.

18. Воробьев B.C., Вилесов А.П. Модель формирования Преображенского продуктивного горизонта венда. Нефтяное хозяйство, №10/2012. С.38 - 43 .

19. Горобец Е.А., Манапов Т.Ф., Макатров А.К., Сагитов Д.К., Антонов М.С. Вопрос целесообразности применения водогазового воздействия на терригенных залежах покурской свиты самотлорского месторождения, недонасыщенныхнефтью и характеризующихся обширными подгазовыми зонами. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, №12/2008. - С. 51-53.

20. Грайфер В.И., Лысенко В.Д. Газовое заводнение - радикальное средство значительного увеличения нефтеотдачи пластов. Нефтепромысловое дело, № 7/2003. С. 22 - 25.

21. Грайфер В.И., Лысенко В.Д. Газовое заводнение. Перспективы широкого промышленного применения. Нефтяное хозяйство, № 02/2007. с. 41-43.

22. Гумеров А.Г., Бажайкин С.Г., Ильясова Е.З., Авдеева Л.А. О возможности достижения уровня утилизации нефтяного газа, равного 95%, к 2012г. Нефтяное хозяйство, №10/2009. С. 122 - 124.

23. Джафаров И.С., Савельев В.А., Стрижнев К.В., Зацепин В.В. Качественная оценка коэффициента охвата по латерали на основе анализа результатов фильтрационных исследований при вытеснении нефти газом и водой. Нефтяное хозяйство, №11/2010. С. 82-86.

24. Дроздов А.Н., Телков В.П., Егоров Ю.А., Вербицкий B.C., Деньгаев A.B., Хабибуллин А.Р., Матвеев Г.Н., Чабина Т.В. Исследование эффективности вытеснения высоковязкой нефти водогазовыми смесями. Нефтяное хозяйство, №01/2007, с. 58-59.

25. Егоров Ю.А. Разработка технологии водогазового воздействия с использованием насосно-эжекторных систем для повышения нефтеотдачи пластов. Москва. 2006. дис. к.т.н.

26. Жданов С.А. Опыт применения методов увеличения нефтеотдачи пластов в России. Нефтяное хозяйство, №01/2008. С. 58-61.

27. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Лёвочкин В.В., Фахретдинов Р.Н., Остапчук С.С. Водогазовое воздействие на Новогоднем месторождении. Нефтяное хозяйство, №12/2006. - С. 40-43

28. Зарипов М.С. Совершенствование технологии водогазового воздействия, подготовки и закачки рабочих агентов в пласт. Уфа. 2006. дис. к.т.н.

29. Зацепин В.В. Влияние поверхностно-активных веществ на механизм вытеснения нефти водогазовыми смесями. Нефтепромысловое дело, №9/2005. С. 11-14.

30. Зацепин B.B. Опыт промышленной реализации технологии водогазового воздействия с закачкой водогазовой смеси в пласт. Нефтепромысловое дело, №1/2007. - С. 10-14.

31. Зацепин В.В. Опыт промышленной реализации технологии водогазового воздействия с закачкой водогазовой смеси в пласт. Нефтепромысловое дело, №2/2007. - С. 9-15.

32. Зацепин В.В. Энергетический критерий технологической эффективности водогазового воздействия. Нефтепромысловое дело, №4/2009. С. 15 - 17.

33. Зацепин В.В., Ахмадейшин И.А. Анализ технологических схем реализации водогазового воздействия с использованием насосно-эжекторных систем. Нефтепромысловое дело, №02/2009. С. 30-33.

34. Зацепин В.В., Максутов P.A. Обзор современного состояния экспериментальных исследований технологиий водогазового воздействия с раздельной закачкой воды и газа. Нефтепромысловое дело, №6/2009. С. 16 -24.

35. Зацепин В.В., Максутов P.A. Основные факторы, определяющие эффективность водогазового воздействия с одновременной закачкой воды и газа. Нефтепромысловое дело, №10/2008. С. 18 - 24.

36. Зацепин В.В., Максутов P.A. Современное состояние промышленного применения технологий водогазового воздействия. Нефтепромысловое дело, №7/2009. С. 13 - 21.

37. Зацепин В.В., Черников Е.В. Некоторые вопросы реализации водогазового воздействия на Восточно-Перевальном нефтяном месторождении. Нефтяное хозяйство, №02/2007, с.44-47.

38. Исследование процесса рассоления при разработке засолоненных терригенных коллекторов Верхнечонского месторождения. Нефтяное хозяйство, №1/2013."

39. Кокорев В.И. Газовые методы - новая технология увеличения нефтеотдачи пластов. Нефтепромысловое дело, №11/2009. С. 24 - 27.

40. Кокорев В.И. Оценка технологической эффективности газовых методов повышения нефтеотдачи пластов в ОАО "Ритэк". Нефтепромысловое дело, №5/2010. С. 25 - 29.

41. Кокорев В.И. Разработка технологии борьбы с гидратами при осуществлении водогазового воздействия. Нефтепромысловое дело, №2/2010. С. 42 - 47.

42. Кошовкин И.Н., Анурьев Д.А., Дейнеженко A.JL, Скрипкин А.Г. Экспериментальные и теоретические вопросы применимости водогазового воздействия при разработке юрских объектов. Нефтяное хозяйство, №Х/2011.

43. Крючков В.И. Применение водогазовых систем на основе нефтяного газа для увеличения нефтеизвлечения. Бугульма. 2002. дис. к.т.н.

44. Крючков В.И., Романов Г.В., Печеркин М.Ф., Ибатуллин P.P., Сахабутдинов Р.З. Водогазовое воздействие на пласт на основе попутного газа как альтернатива заводнению. Интервал, №4-5/2004. С. 56-60.

45. Крючков В.И., Романов Г.В., Печеркин М.Ф., Ибатуллин P.P., Сахабутдинов Р.З. Водогазовое воздействие на пласт на основе попутного газа как альтернатива заводнению. Интервал, №6/2002. С. 46-50.

46. Курапова И.Г., Кожин В.Н., Владимиров И.В., Хисамутдинов Н.И., Сарваретдинов Р.Г. Об интенсификации вытеснения нефти из пласта A3 Якушкинского месторождения водогазовым воздействием. Нефтепромысловое дело, №11/2009. С. 27-31.

47. Латыпов А.Р., Афанасьев И.С., Захаров В.П., Исмагилов Т.А. Методические вопросы повышения нефтеотдачи пластов путем закачки углеводородного газа. Нефтяное хозяйство, №11/2007, с. 3.

48. Левочкин В.В., Иванов Е.А. Секторное моделирование применительно к юрской залежи Новогоднего месторождения. Нефтяное хозяйство, №12/2006. с. 48-51.

49. Лискевич Е.И. Экспериментальные исследования процесса комбинированного вытеснения нефти водой и газом. Ивано-Франковск. 1974. дис. к.т.н.

50. Лукьянов Ю.В., Шувалов A.B., Насретдинов Р.Г., Закиев В.Р., Салихов A.A. Результаты внедрения технологии водогазового воздействия на Илишевском месторождении. Нефтяное хозяйство, №3/ 2009. - С. 44-47.

51. Лукьянов Ю.В., Шувалов A.B., Сулейманов A.A., Пияков Г.Н. Лабораторное обоснование параметров вытеснения нефти при водогазовом воздействии на карбонатные коллекторы. Нефтяное хозяйство, №12/2008. -С. 63-67.

52. Лысенко В. Д. Анализ эффективности газового заводнения. Нетепромысловое дело, №8/2010. С. 8 - 14.

53. Лысенко В. Д. Вариант разработки нефтяных пластов путем газового заводнения. Нефтепромысловое дело, №8/2006. С. 4 - 15.

54. Лысенко В.Д. Проблемы разработки залежей нефти при газовом заводнении и чередующейся закачке воды и газа. Нефтепромысловое дело, №2/2007. - С. 4-9

55. Макатров А.К. Физическое моделирование водогазового воздействия на залежи нефти в осложенных горно-геологических условиях. Уфа. 2006. дис. к.т.н.

56. Максутов P.A., Зацепин В.В. Основные вопросы применения и классификации технологии водогазового воздействия. Нефтепромысловое дело, №12/2008. С. 16-21.

57. Мамлеев P.M., Лембумба М.А., Гриценко А.Н., Матвеев Н.И. О новой технологии бескомпрессорного совместного водогазового воздействия. Нефтяное хозяйство, 1994. С. 71 - 73.

58. Мигунова С.В. Разработка и исследование технологии водогазового воздействия на нефтяные пласты Юрских залежей. Тюмень. 2009. дис. к.т.н.

59. Мигунова С.В., Мухаметшин В.Г. Результаты моделирования технологии водогазового воздействия. Нефтяное хозяйство, №08/2008, С.75-77.

60. Мирошниченко A.B., Гринченко В.А. Особенности проектирования разработки месторождений Восточной Сибири. Вестник ЦКР, №1/2013г.

61. Муслимов Р.Х., Хисамов P.C., Вафин Р.В., Хисамутдинов Н.И. Алексеев Д.Л., Буторин О.И., Владимиров И.В. Проект реализации водогазового воздействия на Алексеевском месторождении. Нефтепромысловое дело, №6/2004. - С. 23-31.

62. Петраков A.M., Егоров Ю.А., Ненартович Т.Д., Толоконская Л.Д., Федорцов В.В., Загоровский A.A. Об эффективности газового и водогазового воздействий на обводненный пласт ЮК10 Талине кой площади Красноленинского нефтяного месторождения. Нефтяное хозяйство, №9/2009. С. 90 - 93.

63. Питкевич В.Т., Лоожкин Г.В., Морева Е.В., Зубарев И.И., Морев A.B. Физическое моделирование двух вариантов водогазового воздействия на образцах керна.. Нефтяное хозяйство, №01/2010. С. 62-63.

64. Питкевич В.Т., Лоожкин Г.В., Морева Е.В., Зубарев И.И., Морев A.B. Физическое моделирование относительных фазовых проницаемостей на границе области трехфазной насыщенности.. Нефтяное хозяйство, №05/2009. С. 70-71.

65. Питкевич В.Т., Лоожкин Г.В., Морева Е.В., Зубарев И.И., Морев A.B., Кашапов И.Г. Математическое моделирование относительных фазовых проницаемостей в области трехфазной насыщенности по результатам моделирования на образцах керна. Нефтяное хозяйство, №09/2010. С. 70-72.

66. Пияков Т.Н., Хисамутдинов Н.И., Макатров А.К., Салихов М.Р. К вопросу обоснования коэффициента охвата при водогазовом воздействии на нефтяную залежь. Нефтепромысловое дело, №5/2009. С. 16 - 23.

67. Сафиуллина Е.У. Разработка способов приготовления и нагнетания водогазовых смесей для воздействия на нефтяной пласт. 2003. дис. к.т.н.

68. Степанова Г.С. Газовыое и водогазовые методы воздействия на

т т/л Дчгг^гтттт т /л п ттл гт^т -г I /-»г-» л тт тт тт»ч лл л О

ПСф1ЛПЬ1С llJiaeibl. 1 CU5UF1J1 iiptwc Z.UUU.

69. Степанова Г. С., Михайлов Д.Н. Обоснование технологии водогазового воздействия, основанной на эффекте пенообразования. Нефтяное хозяйство, №3/2008. С. 76 - 79.

70. Телков В.П. Определение оптимальных условий и области применения водогазового воздействия на пласт с целью увеличения КИН и утилизации ПНГ. Нефтепромысловое дело, №11/2008. С. 57 - 59.

71. Телков. В.П. Разработка технологии водогазового воздействия на пласт путем насосно-эжекторной и наснсно-компрессорной закачки водогазовых смесей с пенообразующим ПАВ. Москва. 2009. дис. к.т.н.

72. Усманов Р.Х., Талипов И.Ф. Разработка технико-физического обоснования водогазового воздействия на опытном участке меретояхинского месторождения с целью увеличения нефтеотдачи. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, №2/2009. С. 57 - 60.

73. Шандрыгин А.Н., Лутфуллин A.A. Современные тенденции в развитие методов увеличения нефтеотдачи карбонатных пластов. VIII научно-практическая конференция «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами», пос.Небуг, 2008.

74. Язев В.А., Соловьянова A.A., Андреева H.H., Крюкова В.А., Лятс К.Г. Стратегия использования попутного нефтяного газа в Российской федерации. Москва. 2009.

75. Яковлев А.П. Экспериментальное обоснование газового и водогазового возействия на низкопроницаемые пласты Западной Сибирии. Москва, 1994г. дис. к.т.н.

76. Ямбаев М.Ф. Основные особенности термогазового метода увеличения нефтеотдачи применительно к условия сложнопосторенных коллекторов. Москав. 2006. дис. к.т.н.

Зарубежные источники

77. Abdulrazag Y. Zekri, Jerbi K.K., Mohamed El-Honi. Economic Evaluation of Enhanced Oil Recoveiy. Paper SPE 64727, 2000.

78. Amal Al Harbi, Shawket G. Chedan, Kenneth Brantferger, Gary Steven Kompanik. Can Simulation Models Validated Waterflooding Data Reliably Predict Tree Phase Flow Processes of Gas and WAG Flooding? Paper SPE 162341, Nov. 2012.

79. Berg L.I., Stensen J.A., Crapez B., Quale A. SWAG behavior Based on Siri Field Data. Paper SPE 75126, Apr.2002.

80. Berg L.I., Stensen J.A., Crapez B., Quale A. SWAG behavior Based on Siri Field Data. Paper SPE 75126, Apr.2002.

81. Bruce E. Weiler, Ronald M. Saidikowski., Vernon S. Breit. Design and History Matching of a Very Large Waterflood/Miscible Gas Flood Model of the Northwest Fault Block, Prudhoe Bay, Alaska. Paper SPE 28397, 1994.

82. Carton S. Land. Calculation of Imbibition Relative Permeability for Two-and Three-Phase Flow From Rock Properties. Paper SPE 1942.

83. Carton S. Land. Comparison of Calculated with Experimental Imbibition Relative Permeability. Paper SPE 3360.

84. Champion J.H., Shelden J.B. An Immiscible WAG Injection project in the Kuparuk River Unit. Paper SPE 16179, May 1989.

85. Christensen J.R., Larsen M., Nicolaisen H. Compositional Simulation of Water-Alternating-Gas Processes. Paper SPE-62999, 2000.

86. Christensen J.R., Stenby E.H., Lyngby, Skauge A. Review of WAG Field Experience. Paper SPE 39883, 1998.

87. Daoyong Yang, Qi Zhang, Huanwen Cui, Hu Feng, Luhua Li. Optimization of Multivariate Production-Injection System for Water-Alternating-Gas Miscible Flooding in Pubei Oil Field. Paper SPE 62856, 2000.

88. Dijke M.I.J., Sorbie K.S., Sohrabi M., Tehrani D., Danesh A. Three-phase flow in WAG processes in mixed-wet porous media: pore-scale network simulations and comparison with micromodel experiments. Paper 75192, Apr.2002.

89. Dragan P., Brij B. Three-Phase Relative Permeability of Petroleum Reservoirs. Paper SPE 81021, Apr.2003.

90. Egermartn P., Vizika O., Dallet L., Requin C., Lonier F. Hysteresis in Three-Phase Flow: Experiments, Modeling and Reservoir Simulation. Paper Spe 65127, 2000.

91. Element D.J., Masters J.H.K., Sargent N.C., Jayasekera A.J., Dept U.K., Goodyear A.J. Assessment of Three-Phase Relative Pereability Models Using Laboratory Hysteresis Data. Paper SPE 84903, 0ct.2003.

92. Ernst& Young, Применение современных методов увеличения нефтеотдачи в России: важно не упустить время.

93. Ganesan N., Ashok S. Water-Alternating-Gas (WAG) Pilot Implementation, A First EOR Development Project in Dulang Field, Offshore Peninsular Malaysia. Paper SPE 88499, 0ct.2004.

94. Gorell S.B., Implication of Water-Alternate-Gas Injection for Profile Control and Injectivity. Paper SPE 20210, 1990.

95. Guzman R.E., Fayers F.J., Khalid Aziz., Antonella Godi. Three-Phase Flow in Field-Scale Simulations of Gas and WAG Injections. Paper SPE 28897, 1994.

96. Haajizadeh M., Narayanan R., Waldren D. Modeling Miscible WAG Injection EOR in the Magnus Field. Paper SPE 66378, Feb.2001.

97. Holmgren C.R., Morse R.A., Effect of Free Gas Saturation on Oil Rekovery by Water-flooding. Petrol. Trans AIME. 1951. p-135.

98. Hoolahan S.P., McDuffie G.S., Peck G.D.,Hallam R.J. Kuparuk Large-Scale Enhanced Oil Recovery Project. Paper SPE 35698.

99. Jigar Chandrakantbhai Bhatia, Srivastava J.P., Jitendra Shital Sangwai, Chennai Abhay Sharma. Investigations on Gas Trapping Phenomena for Different EOR-Water Alternate Gas Injection Methodologies. Paper IPTC 15031, Nov.2011.

100. Johns R.T., Fayers F.J., Orr F.M. Effect of Gas Enrichment and Dispersion on Nearly Miscible Displacements in Condensing/Vaporizing Drives. Paper SPE 24938, 1994.

101. Keelan D.K. A Practical Approach to Determination of Imbibition Gas-Water Relative Permeability. Paper SPE 4988.

102. Kortekaas T.F.M., van Poelgeest F. "Liberation of Solution Gas during Pressure Depletion of Virgin and Water-out Oil Reservoirs" SPERE, Aug. 1991.

r--- ~ ~ •

103. Kudai Purakkal Ramachandran, Omrak Nath Gyani, Sidhartha Sur. Immiscible Hydrocarbon WAG: Laboratory to Field. SPE 128848, Jan.2010.

104. Larsen J.A., Arne Skauge. Methodology for Numerical Simulation with Cycle-Dependent Relative Permeabilities. Paper SPE 38456.

105. Larsen J.A., Skauge A. Simulation of the Immiscible WAG Process Using Cycle-Dependent Three-Phase Relative Permeabilities. Paper SPE 56475, Oct. 1999.

106. Ma T.D., Youngren G.K. Performance of Immiscible Water-Alternating-Gas (IWAG) Injection at Kuparuk River Unit, North Slope, Alaska. Paper SPE 28602, Sept. 1994.

107. Madarapu R. R., Khataniar S., Patil S. L., Dandekar A. Y. A Simulation Study of Enhanced Recovery of Schrader Bluff Heavy Oil by Immiscible and Miscible Gas Injection. Paper SPE 76776, May 2002.

108. Manrique E., Calderon G., Mayo L., Stirpe M.T. Water-Alternating-Gas Flooding I Venezuela: Selection of Candidates Based on Screening Criteria of International Field Expiriences. Paper SPE 50645, Oct. 1998.

109. Manrique E., Padron R., Surguchev L., De Mena, J., Mc Kenna, K. VLE WAG Injection Laboratory Field in Maracaibo Lake. Paper SPE 65128, 2000.

110. Martin J. Blunt. An Empirical Model for Three-Phase Relative Permeability. Paper SPE 56474, 1999.

111. McKishnie R.A., Malik S., Chugh S., Lavoie R.G., Griffith P.J. Streamline Technology for the Evaluation of Full-Field Compositional Processes: Midale-A Case Study. Paper SPE 89363,

112. Mun-Hong Hui, Martin J. Blunt. Pore-Scale Modeling of Three-Phase Flow and the Effects of Wettability. Paper SPE 59309,2000.

113. Nestor L. Management of Water Alternating Gas (WAG) Injection Projects. Paper SPE 53714, Apr. 1999.

114. Nestor Sanchez. 3D Simulation of Water Alternate Gas Injection (WAG) in a Complex Volatile Oil Reservoir. Ppaer SPE 39036, 1997.

115. Ostrowski L., Galimzyanov A., Uelker E.B. Advances in Modeling of Passive Inflow Control Devices Help Optimizing Horizontal Well Completions . Paper SPE 135998-MS.

116. Qing-Xian Feng, Lian-cheng Di, Guo-Qing Tang, Zhi-yu Chen, Xiao-lin Wang, Jia-xi Zou. A Visual Micro-Model Study: The Mechanism of Water Alternative Gas Displacement in Porous Media. Paper SPE 89362, 2004.

117. Quale E.A., Berg L.I., Stensen J.A., Crapez B. SWAG Injection on the Siri Field - An Optimized Injection System for Less Cost. Paper SPE 65165, 0ct.2000.

118. Reinbold E.W., Bokhari S.W., Enger S.R., Ma T.D., Renke S.M. Early Performance and Evaluation of the Kuparuk Hydrocarbon Miscible Flood. Paper SPE 24930, 1992.

119. Righi E.F., Royo J., Gentil P, Castelo R., Del Monte A. Experimental Study of Tertiary Immiscible WAG Injection. Paper SPE 89360, Apr.2004.

120. Rupp K.A., Nelson W.C., Christian L.D., Zimmerman K.A., Metz B.E., Styler J.W. Design and Implementation of a Miscible Water-Alternating-Gas Flood at Prudhoe Bay. Paper SPE 13272, 1984.

121. Shahverdi H., Sohrabi M. Three-Phase Relative Permeability and Hysteresys Model for Simulation of Water Alternating Gas (WAG) Injection. Paper SPE 152218, Apr.2012.

122. Skauge A. "Influence of Wettability on Trapped Non-Wettinf Phase Saturation in Three-Phase Flow", proceedings Fourth International Symposium on Wettability and it's Effect on Oil Recovery, Montpellier, France, Sept. 1996.

123. Skauge A., Dale E.I. Progress in Immiscible WAG Modelling. Paper SPE 111435, Oct. 2007.

124. Sohrabi M., Danesh A., Tehrani D.H. Oil Recovery by Near-Miscible SWAG Injection. Paper SPE 94073, Jun.2005.

125. Stalkup F.I. Miscible Displacement. - New York.: SPE Monograph Series. - 1984.- 164 p.

126. Stoisits R.F., Krist G.J., Ma T.D., Rugen J.A., Kolpak M.M., Payne R.L. Simultanious Water and Gas Injection Pilot at the Kuparuk River Field, Reservoir Impact. Paper SPE 30726, Oct. 1995.

127. Surguchev L.M., Krakstad O.S. Optimum Water Alternate Gas Injections Schemes for Stratified Reservoirs. Paper SPE 24646, 1992.

128. Surguchev L.M., Krakstad O.S. Streening of WAG Injection Strategies for Heterogeneous Reservoirs. Paper SPE 25075,1992.