METHOD for evaluation of oil displacement coefficient based on conventional core ANALYSIS

Abstract


The article is devoted to the problem of evaluation of oil displacement coefficient. Determination of oil displacement coefficient is essential stage for estimation of recoverable reserves, feasibility study of oil recovery factor and control of field development. Complexity of its laboratory determination is caused by labor intensity and duration of a process. When the number of cores is not enough for flow experiments or absent oil recovery factor is evaluated either similarly to neighbor fields or by analytical dependencies that are important to obtain. During the generalization and analysis of a significant amount of experimental data the authors developed a method for estimation of oil displacement coefficient without its laboratory determination. A proposed method is based on use of data from previous studies to built statistical models for estimation of displacement coefficient using linear step-by-step regression and discriminant analysis. In order to implement the method along with oil viscosity, knowledge of reservoir parameters such as porosity, permeability, irreducible water saturation and bulk density of a rock, determined by conventional core studies, is required. The main stages of implementation of the method for Visean clastic deposits of the Bashkir arch and Solikamsk depression of the Perm Region are presented. Results of implementation of the method for Bashkir carbonate deposits of the indicated tectonic elements are presented as well. Analysis of initial data allow establishing that there are classes of values for which regression equations are statistically justified. According to the equations model and experimental values of the displacement coefficients are very close to each other. It was concluded based on parameters of the equations that there is abnormal influence of initial oil saturation on the displacement coefficient. It is shown that for reservoirs of low flow characteristics a displacement coefficient is determined by their capacitive properties.


Full Text

Введение Определение коэффициента вытеснения нефти является обязательным этапом при подсчете извлекаемых запасов, технико-экономическом обосновании коэффициента извлечения нефти и осуществлении контроля за разработкой месторождений. Для этого необходимо проведение лабораторных экспериментов с использованием реальных кернов и пластовых флюидов в условиях, моделирующих естественное залегание [1-6]. Этим обусловлена трудоемкость, сложность и длительность лабораторных исследований. При невозможности лабораторного определения коэффициента вытеснения его значение оценивается либо по аналогии с соседними месторождениями [7-9], либо по аналитическим зависимостям [10-15], получение которых является актуальной задачей. За почти полувековой период исследований коэффициента вытеснения в Пермском крае накоплен значительный объем экспериментальных данных, включающий более 1100 лабораторных экспериментов для 170 месторождений и 400 объектов разработки. Такой объем статистических данных может послужить основой для разработки моделей для оценки коэффициента вытеснения. Авторами предложен способ, который позволяет по значениям параметров, определяемых при стандартных исследованиях керна, а также известным значениям вязкости нефти, с высокой точностью оценить значение коэффициента вытеснения без его лабораторного определения [16, 17]. В работе представлены основные этапы реализации данного способа для залежей нефти в визейских терригенных отложениях и полученные результаты для карбонатных башкирских отложений месторождений Башкирского свода и Соликамской депрессии. В результате применения способа статистически обоснованы регрессионные уравнения для оценки коэффициента вытеснения. Геолого-физическая характеристика объекта исследования Визейский терригенный нефтегазоносный комплекс. Представлен отложениями малиновского, тульского и бобриковского горизонтов, играет особую роль для нефтяной промышленности Пермского края. С этими отложениями связано более половины разведанных запасов нефти для данной территории. Из 176 разрабатываемых нефтяных месторождений (по состоянию на 1 января 2015 г.) залежи визейской нефти открыты в 134. Из них 46 месторождений расположены на территории Башкирского свода, 20 - в районе Соликамской депрессии. Геолого-физические условия в пределах Башкирского свода могут значительно отличаться, например, пористость и газопроницаемость (по образцам керна) изменяются от 0,153 до 0,251 долей ед. и от 0,0245 до 3,19 мкм2 соответственно, вязкость нефти различается от 1,87 до 50 мПа·с, при этом общая тенденция такова, что вязкость в пределах Башкирского свода увеличивается в направлении с севера на юг и с востока на запад. В пределах Соликамской депрессии пористость визейских коллекторов изменяется от 0,092 до 0,195 долей ед. (д. ед.), а газопроницаемость - от 0,0126 до 0,922 мкм2. Нефть легкая и маловязкая по сравнению с большей частью залежей Башкирского свода, вязкость изменяется от 0,75 до 6,6 мПа·с. Башкирские карбонатные отложения. Находятся на втором месте по объему запасов углеводородного сырья на территории края. Залежи нефти открыты в 77 разрабатываемых месторождениях, из них 21 расположено в пределах Башкирского свода, 16 приурочено к Соликамской депрессии. Пористость башкирских коллекторов в границах свода варьирует от 0,124 до 0,226 долей ед., газопроницаемость от 0,0214 до 0,576 мкм2. Башкирская нефть одноименного свода в среднем легче визейской, а вязкость изменяется от 5,7 до 16,4 мПа·с. Продуктивные отложения месторождений Соликамской депрессии отличаются меньшими значениями пористости - 0,114-0,170 долей ед., газопроницаемости - 0,0062-0,180 мкм2 и вязкости нефти - 0,88-13 мПа·с. Визейские терригенные отложения Башкирский свод По 71-му лабораторному определению коэффициента вытеснения[1] была составлена исходная выборка для визейских терригенных отложений (табл. 1), охватывающая 27 месторождений Башкирского свода. По этим данным были построены корреляционные поля и определены коэффициенты корреляции r (см. матрицу). Таблица 1 Сводные данные лабораторных определений коэффициента вытеснения в визейских терригенных отложениях месторождений Башкирского свода № п/п Месторождение Kп, д. ед. Kпрг, мкм2 Kов, д. ед. ρ, г/см3 µн, мПа·с Kп/ρ, см3/г Kпрг/µн, мкм2/(мПа·с) Kвт, д. ед. 1 Быркинское 0,166 0,1130 0,226 2,16 8,40 0,0769 0,01345 0,500 2 Трифоновское 0,174 0,0245 0,461 2,17 5,37 0,0802 0,00456 0,500 3 Калмиярское 0,163 0,0461 0,179 2,22 8,20 0,0734 0,00562 0,526 4 Гондыревское 0,222 0,2058 0,100 2,06 10,30 0,1078 0,01998 0,527 5 Южинское 0,189 0,1124 0,111 2,15 11,70 0,0879 0,00961 0,528 … … … … … … … … … … 71 Красноярско-Куединское 0,229 3,1900 0,040 2,03 13,10 0,1128 0,24351 0,720 Корреляционная матрица для выборки Башкирского свода Kп, д. ед. Kпрг, мкм2 Kов, д. ед. ρ, г/см3 µн, мПа·с Kп/ρ, см3/г Kпрг/µн, мкм2/(мПа·с) Kвт, д. ед. Kп, д. ед. 1,00 0,68 0,000 -0,60 0,000 -0,94 0,000 0,37 0,002 0,99 0,000 0,31 0,009 0,58 0,000 Kпрг, мкм2 1,00 -0,53 0,000 -0,70 0,000 0,37 0,000 0,70 0,000 0,53 0,000 0,68 0,000 Kов, д. ед. 1,00 0,57 0,000 -0,19 0,115 -0,60 0,000 -0,40 0,001 -0,68 0,000 ρ, г/см3 1,00 -0,36 0,000 -0,96 0,000 -0,35 0,003 -0,58 0,000 µн, мПа·с 1,00 0,38 0,001 -0,36 0,002 -0,05 0,683 Kп/ρ, см3/г 1,00 0,32 0,007 0,59 0,000 Kпрг/µн, мкм2/(мПа·с) 1,00 0,66 0,000 Kвт, д. ед. 1,00 Примечание: в ячейках в числителе указано значение коэффициента корреляции, в знаменателе - уровня статистической значимости (р); жирным выделены статистически значимые коэффициенты корреляции, для которых р < 0,05. Корреляционная матрица показывает, что практически все изучаемые параметры хорошо коррелируют между собой, кроме двух пар связей - вязкость нефти и остаточная водонасыщенность, вязкость нефти и Kвт, для которых статистически значимая связь отсутствует. По данным выборки методом пошагового регрессионного анализа [18-25] было построено многомерное уравнение для оценки модельных значений коэффициента вытеснения: (1) при R2 = 0,69, p < 10-5, N = 71, где R2 - коэффициент детерминации; N - объем выборки. Порядок параметров в регрессионном уравнении определяет степень их влияния на коэффициент вытеснения. Так, в уравнении (1) значение формируется в первую очередь под влиянием газопроницаемости породы, затем величины остаточной водонасыщенности и отношения Kпрг/µн. Сопоставление модельных и экспериментальных значений Kвт приведено на рис. 1. Рис. 1. Корреляционное поле модельных и экспериментальных значений Kвт На рис. 1 можно условно выделить три области значений: 1) левее красного прямоугольника - модельные значения Kвт превышают экспериментальные; 2) правее красного прямоугольника - модельные значения Kвт ниже экспериментальных; 3) в пределах красного прямоугольника -модельные и фактические значения Kвт слабо коррелируют между собой. Аналогичные результаты получены в работе [26] при обработке выборки меньшего объема. Отсюда можно предположить, что на значение коэффициента вытеснения для выделенных групп влияют различные показатели. Для подтверждения этого предположения подробнее изучены корреляционные зависимости характеристик пластов. Так, по зависимости коэффициента подвижности (Kподв = Kпрг/µн) от вязкости нефти (рис. 2) можно также выделить три группы значений: 1) в интервале значений Kподв от максимального значения 0,353 до 0,123 мкм2/мПа·с - при увеличении вязкости нефти Kподв изменяется наиболее интенсивно; 2) в интервале значений Kподв, соответствующих изменению µн от 17,7 до 50 мПа·с, значения Kподв при увеличении вязкости нефти изменяются незначительно; 3) связь между изменениями Kподв и µн слабая или отсутствует. В координатах «проницаемость - коэффициент подвижности» (рис. 3) значения в пределах выделенных групп также лежат довольно обособленно друг от друга. Рис. 2. Изменение коэффициента подвижности в зависимости от вязкости нефти Рис. 3. Зависимость коэффициента подвижности от проницаемости С помощью пошагового регрессионного анализа для выделенных групп (классов) получены многомерные уравнения для оценки коэффициента вытеснения нефти: - для 1-го класса (3) (2) при R2 = 0,82, p < 10-4, N = 16; - для 2-го класса при R2 = 0,85, p < 3,4·10-4, N = 13; - для 3-го класса (4) при R2 = 0,65, p < 10-5, N = 42. Значения р < 0,05 свидетельствуют о статистической значимости полученных уравнений. На рис. 4 модельные, рассчитанные по уравнениям (2)-(4), и экспериментальные значения Kвт для первого и второго классов лежат достаточно близко к линии равных значений - коэффициенты корреляции r соответственно равны 0,91 и 0,93 при р < 10-5 в обоих случаях. Корреляционное поле значений третьего класса при Kвт < 0,6 находится Рис. 4. Корреляционное поле модельных и экспериментальных значений Kвт для трех классов в основном выше линии равных значений, т.е. смещено в сторону модельных значений, при Kвт > 0,6 - в сторону экспериментальных. Из этого можно предположить, что выборка для третьего класса объединяет две группы значений с границей между ними в районе Kвт = 0,6, поэтому для данной выборки был выполнен пошаговый регрессионный анализ с построением уравнений сначала по трем значениям (N = 3), затем по четырем (N = 4) и так далее до N = 42 (табл. 2). Это позволило в динамике проследить влияние параметров на коэффициент вытеснения. В полученных регрессионных уравнениях до N = 20 (Kвт < 0,6) на первом месте присутствует емкостной параметр «остаточная водонасыщенность Kов», который затем сменяется фильтрационной характеристикой - коэффициентом подвижности Kпрг/µн, т.е. на Kвт в группах влияют различные параметры. Это подтверждают и значения регрессионных коэффициентов при параметрах в уравнениях. Так, зависимости от Kвт значений коэффициентов при Kов и µн имеют перегибы в районе Kвт = 0,61 (рис. 5). Таблица 2 Многомерные уравнения при пошаговом регрессионном анализе данных 3-го класса визейских терригенных отложений месторождений Башкирского свода Номер Уравнение Коэффициент 3 R2 = 0,98 р < 0,099 4 R2 = 0,58 р < 0,236 5 R2 = 0,65 р < 0,101 … … 41 R2 = 0,67 р < 10-5 42 R2 = 0,65 р < 10-5 Для зависимости коэффициента детерминации R2 от коэффициента вытеснения (рис. 6) перегиб графика наблюдается при Kвт = 0,60, т.е. до этого значения точность аппроксимации возрастает, а после - уменьшается, что указывает на то, что параметры, хорошо «работающие» в левой части графика, в правой части «работают» хуже. Рис. 5. Зависимости значений коэффициентов при Kов и µн от Kвт в уравнениях при пошаговом регрессионном анализе для визейских терригенных отложений месторождений Башкирского свода Близкие единице значения R2 в данном контексте не рассматривались, так как они соответствуют уравнениям, построенным по минимальному количеству данных. Экстремум в районе Kвт = 0,55 можно объяснить локальным изменением параметров в уравнениях и включением параметра «объемная плотность породы ρ». Рис. 6. Зависимость значения коэффициента детерминации от Kвт при пошаговом регрессионном анализе для визейских терригенных отложений месторождений Башкирского свода На основании проведенного анализа установлено, что выборка третьего класса включает два подкласса с условной границей между ними в районе Kвт = 0,6, которому соответствует наибольшее значение R2. Более точно принадлежность данных к первому или второму подклассу определена при помощи линейного дискриминантного анализа (ЛДА) [27-29]. Линейная дискриминантная функция (ЛДФ), разделившая выборку по значениям коэффициента подвижности, остаточной водонасыщенности и плотности, имеет вид (5) при R2 = 0,79, p < 10-5. При значениях Z < 1,2 данные относятся к первому подклассу, при больших 1,2 - ко второму. Для выделенных подклассов получены регрессионные уравнения для оценки Kвт: - для 1-го подкласса 3-го класса (6) при R2 = 0,62, p < 10-5, N = 31; - для 2-го подкласса 3-го класса (7) при R2 = 0,77, p < 5,18·10-3, N = 11. Уравнения (6) и (7) включают одни параметры, но различаются значениями регрессионных коэффициентов. В результате выделения подклассов корреляционное поле равномерно распределено вдоль линии равных значений (рис. 7, б) и состоит из трех областей (при Kвт < 0,57 - область значений 1-го подкласса; при Kвт > 0,63 - область Рис. 7. Сопоставление модельных и экспериментальных значений Kвт для 3-го класса до (а) и после (б) выделения подклассов значений 2-го подкласса; 0,57 < Kвт < 0,63 - переходная область от 1-го ко 2-му подклассам), плавно переходящих одна в другую, при этом точность оценки модельных значений Kвт для третьего класса в целом повысилась по сравнению с вариантом без выделения подклассов (рис. 7, а). Таким образом, выборку для визейских отложений месторождений Башкирского свода удалось описать четырьмя регрессионными уравнениями (2), (3), (6) и (7), что позволило снизить относительную погрешность оценки модельных значений Kвт (рис. 8). Рис. 8. Сопоставление модельных и экспериментальных значений Kвт после выделения классов и подклассов в исходной выборке для визейских терригенных отложений месторождений Башкирского свода Соликамская депрессия Исходная выборка для терригенных отложений визейского возраста месторождений Соликамской депрессии, рассмотренная в работе [30], была расширена до 46 определений Kвт. По данным выборки построены корреляционные поля и определены коэффициенты корреляции r (см. матрицу). Корреляционная матрица показывает, что все изучаемые параметры, за исключением вязкости нефти, хорошо коррелируют друг с другом. Для всей выборки получено многомерное уравнение регрессии (8) при R2 = 0,69, p < 10-4, N = 46. Сопоставление рассчитанных по уравнению (8) и экспериментальных значений Kвт (рис. 9) показало, что корреляционное поле при Kвт < 0,62 (левее красной линии) имеет больший разброс значений относительно правой части поля, в которой модельные значения Kвт преимущественно ниже экспериментальных. Аналогично визейским терригенным отложениям Башкирского свода можно предположить, что на Kвт в левой и правой относительно красной линии частях корреляционного поля влияют различные параметры. Корреляционная матрица для выборки Соликамской депрессии Kп, д. ед. Kпрг, мкм2 Kов, д. ед. ρ, г/см3 µн, мПа·с Kп/ρ, см3/г Kпрг/µн, мкм2/мПа·с Kвт, д. ед. Kп, д. ед. 1,00 0,81 0,000 -0,66 0,000 -0,96 0,000 0,04 0,776 0,99 0,000 0,67 0,000 0,65 0,000 Kпрг, мкм2 1,00 -0,54 0,000 -0,72 0,000 -0,05 0,766 0,82 0,000 0,91 0,000 0,61 0,000 Kов, д. ед. 1,00 0,69 0,000 -0,20 0,184 -0,66 0,000 -0,42 0,004 -0,76 0,000 ρ, г/см3 1,00 -0,01 0,926 -0,96 0,000 -0,60 0,003 -0,61 0,000 µн, мПа·с 1,00 0,03 0,834 -0,28 0,058 -0,04 0,792 Kп/ρ, см3/г 1,00 0,68 0,007 0,66 0,000 Kпрг/µн, мкм2/(мПа·с) 1,00 0,55 0,000 Kвт, д. ед. 1,00 Рис. 9. Корреляционное поле модельных и экспериментальных значений Kвт в визейских терригенных отложениях месторождений Соликамской депрессии Подтверждением этого является зависимость коэффициента детерминации R2 от Kвт (рис. 10), полученная пошаговым регрессионным анализом с построением уравнений сначала для N = 3 значений выборки, затем для N = 4 и так далее до N = 46. Эта зависимость имеет тенденцию к снижению до Kвт = 0,62, а после перегиба - к возрастанию и разделяет выборку на два класса. Рис. 10. Зависимость коэффициента детерминации от Kвт при пошаговом регрессионном анализе для визейских терригенных отложений месторождений Соликамской депрессии Для определения классовой принадлежности применен ЛДА. Дискриминантная функция Z, разделившая выборке на два класса, имеет вид (11) (9) при R2 = 0,77, p < 10-5, N = 46. Данные при Z < -0,5 относятся к первому классу, при Z > -0,5 - ко второму. После выделения в исходной выборки двух классов для них получены линейные регрессионные уравнения: - для 1-го класса (10) при R2 = 0,79, p < 1,94·10-3, N = 18; - для 2-го класса при R2 = 0,84, p < 10-5, N = 28. Сопоставление модельных и экспериментальных значений Kвт (рис. 11) показало, что они хорошо контролируют друг друга (r = 0,93). При этом уменьшилась погрешность оценки модельных значений коэффициента вытеснения по сравнению с вариантом без выделения классов. Рис. 11. Сопоставление экспериментальных и модельных значений Kвт для двух классов визейских терригенных отложений месторождений Соликамской депрессии Карбонатные башкирские отложения С использованием описанного подхода выполнен анализ данных для башкирских карбонатных отложений месторождений Башкирского свода и Соликамской депрессии. Для классификации данных Башкирского свода получена ЛДФ: при R2 = 0,77 и р < 3·10-5. При Z > 0 данные принадлежат первому классу, при Z < 0 - второму. Для оценки коэффициента вытеснения в продуктивных башкирских отложениях Башкирского свода получены следующие уравнения с высокими значениями коэффициента детерминации: - для 1-го класса (15) (14) (13) (12) при R2 = 0,98, р < 0,0014; - для 2-го класса при R2 = 0,95, р < 0,0021. Сопоставление экспериментальных и рассчитанных по уравнениям (13), (14) модельных значений Kвт (рис. 12, б) показывает, что они хорошо контролируют друг друга (r = 0,99), при этом средняя относительная погрешность оценки Kвт уменьшилась в 3,7 раза по сравнению с вариантом без выделения классов (рис. 12, а). Полученные в данной работе уравнения лучше аппроксимируют выборку, чем в работе [31]. Аналогично получены уравнения для двух классов башкирских карбонатных отложений месторождений Соликамской депрессии: - для 1-го класса при R2 = 0,99, р < 0,0026; - для 2-го класса (16) при R2 = 0,40, р < 0,077. При этом к первому классу относятся данные, для которых значение дискриминантной функции (17) больше 0,5, а ко второму - при Z < 0,5: (17) при R2 = 0,84, р < 7·10-6. Рассчитанные по формулам (15), (16) модельные значения Kвт хорошо коррелируют с экспериментальными (рис. 13). Рис. 12. Сопоставление экспериментальных и модельных значений коэффициента вытеснения до (а) и после (б) разделения на классы выборки башкирских карбонатных отложений месторождений Башкирского свода Рис. 13. Сопоставление модельных и экспериментальных значений коэффициента вытеснения до (а) и после (б) выделения классов в выборке башкирских карбонатных отложений месторождений Соликамской депрессии Заключение В результате выполненных исследований установлено следующее: 1. На значение коэффициента вытеснения нефти в терригенных отложениях основное влияние оказывают остаточная водонасыщенность или величина начальной нефтенасыщенности породы. 2. Коэффициент вытеснения нефти в карбонатных породах формируется в основном за счет их фильтрационно-емкостных свойств. 3. Параметр «вязкость нефти» участвует в формировании значений коэффициента вытеснения как в терригенных, так и в карбонатных отложениях. 4. Предложенный способ позволяет оценивать значение коэффициента вытеснения без его лабораторного определения с использованием данных стандартных исследований керна и вязкости нефти.

About the authors

Evgeniy A. Gladkikh

Perm National Research Polytechnic University

Author for correspondence.
Email: gladkih.ea@mail.ru
29 Komsomolskiy av., Perm, 614990, Russian Federation

Head of the Laboratory of Modelling of Flow and Enhanced Oil Recovery

Grigoriy P. Khizhnyak

Perm National Research Polytechnic University

Email: xgp@mail.ru
29 Komsomolskiy av., Perm, 614990, Russian Federation

Doctor of Engineering, Associate Professor at the Department of Oil and Gas Technologies

Vladislav I. Galkin

Perm National Research Polytechnic University

Email: vgalkin@pstu.ru
29 Komsomolskiy av., Perm, 614990, Russian Federation

Doctor of Geology and Mineralogy, Professor, Head of the Department of Oil and Gas Geology

Nikita A. Popov

PermNIPIneft branch of LUKOIL-Engineering LLC in Perm

Email: Nikita.Popov@pnn.lukoil.com
29 Sovetskoy Armii st., Perm, 614066, Russian Federation

Head of the Laboratory for Conventional Studies

References

  1. OST 39-195-86. Neft'. Metod opredeleniia koeffitsienta vytesneniia nefti vodoi v laboratornykh usloviiakh [Oil. The method of determination of the coefficient of displacement of oil by water in the laboratory]. Мoscow, Minnefteprom, 1986, 19 p.
  2. Khizhniak G.P., Balueva N.Iu., Mordvinov V.A., Iushkov I.R. Rezul'taty laboratornykh issledovanii po polimernomu vytesneniiu nefti [Results of laboratory studies on polymer displacement of oil]. Vestnik Permskogo gosudarstvennogo tekhnicheskogo universiteta. Geologiia. Neftegazovoe i gornoe delo, 2006, vol.5, no.1, pp.122-125.
  3. Khizhniak G.P., Tatarinov I.A., Spasibko A.V. Primenenie biopolimera BP-92 pri laboratornom opredelenii koeffitsienta neftevytesneniia turneiskikh otlozhenii Aptugaiskogo mestorozhdeniia [The use of biopolymer BP-92 in the laboratory determination of the oil displacement coefficient of the Tournaisian deposits of the Aputaisky deposit]. Geologiia, geofizika i razrabotka neftianykh i gazovykh mestorozhdenii, 2007, no.1, pp.50-54.
  4. Khizhniak G.P., Liadova N.A. Opredelenie koeffitsienta neftevytesneniia razlichnymi agentami dlia porod-kollektorov Permskogo kraia [Determination of the coefficient of oil displacement by various agents for reservoir rocks in Perm Krai]. Geologiia, geofizika i razrabotka neftianykh i gazovykh mestorozhdenii, 2008, no.9, pp.49-54.
  5. Andersen M. A., Duncan B., McLin R. Core truth in formation evaluation. Oilfield Review, 2013, no.2, pp.16-25.
  6. Owusu P.A., De Hua L., Nagre R.D. Prognostication of water flooding performance in communicating layered reservoir. International Journal of Earth Sciences and Engineering, 2015, vol.8(5), pp.2004-2010. doi: 10.13140/RG.2.1.3413.7360
  7. Kerans C., Lucia F.J., Senger R.K. Integrated characterization of carbonate ramp reservoirs using Permian San Andres Formation outcrop analogs. American Association of Petroleum Geologists Bulletin, 1994, no.78, pp.181-216. doi: 10.1306/BDFF905A-1718-11D7-8645000102C1865D
  8. Raspopov A.V., Khizhniak G.P. Obosnovanie koeffitsienta vytesneniia nefti vodoi s privlecheniem rezul'tatov issledovanii ob"ektov-analogov [Substantiation of the coefficient of oil displacement by water with the involvement of the results of research of analogical objects]. Geologiia, geofizika i razrabotka neftianykh i gazovykh mestorozhdenii, 2009, no.6, pp.39-43.
  9. Khizhniak G.P. Kompleksnoe reshenie problemy otsenki koeffitsienta vytesneniia nefti v razlichnykh geologo-tekhnologicheskikh usloviiakh [A comprehensive solution to the problem of estimating the oil displacement coefficient in various geological and technological conditions]. Abstract of Doctor’s degree dissertation. Perm', 2012.
  10. Tul'bovich B.I., Mikhnevich V.G., Mitrofa­nov V.P., Beizman V.B., Khizhniak G.P. Primenenie obobshchennykh petrofizicheskikh zavisimostei pri podschete balansovykh i izvlekaemykh zapasov [Application of generalized petrophysical dependencies in the calculation of balance and recoverable reserves]. Problemy geologii i razrabotki neftianykh mestorozhdenii v raionakh s istoshchaiushchimisia resursami: sbornik nauchnykh trudov. Ufa, BashNIPIneft', 1989, iss.79, pp.117-123.
  11. Rampersad P.R., Ogbe D.O., Kamath V.A., Islam R. Impact of trapping of residual oil by mobile water on recovery performance in miscible enhanced oil recovery processes. SPE – Proceedings of the SPE Rocky Mountain Regional/Low Permeability Reservoirs Symposium and Exhibition. Denver, 1995, pp.203-213. doi: 10.2118/29563-MS
  12. Khizhniak G.P. Petrofizicheskie issledovaniia dinamicheskikh osobennostei struktury porovogo prostranstva porod-kollektorov v sviazi s problemami nefteizvlecheniia (na primere zalezhei Permskogo Prikam'ia) [Petrophysical studies of the dynamic features of the pore space structure of reservoir rocks in connection with the problems of oil recovery (on the example of deposits of Perm Kama region)]. Abstract of Ph. D. thesis. Perm', 2000.
  13. Gomes J.S., Ribeiro M.T., Strohmenger C.J., Negahban S., Kalam M.Z. Carbonate reservoir rock typing – The link between geology and SCAL. SPE –Proceedings of the 13th Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference, ADIPEC 2008. SPE, 2008, vol.3, pp.1643-1656. doi: 10.2118/118284-MS
  14. Khizhniak G.P., Poplaukhina T.B., Galkin S.V., Efimov A.A. Opyt primeneniia metodiki otsenki koeffitsienta neftevytesneniia pri proektirovanii razrabotki neftianykh mestorozhdenii Permskogo kraia [Experience in applying the methodology for estimating the oil displacement coefficient in designing the development of oil deposits in Perm Krai]. Geologiia, geofizika i razrabotka neftianykh i gazovykh mestorozhdenii, 2009, no.8, pp.42-45.
  15. Khizhniak G.P., Raspopov A.V., Efimov A.A. Metodicheskie podkhody pri obosnovanii koeffitsienta vytesneniia nefti v razlichnykh geologo-fizicheskikh usloviiakh [Methodical approaches in substantiating the oil displacement coefficient in various geological and physical conditions]. Geologiia, geofizika i razrabotka neftianykh i gazovykh mestorozhdenii, 2009, no.10, pp.32-35.
  16. Galkin V.I., Gladkikh E.A., Khizhniak G.P. Sposob opredeleniia koeffitsienta vytesneniia nefti bashkirskikh karbonatnykh otlozhenii Bashkirskogo svoda [The method for determining the oil displacement coefficient of the Bashkir carbonate deposits of the Bashkir Arch]. Zaiavka № 028257 RF, kl. MPK G01N 15/08, no. 2017116297.
  17. Galkin V.I., Gladkikh E.A., Khizhniak G.P. Sposob opredeleniia koeffitsienta vytesneniia nefti bashkirskikh karbonatnykh otlozhenii Solikamskoi depressii [Method for determining the oil displacement coefficient of Bashkir carbonate deposits of the Solikamsk depression]. Zaiavka № 028256 RF, kl. MPK G01N 15/08, no. 2017116296.
  18. Johnson N.L., Leone F.C. Statistics and experimental design. New York, London, Sydney, Toronto, 1977, 606 p.
  19. Montgomery D.C., Peck E.A. Introduction to linear regression analysis. New York, John Wiley & Sons, 1982, 504 p.
  20. Tiab D. Modern core analysis. Vol. 1. Theory, core laboratories. Houston, 1993, 200 p.
  21. Jensen J.L., Lake L.W., Corbett P.W.M., Goggin D.J. Statistics for petroleum engineers and geoscientists. Ed. L.W. Lake. New Jersey, Prentice Hall PTR, 1997, 362 p.
  22. Houze O., Viturat D., Fjaere O.S. Dinamic data analysis. Paris, Kappa Engineering, 2008, 694 p.
  23. Galkin S.V., Poplaukhina T.B., Raspopov A.V., Khizhniak G.P. Otsenka koeffitsientov izvlecheniia nefti dlia mestorozhdenii Permskogo kraia na osnove statisticheskikh modelei [Estimation of oil recovery coefficients for Perm Krai deposits on the basis of statistical models]. Neftianoe khoziaistvo, 2009, no.4, pp.38-39.
  24. Galkin V.I., Khizhniak G.P., Amirov A.M., Gladkikh E.A. Assessment of efficiency of core sample acidizing by means of regression analysis. Bulletin of Perm National Research Polytechnic University. Geology. Oil & Gas Engineering & Mining, 2014, no.13, pp.38-48. doi: 10.15593/2224-9923/2014.13.4
  25. Galkin V.I., Ponomareva I.N., Repina V.A. Study of oil recovery from reservoirs of different void types with use of multidimensional statistical analysis. Bulletin of Perm National Research Polytechnic University. Geology. Oil & Gas Engineering & Mining, 2016, vol.15, no.19, pp.145-154. doi: 10.15593/2224-9923/2016.19.5
  26. Gladkikh E.A., Galkin V.I., Khizhniak G.P. Ob otsenke koeffitsienta vytesneniia nefti vizeiskikh terrigennykh otlozhenii [On the evaluation of the oil displacement coefficient of Visean terrigenous deposits]. Sovremennye tendentsii razvitiia nauki i tekhnologii. Materialy XXIV Mezhdunarodnoi nauchno-prakticheskoi konferentsii. Belgorod, 2017, no.3-2, pp.62-66.
  27. Devis Dzh. Statistika i analiz geologicheskikh dannykh [Statistics and analysis of geological data]. Moscow, Mir, 1977, 353 p.
  28. Chumakov G.N. Probabilistic estimate of effectiveness of the method of cyclic bed fluid injection. Bulletin of Perm National Research Polytechnic University. Geology. Oil & Gas Engineering & Mining, 2014, no.13, pp.49-58. doi: 10.15593/2224-9923/2014.13.5
  29. Galkin V.I., Ponomareva I.N., Cherepanov S.S. Development of the methodology for evaluation of possibilities to determine reservoir types based on pressure build-up curves, geological and reservoir properties of the formation (case study of famen deposits of Ozernoe field). Bulletin of Perm National Research Polytechnic University. Geology. Oil & Gas Engineering & Mining, 2015, no.17, pp.32-40. doi: 10.15593/2224-9923/2015.17.4
  30. Gladkikh E.A., Galkin V.I., Khizhniak G.P. K voprosu opredeleniia koeffitsienta vytesneniia nefti vodoi dlia vizeiskikh terrigennykh otlozhenii mestorozhdenii Solikamskoi depressii Permskogo kraia [On the determination of the coefficient of oil displacement by water for Visean terrigenous deposits of the Solikamsk depression in the Perm region]. Novaia nauka: istoriia stanovleniia, sovremennoe sostoianie, perspektivy razvitiia. Materialy mezhdunarodnoi nauchno-prakticheskoi konferentsii. Perm', 2017, pp.211-213.
  31. Gladkikh E.A., Khizhniak G.P. Razrabotka modeli dlia otsenki koeffitsienta vytesneniia nefti (na primere bashkirskikh karbonatnykh otlozhenii) [Development of a model for estimating the oil displacement coefficient (using the example of Bashkir carbonate deposits)]. Neftepromyslovoe delo, 2017, no.5, pp.9-14.

Statistics

Views

Abstract - 347

PDF (Russian) - 113

PDF (English) - 76

Refbacks

  • There are currently no refbacks.

Copyright (c) 2017 Gladkikh E.A., Khizhnyak G.P., Galkin V.I., Popov N.A.

This website uses cookies

You consent to our cookies if you continue to use our website.

About Cookies