Efficiency of Application of Water-Gas Mixtures Used to Increase Oil Recovery and Rearrange Fluid Flow

Abstract


Current development state of the several fields in Perm region shows low oil recovery coefficient and decrease in possible flooding that could maintain residual oil production at economically reliable level. Water-gas mixtures are used in order to increase development efficiency and oil recovery. Taking into account layered heterogeneous structure of reservoirs and its little thicknesses water-gas mixture could be effectively applied to create significant flow changing barriers. That could increase flooding and, as a result, oil recovery in different geological and technological conditions of siliciclastic and carbonate reservoirs development in Perm region. One of the gas methods of reservoir stimulation is injection of water-gas mixture that contain undispersed or dispersed gas phase. Application of such mixtures increases gas saturation in washed reservoir zones, reduces its phase permeability and rearrange the flow of displacing agents both in thickness and in size. Paper reveals application of water-gas mixture that contain undispersed or dispersed gas phase in order to finish oil displacement from siliciclastic and carbonate plug reservoir models made from two layers. Each of the two-layer models was made from two parallel plug models that model interlayer with low and high permeability. The results of carried study prove the efficiency of water-gas mixtures application for increase of oil recovery from carbonate and siliciclastic reservoirs as well as in flow rearrangement in layered heterogeneous reservoirs. The use of water-gas mixture that contain undispersed or dispersed gas phase leads to increase of displacement coefficient both in low-permeable and high-permeable models. Wherein, use of water-gas mixture with dispersed gas phase leads to higher displacement coefficient and more significant flow rearrangement. Comparison of the results of water-gas mixture application in siliciclastic and carbonate models showed that dispersed water-gas mixture is efficient while injection into both siliciclastic and carbonate reservoirs, application of undispersed water-gas mixture is more efficient in carbonate reservoir.


Full Text

Введение Текущее состояние разработки ряда месторождений Прикамья отличается невысоким текущим коэффициентом нефтеотдачи и исчерпанием потенциала заводнения для продолжения экономически эффективной довыработки остаточных запасов нефти. Для повышения эффективности разработки, увеличения коэффициента нефтеотдачи залежей возможно применение газовых методов воздействия на пласт с использованием газа газовых шапок и азота воздуха. К таким методам относится попеременная циклическая закачка оторочек воды и газа или воды и водогазовой смеси. Технология вытеснения нефти газом и водой с целью повышения нефтеотдачи давно исследуется зарубежными и отечественными учеными и успешно применяется в промысловой практике [1-6]. Несмотря на это, в настоящее время не получен окончательный ответ, каким образом проводить вытеснение для достижения максимального извлечения нефти. Очередность и объемы закачки вытесняющих агентов, их комбинация и цикличность, а также длительность воздействия каждым агентом в цикле могут быть самыми различными [7-9]. В связи с этим актуально проведение лабораторных исследований с использованием реального керна для определения наиболее эффективной технологии вытеснения нефти из слоисто-неоднородных коллекторов, так как теория фильтрации газированных жидкостей основана на ряде правил, которые не являются очевидными и требуют всегда экспериментальной проверки. К ним, в частности, относятся предположения о существовании термодинамического равновесия в пластовой системе, об универсальности зависимостей фазовых проницаемостей для нефти и газа от насыщенности и др. [2, 10]. В результате применения водогазовой смеси c недиспергированной (НВГС) или диспергированной (ДВГС) газовой фазой происходит повышение насыщенности газом промытых зон пласта, что снижает их фазовую проницаемость и перераспределяет потоки вытесняющих агентов как по толщине, так и по площади [11]. Учитывая слоисто-неоднородное строение коллекторов и небольшие мощности прослоев, водогазовая смесь может быть экономически эффективно применена для создания значительных по объему потокоотклоняющих барьеров с целью повышения охвата пласта заводнением и, как следствие, увеличения коэффициента извлечения нефти в различных геолого-технологических условиях разработки терригенных и карбонатных коллекторов Пермского края [12]. Образцы керна для исследования Для исследований готовилась коллекция, состоящая из двух двухслойных керновых моделей пласта. Первая двухслойная модель (модель 1) состояла из двух параллельно расположенных терригенных керновых моделей, моделирующих низкопроницаемый (модель 1.1) и высокопроницаемый (модель 1.2) пропластки. Вторая двухслойная модель (модель 2) состояла из двух параллельно расположенных карбонатных керновых моделей, также моделирующих низкопроницаемый (модель 2.1) и высокопроницаемый (модель 2.2) пропластки. Ввиду отсутствия достаточного количества керна конкретного месторождения, исследования проводились на сборных моделях, состоящих из образцов керна различных месторождений, обладающих составом и поверхностными свойствами пород в пласте. Коллекторские свойства исследованных двухслойных моделей приведены в табл. 1. Фильтрационные испытания При подготовке и проведении исследований на керновых моделях использовалась изовискозная модель нефти, в которой реальная нефть доводилась до вязкости 3,8 мПа·с в пластовых условиях при пластовой температуре 25 °С путем добавления керосина не более 30 %. В качестве модели пластовой воды применялся раствор NaCl с плотностью 1,144 г/л, вязкостью 1,48 мПа∙с. Фильтрационные испытания были проведены на установке УИК-5ВГ, которая оснащена блоком создания водогазовой смеси, укомплектована визуальной ячейкой высокого давления, цифро- Таблица 1 Фильтрационно-емкостные свойства керновых моделей пласта № п/п Описание опыта Номер модели Пористость, доли ед. Проницаемость абсолютная по газу, мД Проницаемость по пластовой воде, мД Проницаемость по нефти, мД Остаточная водонасы- щенность Kов, доли ед. Начальная нефтенасыщенность, доли ед. 1 Вытеснение нефти из терригенной двухслойной керновой модели пласта оторочками недиспергированной водогазовой смеси и воды объёмом 30 % от объема пор 1.1 17,33 40,4 39,2 31,1 16,74 83,26 1.2 18,42 199,6 192,4 178,6 8,69 91,31 2 Вытеснение нефти из карбонатной двухслойной керновой модели пласта оторочками недиспергированной водогазовой смеси и воды объёмом 30 % от объема пор 2.1 14,03 9,3 9,1 7,2 16,97 83,03 2.2 7,99 99,5 92,9 100,3 11,61 88,39 3 Вытеснение нефти из терригенной двухслойной керновой модели пласта оторочками диспергированной водогазовой смеси и воды объёмом 30 % от объема пор 1.1 17,32 35,4 33,2 30,2 14,03 85,97 1.2 20,84 196,5 191,5 175,3 7,99 92,01 4 Вытеснение нефти из карбонатной двухслойной керновой модели пласта оторочками диспергированной водогазовой смеси и воды объёмом 30 % от объема пор 2.1 16,40 9,7 9,5 7,4 16,40 83,60 2.2 9,03 93,9 91,0 101,5 9,03 90,97 вой камерой с микроскопом для фото- и видеофиксации структуры потока водогазовой смеси. Блок создания водогазовой смеси позволяет производить недиспергированные и диспергированные водогазовые смеси с размером пузырьков порядка 30 мкм. Для проведения исследований стандартная гидравлическая схема установки была доборудована трехпозиционными вентилями, тройниковыми соединителями и трубками высокого давления, что обеспечило возможность использования дополнительного (второго) кернодержателя для моделирования гидродинамически связанных разнопроницаемых пропластков. Проницаемость моделей по газу ранжировалась следующим образом: а) от 30 до 50 мД - низкопроницаемые терригенные модели; б) от 50 до 200 мД - высокопроницаемые терригенные модели; в) от 2 до 10 мД - низкопроницаемые карбонатные модели; г) от 50 до 150 мД - высокопроницаемые карбонатные модели. Общий вид двухслойной модели пласта представлен на рис. 1. Подготовка образцов керна к исследованиям Подготовка двухслойных керновых моделей пласта осуществлялась в соответствии с ОСТ 39-195-86 следующим образом [13]: 1. Экстрагирование образцов керна. 2. Сушка образцов керна. 3. Определение газопроницаемости и пористости. 4. Отбор керновых образцов с близкими фильтрационно-емкостными свойствами, соответствующими геолого-физическим характеристикам модели пласта. 5. Насыщение образцов керна пластовой водой. 6. Взвешивание насыщенных пластовой водой кернов и определение их поровых объемов. 7. Моделирование остаточной водонасыщенности методом капилляриметрии (метод полупроницаемой мембраны). 8. Насыщение керновых образцов керосином под вакуумом. 9. По известным значениям коэффициента газопроницаемости отдельных цилиндрических образцов принимался порядок компоновки составного образца таким, чтобы по направлению фильтрации флюида каждый последующий образец имел меньшую проницаемость. Отдельные элементы при компоновке составного образца притирались по торцовым поверхностям, а в резиновой манжете на стыках для обеспечения надежного капиллярного контакта помещался слой измельченной породы толщиной не более 0,3 мм. 10. Двухслойная керновая модель помещалась в установку УИК-5ВГ, где производилось моделирование пластовых условий следующим образом: · донасыщение образцов керна керосином путем фильтрации через керновую модель пласта; · далее в образцах керна происходило замещение керосина моделью пластовой нефти путем ее фильтрации через керновую модель пласта со скоростью 0,1 см3/мин (фильтрация нефти осуществлялась до стабилизации перепада давления в количестве не менее 3 объемов пор керновой модели); · производилась выдержка насыщенной пластовыми флюидами керновой модели при пластовых условиях в течение 24 часов. Проведение фильтрационных испытаний На первом этапе производилось вытеснение нефти пластовой водой при ее одновременной подаче в обе модели с суммарным объемным расходом 0,2 см3/мин. Этап заканчивался при прекращении выхода нефти из высокопроницаемой модели. В конце этапа для каждой модели определялись коэффициенты вытеснения и остаточная нефтенасыщенность. На втором этапе проводилось довытеснение нефти путем последовательной закачки оторочек воды и водогазовой смеси с недиспергированным или диспергированным азотом. Таблица 2 Результаты лабораторных испытаний на керновых моделях пласта Описание опыта Модель пласта Прони- цаемость по нефти, мД Kвт.1, доли ед. Объемный расход до закачки ВГС - Q1, см3/мин Количество циклов ВГС + вода Kвт.2, доли ед. ∆ Kвт (абс.), доли ед. ∆ Kвт (отн.), % Объемный расход после закачки ВГС - Q2, см3/мин ∆ Q (абс.), см3/мин ∆ Q (отн.), % Вытеснение нефти из терригенной двухслойной керновой модели пласта оторочками недиспергированной водогазовой смеси и воды объёмом 30 % от объема пор н.м. 31,1 0,548 0,012 15 0,585 0,037 6,75 0,026 0,014 116,67 в.м. 178,6 0,595 0,188 0,612 0,017 2,86 0,174 -0,014 -7,45 Вытеснение нефти из карбонатной двухслойной керновой модели пласта оторочками недиспергированной водогазовой смеси и воды объёмом 30 % от объема пор н.м. 7,2 0,462 0,016 13 0,501 0,039 8,44 0,025 0,009 56,25 в.м. 100,3 0,578 0,184 0,598 0,02 3,46 0,175 -0,009 -4,89 Вытеснение нефти из терригенной двухслойной керновой модели пласта оторочками диспергированной водогазовой смеси и воды объёмом 30 % от объема пор н.м. 30,2 0,540 0,011 19 0,612 0,072 13,33 0,032 0,021 190,91 в.м. 175,3 0,590 0,189 0,616 0,026 4,41 0,168 -0,021 -11,11 Вытеснение нефти из карбонатной двухслойной керновой модели пласта оторочками диспергированной водогазовой смеси и воды объёмом 30 % от объема пор н.м. 7,4 0,459 0,022 17 0,512 0,053 11,55 0,044 0,022 100 в.м. 101,5 0,571 0,178 0,608 0,037 6,48 0,156 -0,022 -12,36 П р и м е ч а н и е : Kвт.1 - коэффициент вытеснения до воздействия водогазовой смеси; Kвт.2 - после воздействия; н.м. - низкопроницаемый; в.м. - высокопроницаемый. Довытеснение осуществлялось одновременной подачей в обе модели оторочек с суммарным объемным расходом 0,2 см3/мин. Каждый цикл включал в себя последовательную закачку равных оторочек водогазовой смеси и воды - по 0,3 Vпор высокопроницаемой модели. Воздействие оторочками продолжалось до прекращения вытеснения нефти из обеих моделей. При проведении опытов фиксировались перепады давления, объемы и время прокачки, скорость фильтрации. Результаты фильтрационных испытаний приведены в табл. 2 и на рис. 2, 3. Терригенная керновая модель, закачка НВГС При вытеснении нефти водой на 1-м этапе коэффициент Kвт высокопроницаемой модели составил 0,595 доли ед., низкопроницаемой - 0,548 доли ед. (см. рис. 2, а). Динамика изменения Kвт для каждой модели соответствует ее проницаемости - резкий подъем для высокопроницаемой модели и пологий - для низкопроницаемой. Динамика изменения перепада давления характерна для вытеснения нефти водой из керновых моделей пласта - подъем давления до максимального значения 0,50 атм, затем перегиб с дальнейшим уменьшением и выполаживанием кривой. После 15 циклов закачек оторочек (НВГС + вода) объемом 30 % от объема пор высокопроницаемой модели относительный прирост Kвт на обеих моделях составил: 6,75 % - у высокопроницаемой и 2,86 % - у низкопроницаемой. Произошло перераспределение объемных расходов через разнопроницаемые модели - в высокопроницаемой модели скорость снизилась с 0,188 до 0,174 см3/мин, а в низкопроницаемой, наоборот, повысилась в 2,2 раза - с 0,012 до 0,026 см3/мин. Карбонатная керновая модель, закачка НВГС При вытеснении нефти водой на 1-м этапе коэффициент Kвт высокопроницаемой модели составил 0,578 доли ед., низкопроницаемой - 0,462 доли ед. (см. рис. 2, б). Динамика изменения Kвт для каждой модели соответствует ее проницаемости - резкий подъем для высокопроницаемой модели и пологий - для низкопроницаемой. Динамика изменения перепада давления характерна для вытеснения нефти водой из керновых моделей пласта - подъем давления до максимального значения 0,98 атм, затем перегиб с дальнейшим уменьшением и выполаживанием кривой. После 13 циклов закачек оторочек (НВГС+ вода) объемом 30 % от объема пор высокопроницаемой модели относительный прирост Kвт на обеих моделях составил: 8,44 % - у высокопроницаемой и 3,46 % -у низкопроницаемой. Произошло перераспределение объемных расходов через разнопроницаемые модели - в высокопроницаемой модели скорость снизилась с 0,184 до 0,175 см3/мин, а в низкопроницаемой, наоборот, повысилась в 1,5 раза - с 0,016 до 0,025 см3/мин. Терригенная керновая модель, закачка ДВГС При вытеснении нефти водой на 1-м этапе коэффициент Kвт высокопроницаемой модели составил 0,590 доли ед., низкопроницаемой - 0,540 доли ед. (см. рис. 3, а). Динамика изменения Kвт для каждой модели соответствует ее проницаемости - резкий подъем для высокопроницаемой модели и пологий - для низкопроницаемой. Динамика изменения перепада давления характерна для вытеснения нефти водой из керновых моделей пласта - подъем давления до максимального значения 0,52 атм, затем перегиб с дальнейшим уменьшением и выполаживанием кривой. После 19 циклов закачек оторочек (ДВГС+вода) объемом 30 % от объема пор высокопроницаемой модели относительный прирост Kвт на обеих моделях составил: 13,33 % - у высокопроницаемой и 4,41 % - у низкопроницаемой. Произошло перераспределение объемных расходов через разнопроницаемые модели - в высокопроницаемой модели скорость снизилась с 0,189 до 0,168 см3/мин, а в низкопроницаемой, наоборот, повысилась в 2,9 раза - с 0,011 до 0,032 см3/мин. Карбонатная керновая модель, закачка ДВГС При вытеснении нефти водой на 1-м этапе коэффициент Kвт высокопроницаемой модели составил 0,571 доли ед., низкопроницаемой - 0,459 доли ед. (см. рис. 3, б). Динамика изменения Kвт для каждой модели соответствует ее проницаемости - резкий подъем для высокопроницаемой модели и пологий - для низкопроницаемой. Динамика изменения перепада давления характерна для вытеснения нефти водой из керновых моделей пласта - подъем давления до максимального значения 1,03 атм, затем перегиб с дальнейшим уменьшением и выполаживанием кривой. После 17 циклов закачек оторочек (ДВГС+ вода) объемом 30 % от объема пор высокопроницаемой модели относительный прирост Kвт на обеих моделях составил: 11,55 % - у высокопроницаемой и 6,48 % - у низкопроницаемой. Произошло перераспределение объемных расходов через разнопроницаемые модели - в высокопроницаемой модели скорость снизилась с 0,178 до 0,156 см3/мин, а в низкопроницаемой, наоборот, повысилась в 2 раза - с 0,022 до 0,044 см3/мин. Перераспределение скоростей в двухслойной терригенной модели 1 в зависимости от типа ВГС представлено на рис. 4, а, а в двухслойной карбонатной модели 2 - на рис. 4, б. В двухслойной терригенной модели 1 при использовании недиспергированной водогазовой смеси доля от общей скорости закачки, поступающей в низкопроницаемую модель 1.1, возросла с 6 до 13 %, а при использовании диспергированной водогазовой смеси возросла с 5,5 до 16 %. В двухслойной карбонатной модели 2 при использовании недиспергированной водогазовой смеси доля от общей скорости закачки, поступающей в низкопроницаемую модель 2.1, возросла с 8 до 12,5 %, а при использовании диспергированной водогазовой смеси - с 11 до 22 %. Таким образом, применение ДВГС приводит к более высоким значениям Kвт и более существенному перераспределению потоков между высоко- и низкопроницаемыми моделями. Заключение Результаты выполненных исследований свидетельствуют об эффективности применения водогазовых смесей для повышения нефтеотдачи в карбонатных и терригенных коллекторах, что подтверждает ранее полученные результаты зарубежных и российских исследователей [14-16]. Также водогазовые смеси показали свою эффективность для перераспределения потоков в слоисто-неоднородных пластах. Использование недиспергированной и диспергированной ВГС приводит к увеличению коэффициента вытеснения как низкопроницаемой, так и высокопроницаемой моделей, при этом применение диспергированной ВГС приводит к более высоким значениям коэффициента вытеснения и более существенному перераспределению потоков. Сравнение результатов применения водогазовых смесей в терригенной и карбонатной моделях показало: - применение диспергированной ВГС с целью увеличения коэффициента вытеснения одинаково эффективно при закачке как в терригенные, так и в карбонатные коллекторы; - применение недиспергированной ВГС более эффективно в карбонатном коллекторе.

About the authors

Grigorii P. Khizhniak

Perm National Research Polytechnic University

Author for correspondence.
Email: xgp@pstu.ru
29 Komsomolskii av., Perm, 614990, Russian Federation

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

Aleksei M. Amirov

Perm National Research Polytechnic University

Email: aam@pstu.ru
29 Komsomolskii av., Perm, 614990, Russian Federation

Head of the Laboratory of Fluid Flow Modeling and Increased Oil Recovery

Evgenii A. Gladkikh

Perm National Research Polytechnic University

Email: gladkih.ea@mail.ru
29 Komsomolskii av., Perm, 614990, Russian Federation

Engineer-Researcher

Artak P. Kishmirian

Perm National Research Polytechnic University

Email: artakkishmiryan@mail.ru
29 Komsomolskii av., Perm, 614990, Russian Federation

undergraduate student from GNP-14-1b

Maksim A. Potaskuev

Perm National Research Polytechnic University

Email: mpotaskuev@mail.ru
29 Komsomolskii av., Perm, 614990, Russian Federation

undergraduate student from GNP-14-1b

References

  1. Walker J.V., Turner J.L. Performance of seeligson zone 20B-07 enriched-gas-drive project. Journal of Petroleum Technology, 1968, vol. 20, pp. 369-373. doi: 10.2118/1884-PA.
  2. Rozenberg M.D., Kundin S.A., Kurbanov A.K. et al. Fil'tratsiia gazirovannoi zhidkosti i drugikh mnogokomponentnykh smesei v neftianykh plastakh [Flow of gas liquids and other multicomponent mixtures in oil reservoirs]. Мoscow: Nedra, 1969. 454 p.
  3. Stepanova G.S. Otsenka koeffitsienta neftevytesneniia pri razlichnykh metodakh gazovogo i vodogazovogo vozdeistviia [Evaluation of oil displacement coefficient at various methods of gas and water-alternating-gas influence]. Neftyanoe Khozyaistvo – Oil Industry, 1991, no. 7, pp. 18-19.
  4. Stephenson D.J., Graham A.G., Luhning R.W. Mobility control experience in the joffre viking miscible CO2 flood. SPE Reservoir Engineering, 1993, 193. doi: 10.2118/23598-PA.
  5. Christensen J.R., Stenby E.H., Skauge A. Review of WAG field experience. SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 2001, vol. 4, no. 2, pp. 97-106. doi: 10.2118/71203-PA.
  6. Zemtsov Iu.V., Timchuk A.S., Baranov A.V., Gordeev A.S. Rezul'taty zakachek melkodispersnoi vodogazovoi smesi dlia uve­licheniia nefteotdachi ob"ekta BV8 Samotlorskogo mesto­rozhdeniia [The results of the injection of fine water-gas mixture for increase of oil recovery of BV8 deposits of Samotlor field]. Geologiia, geofizika i razrabotka neftianykh i gazovykh mestorozhdenii, 2013, no. 10, pp. 49-54.
  7. Zatsepin V.V., Maksutov R.A. Osnovnye faktory, opredeliaiushchie effektivnost' vodogazovogo vozdeistviia s odnovremen-noi zakachkoi vody i gaza [The main factors that determine efficiency of water-alternating-gas with simultaneous injection of water and gas]. Oilfield Engineering, 2008, no. 10, pp. 18-24.
  8. Rassokhin S.G., Troitskii V.M., Mizin A.V. et al. Modelirovanie vodogazovogo vozdeistviia na nizkopronitsaemyi neftianoi plast [Modeling of water-alternating-gas influence on the low-permeability oil reservoir]. Gazovaia promyshlennost', 2009, no. 5, pp. 40-44.
  9. Drozdov A.N., Drozdov N.A., Maliavko E.A., Alekseev Ia.L., Shaikhutdinov I.K., Zakharian A.G. Issledovanie vodogazovogo vozdeistviia na plast i perspektivy ego vnedreniia s pomoshch'iu nasosno-ezhektornykh sistem v usloviiakh sushchestvuiushchei infrastruktury neftepromyslov [Investigation of SWAG injection and prospects of its implementation with the usage of pump-ejecting systems at existing oil-field infrastructure]. SPE Russian Oil & Gas Exploration & Production Technical Conference and Exhibition 2012, SPE-160687 Investigation of SWAG Injection and Prospects of Its Implementation with the Usage of Pump-Ejecting Systems at Existing Oil-Field Infrastructure, 2012, рp. 852. doi: 10.2118/160687-MS.
  10. Nikolaevskii V.N., Bondarev E.A., Mirkin M.I. et al. Dvizhenie uglevodorodnykh smesei v poristoi srede [Movement of hydrocarbon mixtures in porous media]. Мoscow: Nedra, 1986. 190 p.
  11. Simkin E.M. Mekhanizm doizvlecheniia ostatochnoi nefti pri vodogazovom vozdeistvii na obvodnennye plasty [The mechanism of residual oil extraction while water-alternating-gas influence on the reservoirs with high water cut]. Oil & Gas Technology Magazine, 2011, no. 6, pp. 11-16.
  12. Khizhniak G.P., Amirov A.M., Savitskii Ia.V. Vozmozh­nosti ucheta koeffitsienta vytesneniia pri otsenke koeffitsienta izvlecheniia nefti v razlichnykh geologo-tekhnologiches­kikh usloviiakh razrabotki terrigennykh i karbonatnykh kollektorov Permskogo kraia [Possibilities of the displacement factor correction while evaluating the recovery ratio in different geologic settings of the terrigenous and carbonate reservoirs of the Perm region]. Bulletin of PNRPU. Geology. Oil & Gas Engineering & Mining, 2012, no. 4, pp. 49-55.
  13. OST 39-195-86. Neft'. Metod opredeleniia koeffitsienta vytesneniia nefti vodoi v laboratornykh usloviiakh [Oil. The method of determination of the oil displacement by water coefficient in the laboratory]. Moscow: Minnefteprom, 1986. 19 p.
  14. Zekri A., Al-Attar H., Al-Farisi O., Almehaideb R., Lwisa E.G. Experimental investigation of the effect of injection water salinity on the displacement efficiency of miscible carbon dioxide WAG flooding in a selected carbonate reservoir. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 2015, no. 5, pp. 363-373. doi: 10.1007/s13202-015-0155-0.
  15. Zatsepin V.V., Maksutov R.A. Obzor sovremennogo sos­toia­niia eksperimental'nykh issledovanii tekhnologii vodogazovogo vozdeistviia s razdel'noi zakachkoi vody i gaza [Review of modern eater-alternating-gas experimental study with separate water and gas injection]. Oilfield Engineering, 2009, no. 6, pp. 16-24.
  16. Majidaie S., Onur M., Tan I.M. An experimental and numerical study of сhemically enhanced water alternating gas injection. Petroleum Science, 2015, no. 12, pp. 470-482. doi: 10.1007/s12182-015-0033-x.

Statistics

Views

Abstract - 242

PDF (Russian) - 74

Refbacks

  • There are currently no refbacks.

Copyright (c) 2016 Khizhniak G.P., Amirov A.M., Gladkikh E.A., Kishmirian A.P., Potaskuev M.A.

This website uses cookies

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

About Cookies