Разработка технологии повышения эффективности заводнения гидродинамически связанных пластов тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Демидов Андрей Викторович

• Демидов Андрей Викторович
• кандидат наук
• 2018

Оглавление диссертации кандидат наук Демидов Андрей Викторович

ВВЕДЕНИЕ

1. ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И РАЗРАБОТКИ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИ СВЯЗАННЫХ ПЛАСТОВ С ПРИМЕНЕНИЕМ ЗАВОДНЕНИЯ

1.1 Особенности геологического строения многопластовых залежей с высокой неоднородностью фильтрационно-емкостных свойств пластов

1.2 Особенности разработки многопластовых месторождений с гидродинамически связанными пластами на Ближнем Востоке

1.3 Особенности разработки многопластовых месторождений с гидродинамически связанными пластами в РФ

1.4 Оценка эффективности типовых подходов к разработке многопластовых залежей с высокой неоднородностью

2 ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ И ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ВЛИЯНИЯ ПОРАЖЕНИЯ ПЛАСТА ВЗВЕШЕННЫМИ ЧАСТИЦАМИ НА ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫЕ СВОЙСТВА

2.1 Классификация методов поражения пласта при заводнении

2.2 Анализ результатов лабораторных исследований по определению степени влияния механического воздействия на ФЕС

2.3 Моделирование изменения ФЕС при закачке воды с содержанием взвешенных частиц

3 ТЕХНОЛОГИЯ РАЗОБЩЕНИЯ ПЛАСТОВ, ОСНОВАННАЯ НА ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОМ НАГНЕТАНИИ ВОДЫ С СОДЕРЖАНИЕМ ВЗВЕШЕННЫХ ЧАСТИЦ

3.1 Общие положения

3.2 Подготовка нагнетаемого агента

3.3 Подготовка образцов керна для проведения исследований по определению свойств нагнетаемого агента

3.4 Технология разобщения гидродинамически связанных пластов

4 МОДЕЛИРОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗОБЩЕНИЯ ПЛАСТОВ НА ОСНОВЕ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОГО НАГНЕТАНИЯ ВОДЫ С СОДЕРЖАНИЕМ ВЗВЕШЕННЫХ ЧАСТИЦ

4.1 Разработка способа моделирования поражения пласта при нагнетании воды с содержанием взвешенных частиц в трехмерных гидродинамических симуляторах

4.2 Моделирование поражения пласта при нагнетании воды с содержанием взвешенных частиц

4.3 Моделирование технологии разобщения пластов на основе одновременно-раздельного нагнетания воды с содержанием взвешенных частиц

4.4 Оценка влияния геолого-физических и технологических факторов на эффективность предлагаемой технологии

4.4.1 Оценка влияния геолого-физических свойств пласта и времени начала реализации технологии разобщения пластов на ее эффективность

4.4.2 Оценка влияния свойств нагнетаемой жидкости на эффективность технологии разобщения пластов

4.4.3 Оценка влияния продолжительности нагнетания жидкости с содержанием взвешенных частиц на эффективность технологии разобщения пластов

5 АПРОБАЦИЯ РАЗРАБОТАННОЙ ТЕХНОЛОГИИ ДЛЯ УСЛОВИЙ МЕСТОРОЖДЕНИЯ БЛИЖНЕГО ВОСТОКА

5.1 Краткая геолого-физическая характеристика месторождения

5.2 Оценка эффективности применения технологии разобщения пластов для условий месторождения А Ближнего Востока

Выводы к пятой главе

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ И ЛИТЕРАТУРЫ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

ФЕС - фильтрационно-емкостные свойства

ППД - поддержание пластового давления

ПЗС - призабойная зона скважины

КИН - коэффициент извлечения нефти

ОРЭ - одновременно- раздельная эксплуатация

ВНФ - водонефтяной фактор

НКТ - насосно-компрессорные трубы

ОПР - опытно-промышленные работы

ОФП - относительные фазовые проницаемости

ГТМ - геолого-техническое мероприятие

ВПП - высокопроницаемый пласт

НПП - низкопроницаемый пласт

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследования

В настоящее время, по результатам расчетов выполненных компанией British Petroleum [79], объем запасов углеводородов, которые могут быть добыты с применением методов увеличения нефтеотдачи на существующих месторождениях, превышает объем потенциальных ресурсов, которые остаются неразведанными до сих пор.

Несмотря на широкий набор методов, позволяющих задействовать различные механизмы для увеличения нефтеотдачи, включая повышение температуры нагнетаемого агента, повышение его вязкости или снижения межфазного натяжения на границе раздела фаз, во всем мире наиболее часто применяют заводнение для разного типа залежей с широким диапазоном геолого-физических свойств. При разработке нефтегазовых месторождений с применением заводнения в пласте происходят сложные физико-химические процессы взаимодействия нагнетаемого флюида с породой и пластовыми флюидами. Результатом взаимодействия может быть значительное изменение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пласта и, как следствие, снижение эффективности разработки залежи. Тем не менее, заводнение применяется на различных месторождениях, включая многопластовые залежи с гидродинамически связанными пластами, со значительно отличающимися значениями ФЕС, хотя запасы таких месторождений относятся к категории трудноизвлекаемых.

Анализ применения заводнения на многопластовых месторождениях с гидродинамически связанными пластами на территории РФ и Ближнего Востока показал, что для данного типа залежей характерна низкая эффективность разработки и выработки запасов при заводнении. Основной причиной является невысокий охват воздействием низкопроницаемых частей пласта при их гидродинамической связи с выше- или нижележащими

высокопроницаемыми пластами ввиду наличия межпластовых перетоков жидкости, возникающих в районах нагнетательных и добывающих скважин.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка технологии повышения эффективности заводнения гидродинамически связанных пластов»

Цель работы

Разработка технологии, позволяющей повысить извлечение нефти для многопластовых месторождений с гидродинамически связанными пластами, которые значительно отличаются по своим фильтрационным свойствам.

Основные задачи исследования

1. Изучение накопленного опыта и обобщение особенностей разработки гидродинамических связанных пластов с применением заводнения, определение причин низкой выработки запасов.

2. Выполнение комплексного анализа механизмов поражения пласта и способов моделирования изменения ФЕС при закачке воды с содержанием взвешенных частиц в процессе разработки.

3. Разработка технологии разобщения гидродинамически связанных пластов, основанной на формировании дополнительных фильтрационных сопротивлений на границе между пластами, с целью увеличения охвата воздействием низкопроницаемых частей залежи при применении заводнения.

4. Разработка способа моделирования поражения пласта при фильтрации воды с содержанием взвешенных частиц в трехмерных гидродинамических симуляторах.

5. Проведение многовариантных расчетов на секторных трехмерных гидродинамических моделях для оценки влияния геолого-физических и технологических факторов на эффективность предлагаемой технологии.

6. Апробация разработанной технологии на полноразмерной гидродинамической модели многопластового месторождения с гидродинамически связанными пластами, со значительно отличающимися значениями ФЕС.

Методологическая основа диссертационного исследования и методы исследования

Решение поставленных задач обеспечивалось за счет применения теоретических и экспериментальных методов исследования. С целью определения причин низкой эффективности разработки многопластовых залежей, проведено изучение особенностей разработки и геологического строения месторождений на территории РФ и Ближнего Востока, а также условий осадконакопления, при которых происходило формирование карбонатных залежей, расположенных в ближневосточном регионе.

Теоретические методы основывались на анализе отечественного и зарубежного опыта в области исследования механизмов поражения пласта и способов их учета при разработке месторождений, а также в области разобщения гидродинамически связанных пластов при заводнении. Разработан способ моделирования поражения пласта в гидродинамических симуляторах при нагнетании воды с содержанием взвешенных частиц, учитывающий результаты лабораторных исследований на образцах керна.

К экспериментальным исследованиям относились многовариантные расчеты с применением секторных трехмерных гидродинамических моделей, проводимые с целью оценки эффективности предлагаемой технологии по разобщению пластов для разных геолого-физических условий, а также расчеты с использованием полноразмерной модели месторождения с высокой неоднородностью фильтрационно-емкостных свойств.

Защищаемые положения

1. Технология разобщения пластов, основанная на одновременно-раздельной закачке воды с содержанием взвешенных частиц, позволяет создать протяженную зону с высокими фильтрационными сопротивлениями, обеспечивающую изоляцию гидродинамически связанных пластов, существенно различающихся по проницаемости.

2. Технология разобщения пластов позволяет повысить извлечение нефти за счет вовлечения в процесс разработки низкопроницаемых пластов.

Научная новизна работы

1. Предложена технология разобщения гидродинамически связанных пластов со значительно отличающимися значениями ФЕС, основанная на формировании дополнительных фильтрационных сопротивлений на границе между пластами при нагнетании воды с содержанием твердых взвешенных частиц, повышающая степень вовлечения низкопроницаемых пластов в разработку.

2. Разработан способ моделирования поражения пласта при фильтрации воды с содержанием взвешенных частиц в трехмерных гидродинамических симуляторах, позволяющий численно оценить степень и размер зоны с измененной проницаемостью.

Практическая значимость

Разработанная технология по разобщению гидродинамически связанных пластов может найти широкое применение при разработке многопластовых месторождений, характеризующихся высокой неоднородностью, расположенных на территории РФ и Ближнем Востоке. Предлагаемая технология подходит для любых типов коллекторов и не имеет ограничений в применении в зависимости от термобарических условий, в отличие от технологий, основанных на использовании химических реагентов. Проведение расчетов с применением полноразмерной трехмерной гидродинамической модели позволило обосновать возможность повышения эффективности на завершающей стадии разработки месторождения с высокой неоднородностью ФЕС.

Разработан способ моделирования изменения проницаемости пласта при закачке воды с содержанием взвешенных частиц для использования в современных программных продуктах по трехмерному гидродинамическому моделированию разработки месторождений углеводородов. Возможность

моделирования изменения проницаемости при закачке воды с содержанием взвешенных частиц повышает точность прогнозирования технологических показателей разработки залежи и позволит своевременно планировать и реализовывать мероприятия, направленные на снижение негативных последствий закачки воды низкого качества.

Достоверность полученных результатов

Для решения поставленных задач применялись программные комплексы (Eclipse/Schlumberger, Tempest/Roxar), позволяющие создавать геолого-гидродинамические модели на базе всей имеющейся информации об объекте моделирования, а также проводить расчеты с учетом геологических особенностей месторождения и сложных процессов фильтрации жидкости в пласте. Возможность использования механизмов поражения пласта для увеличения охвата пластов при заводнении доказана в ходе практических экспериментов. Механизмы создания дополнительных фильтрационных сопротивлений, предлагаемые для разобщения гидродинамически связанных пластов, подтверждены многочисленными лабораторными исследованиями по фильтрации жидкости с содержанием взвешенных частиц через образцы керна. Определение необходимых свойств нагнетаемого агента, а именно размера, концентрации и состава взвешенных частиц, может быть выполнено в современных лабораториях по исследованию керна. Предлагаемые решения могут быть реализованы с использованием существующего внутрискважинного и наземного оборудования.

Апробация работы

Основные положения и результаты работы докладывались в рамках защиты проектов молодых специалистов в компании LUKOIL Overseas Baltic Ltd, совещаниях LUKOIL Overseas Services B.V., на всероссийских и международных научно-технических конференциях: международной научно-технической конференции «Технические науки: теория, методология и практика», 71-й Международной молодежной научной конференции

«Нефть и Газ - 2017», международной научно-технической конференции «Современные технологии в нефтегазовом деле - 2017».

Структура и объем работы

Работа состоит из 5 глав, введения и заключения. Содержание диссертации изложено на 172 страницах и содержит, в том числе 80 рисунков и 19 таблиц. Библиография насчитывает 110 наименований.

Благодарности

Автор благодарен своему научному руководителю к.т.н., доценту Пятибратову П.В. за неоценимую помощь и вклад при выполнении данной работы, поддержку и внимание. Автор признателен заведующему кафедрой разработки и эксплуатации нефтяных месторождений Российского государственного университета нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина Мищенко И.Т. за содействие на всех этапах выполнения работы, профессору Михайлову Н.Н. за актуальные и своевременные замечания при обсуждении проблематики исследования, профессору Назаровой Л.Н. за ценные советы и помощь при подготовке работы, а также профессору Бондаренко В.В., Казаковой Е.В., Демидовой А.А. и всему коллективу кафедры за всестороннюю поддержку. Автор благодарит своих коллег Минликаева В.З., Чиняева В.В., Перминову Н.Н., Майсюка Д.М. за полученные бесценные знания в области моделирования разработки нефтяных и газовых месторождений.

1. ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И РАЗРАБОТКИ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИ СВЯЗАННЫХ ПЛАСТОВ С

ПРИМЕНЕНИЕМ ЗАВОДНЕНИЯ

Разработка многопластовых месторождений с гидродинамически связанными пластами с применением заводнения может быть сопряжена со значительными трудностями, которые заключаются в неравномерной выработке запасов углеводородов по пластам. Основной причиной возникающих сложностей является сильное отличие фильтрационно-емкостных свойств пластов. Поэтому в этой главе будут рассмотрены особенности геологического строения и разработки месторождений, включающих гидродинамически связанные пласты или части пластов, которые значительно отличаются по своим ФЕС.

1.1 Особенности геологического строения многопластовых залежей с высокой неоднородностью фильтрационно-емкостных свойств пластов

Многопластовые залежи с гидродинамически связанными пластами встречаются во многих нефтегазоносных провинциях мира, но в данной работе особенности геологического строения подобных залежей рассматриваются на примере месторождений Ближнего Востока, а также месторождений, расположенных на территории Российской Федерации, для которых характерна высокая неоднородность фильтрационных свойств.

Ближневосточный регион выбран для проведения исследования, так как является главным центром добычи углеводородов на сегодняшний день. На Ближнем Востоке сосредоточено более 50% доказанных мировых запасов нефти [78], что нашло отражение в количестве проектов, реализуемых в нефтегазовой отрасли данного региона. В 2014-2015гг. на Ближнем Востоке шла реализация более 450 проектов в нефтегазовом секторе с суммарными инвестициями около 540 млрд. долларов [78]. Российская Федерация наравне с основными нефтедобывающими странами Ближнего Востока является

одним из ключевых игроков нефтегазовой отрасли, обеспечивающим добычу и экспорт значительных объемов углеводородов. При этом наибольшая часть запасов углеводородов стран ближневосточного региона, а также значительная часть запасов нефти и газа РФ содержится в карбонатных коллекторах, которые зачастую характеризуются высокой неоднородностью ФЕС, что может иметь негативное влияние на реализацию проектов по освоению и разработке таких месторождений и, как следствие, привести к неэффективным инвестициям. Поэтому в данной работе повышенное внимание уделено особенностям формирования и строения карбонатных залежей, как наиболее сложных и непредсказуемых объектов с точки зрения разработки месторождений с применением заводнения.

Перед рассмотрением особенностей геологического строения месторождений с высокой неоднородностью ФЕС, следует обратить внимание на процесс формирования карбонатных коллекторов и причины, которые приводят к появлению высокой неоднородности. О формировании карбонатных коллекторов в прошлом можно судить исходя из процессов, происходящих сегодня в некоторых теплых морях в различных частях нашей планеты (Рисунок 1). Большинство разрабатываемых сегодня карбонатных месторождений на Ближнем Востоке относятся к отложениям, приуроченным преимущественно к меловому и юрскому периодам, которые характеризовались интенсивным развитием рифов в теплых морях [66]. К формированию карбонатных пород приводят два типа процессов: жизнедеятельность организмов в морской среде (например, гибель организмов и отложение карбонатного скелета на дне), а также химические реакции, протекающие в воде [70]. Одним из наиболее распространенных типов живых организмов, участвующих в формировании карбонатных отложений, являются коралловые рифы, расположенные на небольших глубинах в теплых морях (Рисунок 1).

А) Б)

Рисунок 1 - Основные современные зоны формирования а) карбонатных

отложений б) рифов [92]

Глубина моря играет важную роль для развития и жизнедеятельности данных организмов (Рисунок 2) и скорость роста рифов значительно снижается при глубинах более 10-15м., т.к. количество солнечного света, необходимое для их роста кратно уменьшается. Именно поэтому, рифы не развиваются в нижних частях континентального склона, а также на дне при условии большой глубины воды.

Скорость роста, мм./год

Рисунок 2 - Зависимость скорости роста коралловых рифов от глубины воды

Большинство известняков, из которых преимущественно состоят карбонатные коллектора, связаны с жизнедеятельностью морской фауны [70], поэтому их свойства во многом зависят от биологического происхождения организмов и минералогии карбонатного скелета. Происхождение и начальный минералогический состав влияют на последующий диагенез, контролируемый химическими процессами и, соответственно, определяют начальные пористость, проницаемость и другие петрофизические свойства будущих коллекторов нефти и газа. Как было отмечено ранее, формирование современных, крупных карбонатных месторождений происходило в прибрежных морях, где можно выделить несколько зон, отличающихся по силе течений, глубине моря и, как следствие, флоре и фауне. Все эти факторы влияют на тип отложений, которые формируются на морском дне и впоследствии становятся коллекторами нефти и газа (Рисунок 3).

Рисунок 3 - Пример формирования различных фаций в зависимости от

расположения и уровня моря [110]

В работе [110] выделено 9 различных зон, которые отличаются по типу формирующихся отложений. Зоны 1 - 3 характеризуются большой глубиной моря и относятся к континентальному дну и склону. Типичными для этих зон являются отложения с низкими ФЕС, что объясняется отсутствием разнообразной морской флоры и фауны, которая характерна для морского шельфа и береговой линии [110]. Формирование карбонатных отложений при больших глубинах моря происходит преимущественно за счет химических процессов, протекающих в морской воде [70]. Несмотря на отсутствие

«исходного материала» для формирования коллекторов с высокими ФЕС, опыт разработки карбонатных месторождений в Северном море [70] и на Ближнем Востоке показывает, что некоторые коллектора, приуроченные к отложениям морского дна, могут иметь пористость более 20-25% [70]. При

3 2

этом проницаемость таких коллекторов обычно не превышает 10*10" мкм . Зоны 4-6 характеризуются формированием отложений с хорошими ФЕС, так как здесь за счет снижения глубины воды выполняются все условия, необходимые для нормальной жизнедеятельности рифов и других живых организмов, а именно достаточное количество солнечного света и сильные морские течения [110]. Сильные морские течения обеспечивают процесс фильтрации морской воды через рифы, что позволяет поддерживать жизнедеятельность рифовых организмов, а также приводит к их разрушению и отложению обломков на некотором удалении. Обломки рифов являются наиболее хорошими коллекторами нефти и газа, так как обладают высокими ФЕС. Следует отметить, что повышение уровня моря может привести к «затоплению рифа» [70], то есть глубина моря будет слишком большой для проникновения достаточного количества солнечного света, а скорость роста организмов не позволит компенсировать повышение уровня моря [105]. В этом случае рифовые постройки постепенно заиливаются, а сам риф перестает развиваться и «затапливается», поэтому ФЕС таких коллекторов будут невысокими [105].

Так называемые лагунные фации, которые формируются ближе к суше в более спокойной воде, характеризуются повышенным содержанием глинистых минералов (ила) из-за широкого распространения подводной флоры на мелководье [70]. Эти фации приурочены к зонам 7-9 на рисунке 3 и для них характерно формирование коллекторов с низкими ФЕС, разработка которых впоследствии может быть затруднительна. При этом данные отложения могут быть приняты за отложения континентального дна в процессе обработки и анализа геологических данных, что может повлиять на качество принимаемых проектных решений. Помимо описанных

характерных фаций морского шельфа, могут быть выделены прибрежные бары, а также береговые фации (песчаники), отличающиеся высокими ФЕС.

С течением времени положение одних фаций относительно других может варьироваться, что связано с изменением уровня мирового океана. Уровень мирового океана, как отмечается в работе [105], является определяющим фактором, влияющим на первичный процесс осадконакопления. Его изменение и, как следствие, изменение глубины воды в районе морского шельфа, может быть связано с изменением объемов ледников в океане или с локальными тектоническими процессами. Повышение или понижение уровня моря приводит к смене положения фаций относительно друг друга в разрезе и изменению положения границы суши и моря (Рисунок 4).

Рисунок 4 - Формирование напластований: А - ретроградация, Б -агградация, В - проградация. [102]

Скорость смены одних фаций на другие во многом зависит от скорости изменения уровня моря.

Проградация - это смещение границы море/суша в сторону моря, то есть увеличение площади суши, которое может быть вызвано снижением уровня

моря или значительными объемами обломочного материала, доставляемыми к морскому берегу из удаленных частей суши. Проградация приводит к появлению отложений береговых фаций в тех местах, где раньше формировались более глубоководные и, соответственно, обладающие худшими начальными ФЕС фации. Следует отметить, что объемы обломочного материала, переносимые к морскому берегу, например, реками могут быть весьма значительными (Рисунок 5).

Рисунок 5 - Дельта реки Миссисипи, снимок из космоса. Вблизи берега наблюдается характерное изменение цвета морской воды за счет присутствия

Агградация - это процесс, характеризуемый отсутствием изменения положения границы море/суша, возникающий в случае, когда уровень подъема мирового океана нивелируется объемами обломочного материала, приносимыми к берегу с суши. В результате агградации не происходит значительного латерального смещения фаций.

Ретроградация, характеризуется изменением границы море/суша в сторону суши, то есть повышением уровня мирового океана, которое не

обломочного материала, приносимого рекой [86]

может быть компенсировано объемами обломочного материала, приносимого к морскому берегу. Следует отметить, что при описании всех трех процессов не учитывалась тектоника, которая может оказать значительное влияние на уровень моря в конкретном регионе [70].

С течением времени и изменением уровня моря глубоководные или лагунные фации, характеризующиеся, как правило, худшими ФЕС могут быть расположены под или над прибрежными или рифовыми фациями с хорошими ФЕС. Смена фаций из-за изменения уровня моря часто происходит без формирования выдержанных непроницаемых или почти непроницаемых прослоев между ними. Отсутствие непроницаемых прослоев между различными фациями, формирование которых происходит на протяжении длительного времени, приводит к образованию многопластовых месторождений с пластами, залегающими друг над другом и значительно отличающимися по своим ФЕС. Помимо разных условий осадконакопления, которые приводят к повышению степени неоднородности будущих коллекторов нефти и газа, существуют различные процессы, которые впоследствии оказывают влияние на их ФЕС.

В карбонатных коллекторах ФЕС определяются не только условиями, в которых происходит осадконакопление, но и диагенетическими процессами, которые обычно происходят значительно позже. Диагенез (доломитизация, карстообразование, выщелачивание) может привести к изменению ФЕС карбонатных пород, как в сторону улучшения, так и в сторону ухудшения, например, быть причиной наличия интервалов проницаемостью 1-10 мкм , выдержанных по площади. При этом, такие интервалы обычно имеют значительно меньшую толщину по сравнению с другими частями залежи и зачастую не могут быть исследованы полностью при анализе керна из разведочных скважин, так как проницаемость в 1 -10 мкм часто обеспечивается каверновой пористостью [85] и получение образцов керна из таких интервалов затруднено по причине их разрушения в процессе отбора.

Это характерно, например, для отложений формации Мишриф месторождения Румейла, разрабатываемого компанией BP (British Petroleum) в Ираке. На рисунке 6 изображена секция керна, где поровое пространство характеризуется черным цветом и можно выделить несколько каверн, размеры которых превышают размеры выпиливаемых образцов керна. В этом случае оценка проницаемости возможна по результатам проведения гидродинамических исследований скважин и записи профиля притока/приемистости.

Рисунок 6 - Результаты компьютерной томографии 4-х дюймовой секции

керна [85]

Наиболее сильные осложнения при разработке с применением заводнения возникают на месторождениях, в процессе формирования которых, происходили активные процессы выщелачивания и карстообразования. В результате протекания этих двух процессов может произойти образование протяженной системы каналов с крайне высокой проницаемостью (более 1 мкм ), находящихся среди коллекторов с низкой

3 2

проницаемостью (матрицы) порядка 1-10*10" мкм . Процессы выщелачивания и карстообразования происходят при выполнении необходимых условий, а именно: наличия растворяющей способности у воды, существования системы проницаемых каналов, обеспечивающих

фильтрацию воды и наличия растворимых пород и минералов [50]. В качестве вод, способных привести к растворению горных пород и минералов, могут выступать поверхностные воды, фильтрация которых может происходить на ранних стадиях формирования залежи [70], либо на более поздних стадиях за счет тектонических процессов, которые приводят к выходу пород на дневную поверхность. Процессам выщелачивания и карстообразования наиболее подвержены карбонатные породы, за счет содержания большей доли растворимых минералов таких как, кальцит, например [105]. Наличие высокой неоднородности на стадии формирования залежи, из-за смены одних фаций на другие при изменении уровня моря, может привести к увеличению неоднородности за счет фильтрации поверхностных вод по более проницаемым частям залежи [50]. Это приведет к увеличению отношения проницаемостей высокопроницаемых и низкопроницаемых частей залежи и осложнениям при разработке с применением заводнения.

Следует отметить, что в процессе изучения месторождения на стадии проведения геологоразведочных работ и в дальнейшем при бурении эксплуатационного фонда, в том числе с целью уточнения его строения, компании создают различные модели, включая модели осадконакопления, которые позволяют повысить эффективность разработки месторождения. Тем не менее, непрерывное уточнение геологического строения не позволяет избежать проблем, связанных с наличием высокой неоднородности ФЕС по разрезу, т.к. существующие подходы и методики не позволяют решить весь комплекс задач, в том числе идентифицировать интервалы крайне высокой проницаемости или суперколлекторов, их распространение в разрезе, выдержанность по латерали и.т.д [51] . В комплексе, эти факторы приводят к тому, что эффективность разработки подобных залежей с применением заводнения может быть крайне низкой.

1.2 Особенности разработки многопластовых месторождений с гидродинамически связанными пластами на Ближнем Востоке

Ближний Восток привлекает международные нефтяные компании огромными запасами, разведанными в большинстве стран этого богатого нефтью и газом региона. Данный факт также определяет неиссякаемый интерес у исследователей и инженеров из разных стран к вопросам геологического строения и разработки этих месторождений, наиболее крупным, из которых является Гавар. Это нефтяное месторождение расположено в Саудовской Аравии и разрабатывается уже более 50 лет. Залежь нефти приурочена к карбонатным коллекторам юрского периода и разделена специалистами компании Saudi Aramco, оператора проекта, на 5 участков, отличающихся по своей геолого-физической характеристике, но при этом имеющих гидродинамическую связь. Средняя проницаемость по

3 2 3 2

участкам варьируется от 52*10" мкм до 660*10" мкм , а средняя пористость продуктивных коллекторов от 14% до 19%, что подтверждает высокую неоднородность ФЕС [108].

Несмотря на огромные размеры и запасы, с целью поддержания пластового давления (ППД) и замедления темпов его падения на месторождении реализовано приконтурное заводнение (Рисунок 7). Интересным фактом, подтверждающим уникальные размеры месторождения, является 13-летний период безводной добычи нефти с момента начала заводнения при приемистости некоторых скважин до 15 тыс.м3/сут. [108].

4

А)

Б)

Рисунок 7 - А) Схематичное изображение расположения добывающих (черные) и нагнетательных (синие) скважин [108]; Б) - Схема деления

месторождения на участки

Средние продуктивные толщины на месторождении достигают 50-70м. [108] в зависимости от участка, но при этом в некоторых скважинах в процессе разработки месторождения были выявлены интервалы толщиной несколько метров, способные принимать более 85% от нагнетаемых объемов воды (Рисунок 8). Наличие таких интервалов связано с активными диагенетическими процессами, происходившими при формировании отложений и, включавшими процессы доломитизации, выщелачивания, цементации и др. [95]. В силу гигантских размеров, локального распространения зон повышенной проницаемости и отсутствия одновременного вскрытия таких интервалов большим числом добывающих и нагнетательных скважин, их наличие не привело к значительному снижению

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Демидов Андрей Викторович, 2018 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ И ЛИТЕРАТУРЫ

1. Азиз, Х. Математическое моделирование пластовых систем / Х.

Азиз, Э. Сеттари. - М.: недра, 1982. - 407с.

2. Акбарадзе, К. Асфальтены: проблемы и перспективы / К.

Акбарадзе, А. Хаммами, А. Харрат, Д. Чжан // Нефтегазовое обозрение. - 2007. - Т. 19 (2). - С. 28-53 -(http://www.slb.ru/userfiles/file/0ilfield%20Review/2007/summer/3%20As phaltenes.pdf).

3. Алварадо, В. Методы увеличения нефтеотдачи пластов. Планирование и стратегии применения / В. Алварадо, Э. Манрик. -М.: ООО «Премиум Инжиниринг», 2011. - 244с.

4. Андреев, В.Е. Повышение эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов нефти карбонатных коллекторов / В. Е. Андреев, Ю. А. Котенев, А. Г. Нугайбеков и др. // Уфим. гос. нефт. техн. ун-т. - Уфа: УГНТУ, 1997. - 137 с.

5. Базиев, В.Ф Об отборе жидкости при разработке нефтяных месторождений с заводнением / В.Ф. Базиев // Нефтяное хозяйство, 2009. - №6. - с.33-35

6. Байков, Н.М. Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды / Н.М. Байков, Г.Н. Позднышев, Р.И. Мансурова. - М.: Недра, 1981. -803с.

7. Бакиров, И.М. Особенности вытеснения нефти водой в неоднородных пластах при регулярных системах заводнения / И.М. Бакиров. - М.: Изд. Недра, 1986. - 280с.

8. Бетанкур, С. Современные методы измерения свойств пластовых флюидов / С. Бетанкур, Т. Дэвис, Р. Кеннеди, Ч. Дон, Х. Эльшахави, О.К. Маллинс, Д. Найсуондер, М. О'Киф // Нефтегазовое обозрение. -2007. - осень.

9. Бойко, В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений /

В.С. Бойко. - М.: Недра, 1990. - 427с.

10.Бриллиант, Л.С. Развитие представлений об особенностях геологического строения шеркалинской свиты Талинской площади / Л.С. Бриллиант, Т.Н. Козлова, В.П. Волков, А.В. Аржиловский. - Тюмень: ООО Печатный дом «ЦЕССИЯ», 2008. -с.351-371.

11.Виноградов, В.М. Образование, свойства и методы разрушения нефтяных эмульсий: метод, указания / В.М. Виноградов, В.А. Винокуров. - М.: РГУ Нефти и Газа им. Губкина, 2007. - 31 с.

12.Гаан, С.В. Особенности геологического строения отложений шеркалинской свиты Талинской площади / С.В. Гаан, Т.И. Романова - Вестник Югорского Государственного Университета, выпуск, 2014. - №3. - 17-21с.

13.Гиматудинов, Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта / Ш.К. Гиматудинов, А.И. Ширковский. - М.: Недра, 1981. - 312с.

14.Деева, Т.А. Современные методы разработки месторождений на поздних стадиях. Учебное пособие / Т.А. Деева, М.Р. Камартдинов, Т.Е. Кулагина, П.В. Шевелев. - Томск, 2006. - 286с.

15.Демидов, А.В. Способ разработки многопластовых залежей с гидродинамически связанными пластами / А.В. Демидов, П.В. Пятибратов // Заявка на получение патента №2016118251, 2016

16.Демидов, А.В. Моделирование поражения пласта взвешенными частицами при заводнении / А.В. Демидов, П.В. Пятибратов // Территория «НЕФТЕГАЗ», 2016. - № 11.- с. 97-102.

17. Демидов, А.В.. Модуль «Расчет проницаемости пласта при фильтрации жидкости с содержанием взвешенных частиц» / Демидов А.В., Пятибратов П.В. // свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2017611831 - 2017 - 09 февраля

18.Демидов, А.В. Повышение эффективности выработки запасов гидродинамически связанных пластов на основе одновременно-раздельной закачки воды с содержанием взвешенных частиц / А.В. Демидов, П.В. Пятибратов // Нефть, газ и бизнес. - 2016. - №9.

19.Демидов, А.В. Разработка трудноизвлекаемых запасов углеводородов: подходы к эксплуатации двух пластов, связанных по вертикали проницаемым пропластком / А.В. Демидов, П.В. Пятибратов // Нефть, газ и бизнес. - 2015. - №6.

20.Демидов, А.В. Оценка области применения технологии одновременно-раздельной закачки воды с содержанием взвешенных частиц для разобщения гидродинамически связанных пластов / А.В. Демидов // Нефть, газ и бизнес. - 2017. - №1.

21. Добрынин, В.М. Петрофизика (Физика горных пород): Учебник для вузов / В.М. Добрынин, Б.Ю. Вендельштейн, Д.А. Кожевников. - М.: Недра, 2004. -368с.

22.Желтов, Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: учебник для вузов / Ю.П. Желтов. - М.: Недра, 1998. - 332 с.

23.Закиров, С.Н. Разработка залежей нефти при наличии

суперколлекторов / С.Н. Закиров, И.В. Рощина // Газовая промышленность, 2009. - №1.- с.31-35

24.Закиров, С.Н. Разработка месторождений нефти и газа с суперколлекторами в продуктивном разрезе / С.Н. Закиров, И.В. Рощина, И.М. Индрупский, А.А. Рощин. - М.: Издательско-полиграфическая компания ООО «Контент-пресс», 2011.- 248с.

25. Иванов, С.И. Интенсификация притока нефти и газа к скважинам / С.И. Иванов. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2006. - 565с.

26.Индрупский, И.М. Опережающее заводнение для залежей с низкопроницаемыми коллекторами и высоким газосодержанием пластовых нефтей / И.М. Индрупский // Газовая промышленность, 2009. - №3. - с.29-33

27.Каневская, Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов / Р.Д. Каневская. - М.- Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2002. -140с.

28.Карабалин, У.С. О методах увеличения нефтеотдачи пластов на поздней стадии заводнения месторождений / У.С. Карабалин, КН. Ибрашев, М.М. Ермеков // Нефтепромысловое дело, 2008. - №10. -с.43-45

29.Кашик, А.С. Особенности нефтевытеснения из продуктивных отложений Шеркалинской свиты по материалам геолого-промыслового анализа / А.С. Кашик, Э.Л. Лейбин // Нефтяное хозяйство, №4, 2003. - с.92-95.

30.Крейг, Ф.Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении / Ф.Ф. Крейг. - М.: Недра, 1974. - 191с.

31.Кременецкий, М.И. Гидродинамические и промыслово-технологические исследования скважин / М.И. Кременецкий, А.И. Ипатов. - М.: МАКС Пресс, 2008. - 476с.

32.Крупнов, Н. К. Механизм заиления трещин трещиновато-пористого пласта при нагнетании в него воды, содержащей твёрдые механические взвеси, и влияние взвесей на нефтеотдачу пласта / Н. К. Крупнов // Нефтепромысловое дело. - М., 1971. - № 2.

- с. 25-28.

33.Лебединец, Н.П. Изучение и разработка месторождений с трещиноватыми коллекторами / Н.П. Лебединец. - Изд. Наука, 1997.

- 397с.

34. Леонов, В.А. Опыт внедрения технологии ОРРНЭО (одновременно-раздельной эксплуатации нескольких эксплуатационных объектов) на месторождениях Западной Сибири / В.А. Леонов, М.З. Шарифов, О.М. Гарипов // Москва, БРБ -104338. 2006г.

35. Лисовский, Н.Н. Экспертно-аналитическая оценка эффективности систем разработки нефтяных месторождений с заводнением / Н.Н. Лисовский, В.Ф. Базиев // Сборник докладов Х1 международной научно-практической конференции «Повышение роли нефтегазоотдачи пластов и интенсификация добычи нефти и газа. -Москва, 2007.

36.Лусиа, Ф.Д. Построение геолого-гидродинамической модели карбонатного коллектора: интегрированный подход / Ф.Д. Лусиа. -М. - Ижевск: Ижевский институт компьютерных исследований, 2010. - 384с.

37. Лысенко, В.Д. Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений / В.Д. Лысенко, В.И. Грайфер. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. - 562с.

38. Лысенко, В.Д. Рациональная разработка нефтяных месторождений / В.Д. Лысенко, В.И. Грайфер. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2005. - 607с.

39. Медведев, Н.Я. Геотехнологические основы разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти / Н.Я. Медведев - М.: ВНИИОЭНГ, 1997. - 336с.

40.Мингулов, Ш.Г. Разработка научных основ и технологий восстановления приемистости нагнетательных скважин /Ш.Г. Мингулов. -Институт проблем транспорта энергоресурсов, 2014. -55 с.

41.Михайлов, Н.Н. Изменение физических свойств горных пород в околоскважинных зонах / Н.Н. Михайлов. - М.: Недра, 1987. - 152 с.

42. Михайлов, Н.Н. Обобщенная модель кинетики поражения пласта в процессе разработки залежи / Н.Н. Михайлов, М.В. Чирков // Бурение и нефть, 2009. - №2.

43. Михайлов, Н.Н. Повышение эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов при учете комплексного влияния механизмов извлечения углеводородов и протекающих физических

процессов / Н.Н. Михайлов, К.А. Бравичев. -http://incot.rU/www/docs/exh_acc/09_rac_prirod/3/11_00.pdf

44. Мищенко, И.Т. Выбор способа эксплуатации скважин нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами / ИТ. Мищенко, Т.Б. Бравичева, А.И. Ермалаев. - М.: ФГУП Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. Губкина, 2005. - 448с.

45.Мищенко, И.Т. Особенности разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами / И.Т. Мищенко, А.Т. Кондратюк. -М.: Нефть и газ, 1996. - 190с.

46.Мищенко, И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов / И.Т. Мищенко. - М.: Недра, 2003. - 816 с.

47.Мосунов, А.Ю. Результаты углубленного форсированного отбора жидкости в условиях значительной неоднородности коллекторов по проницаемости / А.Ю. Мосунов, Е.В. Кульчицкий // Нефтяное хозяйство, 2006. - №4.- с.49-51

48.Назарова, Л.Н. Разработка нетфегазовых месторождений с трудноизвлекаемыми запасами / Л.Н. Назарова. - ИЦ РГУ нефти и газа, 2011. - 156с.

49.Назарова, Л.Н. Теоретические основы разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений / Л.Н. Назарова. - ИЦ РГУ нефти и газа, 2006. - 78с.

50.Орадовская, А.Е. Растворение и выщелачивание горных пород /

А.Е. Орадовская, С.С. Морозов. - М: Водгео, 1957г. - 269с.

51.Потрясов, А.А. Изучение неоднородности пласта по геофизическим данным / А.А. Потрясов // Электронная версия журнала «Вестник недропользователя ХМАО», 2007. - №7. - www.oilnews.ru

52.Рябов, О.А. Моделирование процессов и систем / О.А. Рябов. -Красноярск, 2008. - 122с.

53.Сагитов, Д.К. Определение преимущественного направления фильтрации закачиваемых вод / Д.К. Сагитов // Нефтепромысловое дело, 2008. - №4.- с.11-14

54.Сидоров, С.В. Влияние геологической неоднородности на технические показатели разработки нефтяных месторождений / С.В. Сидоров, Р.Х. Низаев // Нефтяное хозяйство, 2006. - №3. - с.42-45

55.Сонич, В.П. Влияние на нефтеотдачу форсированных отборов и перспективы их применения / В.П. Сонич, Н.А. Черемисин, А.А. Климов, В.А. Афанасьев // Нефтяное хозяйство, 2002. - №8. - с.31-33

56. Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов: пат. Патент 2214506 Рос. Федерация / Корнильцев Ю.А., Волков Ю.А; заявитель и патентообладатель Центр совершенствования методов разработки нефтяных месторождений

57.Способ разработки обводненной залежи: пат. Патент 2103489 Рос. Федерация / Алеев Ф.И., Калимуллин Р.С., Кириллов С.А., Постоенко П.И., Ишмаков Р.Х.; заявитель и патентообладатель Научно-производственное управление Акционерного общества открытого типа «Оренбургнефть»

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

59. Тронов, А.В. Технологические процессы и оборудование для подготовки нефтепромысловых вод / А.В. Тронов. - М.: ВНИИОЭНГ, 2002г. - 414с.

60.Хавкин, А.Я. Влияние глинистого цемента на проницаемость нефтяных коллекторов/ А.Я. Хавкин, Л.С. Табакеева // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 1998 - №8. - С. 27-31

61.Чирков, М.В. Кинетика поражения пласта и ее влияние на показатели разработки месторождений / М.В. Чирков. - Институт проблем Нефти и Газа, 2009.

62. Шайхутдинов, Д.К. Построение модели месторождения на основе концепции эффективного порового пространства и оценка эффективности применения вертикально-латеральной системы разработки / Шайхутдинов, Д.К. - ТатНИПИнефть, 2013. - с.13

63.Abou-Kassem, J.H. Petroleum reservoir simulation / J.H. Abou-Kassem, S.M. Farouq Ali, M. Rafiq Islam. - Gulf publishing Company, 2006. -445c.

64.Alvarado, D.A. The flow of macroemulsions through porous media /

D.A. Alvarado. - Department of Petroleum Engineering, Stanford University. - 1975.

65.Amyx, W.A. Petroleum reservoir engineering / W.A. Amyx, DM. Bass, R.L. Whitning. - McGraw-Hill, 1960. - 610с.

66.Aqrawi, A.M. The Petroleum Geology of Iraq / A.M. Aqrawi, A.D. Horbury, J.C. Goff, F.N. Sadooni. - United Kingdom: Scientific Press. -2010.

67.Bedrikovetsky, P. Injectivity impairment and well&water management

/ P. Bedrikovetsky // Australian School of Petroleum, University of Adelaide: SPE Lecture. - 2009

68.Bellarby, J. Well completion design / J. Bellarby. - Amsterdam: Elsevier B.V. - 2009.

69.Bennion, D.B. Injection water quality - a key factor to successful waterflooding / D.B. Bennion, D.W. Bennion, F.B. Thomas, R.F. Bietz // The Journal of Canadian Petroleum Technology. - 1998.

70.Bjorlykke, K. Petroleum geoscience: from sedimentary environments to rock physics / K. Bjorlykke. - Springer, 2010. - 508c.

71.Bin Merdhah, A.B. Formation damage due to scale formation in porous media resulting water injection / A.B. Bin Merdhah, A.M. Yassin // Emirates Journal for Engineering Research. - 2008.

72.Chang F.F. Predictability of formation damage by modeling chemical and mechanical processes / F.F. Chang, F. Civan // SPE 23793. - 1992.

73.Civan, F. Reservoir Formation Damage: Fundamentals, Modeling, Assessment, and Mitigation / F. Civan. - Houston, Texas, 2000.

74.Costerton, J.W. Bacterial Bio films in Relation to Internal Corrosion Monitoring and Biocide Strategies / J.W. Costerton // California: Corrosion Symposium. - 1987.

75.Crabtree, M. Fighting scale - removal and prevention / M. Crabtree, D. Eslinger, M. Miller, P. Fletcher, G. King // Oilfield Review. - 1999. -autumn.

76.Cusack, F. Field and laboratory studies of microbial/fines plugging of water injection wells: mechanism, diagnosis and removal / F. Cusack // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 1987.

77. Demidov, A.V. Justifying method of enhancing oil recovery of multizone reservoirs including hydrodynamic connected reservoirs / A.V. Demidov, P.V. Pyatibratov // Indian Journal of Science and Technology. -2016. - vol 9 (42). - November.

78.Demidov, A.V. Managing major challenges in the Middle Eastern oil and gas projects / A.V. Demidov. - Manchester, 2015. - 78c.

79.Eyton, D, Enhanced oil recovery technologies / D. Eyton // World Petroleum Congress, 2014

80.Ezzat, A.M. Completion fluids design criteria and current technology weaknesses / A.M. Ezzat // SPE 19434. - The SPE Formation Damage Control Symposium. - 1990. - February.

81.Gomes, J.S. Carbonate reservoir rock typing - the link between geology and SCAL / J.S. Gomes, M.T Ribeiro, C.J. Strohmenger, S. Negahban, M.Z. Kalam // SPE 118284. - 2008.

82.Grim, R.E. Clay Mineralogy / R.E. Grim. - New-York: McGraw-Hill. -1953.

83.Gruesbeck, C. Entrainment and deposition of fine particles in porous media / C. Gruesbeck, R.E. Collins // SPE 8430. - 1982.

84.Hammami, A. Asphaltene precipitation from live oils: an experimental investigation of onset conditions and reversibility / A. Hammami // Energy and Fuels 14. - 2000. - №1. - January.

85.Holden, A. Integration of production logs helps to understand heterogeneity of Mishrif reservoir in Rumaila / A. Holden, C. Lehmann, K. Ryder, B. Scott, K. Almond // SPLWA 55th Annual Logging Symposium. - 2014. -May.

86.History of the Mississippi river.- United States of America.-https://en.wikipedia.org/wiki/Mississippi River Delta

87.Hughes, R.V. The application of modern clay concepts to oil field development / R.V. Hughes. - Drilling and Production Practice. - 1950.

88.Jorda, R.M. Use of data obtained from core tests in the design and operation of spent brine injection wells in geopressured or geothermal systems / R.M. Jorda. - Sandia National Laboratories, US Department of Energy, 1980. - March.

89.Kampel, G., «Mathematical Modeling of Fines Migration and Clogging in Porous Media», Doctor of Philosophy Dissertation, Georgia Institute of Technology, 2007

90.Keelan, D.K. The role of cores and core analysis in evaluation of formation damage / D.K. Keelan, E.H. Koepf // Journal of Petroleum Technology, SPE-5696-PA. - 1977.

91.Khilar, K.C. Water Sensitivity of Sandstones / K.C. Khilar, H.S. Fogler // SPE. - 1983. - №2.

92. Little, W.W. Carbonate Depositional Systems / WW. Little // 2014. -(https://littleww.wordpress.com/)

93.McAuliffe, C.D. Crude oil in water emulsions and their flow properties in porous media / C.D. McAuliffe // Journal of Petroleum Technology. -1973. - June.

94.Merdhah, A.B. Scale formation in oil reservoir during water injection at high-salinity formation water / A.B. Merdhah, A. A. Mohd Yassin //

Journal of Applied Sciences, Asian Network for Scientific Information. -2007.

95. Mitchell, J.C. M.A.R., Lithofacies, Diagenesis and Depositional Sequence; Arab-D member, Ghawar Field, Saudi Arabia / J.C. Mitchell, P.J. Lehmann, D.L. Cantrell, I.A. Al-Jallal, Al-Thagfay. - SEPM Core Workshop #12, Houston, 1988.

96.Moghadasi, J. Formation damage due to scale formation in porous media resulting from water injection / J. Moghadasi, M. Jamialahmadi, H. Muller-Steinhagen, A. Sharif // SPE 86524. - The SPE International Symposium and Exhibition of Formation Damage Control. - 2004.

97.Muecke, T.W. Formation fines and factors controlling their movement in porous media / T.W. Muecke // Journal of Petroleum Technology. -1979. - February.

98.Muggeridge, A. Recovery rates, enhanced oil recovery and technological limits / A. Muggeridge, A. Cockin, K. Webb, et al. - Phil. Trans.: The Royal Society. - 2013.

99.Mungan, N. Discussion of an overview of formation damage / N.

Mungan // Journal of Petroleum Technology. - 1989. - Vol. 41. -November.

100. Ohen, H.A. Simulation of formation damage in petroleum reservoirs / H.A. Ohen, F. Civan // Los Angeles: SPE 19420. - 1990.

101. Pautz, J.F. Relating water quality and formation permeability to loss of injectivity / J.F. Pautz, M.E. Crocker // SPE 18888. - 1989.

102. Society for Sedimentary Geology. - United States of America. -(http://www.sepmstrata.org/page.aspx?&pageid=90&4)

103. Taheri, A. Simulation and experimental studies of mineral scale formation effects on performance of Sirri-C oil field under water injection / A. Taheri, M. Zahedzadeh, et al. // Iranian Journal of Chemistry and Chemical Engineering. - 2011.

104. Tiab, D. Petrophysics, Theory and practice of measuring reservoir rock and fluid transport properties / D. Tiab, E.C. Donaldson. - Elsevier, 2004. - 882c.

105. Tucker, M.E. Carbonate Sedimentology / M.E. Tucker, P.V. Wright. - Oxford: Blackwell Science Ltd. - 1990. - pp. 365-400

106. Valdes, J.R. Particle clogging in radial flow: microscale mechanism / J.R. Valdes, J.C. Santamarina // SPE Journal. - 2006. - Vol. 11. - pp. 193-198.

107. Vetter O.J. Particle invasion into porous medium and related injectivity problems / O.J. Vetter, V. Kandarpa, M. Stratton, E. Veith // SPE 16255. - 1987.

108. Voelker, J. A Reservoir Characterization of Arab-D Super-K as a Discrete Fracture Network Flow System, Ghawar Field / J. Voelker. -Doctor of Philosophy Dissertation, Stanford University, 2004.

109. Water Sweep Improvement Technology (Brightwater). - Nalco, United States of America.- (http://www.nalco.com/applications/brightwater-technology.htm)

110. Wilson, J.L. Carbonate facies in geologic history / J.L. Wilson. -Berlin: Springer-Verlag. - 1975.