Способ оценки коэффициента вытеснения нефти на основе стандартных исследований керна

  • Авторы: Гладких Е.А.1, Хижняк Г.П.1, Галкин В.И.1, Попов Н.А.2
  • Учреждения:
    1. Пермский национальный исследовательский политехнический университет
    2. Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми
  • Выпуск: Том 16, № 3 (2017)
  • Страницы: 225-237
  • Раздел: Статьи
  • URL: https://ered.pstu.ru/index.php/geo/article/view/1239
  • DOI: https://doi.org/10.15593/2224-9923/2017.3.3
  • Цитировать

Аннотация


Статья посвящена проблеме оценки коэффициента вытеснения нефти, определение которого является обязательным этапом при подсчете извлекаемых запасов, технико-экономическом обосновании коэффициента извлечения нефти и осуществлении контроля разработки месторождений. Сложность его лабораторного определения обусловлена трудоемкостью и длительностью опытов. При недостаточном для фильтрационных экспериментов количестве керна или его полном отсутствии коэффициент вытеснения оценивается либо по аналогии с соседними месторождениями, либо по аналитическим зависимостям, получение которых является актуальной задачей. В процессе обобщения и анализа значительного объема экспериментальных данных авторами разработан способ оценки коэффициента вытеснения нефти без его лабораторного определения. Предложенный способ основан на использовании данных ранее проведенных исследований для построения статистических моделей оценки коэффициента вытеснения с использованием линейного пошагового регрессионного и дискриминантного анализа. Для реализации способа, наряду с вязкостью нефти, требуется знание фильтрационно-емкостных параметров: пористости, проницаемости, остаточной водонасыщенности, а также объемной плотности породы, определяемых при стандартных исследованиях керна. В работе приведены основные этапы реализации способа для визейских терригенных отложений месторождений Башкирского свода и Соликамской депрессии Пермского края, а также результаты его применения для башкирских карбонатных отложений указанных тектонических элементов. В процессе анализа исходных данных установлено наличие классов значений, для которых статистически обоснованы регрессионные уравнения, демонстрирующие высокую близость модельных и экспериментальных значений коэффициента вытеснения. По параметрам, входящим в уравнения, сделан вывод об исключительном влиянии начальной нефтенасыщенности на коэффициент вытеснения. Показано, что в коллекторах с низкими фильтрационными характеристиками коэффициент вытеснения определяется их емкостными свойствами.


Полный текст

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.

Об авторах

Евгений Александрович Гладких

Пермский национальный исследовательский политехнический университет

Автор, ответственный за переписку.
Email: gladkih.ea@mail.ru
614990, Россия, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

заведующий лабораторией моделирования процессов фильтрации и повышения нефтеотдачи

Григорий Петрович Хижняк

Пермский национальный исследовательский политехнический университет

Email: xgp@mail.ru
614990, Россия, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

доктор технических наук, доцент кафедры нефтегазовых технологий

Владислав Игнатьевич Галкин

Пермский национальный исследовательский политехнический университет

Email: vgalkin@pstu.ru
614990, Россия, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

доктор геолого-минералогических наук, профессор, заведующий кафедрой геологии нефти и газа

Никита Андреевич Попов

Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми

Email: Nikita.Popov@pnn.lukoil.com
614066, Россия, г. Пермь, ул. Советской Армии, 29

заведующий лабораторией стандартных исследований

Список литературы

  1. ОСТ 39-195-86. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях. - М.: Миннефтепром, 1986. - 19 с.
  2. Результаты лабораторных исследований по полимерному вытеснению нефти / Г.П. Хижняк, Н.Ю. Балуева, В.А. Мордвинов, И.Р. Юшков // Вестник Пермского государственного технического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. - 2006. - Т. 5, № 1. - С. 122-125.
  3. Хижняк Г.П., Татаринов И.А., Спасибко А.В. Применение биополимера БП-92 при лабораторном определении коэффициента нефтевытеснения турнейских отложений Аптугайского месторождения // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2007. - № 1. - С. 50-54.
  4. Хижняк Г.П., Лядова Н.А. Определение коэффициента нефтевытеснения различными агентами для пород-коллекторов Пермского края // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2008. - № 9. - С. 49-54.
  5. Andersen M.A., Duncan B., McLin R. Core truth in formation evaluation // Oilfield Review. - 2013. - № 2. - P. 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). - P. 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. - № 78. - P. 181-216. doi: 10.1306/BDFF905A-1718-11D7-8645000102C1865D
  8. Распопов А.В., Хижняк Г.П. Обоснование коэффициента вытеснения нефти водой с привлечением результатов исследований объектов-аналогов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2009. - № 6. - С. 39-43.
  9. Хижняк Г.П. Комплексное решение проблемы оценки коэффициента вытеснения нефти в различных геолого-технологических условиях: автореф. дис. … д-ра техн. наук. - Пермь, 2012.
  10. Применение обобщенных петрофизических зависимостей при подсчете балансовых и извлекаемых запасов / Б.И. Тульбович, В.Г. Михневич, В.П. Митрофанов, В.Б. Бейзман, Г.П. Хижняк // Проблемы геологии и разработки нефтяных месторождений в районах с истощающимися ресурсами: сб. науч. тр. / БашНИПИнефть. - Уфа, 1989. - Вып. 79. - С. 117-123.
  11. Impact of trapping of residual oil by mobile water on recovery performance in miscible enhanced oil recovery processes / P.R. Rampersad, D.O. Ogbe, V.A. Kamath, R. Islam // SPE - Rocky Mountain Regional/Low Permeability Reservoirs Symposium and Exhibition: Proceedings of the SPE Rocky Mountain Regional/Low Permeability Reservoirs Symposium and Exhibition / Society of Petroleum Engineers (SPE), Richardson, TX, United States. - Denver, 1995. - Р. 203-213. DOI: /10.2118/29563-MS
  12. Хижняк Г.П. Петрофизические исследования динамических особенностей структуры порового пространства пород-коллекторов в связи с проблемами нефтеизвлечения (на примере залежей Пермского Прикамья): автореф. дис. … канд. техн. наук. - Пермь, 2000.
  13. 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 - Proceedings of the 13th Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference, ADIPEC 2008. - 2008. - Vol. 3. - P. 1643-1656. doi: 10.2118/118284-MS
  14. Опыт применения методики оценки коэффициента нефтевытеснения при проектировании разработки нефтяных месторождений Пермского края / Г.П. Хижняк, Т.Б. Поплаухина, С.В. Галкин, А.А. Ефимов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2009. - № 8. - С. 42-45.
  15. Хижняк Г.П., Распопов А.В., Ефимов А.А. Методические подходы при обосновании коэффициента вытеснения нефти в различных геолого-физических условиях // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2009. - № 10. - С. 32-35.
  16. Способ определения коэффициента вытеснения нефти башкирских карбонатных отложений Башкирского свода: заявка на пат. № 028257 РФ, кл. МПК G01N 15/08 Рос. Федерация / Галкин В.И., Гладких Е.А., Хижняк Г.П.; заявитель и патентообладатель Галкин В.И., Гладких Е.А., Хижняк Г.П. - № 2017116297; заявл. 10.05.2017.
  17. Способ определения коэффициента вытеснения нефти башкирских карбонатных отложений Соликамской депрессии: заявка на пат. № 028256 РФ, кл. МПК G01N 15/08 Рос. Федерация / Галкин В.И., Гладких Е.А., Хижняк Г.П.; заявитель и патентообладатель Галкин В.И., Гладких Е.А., Хижняк Г.П. - № 2017116296; заявл. 10.05.2017.
  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. Statistics for petroleum engineers and geoscientists [Электронный ресурс] / J.L. Jensen, L.W. Lake, P.W.M. Corbett, D.J. Goggin; ed. L.W. Lake. - New Jersey: Prentice Hall PTR, 1997.
  22. Houze O., Viturat D., Fjaere O.S. Dinamic data analysis. - Paris: Kappa Engineering, 2008. - 694 p.
  23. Оценка коэффициентов извлечения нефти для месторождений Пермского края на основе статистических моделей / С.В. Галкин, Т.Б. Поплаухина, А.В. Распопов, Г.П. Хижняк // Нефтяное хозяйство. - 2009. - № 4. - С. 38-39.
  24. Оценка эффективности воздействия кислотных составов на керны с использованием регрессионного анализа / В.И. Галкин, Г.П. Хижняк, А.М. Амиров, Е.А. Гладких // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. - 2014. - № 13. - С. 38-48. doi: 10.15593/2224-9923/2014.13.4
  25. Галкин В.И., Пономарева И.Н., Репина В.А. Исследование процесса нефтеизвлечения в коллекторах различного типа пустотности с использованием многомерного статистического анализа // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. - 2016. - Т. 15, № 19. - С. 145-154. doi: 10.15593/2224-9923/2016.19.5
  26. Гладких Е.А., Галкин В.И., Хижняк Г.П. Об оценке коэффициента вытеснения нефти визейских терригенных отложений // Современные тенденции развития науки и технологий: материалы XXIV Междунар. науч.-практ. конф., Белгород, 31 марта 2017 г. - Белгород, 2017. - № 3-2. - С. 62-66.
  27. Девис Дж. Статистика и анализ геологических данных. - М.: Мир, 1977. - 353 с.
  28. Чумаков Г.Н. Вероятностная оценка эффективности применения метода циклической закачки жидкости в пласт // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. - 2014. - № 13. - С. 49-58. doi: 10.15593/2224-9923/2014.13.5
  29. Галкин В.И., Пономарева И.Н., Черепанов С.С. Разработка методики оценки возможностей выделения типов коллекторов по данным кривых восстановления давления по геолого-промысловым характеристикам пласта (на примере фаменской залежи Озерного месторождения) // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. - 2015. - № 17. - С. 32-40. doi: 10.15593/2224-9923/2015.17.4
  30. Гладких Е.А., Галкин В.И., Хижняк Г.П. К вопросу определения коэффициента вытеснения нефти водой для визейских терригенных отложений месторождений Соликамской депрессии Пермского края // Новая наука: история становления, современное состояние, перспективы развития: сб. ст. междунар. науч.-практ. конф. - Пермь, 2017. - С. 211-213.
  31. Гладких Е.А., Хижняк Г.П. Разработка модели для оценки коэффициента вытеснения нефти (на примере башкирских карбонатных отложений) // Нефтепромысловое дело. - 2017. - № 5. - С. 9-14.

Статистика

Просмотры

Аннотация - 336

PDF (Russian) - 110

PDF (English) - 74

Ссылки

  • Ссылки не определены.

© Гладких Е.А., Хижняк Г.П., Галкин В.И., Попов Н.А., 2017

Данный сайт использует cookie-файлы

Продолжая использовать наш сайт, вы даете согласие на обработку файлов cookie, которые обеспечивают правильную работу сайта.

О куки-файлах