Лабораторное моделирование использования дисперсных составов для регулирования фильтрационных потоков и увеличения нефтеотдачи
В.В. Мазаев
ООО «Тюменский нефтяной научный центр»
В работе представлены результаты лабораторных экспериментов по исследованию фильтрационных свойств низкопроницаемых моделей пласта после их обработки дисперсными составами на основе бентонитового глинопорошка, используемыми в технологиях увеличения нефтеотдачи пластов.
Показано, что при закачке глинопорошка в модель пласта с остаточной нефтенасыщенностью снижение поровой проницаемости модели по воде происходит преимущественно за счет образования «глинистой корки» на поверхности образцов керна. Удаление «глинистой корки» приводит к значительному восстановлению проницаемости модели пласта и приросту коэффициента вытеснения нефти. При закачке дисперсного состава в трещины и водонасыщенные интервалы модели пласта происходит их необратимая кольматация. Промысловые испытания дисперсных составов показали, что закачка глинопорошка в нагнетательные скважины приводит к перераспределению фильтрационных потоков за счет частичной кольматации водопромытых интервала, при этом в дальнейшем в процессе закачки воды профиль приемистости скважины продолжает изменяться.
Введение
Многочисленные публикации, представленные в научной печати, убедительно показывают перспективность закачек различных дисперсных составов (далее — ДС) в качестве эффективного метода увеличения нефтеотдачи пластов [1–5]. На это указывает тот факт, что объемы внедрения методов, основанных на использовании таких составов, в настоящее время неуклонно увеличиваются. Отмеченную тенденцию можно проследить на примере роста количества тендерных запросов в этом направлении со стороны крупнейших нефтедобывающих предприятий Западной Сибири, в то время как ранее часто отдавалось предпочтение исключительно композициям «мягкого» действия, основанным на применении сшитых полимерных составов.
Такой подход к планированию геолого-технических мероприятий носит объективный «техногенный» характер, поскольку воздействие на пласт традиционным методом регулирования системы заводнения закачкой сшитых полимерных составов уже не обеспечивает желаемого изменения фильтрационных потоков и необходимой технологической эффективности в условиях высокой обводненности добываемой продукции и значительной выработки запасов. При этом следует подчеркнуть, что в отсутствии доступных по цене полимеров их самостоятельное использование часто приобретает исключительно затратный характер.

Таким образом, на современном этапе высокой обводненности добываемой продукции и выработки запасов нефтяных месторождений, как Западной Сибири, так и Российской Федерации методы увеличения нефтеотдачи с использованием дисперсных систем становятся все более востребованными. В то же время практические аспекты их применения требуют исследований и уточнений, чему и посвящена настоящая работа.
Основы применения дисперсных систем в технологиях увеличения нефтеотдачи
При разработке нефтяных месторождений закачка дисперсных систем преимущественно используется для ограничения притока пластовых вод и выравнивания профиля приемистости в отдельных нагнетательных скважинах, при этом данный подход при массированном использовании не исключает возможности рассматривать его в целом как метод регулирования заводнения. Главным компонентом составов такого типа наиболее часто являются различные модификации бентонитовых глин, основой которых является минерал монтмориллонит.
Безусловным достоинством товарных монтмориллонитовых глин применительно к задачам воздействия на пласт является их высокая дисперсность и набухаемость в воде и, как следствие, высокая эффективность кольматирующего действия при обработке водопромытых интервалов нефтяного пласта в широком диапазоне проницаемостей.

Воздействие дисперсных частиц монтмориллонитовых глин на пористую среду включает ряд основных моментов. Первое то, что частицы глины в процессе закачки кольматируют наиболее крупные поры и трещины непосредственно в призабойной зоне пласта (далее — ПЗП) обрабатываемой скважины, обеспечивая в ней перераспределение фильтрационных потоков и изменение профиля приемистости. Далее, такие частицы, обладая высокой седиментационной устойчивостью, обусловленной набуханием глин в воде, с потоком нагнетаемой воды перемещаются по высокопроницаемым каналам в объем пласта и кольматируют поры меньшего размера в его удаленных зонах, что способствует внутрипластовому перераспределению фильтрационных потоков.
Седиментационная устойчивость суспензии дисперсных частиц и их проникающая способность в объем пласта, могут быть существенно увеличены за счет введения добавок водорастворимых полимеров.
Этот подход нашел применение во многих технологиях увеличения нефтеотдачи, основанных на закачке дисперсных кольматантов. При этом наибольшее увеличение седиментационной устойчивости дисперсных систем и, как следствие, эффективности вытеснения нефти достигается при использовании именно бентонитовых глин. Такая особенность глин принципиально отличает их от многих других дисперсных наполнителей, используемых в технологиях увеличения нефтеотдачи, таких как кварцевый песок, мел, древесная мука и т.д., седиментационная устойчивость которых в присутствии водорастворимых полимеров неизменно остается на низком уровне.
При рассмотрении перспектив использования ДС в технологиях увеличения нефтеотдачи пластов ключевым вопросом остается характер и степень кольматации нефтяного коллектора в результате закачки дисперсных частиц в пласт. Несомненно, любая дисперсная частица является кольматирующим агентом и, проникая в пласт, в той или иной мере снижает проницаемость пористой среды. При этом конкретно глинопорошки в силу их высокой дисперсности, а также способности к набуханию и коагуляции, могут образовать «глинистую корку» на поверхности породы и блокировать не только отдельные поровые каналы, но и в целом проницаемые интервалы пласта. В результате этого фильтрация воды (жидкостей) значительно снижается или полностью прекращается. Такой характер воздействия на пласт изначально был признан как существенный фактор, ограничивающий широкомасштабное применение технологий увеличения нефтеотдачи, содержащих дисперсные составы.
Следует отметить, что представленный механизм воздействия был обоснован путем простого переноса отдельных положений теории и практики вскрытия пласта бурением в целом на методологию применения дисперсных частиц в технологиях увеличения нефтеотдачи.
Так, ранее было принято считать, что механизм кольматации порового пространства в процессе закачки дисперсной системы в пласт аналогичен кольматации ПЗП при бурении с использованием глинистого раствора. А именно: дисперсные частицы, неселективно кольматируют поровое пространство вскрытого нефтенасыщенного интервала пласта, исключают его из процесса фильтрации и тем самым ухудшают разработку этого интервала пласта в целом. Считалось также, что данный процесс в присутствии водорастворимых полимеров усиливается и приобретает необратимый характер, т.е. закачка дисперсных и полимердисперсных композиций для целей увеличения нефтеотдачи является крайней мерой и может использоваться только на истощенных, выработанных залежах нефти. В тоже время такая точка зрения не исключала избирательное применение дисперсных составов в промысловой практике и позволяла успешно использовать их для регулирования системы заводнения и ограничения притока пластовых вод.

В действительности механизм воздействия дисперсной системы на обводненный пласт в значительной степени иной, так как реализуется в других геолого-промысловых условиях, когда пласт в призабойной зоне имеет пониженную нефтенасыщенность и высокую проводимость по воде. Поэтому возможность применения дисперсных составов для воздействия на пласт следует рассматривать не в контексте прямых «аналогий», а путем прогнозирования совокупности наиболее реальных процессов, протекающих в пористой среде при закачке состава, а также предполагаемых негативных последствий такого воздействия.
Эффективное воздействие на продуктивный пласт с использованием дисперсных систем должно обеспечивать решение следующих основных задач:
1
дисперсный наполнитель должен эффективно кольматировать наиболее высокопроницаемые фильтрационные каналы (поры и трещины коллектора) и водонасыщенные интервалы пласта с целью предотвращения непроизводительной закачки воды и формирования более равномерного фронта вытеснения нефти
2
дисперсный наполнитель должен эффективно кольматировать наиболее высокопроницаемые фильтрационные каналы (поры и трещины коллектора) и водонасыщенные интервалы пласта с целью предотвращения непроизводительной закачки воды и формирования более равномерного фронта вытеснения нефти
При этом в первом случае предпочтительна кольматация породы пласта вдоль всей линии тока нагнетаемой воды, а во втором, напротив, для восстановления проводимости коллектора в процессе его дальнейшей эксплуатации глубина проникновения частиц должна быть ограниченной. Последнее условие в пласте с поровой проводимостью часто реализуется автоматически, так как поры и многие дисперсные частицы имеют сопоставимые размеры, и поверхностный слой разреза коллектора выступает в роли естественного фильтра, препятствующего проникновению частиц во внутреннее поровое пространство породы.

В соответствии с критериями, определяющими возможность движения дисперсных частиц в капиллярах, линейная фильтрация глинистых частиц потенциально возможна исключительно в поровом пространстве максимально высокой проницаемости (1–2 мкм2 и более) и трещинах, где эффективное сечение каналов фильтрации породы существенно превышает размеры отдельных частиц закачиваемого материала [6]. В реальных условиях именно это, т.е. проникновение в высокопроницаемые участки пласта, требуется для эффективного блокирования водопромытых интервалов с целью выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины. В условиях коллекторов средней и низкой проницаемости проникновение дисперсных частиц в поры ограничено, поэтому кольматация происходит преимущественно за счет блокирования поверхностного слоя породы и, как следствие, носит временный характер.
В настоящей работе представлены результаты лабораторных экспериментов по исследованию фильтрационных свойств моделей пласта до и после их обработки различными дисперсными составами на основе бентонитового глинопорошка.
В работе представлены также некоторые результаты промысловых испытаний указанных композиций при обработке нагнетательных скважин с целью изменения профиля их приемистости и увеличения нефтеотдачи.
Экспериментальная часть
Основной задачей выполненного комплекса экспериментов было исследование кольматирующего действия дисперсных составов на фильтрационные свойства моделей пласта с поровой проводимостью и на моделях с трещиной.
В ходе экспериментов было проведено определение проницаемости моделей пласта по воде и коэффициента вытеснения нефти до и после закачки дисперсного состава и далее после удаления отложений частиц глины («глинистой корки») на входе в модель.

Эксперименты по определению влияния композиций дисперсных составов на фильтрационные процессы в пористых и трещиноватых средах проводили на модифицированной установке УИПК по стандартной процедуре в соответствие с методикой, регламентируемой отраслевым стандартом ОСТ 39-195-86 [7].

Эксперименты включали следующие основные этапы: насыщение образцов керна водой, центрифугирование, насыщение керосином с последующим замещением керосина на нефть. Затем проводилось вытеснение нефти подтоварной водой и расчет коэффициента вытеснения (Квыт.). Далее проводили определение проницаемости модели по воде (К1), закачку дисперсного состава и повторное определение проницаемости по воде (К2). По окончании этого этапа опыта проводили разрушение «глинистой корки» на торце образца керна путем гидроимпульсного воздействия и вновь определяли проницаемость по воде (К3) и прирост коэффициента вытеснения нефти. По соотношению значений коэффициентов проницаемости по воде, полученных на разных этапах, к первоначальному значению проницаемости рассчитывали значения коэффициентов восстановления проницаемости (К21 и К31, соответственно) и оценивали кольматирующее действие использованной дисперсной системы на модель пласта. Итоговый коэффициент вытеснения нефти в моделях пласта рассчитывали по результатам определения остаточной нефтенасыщенности методом экстракции в аппарате Закса.
Образцы керна
43–69‧10-3 мкм2

проницаемость по газу
18,5–21,4%

пористость
В экспериментах использовали линейные и двухслойные неоднородные модели пласта, представленные образцами керна пласта группы АС одного из месторождений Западной Сибири с проницаемостью по газу 43–69‧10-3 мкм2 и пористостью 18,5–21,4 %. В качестве нефти использовали изовискозную модель нефти с вязкостью 2,45 мПа‧с, приготовленную на основе поверхностной пробы нефти объекта АС. В экспериментах для насыщения образцов керна применяли модель пластовой воды с минерализацией 18,1 г/л, а для вытеснения нефти — подтоварную воду с минерализацией 9,4 г/л.
Модель воды
18,1 г/л

минерализация пластовой воды для насыщения образцов керна
9,4 г/л

минерализация подтоварной воды для вытеснения нефти
В ходе фильтрационных экспериментов в модели пласта обеспечивали следующие условия:
12 МПа
внутрипоровое (пластовое) давление
35 МПа
давление обжима (горное)
87 ºС
температура проведения экспериментов
В качестве исследуемых дисперсных композиций были выбраны:
Модифицированный полимердисперсный состав (МПДС)
содержащий 5,0% масс. глинопорошка марки ПБМА, 0,20% масс. полиакриламида марки PDA-1004 и 0,04% масс. сшивателя (товарного ацетата хрома)
Дисперсный осадкообразующий состав (ДООС)
содержащий 3,0% масс. глинопорошка марки ПБМА, 2,0% масс. фосфата натрия и 0,8% масс. хлорида кальция
Для определения коэффициентов вытеснения нефти водой и дисперсными составами были проведены эксперименты с использованием наборных моделей пласта, представленных тремя образцами неразрушенного керна с близкими фильтрационно-емкостными характеристиками. В этих опытах оценка коэффициента вытеснения нефти проводилось по среднему образцу керна. Для моделирования трещиноватых коллекторов использовались единичные образцы керна, которые перед процедурой вытеснения нефти подвергали гидравлическому удару для создания трещин. В модели неоднородного пласта такой трещиноватый образец керна использовали параллельно с другим неразрушенным единичным образцом. В эксперименте на полностью водонасыщенной модели пласта также использовали единичный образец керна.
Результаты лабораторных испытаний
Результаты проведенной серии фильтрационных экспериментов с использованием дисперсных составов МПДС и ДООС представлены в таблице.
Результаты фильтрационных экспериментов по тестированию дисперсных составов на различных моделях нефтяного пласта
На первом этапе исследования были проведены эксперименты по оценке коэффициента вытеснения нефти из моделей пласта водой (опыты №№ 1 и 2) — «калибровочные» опыты.
В ходе опытов установлено, что коэффициенты вытеснения нефти:
49,7%
из образца с проницаемостью 51‧10-3 мкм2
51,2%
из образца с проницаемостью 57‧10-3 мкм2
50,5%
среднее значение
Далее на моделях пласта с близкими фильтрационно-емкостными характеристиками (опыты №№ 3 и 4) были проведены эксперименты по исследованию нефтевытесняющих свойств дисперсных составов. В этих опытах первоначально при вытеснении нефти водой были зафиксированы более низкие значения Квыт. (45,0 и 45,6%) по сравнению с калибровочными опытами, но при последующей закачке дисперсных составов были получены дополнительные приросты Квыт. в размере 2,1 и 3,6%, которые произошли на фоне увеличения давления в системе и снижения проницаемости моделей пласта по воде. Коэффициент восстановления проницаемости по воде в опытах №№ 3 и 4 на этом этапе не превысил 0,50 д.ед. (0,46 и 0,47, соответственно), при этом на торцах моделей пласта образовалась глинистая корка.
После ее разрушения проницаемость моделей по воде существенно увеличилась и для модели, обработанной составом МПДС, достигла 0,85 д.ед. от первоначального значения. Для модели, обработанной составом ДООС, это значение составило 0,69 д.ед. Давление закачки воды в моделях пласта при этом снизилось в 1,5–1,9 раза. Из этого следует то, что основной вклад в снижение проницаемости моделей пласта после закачки дисперсных составов внесло «механическое» блокирование глинистой коркой торцевой поверхности образцов керна моделей пласта. При этом снижение проницаемости моделей за счет кольматации внутрипорового пространства произошло в значительно меньшей степени. Также в ходе экспериментов после разрушения глинистой корки установлено дополнительное увеличение коэффициента вытеснения нефти.
Конечные значения Квыт. составили:
51,2%
для системы МПДС
50,1%
для системы ДООС
Аналогично экспериментам 3 и 4 с использованием дисперсных составов были проведены опыты на трещиноватых линейных и трещиноватых двухслойных неоднородных моделях пласта (опыты №№ 5, 6 и 7, 8, соответственно).
Проницаемость снизилась более чем в 7 раз, но при этом в обоих случаях существенно увеличились коэффициенты вытеснения нефти.
Установлено, что в результате закачки ДС в линейные модели пласта с порово-трещинной проводимостью (опыты №№ 5 и 6), их проницаемость снизилась более чем в 7 раз, но при этом в обоих случаях существенно увеличились коэффициенты вытеснения нефти. Далее в ходе экспериментов зафиксировано, что в отличие от предыдущих опытов после удаления глинистой корки, значения коэффициентов восстановления проницаемостей фактически не изменились (0,18 и 0,13, соответственно, при первоначальных — 0,14 и 0,13). Значения градиентов давления при фильтрации воды также остались на прежнем уровне. Таким образом, при наличии трещин в образце керна снижение проницаемости обрабатываемой модели происходит преимущественно за счет их кольматации, которая носит необратимый характер. Кольматация сцементированной части керна с поровой проводимостью в этом случае незначительна.
В ходе опытов №№ 7 и 8, проведенных на неоднородных моделях пласта, после закачки дисперсных составов произошла кольматация как трещиноватых образцов керна, так и параллельных неразрушенных образцов, что привело к значительному снижению коэффициентов восстановления проницаемостей. При последующем гидроимпульсном воздействии и удалении глинистой корки значения этих коэффициентов для трещиноватых образцов практически не изменились, а для неразрушенных образцов несколько увеличились. При этом, как и в предыдущих экспериментах, значения коэффициентов вытеснения нефти также возросли. Данная серия опытов показывает, что в моделях пласта максимально кольматируются именно крайние и трещиноватые образцы, последующие образцы кольматируются только частично.
Во всех случаях кольматация наиболее проницаемых трещин и пор способствует росту перепада давления в системе и значительному приросту коэффициента вытеснения нефти.
Полученные результаты позволяют предположить, что чем выше начальная проницаемость модели по воде, тем интенсивнее происходит ее кольматация при использовании дисперсных составов и тем ниже в дальнейшем значение коэффициента восстановления проницаемости. Аналогичный вывод сформулирован в работе А.Ш. Газизова на основании многочисленных лабораторных экспериментов, проведенных на насыпных моделях пласта в широком диапазоне проницаемостей [1]. В настоящей работе это подтверждается как результатами опытов №№ 5–8, так и результатами тестирования состава МПДС на полностью водонасыщенном образце керна, моделирующем водоносный интервал пласта (опыт №9). В этом эксперименте в отсутствии трещин в модели установлено максимальное снижение проницаемости, которая в дальнейшем не восстанавливается. Следует отметить, что при таком методе обработки модели пласта коэффициенты восстановления проницаемости после гидроимпульсного воздействия для водонасыщенного и нефтенасыщенного образцов существенно отличаются и равны 0,05 и 0,85, соответственно.
В целом по результатам проведенной серии фильтрационных экспериментов можно сделать следующие выводы:
Первый
Композиции на основе дисперсных составов значительно (~2 раза) снижают фильтрационные свойства образцов керна с поровой проводимостью. После гидроимпульсного воздействия проницаемость керна восстанавливается до 69–85 % от первоначального уровня.
Второй
Снижение проницаемости керна по трещинам при воздействии дисперсными составами в 4–6 раз интенсивнее, чем проницаемости по порам. После гидроимпульсного воздействия проницаемость трещиноватого керна практически не восстанавливается.
Третий
Снижение проницаемости керна по трещинам при воздействии дисперсными составами в 4–6 раз интенсивнее, чем проницаемости по порам. После гидроимпульсного воздействия проницаемость трещиноватого керна практически не восстанавливается.
Четвертый
Водонасыщенные образцы керна при воздействии полимердисперсным составом подвергаются значительно большей кольматации в сравнении с нефтенасыщенными образцами (коэффициенты восстановления проницаемости 0,04 и 0,46, соответственно), при этом проницаемость водонасыщенных образцов после гидроимпульсного воздействия практически не восстанавливается.
Важным результатом выполненных экспериментов является тот факт, что после удаления глинистой корки в результате гидроимпульсного воздействия во всех случаях установлено значительное восстановление проницаемости модели с поровой проводимостью. На практике импульсное воздействие на пласт (вскрытый интервал пласта) происходит постоянно и реализуется за счет естественного и внешнего изменения режима закачки воды в скважину. Поэтому после закачки дисперсного состава в пласт в процессе эксплуатации нагнетательной скважины неизбежно происходит дополнительное изменение, как профиля ее приемистости, так и самого значения приемистости. Также в качестве практического вывода можно заключить, что дисперсные составы фактически будут оказывать избирательное воздействие на неоднородный по проницаемости коллектор, включающее необратимую изоляцию наиболее проницаемых и временную кольматацию наименее проницаемых интервалов пласта.
Такой результат можно проследить на примере работы нагнетательных скважин месторождения Западной Сибири, на керновом материале которого были проведены фильтрационные исследования дисперсных составов МПДС и ДООС.
Профили приемистости скважин до и после закачки ДООС.
Профили приемистости скважин до и после закачки МПДС.
Из приведенных данных видно, что профили приемистости после обработки продолжают изменяться в течение времени, и в определенной степени приближаются к своему первоначальному виду. Вторичное существенное изменение профилей приемистости скважин после обработки дисперсными составами произошло в течение 6 месяцев. То есть первоначальное изменение профиля приемистости и фильтрационных потоков в пласте в дальнейшем по мере закачки воды в пласт приводит к последующему перераспределению линий этих потоков и, как следствие, в целом к более эффективному воздействию на пласт. На основании этого можно рекомендовать повторные обработки скважин с целью изменения профиля приемистости через 6–8 месяцев.
Сложившаяся практика проведения повторных закачек через
12–14 месяцев, по-видимому, не может считаться обоснованной и максимально результативной.
Таким образом, результаты проведенных лабораторных и промысловых испытаний позволяют утверждать, что закачка дисперсных составов — основы многих технологий увеличения нефтеотдачи пластов, является эффективным методом регулирования фильтрационных потоков в призабойной зоне нагнетательной скважины. При этом необратимая кольматация порового пространства носит локальный характер и не влияет на фильтрационно-емкостные свойства коллектора в целом. Это позволяет рассматривать дисперсные составы как высокоперспективные композиции для воздействия на пласты группы АС Западной Сибири и других аналогичных объектов с целью повышения эффективности разработки высокообводненных залежей нефти.
ИТОГИ
Проведен комплекс исследований по воздействию различных дисперсных составов на породы пласта с различным типом проводимости; установлено, что кольматация порового коллектора с остаточной нефтенасыщенностью при закачке дисперсных частиц носит обратимый характер.
ВЫВОДЫ
Полученные результаты лабораторных и промысловых испытаний показывают, что закачка дисперсных составов является эффективным методом регулирования фильтрационных потоков в призабойной зоне нагнетательной скважины; кольматация порового пространства пласта имеет локальный характер и не влияет на фильтрационно-емкостные свойства коллектора в целом.
ЛИТЕРАТУРА
1. Газизов А.Ш., Галактионова Л.А., Адыгамов В.С., Газизов А.А. Применение полимердисперсных систем и их модификаций для повышения нефтеотдачи // Нефтяное хозяйство. 1998. №2. С. 12–14.

2. Мазаев В.В., Андрианов В.В. и др. Перспективы применения дисперсных и осадкообразующих составов потокоотклоняющего действия при извлечении нефти из коллекторов юрских отложений Западной Сибири // Научно-практическая конференция «Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала Ханты-Мансийского автономного округа — Югры». Ханты-Мансийск, 2009. Т.2. С. 72–81.

3. Хисамов Р.С., Файзуллин И.Н., Ибатуллин Р.Р., Подымов Е.Д. Применение методов увеличения нефтеотдачи при разработке месторождений ОАО «Татнефть» // Нефтяное хозяйство. - 2010. - № 7. - С. 32-35.

4. Гусев С.В., Сурнова Т.М., Федосеев С.А., Байрамов В.Р. Состояние применения потокоотклоняющих методов увеличения нефтеотдачи на пласте БС100 Конитлорского месторождения // Нефтяное хозяйство. 2010. №12. С. 106–108.

5. Земцов Ю.В., Баранов А.В., Гордеев А.О. Эффективность физико-химических методов увеличения нефтеотдачи в Западной Сибири // Тюмень: Тюменский дом печати, 2016. № 2. С. 239–255.

6. Шехтман Ю.М. Фильтрация малоконцентрированных суспензий. М.: Издательство АН СССР, 1961. 237 с.

7. ОСТ 39-195-86. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях. М.: Миннефтепром, 1986. 19 с.
В.В. Мазаев, к.т.н., старший эксперт ООО «Тюменский нефтяной научный центр», г. Тюмень, Россия
vvmazaev@tnnc.rosneft.ru
Материалы и методы
Ключевые слова
Для цитирования
Поступила в редакцию
УДК и DOI
Материалы: керн пласта группы АС месторождения Западной Сибири; фильтрационная установка типа УИПК; метод исследования керна — отраслевой стандарт ОСТ 39-195-86.
технология увеличения нефтеотдачи пластов, дисперсный состав, модель пласта, проницаемость, коэффициент вытеснения нефти, нагнетательная скважина, профиль приемистости скважины
В.В. Мазаев. Лабораторное моделирование использования дисперсных составов для регулирования фильтрационных потоков и увеличения нефтеотдачи // Экспозиция Нефть Газ. 2020. №1. С. 32-35. DOI:10.24411/2076-6785-2020-10076.
11.02.2020
УДК 622.276
DOI:10.24411/2076-6785-2020-10076

Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (8552) 92-38-33
Made on
Tilda