(PDF) Combining Conformance Treatment with Mobility Control Improves Oil Sweep Efficiency in Non-Cross Flow Heterogeneous Reserv

SPE-176728-RU Комбинирование технологии выравнивания профиля приемистости и метода контроля подвижности позволяет увеличить эффективность вытеснения нефти в неоднородных пластах без поперечных перетоков Абдулмохсин Имкам, Баоцзюнь Бай и Минчжень Вэй, Миссурийский университет науки и технологий Авторское право 2015 г., Общество инженеров нефтегазовой промышленности Этот доклад был подготовлен для презентации на Российской нефтегазовой технической конференции SPE, 26 - 28 октября, 2015, Москва, Россия. Данный доклад был выбран для проведения презентации Программным комитетом SPE по результатам экспертизы информации, содержащейся в представленном авторами реферате. Экспертиза содержания доклада Обществом инженеров нефтегазовой промышленности не выполнялась, и внесение исправлений и изменений является обязанностью авторов. Материал в том виде, в котором он представлен, не обязательно отражает точку зрения SPE, его должностных лиц или участников. Электронное копирование, распространение или хранение любой части данного доклада без предварительного письменного согласия SPE запрещается. Разрешение на воспроизведение в печатном виде распространяется только на реферат объемом не более 300 слов; при этом копировать иллюстрации не разрешается. Реферат должен содержать явно выраженную ссылку на авторское право SPE. Резюме В процессе заводнения месторождения избирательный поток воды через высокопроницаемые пласты, трещины и крупные каналы приводит к образованию большого количества оборотной воды без значительного увеличения нефтеотдачи. Использование преформированных гель-частиц (PPG) стало одним из широко применяемых методов снижения подвижности воды в высокопроницаемых пластах, позволяющих увеличить нефтеизвлечение из пластов с макроскопическими порами. Несмотря на успешный опыт применения гель-частиц для закупоривания крупных пор пластов, для увеличения нефтеотдачи на богатых нефтью участках с низкой проницаемостью гель- частицы необходимо использовать в комбинации с другой технологией. Настоящее исследование направлено на изучение эффективности комбинирования технологии выравнивания профиля приемистости с применением гель- частиц и метода контроля подвижности вытесняющего агента с применением полимера в целях увеличения нефтеотдачи как на охваченных, так и на не охваченных вытеснением участках. Гель вводился в пласт с высокой проницаемостью для снижения проницаемости, после чего производилось введение полимера в целях дополнительного увеличения нефтеотдачи с участков с низкой проницаемостью. Для моделирования работы в условиях неоднородного по проницаемости пласта без поперечных перетоков между низкопроницаемыми и высокопроницаемыми слоями использовались две отдельные паралельные трубки, заполненные песком из зерен различного размера. Эксперименты проводились с целью изучения влияния коэффициента вариации проницаемости на эффективность метода комбинирования гель-частиц и полимера в целях увеличения нефтедобычи. Результаты исследования продемонстрировали значительное увеличение нефтеотдачи как пород с высокой, так и с низкой проницаемостью в случае использования технологии полимерного заводнения сразу после воздействия на пласт гель- частиц. Степень увеличения нефтеотдачи была разной в зависимости от коэффициента вариации проницаемости пласта. Гель-частицы значительно увеличивали эффективность вытеснения нефти из пластов при повышении неоднородности слоев породы по проницаемости. Использование гель-частиц позволило улучшить характеристики профиля приемистости, таким образом, значительно повысив нефтеотдачу пород с низкой проницаемостью. Введение Однако использование процесса заводнения зачастую сопровождается проблемами, связанными с нежелательным образованием воды. Объемы воды увеличивается по мере увеличения срока эксплуатации месторождения. Основной причиной низкой степени нефтеотдачи и высокой степени обводненности является неоднородность пластов месторождения. Как правило, нефтяные месторождения характеризуются сложными геологическими условиями и высокой степенью неоднородности по проницаемости внутри коллекторов. Во многих из них целенаправленно или незапланированно был проведен гидроразрыв пласта, либо были образованы каналы за счет растворения и получения минералов в процессе заводнения. Неоднородность пласта приводит к тому, что большие количества нефти остаются неразработанными в процессе заводнения. Таким образом, повышение 2 SPE-176728-RU эффективности вытеснения нефти является важным фактором снижения объемов нежелательного образования воды и повышения нефтеотдачи в процессе заводнения. Эффективность вытеснения нефти может быть повышена посредством снижения неоднородности внутри коллектора, либо посредством снижения подвижности воды на разрабатываемых участках. Эффективность вытеснения может быть повышена как за счет применения технологии выравнивания профиля приемистости, так и методом контроля подвижности. Технология выравнивания профиля приемистости состоит в применении процессов, позволяющих снизить объемы образования нежелательной воды в скважинах и коллекторах, увеличить эффективность добычи углеводородов, а также обеспечить выполнение широкого диапазона задач в области разработки и охраны окружающей среды. Всего этого удается добиться за счет сокращения или ограничения потоков воды/газа, получаемых в результате образования высокопроницаемых слоев, трещин и разломов. Полимеры уже достаточно давно используются для повышения нефтеотдачи. Полимерное заводнение позволяет разрешить проблему неблагоприятного соотношения подвижности между вытесняемой жидкостью и вытесняющим агентом в неоднородном коллекторе. Однако в случае неоднородности по проницаемости без поперечных перетоков между низкопроницаемыми и высокопроницаемыми слоями, большое количество полимера будет скапливаться на участках с высокой проницаемостью, не попадая в зону низкой проницаемости. Таким образом, большое количество нефти останется не охваченным вытеснением в зоне с низкой проницаемостью. Соответственно, для неоднородных пластов потребуется введение большого количества полимера для получения нефти из зон, не охваченных вытеснением. Настоящее исследование предлагает комбинировать технологию выравнивания профиля приемистости с методом контроля подвижности для увеличения эффективности добычи нефти. Как правило, для решения проблем, связанных с неоднородностью пласта, в качестве технологии выравнивания профиля приемистости используется гель. Введение геля в пласт позволяет перенаправить поток жидкости из водных каналов в зоны, не охваченные вытеснением. В результате повышается нефтеотдача зон, не охваченных вытеснением, или низкопроницаемых участков. За последние годы были разработаны современные гелевые составы, а именно, преформированные гель-частицы (PPG), позволяющие решить проблему, связанную с неоднородностью пласта и повысить эффективность вытеснения нефти. В целях изучения эффективности закачки гель-частиц для ограничения водопритока было проведено несколько исследований. Бай и соавторы (2007b) исследовали механизмы транспортировки гель-частиц через пористую среду с применением микромоделей из матового стекла и макромоделей на основе песка. Они выяснили, что характер распространения гель-частиц через пористую среду может быть различным. Кроме того, они установили, что характер проникновения гель-частиц через пористую среду зависит от прочности гель-частиц, порогового давления и структуры устья поры. Чжан и Бай (2011) сконструировали прозрачные модели трещин для того, чтобы визуально проследить за процессом проникновения гель-частиц через открытые трещины и за перемещением воды через слой гель-частиц, помещенных в трещину. Они отметили, что характер распространения гель-частиц сравним с движением поршня в том случае, если размер гель- частиц сопоставим или превышает размер трещины. Кроме того, ими было установлено, что при закачке воды через слой гель-частиц происходит создание нескольких каналов притока воды. Имкам и соавторы (2014a) исследовали процесс ввода и распределения гель-частиц в больших каналах, диаметры которых превышают, сопоставимы или меньше, чем размер набухших гель-частиц. Результаты их исследований показывают, что прочность гель-частиц оказывала более значительное влияние на приемистость скважины, чем соотношение частицы к размеру канала. Кроме того, размер гель-частиц снижался при транспортировке через каналы ввиду их обезвоживания и разрушения. Для того чтобы исследовать сопротивление гель-частиц потоку воды, Имкам и Бай (2015) сконструировали большой прозрачный канал для изучения влияния таких факторов, как прочность гель-частиц, их размер и давление нагрузки на характер распространения гель-частиц. Они пришли к выводу, что гель-частицы не полностью блокировали канал, но создавали проницаемость гелевой среды в модели канала. Снижение проницаемости гелевой среды свидетельствовало об увеличении эффективности блокирования потока воды гель-частицами. Результаты исследований показали, что проницаемость гелевой среды уменьшалась при увеличении прочности гель-частиц, их размеров, давления нагрузки. Влияние потока воды и нефти на характер поведения гель-частиц было изучено Имкамом и соавторами (2014 c). Они использовали прототип закрытой трещины для изучения характера распространения гель-частиц через трещину в присутствии потока воды и нефти. Чередуя процессы с применением потоков воды и нефти, они пришли к выводу, что гель-частицы при любых условиях снижали проницаемость трещины для воды в большей степени, чем для нефти. Кроме того, было установлено, что большая вязкость нефти способствовала более высокому неравномерному распределению проницаемости, чем нефть с низкой вязкостью. Несмотря на наличие исследований в области оценки эффективности гель-частиц в качестве материала для выравнивания профиля приемистости, исследований в области изучения эффективности комбинирования гель-частиц с другими технологиями для повышения нефтеотдачи низкопроницаемых нефтенасыщенных участков практически не проводилось. Мухаммед и соавторы в 2014 году исследовали применение гель-частиц для введения поверхностно- активного вещества в нефтенасыщенную породу в целях повышения нефтеотдачи трещиноватых карбонатных пород. Результаты исследований показали, что поверхностно-активное вещество проникало в породу и значительно SPE-176728-RU 3 улучшало эффективность нефтедобычи. Имкам и соавторы (2014b) использовали соляную кислоту (HCl) для удаления гелевой корки с поверхности низкопроницаемых пластов. Они пришли к выводу, что HCl позволяет успешно удалить гелевую корку и повысить результаты выравнивания профиля приемистости. В ходе данного исследования было также проведено лабораторное изучение эффективности комбинирования технологии выравнивания профиля приемистости с применением гель-частиц и метода контроля подвижности с применением полимера. В рамках нескольких проектов разработки месторождений применение гель-частиц успешно комбинировалось с полимерным заводнением для повышения нефтеотдачи. Ричард и соавторы (2014) указали на преимущества использования перекрестно-связанного геля перед введением полимера. Результаты проведенных ими полевых испытаний на месторождении Буффало-Кули подтвердили повышение нефтеотдачи на 10 - 15%. Дун и соавторы (2008) указали на то, что для месторождения Дацин без поперечного перетока, возможно добиться увеличения нефтеотдачи на 2-4% в сравнении с применением только технологии полимерного заводнения. Комбинирование технологии выравнивания профиля приемистости и метода контроля подвижности демонстрирует многообещающие результаты применения в полевых условиях, позволяя повысить степень нефтеотдачи, однако в настоящее время применению гель-частиц посвящено незначительное количество работ. В связи с этим были проведены лабораторные исследования, задача которых состояла в изучении эффективности комбинирования гель-частиц и полимера для повышения нефтеотдачи неоднородных пластов без поперечных перетоков. Для оценки эффективности комбинирования данных технологий оценивались такие факторы, как нефтеотдача, обводненность и профиль приемистости. Полученные результаты будут способствовать более широкому применению гель-частиц в комбинации с полимером для повышения нефтеотдачи на участках, не охваченных вытеснением. Механизм работы предложенного метода Серайт и Лян (1994) выделили две категории технологий с применением полимеров: традиционное полимерное заводнение и применение гелей. Как показано на Рисунке 1, гели применяются для выполнения задач, отличных от сферы применения традиционного полимерного заводнения. Конечной целью обеих технологий является повышение эффективности вытеснения нефти. В случае с традиционным полимерным заводнением вводимый раствор полимера должен как можно глубже проникнуть в низкопроницаемые участки, не охваченные вытеснением. Напротив, целью применения гелей является его проникновение как можно более глубже в высокопроницаемые слои и как можно меньше в слои с низкой проницаемостью. Полимер Низкая Низкая проницаемость проницаемость Высокая проницаемость Высокая Гель проницаемость Рисунок 1 – Разница в применении гелевых технологий и полимерного заводнения. При комбинировании данных двух технологий, как показано на Рисунке 2, можно добиться снижения объема нежелательного получения воды, увеличить нефтеотдачу, сократить объемы используемого полимера, а также повысить эффективность полимера для повышения нефтедобычи. Гель-частицы вводятся для закупоривания высокопроницаемых участков, охваченных вытеснением, полимер – для повышения нефтеотдачи низкопроницаемых зон, не охваченных вытеснением. Низкая Полимер проницаемос ть Высокая Гель-частицы проницаемость Рисунок 2— Предлагаемый вариант комбинирования гель-частиц и полимеров. 4 SPE-176728-RU Описание эксперимента Далее приведено описание материалов и оборудования, которые были использованы для проведения эксперимента на неоднородной породе без поперечных перетоков. П р е ф о р м и р о в а н н ы е г е л ь - ч а с т и ц ы . В качестве гель-частиц в рамках настоящего эксперимента использовался сверхвпитывающий полимер. Сухие частицы размером 170-200 (90-75 микрон) набухали в 1% растворе хлорида натрия (NaCl). К о н ц е н т р а ц и я р а с с о л а и в я з к о с т ь н е ф т и . В качестве рассола для увеличения объема гель-частиц использовался раствор NaCl с концентрацией 1% масс. Для насыщения модели, заполненной песком, использовалась тяжелая нефть вязкостью 195 сП при температуре 70 °F. П о л и м е р . Использовался полиакриламид с высокой молекулярной массой (FLOPAAM 3630 S, 18 миллионов Дальтон). Концентрация полимера составляла 1000 ppm в 1% растворе NaCl. М а г н и т н а я м е ш а л к а . Для ввода гель-частиц в модель неоднородного пласта, заполненную песком, использовался приемник емкостью 1200 мл и максимальной регулируемой скоростью рабочего колеса 1800 оборотов в минуту. Рабочее колесо было установлено снизу приемника, предназначенного для хранения гель-частиц, помещенного в рассол, до его ввода в модель пласта. П е с ч а н о е н а п о л н е н и е . Для получения различных степеней проницаемости моделей использовалось три размера зерен кварцевого песка. Частицы размерами 18-20, 50-60 и 100-120 были использованы для получения высокопроницаемых и низкопроницаемых слоев песчаного наполнения. Кварцевый песок был уложен в две отдельные трубки одинаковой длины и площади. Подготовка к проведению эксперимента Оборудование для проведения эксперимента было установлено в соответствии с Рисунком 3. Две трубки одинакового размера (20 см в длину и 2,7 см в диаметре) были наполнены кварцевым песком. Для ввода рассола, нефти, гель-частиц и полимера из приемников в модели пластов использовался шприцевой насос. Два преобразователя давления были установлены перед каждой моделью пласта для изменения давления нагнетания рассола, гель-частиц и полимера. На выходе из каждой модели были установлены две испытательные трубки для сбора выходящих материалов. Собранные материалы были использованы для определения степени проникновения геля в поры каждой модели. Поршень Гель- Рассол частицы Полимер Нефть Дистилированная вода Мешалка Высокая проницаемость Шприцевой насос Выходящие Низкая проницаемость материалы Рисунок 3— Схема аппарата исследования комбинированной технологии повышения нефтеотдачи Методика проведения эксперимента Для моделирования неоднородности пласта без поперечных перетоков использовались две модели, наполненные песком, испытание которых проводилось параллельно. Соотношение между высокопроницаемыми и низкопроницаемыми слоями является важным фактором, на который необходимо обращать внимание при применении гель-частиц. В рамках параллельного исследования модели неоднородного пласта было проведено три SPE-176728-RU 5 эксперимента с различным коэффициентом вариации проницаемости слоев. Коэффициент вариации проницаемости между высокопроницаемыми и низкопроницаемыми участками составил: 4, 20 и 44. Слой песка с высокой проницаемостью оставался практически неизменным для всех трех экспериментов. Напротив, слой песка с низкой проницаемостью менялся. Далее представлено краткое описание методики проведения эксперимента: П о д г о т о в к а и н а с ы щ е н и е п е с ч а н ы х м о д е л е й п л а с т а . Для получения зерен кварцевого песка различного размера в целях обеспечения желаемой степени проницаемости песчаного наполнения использовался виброгрохот. Песчаные модели пласта подвергались вакуумированию, по меньшей мере, в течение 6 часов. Затем в них вводился 1% раствор NaCl для определения объема порового пространства, пористости и проницаемости. Тяжёлая вязкая нефть вводилась из приемника в каждую песчаную модель пласта с расходом 1 мл/мин. Нефть вводилась до тех пор, пока не прекращалось получение воды, а давление нагнетания не становилось стабильным. В Таблице 1 приведены значения проницаемости, размеры зерен песка, объем порового пространства, пористость, неснижаемая водонасыщенность и начальный запас нефти для каждого эксперимента. Таблица 1—Свойства неоднородного песка для различных коэффициентов вариации проницаемости Коэффициент Проницаемость Объем порового Пористость Неснижа Начальн вариации (Дарси) пространства (гм) (%) емая ые проницаемости водонас запасы Случай № ыщеннос нефти в ть (%) пласте (см3) Высокая 21,7 35,7 33,64 25 26,70 1 4 Низкая 6,2 39,60 37,31 8 36,60 Высокая 22,4 32,60 30,72 27 21,93 2 20 Низкая 1,1 35,40 33,35 18 32,60 Высокая 22,1 41,87 34,84 26 30,8 3 44 Низкая 0,5 24,9 20,72 12 21,8 Слоя с высокой и низкой проницаемостью соединяются между собой, как показано на Рисунке 3, после чего начинается процесс заводнения. П е р в о е з а в о д н е н и е . 1% раствор NaCl вводится в слоя с высокой и низкой проницаемостью с расходом 1 мл/мин. для моделирования условий вторичной добычи нефти. Во время первого заводнения определялись значения нефтеотдачи и обводненности для слоев с высокой и низкой проницаемостью. П р и м е н е н и е г е л ь - ч а с т и ц . Увеличившиеся в 1% растворе NaCl гель-частицы с концентрацией 2000 ppm вводились в песчаные модели пласта с расходом 1 мл/мин. после завершения первого процесса заводнения. После введения 0,5 порового объема гель-частиц производился отбор нефти и воды. Кроме того, фиксировалось давление нагнетания геля для определения степени распространения геля в низкопроницаемых и высокопроницаемых слоях. В т о р о е з а в о д н е н и е . Снова производился ввод 1% раствора NaCl с тем же расходом, что и до применения гель- частиц, для исследования блокирующей способности геля для высокопроницаемых слоев. Кроме того, проводилось измерение нефтеотдачи для высокопроницаемых и низкопроницаемых слоев. П о л и м е р н о е з а в о д н е н и е . Полимер вводился в песчаные модели пластов с расходом 1 мл/мин. Был введен 1 поровый объем полимера. В ходе полимерного заводнения фиксировались давление нагнетания и образование жидкости на выходе. 6 SPE-176728-RU Ф и н а л ь н о е з а в о д н е н и е . Финальное заводнение производилось с расходом 1 мл/мин. для обоих слоев песчаного наполнения после полимерного заводнения. Для каждого слоя фиксировались давление нагнетания, нефтеотдача и обводненность. При проведении каждого эксперимента повторялись вышеприведенные процедуры. Для моделей с высокой и низкой проницаемостью определялись значения нефтеотдачи, обводненности и давления нагнетания. Результаты и анализ В данном разделе описаны измерения значений нефтеотдачи и обводненности, влияние гель-частиц на улучшение профиля приемистости, оценка способности гель-частиц блокировать водоприток после ввода гель-частиц и обработки кислотой. Измерение значения нефтеотдачи. Результаты измерения значения нефтеотдачи для циклов заводнения, ввода гель-частиц, полимерного заводнения слоев с коэффициентом неоднородности по проницаемости равным 4 приведены на Рисунке 4. Значение нефтеотдачи определялось для высокопроницаемых и низкопроницаемых слоев в зависимости от степени обводненности порового объема каждого слоя. На первом этапе заводнения был получен большой объем нефти из высокопроницаемого слоя, тогда как степень нефтеотдачи низкопроницаемого слоя, напротив, была очень низкой. Степень нефтеотдачи высокопроницаемого слоя достигла 80%. Напротив, степень нефтеотдачи низкопроницаемого слоя составила только 20%. Значения обводненности порового объема указывают на то, что высокопроницаемый слой пропустил через себя большее количество воды, чем низкопроницаемый слой. Соответственно, степень нефтеотдачи была низкой для низкопроницаемого слоя. Практически все количество введенной воды на данном этапе было направлено в высокопроницаемый слой. Более 4 поровых объемов воды было введено через высокопроницаемые слои. Напротив, менее 0,2 поровых объемов воды было введено через низкопроницаемый слой. 120  90  80  100  70  Нефтеотдача (%) Нефтеотдача (%) 80  60  50  1-ое заводнение (низкая проницаемость) 60  1st water flooding(low k) 1-ое заводнение (высокая проницаемость) 1st water flooding (High K) Во время закачки PPG геля K) прон.) 40  Во время закачки During (Low(низкая During PPGгеля K)прон.) (высокая (High 40  2nd water flooding(Low 2-ое заводнение k) (низкая проницаемость) 30  2-ое заводнение 2nd (высокая проницаемость) water flooding(High k) 3rd water flooding 3-е заводнение (low K) (низкая проницаемость) 3-е заводнение проницаемость) 20  3rd water (высокая flooding (High K) 20  Во время закачки During полимера (низкая polymer(Low k) прон.) Во время закачки During полимера (высокая polymer(High k) 4th water flooding (Low k) 4-ое заводнение (низкая проницаемость) 10  прон.) 4th water flooding 4-ое заводнение (High k) (высокая проницаемость) 0  0  0  5  10  15  20  0  1  2  3  4  5  Обводненность (ПО) Обводненность (ПО) a) Нефтеотдача для низкой проницаемости равной 6,1 Дарси б) Нефтеотдача для высокой проницаемости равной 21 Дарси Рисунок 4—Нефтеотдача для проницаемости: a) 6,1 Дарси и б) 21 Дарси. Во время ввода гель-частиц удалось добиться улучшения эффективности вытеснения неоднородных пластов, нефтеотдача низкопроницаемых слоев начала расти. Степень нефтеотдачи низкопроницаемых слоев значительно увеличилась и превысила степень нефтеотдачи высокопроницаемых слоев. Коэффициент извлечения нефти из низкопроницаемых слоев бы увеличен на 11,7%. Тогда как, коэффициент извлечения нефти из высокопроницаемых слоев вырос только на 0,2%. Большое количество гель-частиц осталось в высокопроницаемых слоях, способствуя снижения неоднородности по проницаемости между слоями. Данные гель-частицы также помогли улучшить эффективность вытеснения неоднородных слоев и увеличить количество извлекаемой нефти из низкопроницаемых слоев во время второго заводнения. Коэффициент извлечения нефти вырос значительно больше в низкопроницаемых слоях, чем в SPE-176728-RU 7 высокопроницаемых слоях. В низкопроницаемых слоях он вырос приблизительно на 60%. Напротив, коэффициент извлечения нефти из высокопроницаемых слоев остался неизменным. Результаты обводненности порового объема указывают на значительное улучшение степени заводненности низкопроницаемых слоев. В результате было извлечено значительно количество нефти из низкопроницаемых слоев. Практически весь объем воды, введенной на втором этапе заводнения, был направлен в низкопроницаемый слой. Коэффициент извлечения нефти практически не изменился на этапе полимерного заводнения для низкопроницаемых и высокопроницаемых слоев. Такие результаты могли стать следствием незначительного объема введенного полимера в низкопроницаемые и высокопроницаемые слои. Финальное заводнение проводилось в целях определения эффективности комбинирования гель-частиц с полимером для увеличения нефтеотдачи. Во время четвертого заводнения наблюдалось значительное увеличение степени извлечения нефти для низкопроницаемых и высокопроницаемых слоев. Из низкопроницаемых слоев удалось извлечь значительно больший объем нефти, чем из высокопроницаемых слоев. Коэффициент извлечения нефти для низкопроницаемых слоев вырос на 5%, тогда как, для высокопроницаемых слоев он остался неизменным. На Рисунке 5 показаны значения нефтеотдачи в зависимости от общего порового объема закачки. Нефтеотдача подсчитывалась как для низкопроницаемых, так и для высокопроницаемых слоев. Коэффициент извлечения нефти для обоих слоев до ввода гель-частиц составил приблизительно 45%. После ввода гель-частиц он значительно вырос и достиг приблизительно 85%. Третий цикл заводнения был проведен после того, как в модель неоднородного пласта была введена кислота, однако на данном этапе увеличение нефтеотдачи отмечено не было. Цель применения кислоты объясняется ниже. После полимерного заводнения коэффициент извлечения нефти снова вырос приблизительно на 5%. Окончательный коэффициент извлечения нефти достиг приблизительно 95%. Окончательная степень нефтеотдачи после применения гель-частиц в комбинации с полимером выросла приблизительно в два раза по сравнению со значениями, полученными до применения данной комбинации. 100  90  80  70  заводнение (общая проницаемость) Нефтеотдача (%) 1-оеwater 1st flooding (Total K) 60  Во время закачки гель-частиц (общая During PPG (Total K) проницаемость) 50  2-ое заводнение 2nd (общая проницаемость) water flooding(Total k) 40  3-е заводнение 3rd (общая проницаемость) water flooding (Total K) Во время закачки полимера (общая 30  During polymer (Total k) проницаемость) 4th заводнение 4-оеwater (общая проницаемость) flooding (Total k) 20  10  0  0  2  4  6  8  10  12  Поровый объем закачки (ПО) Рисунок 5—Нефтеотдача слоев с низкой и высокой проницаемостью. Измерение обводненности. Результаты измерения обводненности, полученные в ходе циклов заводнения, ввода гель-частиц, полимерного заводнения слоев с коэффициентом вариации проницаемости равным 4 показаны на Рисунке 6. Во время первого заводнения процент обводненности значительно вырос после нагнетания 1 порового объема рассола. Он стабилизировался после ввода 2 поровых объемов рассола. К концу первого заводнения степень обводненности превышала 90%. После ввода гель-частиц степень обводненности резко упала до менее чем 60%. После возобновления заводнения степень обводненности выросла до приблизительно 80%. Значение степени обводненности на втором этапе заводнения варьировалось между 80 и 90%. Степень обводненности на данном этапе была значительно ниже, чем на первом этапе заводнения до ввода гель-частиц. Данное уменьшение степени обводненности говорит о том, что 8 SPE-176728-RU гель-частицы эффективно блокировали каналы воды и перенаправляли поток воды таким образом, чтобы достичь большего извлечения нефти из низкопроницаемых слоев. После полимерного заводнения были введены оставшиеся объемы воды. Наблюдалось значительное уменьшение степени обводненности. Степень обводненности снова упала до приблизительно 80%. Она вернулась на уровень 100% в конце процесса заводнения. Данное снижение степени обводненности привело к увеличению нефтеотдачи из слоев. 120  100  Обводненность (%) 80  заводнение 1-оеwater 1st flooding Во время закачки гель-частиц During PPG 60  2-ое заводнение 2nd water flooding 3rd water flooding 3-е заводнение 40  Во время polymer During закачки полимера 20  4th 4-оеwater flooding заводнение 0  0  2  4  6  8  10  12  Поровый объем закачки (ПО) Рисунок 6—Обводненность для коэффициента вариации проницаемости равного 4. Влияние коэффициента вариации по проницаемости. В целях изучения влияния коэффициентов вариации проницаемости на изменение степени нефтеотдачи было проведено несколько экспериментов с различными диапазонами коэффициентов вариации проницаемости. Полученные результаты по нефтеотдачи для коэффициента вариации проницаемости равного 4 были сопоставлены с результатами по нефтеотдачи для коэффициента вариации проницаемости равного 20 и 44. Результаты по нефтеотдаче, полученные для каждого коэффициента вариации проницаемости на этапах заводнения, ввода гель- частиц, полимерного заводнения приведены в Таблице 2. Кроме того, в данной таблице представлены значения коэффициента прироста нефтеотдачи и окончательные коэффициенты извлечения нефти. Коэффициент прироста нефтеотдачи был рассчитан на основании соотношения увеличения степени извлечения нефти для низкопроницаемых и высокопроницаемых слоев. Прирост нефтеотдачи после ввода гель − частиц или полимера с гель − частицами для низкопроницаемых слоев  Коэффициент прироста нефтеотдачи =   Прирост нефтеотдачи после ввода гель − частиц или полимера с гель − частицами для высокопронрц аемых  с ев (1) Значения коэффициента прироста были использованы для определения того, при каком коэффициенте проницаемости гель-частицы или полимер были бы более эффективны для увеличения степени извлечения нефти из низкопроницаемых слоев, не охваченных вытеснением. Значения прироста коэффициента извлечения нефти указывают на то, что высокий коэффициент вариации проницаемости в результате способствовал увеличению коэффициента извлечения нефти, по сравнению с низким коэффициентом вариации проницаемости. Способность гель-частиц приводить к росту количества извлекаемой нефти из низкопроницаемых слоев увеличивалась с ростом коэффициента вариации проницаемости. При коэффициенте вариации проницаемости равном 4 прирост нефтеотдачи после ввода гель-частиц в низкопроницаемых слоях составил SPE-176728-RU 9 4,6 (92,1/20), тогда как, он был равен 1 (80,2/80) в высокопроницаемых слоях. Таким образом, коэффициент прироста извлечения нефти составил 4,6 (4.6/1). Коэффициент прироста извлечения нефти вырос до 31,5 и 40 с увеличением коэффициента вариации проницаемости, соответственно, до 20 и 44. Данные результаты лабораторных исследований соответствуют ранее полученным результатам моделирования, проведенного Имкамом и соавторами в 2015 году. Результаты лабораторных исследований и моделирования указывают на то, что ввод гель-частиц значительно повышал степень извлечения нефти из неохваченных вытеснением низкопроницаемых слоев, при том что слои проницаемости становились более неоднородными. Коэффициент прироста извлечения нефти продолжал расти после комбинирования гель-частиц с полимерным заводнением. Он увеличивался вместе с ростом неоднородности пласта по проницаемости. Коэффициент прироста извлечения нефти вырос до 4,8, 41, и 62,1 для коэффициента вариации проницаемости равного 4, 20 и 44, соответственно. Таблица 2—Значения коэффициентов вариации проницаемости. Коэффициент прироста Степень извлечения нефти (%) извлечения нефти Коэффициент Итоговая Во Посл Во После После ввода вариации Проницаемос До После степень время е время ввода гель-частиц и проницаемос ть, Дарси ввода ввода После извлечения ввода ввода ввода ввода гель- полимера ти гель- гель- полимер нефти, % гель- кисло полимер а частиц частиц частиц частиц ты а Высокая 21,7 80 80,1 80,2 80,2 80,2 80,2 4 4,6 4,8 86 Низкая 6,2 20 31,7 92,1 92,1 92,1 97,1 Высокая 22,4 74 74 74 74 74 89,1 20 31,5 41 66,7 Низкая 1.1 1,9 1,9 60 93,1 93,1 93,8 Высокая 22,1 52,2 52,2 53 53,2 53,2 70,6 44 40 62,1 45,8 Низкая 0,5 0,9 0,9 36 39 39 75,6 В таблице также представлены значения итоговой степени извлечения нефти для низкопроницаемых и высокопроницаемых слоев. Результаты анализа тенденций отличались от коэффициентов прироста извлечения нефти. Итоговые значения степени извлечения нефти свидетельствуют об увеличении степени извлечения нефти при снижении коэффициента вариации проницаемости. В слоях с более низким коэффициентом вариации проницаемости или в более однородных слоях вода распределялась более равномерно, чем в слоях с высоким коэффициентом вариации проницаемости. Во время первого заводнения наблюдалась высокая степень извлечения нефти. Она была замечена до ввода гель-частиц. Степень извлечения нефти во время первого заводнения составила 52,2% для коэффициента вариации проницаемости равного 44. Она увеличилась до 80% при падении коэффициента вариации проницаемости до 4. Оценка выравнивания профиля приемистости после ввода гель-частиц Нагнетание воды в пласт является одной из наиболее распространенных проблем, возникающих в скважинах, ввиду неоднородности пласта. Профиль приемистости определялся в целях оценки изменения объема нагнетания воды в высокопроницаемых и низкопроницаемых пластах после ввода гель-частиц. Он представляет собой соотношение итогового объема получаемой нефти и воды из каждого слоя и итогового объема нагнетания рассола. Может быть рассчитан по следующей формуле: рофиль пр емистости 1 (2) где Vp общий объем жидкости, полученной для каждого слоя, Vi общий объем закаченной воды. 10 SPE-176728-RU Значения профиля приемистости свидетельствуют об изменении процесса заводнения в результате ввода гель-частиц. Они предоставляют количественные значения полученных объемов жидкости на первом этапе заводнения, при вводе гель-частиц, во время полимерного заводнения и на втором этапе заводнения. Если профиль приемистости плавно увеличился до 100%, это означает, что закачка воды через данный конкретный слой начала расти. Если он плавно уменьшился до менее чем 100%, это означает, что закачка воды через данный конкретный слой начала падать. Если он равен 100%, это означает, что весь объем закаченной воды прошел через слой. Профиль приемистости для первого этапа заводнения, ввода гель-частиц, а также второго этапа заводнения для коэффициента вариации проницаемости равного 4 показан на Рисунке 7. Во время первого заводнения отмечалась низкая приемистость. Для низкопроницаемого слоя отмечался низкий профиль приемистости. Профиль приемистости был менее 5% в низкопроницаемом слое, т.е. менее 5% общего количества закаченной воды, использованной на первом этапе заводнения, поступило в низкопроницаемый слой. Напротив, в высокопроницаемом слое профиль приемистости превысил 90%. Т.е. более 90% от общего количества закаченной воды поступило в высокопроницаемый слой. Такой большой объем закачки воды в высокопроницаемый слой позволил добиться высокого уровня нефтеотдачи, как показано на Рисунке 4. Профиль приемистости низкопроницаемых слоев начал увеличиваться после воздействия на пласт с неоднородной проницаемостью гель-частиц. Профиль приемистости высокопроницаемых слоев снизился приблизительно на 10%, тогда как в низкопроницаемых слоях он увеличился приблизительно на 3%. Изменение профиля приемистости свидетельствует о том, что гель-частицы последовательно закупоривали зону высокой проницаемости и перенаправляли поток закачиваемой воды в низкопроницаемый слой. После завершения воздействия на пласт гель-частиц удалось добиться значительного выравнивания профиля приемистости. Приемистость низкопроницаемого слоя начала расти на втором этапе заводнения; в это же время она начала снижаться в высокопроницаемом слое. Таким образом, гель-частицы эффективно перенаправили основной объем закачиваемой воды для вытеснения нефти из низкопроницаемых слоев со значительными остаточными запасами нефти. Закачка воды в низкопроницаемый слой значительно увеличилась и превысила объем закачиваемой воды в высокопроницаемый слой. Приблизительно 60% закачиваемой воды начало поступать в низкопроницаемый слой, для высокопроницаемого слоя это значение упало до приблизительно 30%. Таким образом, гель-частицы смогли эффективно перенаправить более 60% закачиваемой воды в низкопроницаемый слой и добиться вытеснения большего количества нефти из неохваченного вытеснением слоя. 100  80  Профиль приемистости (%) 1st1-ое заводнение Water (низкая flooding проницаемость) (Low K) 60  1st1-ое заводнение Water flooding проницаемость) (High (высокая K) During PPG Во время (Low закачки K) гель-частиц (низкая прон.) During PPG (High K) Во время закачки гель-частиц (высокая прон.) 40  2nd 2-оеWater flooding заводнение (низкая(Low K) проницаемость) 2nd 2-оеWater Flooding заводнение (высокая(High K) проницаемость) 20  0  0  100  200  300  400  500  Объем закачки (мл) Рис. 7— Профиль приемистости для коэффициента вариации проницаемости равного 4. Профиль приемистости был также определен для коэффициента вариации проницаемости равного 20 и 44. Окончательные результаты определения профиля приемистости до и после воздействия на пласт гель-частицами для различных коэффициентов вариации проницаемости представлены в Таблице 3. В результате воздействия на пласт гель-частицами удалось добиться значительного увеличения объема закачиваемой воды в низкопроницаемый слой. Профиль проницаемости низкопроницаемого слоя значительно изменился в результате влияния вариации SPE-176728-RU 11 проницаемости. Высокий коэффициент вариации проницаемости характеризовался более высокой степенью выравнивания профиля приемистости, чем низкий коэффициент вариации проницаемости. Таблица 3— Окончательное выравнивание профиля приемистости для трех вариаций проницаемости. Профиль приемистости,% Прирост профиля Коэффициент вариации Проницаемость, До воздействия гель- После воздействия приемистости в проницаемости Дарси частиц гель-частиц низкопроницаемом слое Высокая 21,7 90 34 4 Низкая 6,2 5 63 12 Высокая 22,4 83 80 20 Низкая 1,1 0,5 15 30 Высокая 22,1 88 55 44 Низкая 0,5 0,1 33,6 336 Оценка блокирующей способности гель-частиц в низкопроницаемых и высокопроницаемых слоях В данном разделе описывается измерение давления нагнетания, блокирование гель-частицами потока воды, воздействие соляной кислоты на блокирующую способность геля. Измерение давления нагнетания Давление нагнетания во время заводнения и закачки гель-частиц при коэффициенте вариации проницаемости слоя равном 4 показано на Рисунке 8. Перепад давления во время первого заводнения немного отличался для низкопроницаемого и высокопроницаемого слоев. Такая разница в значениях давления вполне ожидаема и связана с разницей в проницаемости слоев. Давление нагнетания выровнялось приблизительно на значении 0,25 фунта на квадратный дюйм для данного цикла. Во время закачки гель-частиц давление нагнетания значительно выросло по сравнению с давлением нагнетания предыдущего этапа заводнения. Оно резко выросло как в низкопроницаемом, так и в высокопроницаемом слое. Значение давления было ниже для низкопроницаемого слоя. Давление нагнетания достигло значения равного 5,2 фунтов на квадратный дюйм в высокопроницаемом слое, 4,9 – в низкопроницаемом слое. На втором этапе заводнения давление нагнетания воды начало падать после воздействия на пласт гель- частиц. Его значение выровнялось на значении приблизительно равном 0,5 порового объема закачки воды. Однако давление нагнетания второго этапа заводнения было выше, чем давление нагнетания первого этапа заводнения. Давление нагнетания после закачки гель-частиц в 6 раз превысило давление нагнетания до закачки гель-частиц. Третий этап заводнения был произведен после закачки HCl в неоднородный пласт без поперечного перетока. Давление нагнетания воды резко упало на начальном этапе третьего заводнения. При закачке первого порового объема воды давление нагнетания упало до исходного значения давления нагнетания. Давление нагнетания начало последовательно увеличиваться с увеличением порового объема закачиваемой воды. Данное увеличение давление было связано с механизмом набухания гель-частиц (Имкам и соавторы 2014). Давление нагнетания продолжило увеличиваться и зафиксировалось на значении 0,75 фунтов на квадратный дюйм. Давление нагнетания по прежнему осталось ниже, чем ранее зафиксированное значение давления нагнетания после воздействия на пласт гель-частиц. 12 SPE-176728-RU 10  Высокая High прон. (до закачки k (Before PPGгеля)Injection) Высокая High K прон. (во время (During PPGзакачки геля) Injection) High K (After Высокая PPG прон. (после Injection) закачки геля) Low k прон. Низкая (Before PPG (до закачки Injection) геля) 8  Давление нагнетания (фунт на кв. Low K (During PPG Injection) Низкая прон. (во время закачки геля) Low k прон. Низкая (After PPG (после Injection) закачки геля) High K (After Высокая HCl прон. (после Soaking) закачки HCl) Low k прон. Низкая (After HCl (после Soaking) закачки HCl) дюйм) 6  4  2  0  0  2  4  6  8  10  12  Поровый объем закачки (ПО) Рис. 8—Давление нагнетания для коэффициента вариации проницаемости равного 4. Блокирующая способность гель-частиц в низкопроницаемых и высокопроницаемых слоях Гель-частицы не только блокировали высокопроницаемые слои, но и в небольшом количестве образовали гелевую пленку на низкопроницаемых слоях. В данном разделе обсуждается способность гель-частиц снижать проницаемость как низкопроницаемых, так и высокопроницаемых слоев во время воздействия геля на пласт. Влияние гель-частиц может быть изучено путем измерения стабильного давления нагнетания воды до и после воздействия гель-частиц на пласт. Значения давления нагнетания были использованы для определения коэффициента остаточного сопротивления и блокирующей способности. Блокирующая способность определяется по следующему уравнению: Блокирующая способность 1 Блокирующая способность представляет собой процентное количественное выражение степени снижения проницаемости в результате воздействия гель-частиц на пласт. Результирующие значения блокирующей способности могут быть использованы, чтобы выяснить, в каких количествах гель-частицы проникли в низкопроницаемые слои. Давление нагнетания до, во время и после закачки гель-частиц приведено в Таблице 4. Результаты свидетельствуют о том, что блокирующая способность гель-частиц была выше в высокопроницаемых слоях, чем в низкопроницаемых слоях. При коэффициенте вариации проницаемости равном 4 блокирующая способность была равна 86% в высокопроницаемых слоях и 84% в низкопроницаемых слоях. Блокирующая способность гель-частиц в высокопроницаемых слоях становилась выше с увеличением коэффициента вариации проницаемости. Таким образом, более высоких результатов выравнивания профиля приемистости удастся добиться в породах, характеризующихся высокой неоднородностью. Блокирующая способность гель-частиц после воздействия соляной кислоты Полученные результаты также свидетельствуют о воздействии закачки гель-частиц на низкопроницаемые слои. В поверхностный слой песка была закачена соляная кислота для того, чтобы снизить воздействие геля на низкопроницаемый слой. На основании предшествующего исследования (Имкам и соавторы 2014 b) было установлено, что очень небольшого количества HCl будет достаточно для того, чтобы устранить гелевую корку. Соответственно, в прототип неоднородного пласта с поперечными перетоками была закачена соляная кислота в количестве 0,1 ПО. Третий этап заводнения производился с расходом воды равном 1 мл/мин. для того, чтобы установить улучшение проницаемости в низкопроницаемом слое. Значения давления, показанные в Таблице 4 (пятая колонка), были получены во время третьего заводнения после воздействия кислоты на пласт. Блокирующее воздействие гель-частиц на низкопроницаемый слой было снижено для всех коэффициентов вариации проницаемости. Данное снижение было особенно ярко выражено для коэффициента равного 4; блокирующая способность гель-частиц снизилась приблизительно на 10% после воздействия кислоты. Однако блокирующая способность гель-частиц в высокопроницаемом слое упала незначительно. Данное незначительное изменение указывает на то, что влияние соляной кислоты на выравнивание профиля приемистости высокопроницаемых слоев было очень небольшим. SPE-176728-RU 13 Таблица 4— Блокирующая способность гель-частиц после воздействия на пласт гель-частиц и соляной кислоты Проницаемос Абсолютная Коэффициент ть проницаемос Стабильное давление нагнетания, остаточного Блокирующая ть (Дарси) фунты на кв. дюйм сопротивления воды способность, % (Frrw) Коэффициен После После После До закачки После После После т вариации закачки закачки закачки гель- закачки закачки закачки гель- гель- гель- частиц кислоты кислоты кислоты частиц частиц частиц Высокая 21,7 0,2 1,52 0,99 7,6 4,95 86 79 4 Низкая 6,2 0,24 1,53 0,86 6,37 3,58 84 72 Высокая 22,4 0,2 6,83 6,7 34,15 33,5 97 97 20 Низкая 1,1 0,4 6,83 6,7 17,07 16,7 94 94 Высокая 22,1 0,05 5,16 4,04 103,2 80,8 99 98,7 44 Низкая 0,5 0,26 4,54 3,9 17,4 15 94 93 Заключение В данной работе рассматривался вопрос использования гель-частиц и полимера в целях увеличения нефтеотдачи неохваченных вытеснением низкопроницаемых зон. В рамках испытания рассматривались три различных диапазона вариации проницаемости. Определялись значения нефтеотдачи, обводненности, профиля приемистости, а также блокирующая способность гель-частиц. В результате исследования были сделаны следующие выводы: Комбинирование гель-частиц с полимером позволило повысить степень извлечения нефти как для низкопроницаемых, так и для высокопроницаемых слоев, однако большее количество нефти удалось извлечь из низкопроницаемых, неохваченных вытеснением слоев. Степень извлечения нефти менялась в зависимости от коэффициента вариации проницаемости пород. После закачки гель-частиц удалось добиться значительного увеличения степень извлечения нефти из низкопроницаемых слоев. Прирост извлечения нефти значительным образом зависел от коэффициента вариации проницаемости. Для закачки гель-частиц предпочтителен высокий коэффициент вариации проницаемости. Способность гель-частиц увеличивать эффективность вытеснения увеличивалась с ростом неоднородности пласта по проницаемости. После воздействия на пласт гель-частиц и проведения полимерного заводнения обводненность уменьшилась как для высокопроницаемых, так и для низкопроницаемых слоев. Однако снижение обводненности было более значительным для низкопроницаемых слоев, чем для высокопроницаемых слоев. После закачки гель-частиц профиль приемистости в неохваченных вытеснением низкопроницаемых слоях значительно улучшился. Профиль приемистости при высоком коэффициенте вариации проницаемости выровнялся значительно больше, чем при низком коэффициенте вариации проницаемости. Значения давления нагнетания, измеренные после закачки гель-частиц, для всех коэффициентов вариации проницаемости были выше, чем значения давления нагнетания до закачки гель-частиц. Блокирующая способность гель-частиц в высокопроницаемых слоях была выше, чем блокирующая способность гель-частиц в низкопроницаемых слоях. Блокирующая способность в высокопроницаемых слоях увеличивалась с ростом коэффициента вариации проницаемости. С помощью соляной кислоты удалось снизить блокирующую способность гель-частиц в низкопроницаемых слоях. Соляная кислота не оказала большого негативного воздействия на результаты выравнивания приемистости в высокопроницаемых слоях. 14 SPE-176728-RU Список литературы Бай Б., Лю. И., Костэ Дж.-П., Ли Л. 2007b. Преформированные гель-частицы для выравнивания профиля приемистости: механизмы проникновения через пористые среды. SPE Res Eval & Eng 10 (2): 176–184. SPE-89468-PA. Doi: 10.2118/89468- PA. Дун Х.З; Фан С.Ф.; Ван Д.М; Ван Цз. И.; Лю З.; Хоу, Х. 2008. Описание опыта применения и управления процессом полимерного заводнения на примере месторождения Дацин. Документ SPE 114342, представленный на Симпозиуме SPE/DOE, посвященном усовершенствованным технологиям нефтеизвлечения, г.Талса, 19–23 апреля. Doi: 10.2118/114342-MS. Имкам А., Бай Б., Аль-Рамадан М. и соавторы 2014a. Проникновение преформированных гель-частиц через открытые каналы во время операций по выравниванию профиля приемистости. SPE-169107-PA. http://dx.doi.org/10.2118/169107-PA. Имкам А., Бай Б. 2015. Оптимизация прочности и размера преформированных гель-частиц в целях усовершенствования операций по выравниванию профиля приемистости. Fuel Journal; 148: 178–185. http://dx. doi:10.1016/j.fuel.2015.01.022. Имкам А., Элю Х., Мухаммед Ф., Бай Б. 2014b. Применение соляной кислоты в целях усовершенствования операций по выравниванию профиля приемистости с использованием гель-частиц. Документ SPE- 172352, представленный на ежегодной международной конференции и выставке SPE в Нигерии, 5-7 августа, Лагос, Нигерия. http://dx.doi.org/10.2118/172352-MS. Имкам А., Бай Б., Сюн Ц., Вэй М., Делшад М., Сепемури К. 2014c. Характеристика неравномерного распределения проницаемости гель-частиц в трещинах. Документ SPE 171531, представленный на азиатско-тихоокеанской конференции и выставке нефтегазовой промышленности общества SPE, г. Аделаида, Австралия, 14–16 октября. Имкам А., Гударзи А., Делшад М., Бай Б., Элю Х. 2015. Разработка механического цифрового моделирующего устройства для моделирования применения преформированных гель-частиц в неоднородных пластах без поперечных перетоков. Документ SPE 175058, представленный на ежегодной технической конференции и выставке общества SPE, г. Хьюстон, США, 28-30 сентября. Мухаммед Ф., Бай Б., Имкам А., Альмансур А., Преформированные гель-частицы-усовершенствованное поверхностно- активное вещество, позволяющее повысить нефтеизвлечение на карбонатных трещиноватых коллекторах. Документ SPE 170067, представленный на конференции по технологиям добычи тяжелой нефти общества SPE, Альберта, Канада, 10–12 июня 2014 года. http://dx.doi.org/10.2118/170067-MS Ричард Б., Кристал Л., Тим С., Стивен В. 2014. Комбинирование технологии выравнивания профиля приемистости с методом контроля подвижности для увеличения коэффициента извлечения. Документ SPE 169046, представленный на Симпозиуме SPE/DOE, посвященном усовершенствованным технологиям нефтеизвлечения, г.Талса, 12-16 апреля. Doi: 10.2118/169046-MS Серайт Р.С. и Лян Цз..: «Изучение практического применения гелей для ограничения водопритока», документ SPE 26991 , представленный на 3-ей конференции общества инженеров-нефтяников в странах Латинской Америки и Карибского бассейна 1994 года, Буэнос-Айрес, апрель 27-29. Чжан Х., Бай Б. 2011 Проникновение преформированных гель-частиц через открытые трещины и их воздействие на водоприток. Журнал SPE 16(2): 388-400. SPE-129908-PA. DOI: 10.2118/129908-PA.