книги / Физико-геологические проблемы остаточной нефтенасыщенности

всех методов следует считать недостаточную их обоснованность, идущую от не вполне ясного представления о процессах образования ОНН, про­ цессах, происходящих в прискважинной зоне при вскрытии пласта, отборе керна, подъеме его на поверхность, при технологических операциях проведения ГИС. Реальная точность оказывается весьма низкой. Некоторые методы потенциально обладают достаточно высокой точ­ ностью (например, метод определения по керну с сохранением давления). Наиболее обоснованными являются методы отбора керна с сохранением давления, индикаторный метод обратной промывки и импульсно­ нейтронный каротаж в сочетании с технологией каротаж-закачка-каро- таж. При применении любого метода во вновь пробуренных скважинах требуется очень аккуратно проводить операции вскрытия с целью сохранения ОНН в прискважинной зоне и в извлекаемом керне. Несмотря на высокую стоимость методов определения ОНН, особенно метода отбора керна с сохранением пластового давления, рекомендуется комплексирование различных методов.

Промыслово-геофизические данные, гидродинамические исследования и анализ результатов лабораторной обработки керна, взятые в отдельности, как правило, не могут обеспечить достаточную степень надежности определения ОНН коллектора. Поэтому наиболее эффективно опреде­ ление этого параметра на основе комплексирования результатов промыслово-геофизических, гидродинамических исследований и анализа керна.

Наиболее широко применяемым при оценке ОНН околоскважинной зоны является комплекс промыслово-геофизических исследований, про­ водимый во вновь пробуренных в заводненной зоне скважинах. Старые добывающие скважины часто бывают неподготовлены для геофизических исследований: пласты перекрыты насосно-компрессорными трубами, осадками-отложениями, отсутствует зумпф, затруднено также иссле­ дование скважин, переведенных на механизированный способ добычи.

Практически данные геофизических исследований скважин позволяют строить карты заводнения ОНН и текущей нефтенасыщенной мощности. Методы контроля путем закачки индикатора позволяют установить точные пути перемещения фронта вытеснения и изменение проницаемости коллектора по площади: метод анализа керна с сохранением давления - определить режим (газожидкостный или смешивающийся), при кото­ ром происходит процесс вытеснения нефти углекислым или другим га­ зом.

Одним из направлений повышения точности и информативности прогноза и оценки остаточного нефтенасыщения является разработка способов и методик учета условий вытеснения нефти при определении ОНН на основе динамических моделей. Неучет существенно меняющихся при воздействии условий вытеснения приводит к несопоставимости оценок остаточного нефтенасыщения, полученного различными способами. Что бы принять во внимание изменение таких факторов, как скорость вы­ теснения, смачиваемость, вязкость, целесообразно использовать дина­ мические модели и связи ОНН с комплексными параметрами, харак­ теризующими отношение капиллярного перепада давлений к гидро­

динамическому в условиях образования остаточной нефти. Учет условий вытеснения позволяет не только повысить точность и сопоставимость прогнозных оценок ОНН, но и разделить остаточную нефтенасыщенность на сорбированную и капиллярно-защемленную и другие составляю­ щие.

Сравнение величин ОНН при обычном заводнении и после применения методов повышения нефтеотдачи также необходимо проводить, принимая во внимание изменяющиеся условия вытеснения. Это позволит более точно решать вопрос об эффективности применения методов повышения нефтеотдачи пластов.

Методы контроля за процессами воздействия на пласт в целях увеличения нефтеотдачи и оценки их эффективности находятся в начальной стадии своего развития, поскольку сами МПН только начинают широко внедряться в практику нефтедобычи.

Эффективность различных мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов оценивают путем сравнения показателей разработки опытного и контрольного участков, сопоставления фактических промысловых данных применения МПН с экстраполированными показателями базового метода разработки этого же участка и определения нефтенасыщенности разрабатываемого пласта до и после реализации МПН.

Выбрать для сравнения абсолютно идентичные по геолого-техничес­ ким условиям участки на нефтяном месторождении очень трудно. Увеличение нефтеотдачи пластов при применении освоенных МПН не превышает 5-15%, что лежит в пределах погрешности за счет различия геолого-технических условий опытного и контрольного участ­ ков.

Для определения эффективности методов воздействия на пласт при­ меняют различные геолого-математические модели, созданные на основе геолого-физической и технологической характеристики пласта и истории разработки. Однако неизученность и непредсказуемость многих явлений, сопутствующих процессам вытеснения нефти с помощью методов повы­ шения нефтеотдачи, снижает точность физического и математического моделирования этих процессов. В связи с этим возрастает ценность информации об ОНН, полученной непосредственно в пластовых усло­ виях.

Трудности при определении истинного распределения нефти, остав­ шейся в пласте после разработки залежи на естественном режиме или после заводнения, очевидны. Оценка же ОНН после реализации МПН еще более усложняется. Возникают побочные явления в виде образования солей и других твердых отложений, увеличивается вероятность прорывов закачиваемых агентов (пара, газов), осложнений из-за коррозии. Управ­ ление процессом закачки вытесняющего агента, а также своевременное проведение необходимых мероприятий для обеспечения оптимального фронта вытеснения в этих условиях еще более затруднительно, чем при обычном заводнении. Однако следует отметить, что условия контроля за разработкой нефтяных месторождений (и в частности оценки ОНН) характеризуются значительным усложнением объектов - преиму­ щественное исследование плотных коллекторов с высокой глинистостью,

карбонатных коллекторов или коллекторов сложного литологического состава, со сложной геометрией порового пространства, промытых пресными или высокоминерализованными водами.

В этих условиях для точных количественных определений ОНН коллектора большинство имеющихся и практически широко применя­ емых методов в силу их низкой разрешающей способности не пригод­ ны.

Особенно это относится к методам оценки ОНН при реализа­ ции проектов тепловых и физико-химических методов увеличения нефте­ отдачи пластов, поскольку последние в основном применяются в осложненных физико-геологических условиях и низкопродуктивных кол­ лекторах. Геофизические исследования еще более затрудняются из-за наличия различных физических и химических процессов, возникающих в пласте при закачке в пласт пара, химреагентов (по­ лимеров, ПАВ, кислот и др.) и газов. Погрешности, вносимые этими процессами при определении нефтенасыщенности, изучены пока очень слабо.

При применении физико-химических и тепловых методов повышения нефтеотдачи для оценки остаточного нефтенасыщения после воздействия эффективна система каротаж-закачка-каротаж с использованием ядерногеофизических методов. Оценки необходимо сочетать с тщательным контролем за качеством вскрытия и состоянием прискважинной части пласта. Использование этой системы открывает возможность оценки остаточной нефтенасыщенности, характеризующей эффективность про­ цессов внутрипластового горения.

За рубежом развитию методов оценки ОНН особенно при применении методов повышения нефтеотдачи придают огромное значение. Имеются примеры осуществления мелкомасштабных проектов с применением МПН, целью которых является только совершенствование способов контроля за процессом вытеснения нефти и определение их эффектив­ ности.

Наиболее распространенными способами оценки ОНН в настоя­ щее время за рубежом являются: отбор керна с сохранением давления из специально пробуренных скважин, геофизические методы, закачка в пласт индикаторов и гидродинамические методы. Причем оценка ОНН применяется до начала реализации проекта, в процессе его и пос­ ле завершения. Весьма перспективными считаются: метод отбора керна с использованием губчатых прокладок и двойной индук­ ционный каротаж в скважинах, обсаженных трубами из стеклово­ локна.

Некоторые материалы, приведенные в книге, показывают, что имеются противоречия1между принятыми в промысловой практике пред­ ставлениями об ОНН, в частности используемыми при проектировании разработки и подсчете извлекаемых запасов, и фактическими резуль­ татами изучения этого параметра. Так, результаты изучения величины ОНН с помощью отбора керна с сохранением пластовых условий и анализа ОНН околоскважинной зоны геофизическими методами ука­ зывают на повышение значения ОНН по сравнению с принимаемыми при

проектировании разработки. Кроме того, функциональные зависимости ОНН от условий вытеснения также не учитываются в проектах разработки и при подсчете запасов.

Все это предопределяет необходимость проведения дальнейших исследований по проблеме. Необходимо, в частности, создание струк­ турных динамических моделей ОНН в различных геолого-промысловых условиях, разработка на их основе методов структуризации остаточных запасов, разработка способов идентификации практической и фактической ОНН, дальнейшее развитие методов оценки и прогноза ОНН с учетом многообразия ее форм и решение целого ряда других проблем.

Так весьма важной не только для оценки остаточной нефтенасыщенности и остаточных запасов, но и для понимания характера про­ цессов вытеснения в пласте является проблема создания динамических моделей остаточной нефтенасыщенности заводненных зон в межскважин­ ном пространстве. В особенности это относится к физико-химическим и тепловым процессам повышения нефтеотдачи, так как не вызывает сом­ нений, что достоверность получаемых при этом их наблюдательных или каких-либо иных скважин оценок ОНН всего пласта весьма низка.

При проектировании физико-химических методов МПН предполагает­ ся, что характер фильтрации в пласте (поле давлений и поле скоростей) остается таким же, как при обычном заводнении. Большое количество неудачных проектов МПН заставляет усомниться в таком подходе.

Как указывалось выше, фазовая проницаемость для воды за фронтом заводнения зависит от величины остаточной нефтенасыщенности, которая в свою очередь является функцией условий вытеснения. На основании этого мы разрабатываем двумерные математические модели стационар­ ной и нестационарной фильтрации, описывающие распределение остаточ­ ной нефти в межскважинной зоне пласта при различных технологиях раз­ работки и доизвлечения остаточной нефти.

Результаты моделирования на этих моделях показывают, что в усло­ виях применения в пласте МПН неоднородность поля скоростей вытес­ няющей фазы приводит к различной степени доотмыва остаточной нефти в разных частях пласта и к возникновению, наряду с существующей, дополнительной неоднородности, которую можно назвать геометрической. Такое техногенное поражение пласта, как и в случае вязкостной неустой­ чивости, приводит к прорыву основной массы воды по кратчайшим линиям тока, соединяющим нагнетательную и добывающую скважины.

Моделирование доотмыва остаточной нефти в пласте, неоднородном по разрезу, приводит к похожему результату: в более проницаемых пропласт­ ках образуется канал с повышенной фазовой проницаемостью для воды.

Проведенные исследования показывают, что применение МПН, осно­ ванных на уменьшении межфазного натяжения или интенсификации закач­ ки и отбора, приводит к усилению неоднородности пласта и движению основной массы воды по более проницаемым пропласткам. В связи с этим особую значимость при обосновании технологий доизвлечения остаточной нефти приобретают закономерности распределения остаточной нефти на этапе первоначального заводнения.

Реальные геологические объекты характеризуются различной сгепе-

нью неоднородности минералогического состава и фильтрационноемкост­ ных свойств. Геологические параметры объектов описываются как быстроменяющимися функциями, так и функциями, имеющими разрывы первого рода. Такая неоднородность приводит к возникновению концевых эффектов при вытеснении нефти, что, в свою очередь, оказывает влияние на структуру остаточных запасов. В настоящее время проводятся исследования состояния остаточной нефти в пласте с различным харак­ тером неоднородности.

Неоднородность изучаемого объекта также может быть связана с неустойчивостью вытеснения, что особенно характерно для высоковязких нефтей. При неустойчивом вытеснении наблюдается неоднородность фронта вытеснения, возникают "языки" вытесняющей фазы, которые с течением времени растут и расщепляются, образуя фрактальные струк­ туры. Направление, связанное с применением фрактальной геометрии при неустойчивом вытеснении углеводородов, открывает новые возможности для количественной оценки остаточных запасов обводненных месторож­ дений. Кроме того, поскольку фрактальные структуры обладают опреде­ ленной автомодельностью, то можно ожидать, что из огромного числа геологических параметров, оказывающих влияние на фильтрацию жидкос­ ти в пористой среде, будет выделен ряд независимых величин, полностью определяющих меру и размерность фрактальных образований, а это в свою очередь приведет к решению проблемы оценки состояния остаточ­ ных запасов и повышению нефтеотдачи.

В процессе разработки пластов происходит техногенное засорение поровых каналов, что вызывает значительное ухудшение проницаемости. Используя описанные выше методики изучения ОНН на микромоделях, нами проводится моделирование влияния на ОНН кольматируемости об­ разцов. Показано, что на величину остаточной капиллярнозащемленной нефти очень сильно влияет размер кольматированных пустот. Влияние размера кольматированности гораздо значительнее, чем влияние величи­ ны относительного объема кольматированных пустот. Так, если кольматированы малые поры, то при относительном объеме кольматированных пустот больше чем 0,1, наблюдается полное забивание образца, поток через него практически равен 0, и остаточная нефтенасыщенность равна максимальному нефтенасыщению. Если же кольматируются пустоты больших размеров, то даже при относительном объеме кольматированных пустот равном 0,9 происходит вытеснение нефти из образца, и остаточная нефтенасыщенность меньше 1.

Исследование зависит К011 от относительного объема кольматирован­ ных пустот для полностью смачиваемых и полностью несмачиваемых образцов показало, что остаточная капиллярно-защемленная нефтенасы­ щенность смачиваемых образцов гораздо выше чем несмачиваемых. Такой характер зависимости полностью согласуется с процессами фильтрации в пористых средах. В полностью смачиваемом образце вода поступает сначала в поры небольшого размера и запирание нефти происходит в пустотах более крупных.

В настоящее время проводится исследование влияния структуры пус- тотно-порового пространства реальных кернов на Кон при кольматации об­

разцов. Так достаточно однородное распределение пустот по размерам характеризуемых меньшей KOII. Образцы же имеющие большое различие в размерах пор и капилляров, определяющих фильтрацию, характери­ зуются высокими значениями Кон, и наличие даже малого количества кольматанта может привести к К^,, близкой к максимальной.

ЛИТЕРАТУРА

1. Акимов Ж.А. Экспериментальные исследования фильтрации и вытеснения нефтей месторождений Северный Артыбулак и Западный Ташлы // Тр. СевКавНИПИнефть. 1976. Т. 3. С. 171-194.

2.Баренблат т Г .И ., Б и т о в В . М ., Р ы ж и к В .М . Движение жидкостей и газов в природных

пластах. М. Недра, 1984.211с.

3. Бузинов С .Н . К вопросу об определении остаточной нефтенасыщенности // ДАН СССР.

1957. Т. 116, № 1. С. 28-31.

4. В е р игин //.//., Васильев В .С ., Сар ки сян В .С ., Ш ерж уков Б .С . Гидродинамические и физико-химические свойства горных пород. М. Недра, 1977.271 с..

5. влияние свойств горных пород на движение в них жидкости / А.Бан, А.Ф. Бого­ молова,В.А. Максимов и др. М.: Гостоптехиздат, 1962. 271 с.

6 . Гим ат удш ю в Ш .К .. Ш ирковский A M . Физика нефтяного и газового пласта. М.: Недра, 1982.311с.

7. Д и м о в С .В . Двумерное моделирование образования остаточной насыщенности одной из фаз при фильтрации несмешивающихся жидкостей // Изв. СО АН СССР. Сер. техн. наук. 1988. Вып. 6 , № 2 1 . С. 13-24.

8 . Д о м а н ски й А .В . Две задачи стационарной двухфазной фильтрации с капиллярным запиранием // Динамические задачи механики сплошной среды. Новосибирск, 1983. Вып. 63. С 13-24.

9. Евгеньев А . Е . Влияние скорости вытеснения углеводородной жидкости водой на нефтеотдачу неоднородных песчаников // Изв. ВУЗов. Нефть и газ. 1962. Т. 11. С. 47-52.

10. Е н т о в В .М ., З а к С .А ., Ч е н -С и н Э. О двухфазном течении в пористой среде с микрогетерогенной смачиваемостью //ДАН СССР. 1984. Т. 274, № 6 . С. 1334-1337.

11. Е н т о в В .М ., К оно пл ев а А .Ю ., Сем енова Н .А ., Ч е н -С и н Э. Моделирование электроосмотического вытеснения и процесса кольматации пористой среды // Численные методы решения задач фильтрации многофазной несжимаемой жидкости. Новосибирск: Ин-т теорет. и прикл. механики СО АН СССР, 1980. С. 92-97.

12. Е н т о в В .М ., Ф ельдман А Я . , Ч е н -С ин Э., Ю ди н В Л . Численное моделирование рав­ новесия и движения несмешивающихся жидкостей в сетке капилляров на ЭВМ. М., 1980. Деп. в ВИНИТИ 1980, № 3608-80.

13. З а к С .А ., Ч ен -С ин Э . Формализованная модель вытеснения нефти из пористой среды с микрогетерогенной смачиваемостью водой и раствором полимера // Математические методы описания горных пород и расчета их эффективных свойств: Тез. докл. симпоз., 1985 г. февр., М.: Наука, 1986. С. 11-16.

14. Зол оеа О.Т. Влияние вещественного состава продуктивных пород и свойств флюидов на вытеснение нефти водой. М.: ВНИИОЭНГ, 1980. 39 с., (Обзор, ниформ. сер. Неф­ тепромысловое дело).

15.Изучение остаточного нефтенасыщения разрабатываемых пластов / Н.Н. Михайлов, А.В. Джемесюк, Т.Н. Кольчицкая, Н.А. Семенова. М.: ВНИИОЭНГ, 1990. 60 с. (Обзор, информ. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений).

16.K aco e А .С ., Ващ уркин А .Н ., Свищ ев М .Ф . Фильтрационные характеристики пород-кол­ лекторов месторождений Западной Сибири. М.: ВНИИОЭНГ, 1981.88 с. (Обзор.информ. Нефтепромысловое дело).

17. К о л ь ч и ц к а п T .Н . Изучение остаточной нефтенасыщенности пласта индикаторными

С. 96-99.

20.М ам едов Ш .Н ., Беков И .С . Исследование влияния неоднородности пористой среды на

нефтеотдачу в условиях гравитационного режима //Там же. 1978. Т. 5. С. 23-26.

21. М а р х а а ш И М . Физико-химическая механика нефтяного пласта. М.: Недра, 1977. 214.

22. М ихайлов Н .Н . Изменение физических свойств горных пород в околоскважинных зонах. М.: Недра, 1987. 151 с.

23. М и хай л ов Н .Н ., Вы соков ская Е .С . Прогноз остаточного нефтенасыщения по данным изучения динамики проникновения фильтрата глинистого раствора в пласт // Усо­ вершенствование методов изучения месторождений с целью увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1982. С. 85—101.

24. М ихайлов Н .Н ., Глазова В.М ., Вы соковская Е .С . Прогноз остаточного нефтенасыщения при проектировании методов воздействия на пласт и призабойную зону. М.: ВНИИОЭНГ, 1983.72 с. (Обзор, информ. Нефтепромысловое дело; Вып. 22).

25. М ихайлов H .Н ., Д ж ем еаок А .В . Изучение капиллярно-защемленной остаточной нефте­ насыщенности // Технология и техника методов повышения нефтеконденсатоотдачи пластов. М., 1987. С. 66-72.

26. М ихайлов Н .Н ., К ол ьч ицкап Т.Н. Изучение структуры остаточной нефтенасыщенности кернов по данным индикаторного анализа // Нефт. хоз-во. 1991. № 5. С. 30-32.

27. М уравьев И .М ., Гим ат удинов Ш .К., Николаев В .А . Влияние скорости вытеснения нефти водой на нефтеотдачу/ / Тр. МИНХ и ГП. 1964. Вып. 48. С. 3-13.

28. О ганд ж анян ц В.Г., М а ц А .А . Экспериментальное исследование влияния скорости вытеснения на нефтеотдачу однородного пласта // Труды ВНИИнефть. 1974. Вып. 60.

С.3-17.

29.Особенности вытеснения водой нефтей с вязкоупругими свойствами / Г.Г. Вахитов, А.Х. Мирзаджанзаде, В.М. Рыжик и др. // Нефт. хоз-во. 1977. № 4. С. 38-41.

30.Остаточная нефтенасыщенность продуктивных песчаников пластов девона / В.М. Березин, В.В. Гизатулина, В.И. Шутиков и др. // Там же. 1982. № 6 . С. 34-37.

31.П ен ьков ски й В .И . Концевой эффект капиллярного запирания вытесняемой фазы при фильтрации несмешивающихся жидкостей // Изв. АН СССР. МЖГ. 1983. № 5. С. 61-64.

32. П е р м я к о в И .Г . Разработка Туймазинского нефтяного месторождения. М.: Гостоптехиздат, 1959. 213 с.

33. Рихт м айер Р Д . Разностные методы решения краевых задач. М.: Изд-во Иностр. лит., 1960. 264 с.

34. Сам арский А .А ., Гулин А .В . Численные методы. М.: Наука, 1989.656 с.

36. Семенова Н .А ., Чен -С ин Э . Моделирование процессов капиллярного вытеснения с учетом фильтрационных потенциалов // Математические методы в задачах петрофизики и корреляции. М.: МОИП,1983. С. 64-67.

37. С о к о л о в ск и й Э .В ., Соловьев Г.Б., Тренчиков Ю .И . Индикаторные методы изучения нефтегазоносных пластов. М.: Недра, 1986. 157 с.

38. С у л т а н о в С .А . Использование методов промысловой геофизики. М.: Недра, 1967.

153 с.

39.С ур гуч ев М М . Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.:

Недра, 1985. 308 с.

40. С у р гуч ев М М . , С и м к и н Э .М . Факторы, влияющие на состояние остаточной нефти в заводненных пластах // Нефт. хоз-во. 1988. № 9. С. 31-36.

41. Т ул ьбович Б .И . Методы изучения пород-коллекторов нефти и газа. М.: Недра, 1979.

199 с.

42.Ч и ж о в С .И . Коэффициенты вытеснения нефти водой для условий трещиноватой среды //

Нефтепромысловое дело. 1977. №7. С. 12-15.

43. Э л л а н с к и й М .М . Петрофизические связи и комплексная интерпретация данных промысловой геофизики. М.: Недра, 1978.215 с.

44.Эллинский ММ . Оценка подсчетных параметров залежей нефти и газа с помощью ЭВМ. M. : ВНИИОЭНГ, 198S. 73 с. (Обзор, информ. Нефтегазовая геология и геофизика; Вып. 4).

45.Эфрос Д Л . Исследования фильтрации неоднородных систем. Л.: Гостоптехиздат, 1963. 351 с.

46.Abrams A . The influence of fluid viscosity, interfacial tension, and flow velocity on residual oil saturation left by waterflood // SPEJ. 1975. Vol. 15., Oct. P. 437-447.

47.Amaefule J.O., Handy L.L. The effect of interfacial tensions on relative oil/water permeabilities of consolidated porous media // Ibid. 1982.Vol. 22. № 22. P. 371-381.

48.Andersen W.G. Wettability literature survey Part 1 . Rock/oil/ brine interactions and the effects of core handling on wettability // JPT. 1986. Vol. 38, № 10. P. 1125-1144.

49.Andersen W.G. Wettability Literature Survey. Part 6 . The effects of wettability on waterflooding //JPT. 1987. Vol. 39, № 12. P. 1605-1622.

50.Batycky J.P., McCaffery F.G. Paper №78-29-26 presented at the 29th Annual Technical Meeting of the Petroleum Society of CIM. Calgary, 1978.

51.Cheng-Yuan Lin, Slattery J.C. Three-dimensional, randomized, network model for two-phase flow through porous media II ALChE J. 1982. Vol. 28, № 2. P. 311-324.

52.Chatzis /., Kuntamukkula M.S., Morrow N.R. Effect of capillary number on the microstructure of residual oil in strongly water-wet sandstones // SPE Reservoir Eng. 1988. Vol. 3, № 3. P. 902912.

53.Chatzis 1., Morrow N .R . Corelation of capillary number relationships for sandstones // SPEJ.

54.Chatzis I ., Morrow N .R ., U n i H.T. Magnitude and detaile structure of residual oil saturation //

SPE/DOE Third joint symp. on enhanced oil recovery of SPE. Tulsa(Okla), 1982. P. 111-

121.

55.Deans H.A. Using chemical tracers to measure fractional flow and saturation in-situ // 5th SPE Symp. on improved methods for oil recovery. Tulsa (Okla), 1978.

56.Deans H.A., Majors S. The single-well chemical tracer test. Direct calculation of residual oil saturation from field data // Proc. of 5th Annu. DOE symp. on enhanced gas and oil recovery. Tulsa (Okla), 1979.

57.Dullien F.A.L., Dhavan G.K., Nur Gurak, Babjak L. A relationship between pore structure and residual oil saturation in tertiary surfactant floods // SPEJ. 1972. Aug. P. 289-296.

58.Ehrlich R., Hasiba H.H., Raimondi P. Alkaline waterflooding for wettability alteration - evaluating a potential field application // JPT. 1974. Dec. P. 1335-1343.

59.Evaluation and comparison of residual oil saturation determination techniques / M.M. Chang, N. L. Maerefat, L. Tomutsa, M.M. Honarpour // SPE/DOE Fifth Symp. on enhanced oil recovery of the Society of Petroleum Engineers and the Department of Energy. Tu!sa(Okla), 1986. P.77-87.

60.Foster W.R. A low tension waterflooding process // JPT. 1973. Vol*. 25, Febr. P. 205-210.

61.Fertl W.H. Determination of residual oil saturation from geophysical well logs in tertiary recovery projects // Energy Sources. 1979. Vol. 4, № 3. P. 259-280.

62.Fulcher R A .t Ertekin T.,Stahl D,C. The effect of capillary number and its constituents on two phase relative permeabilities curves //JPT. 1985. Vol. 37, Febr. P. 249-260.

63.Gupta S.P., Trushenski S.P. Micellar flooding - compositional effect on oil displacement it SPEJ. 1979. Apr. P. 116-128.

64.Koplik J.,Lasseter TJ. Two-phase flow in random network models of porous media // Ibid. 1985. Febr. P. 89-100.

65.Larson R.G.,Davis H.T.t Scriven L.E. Displacement of residual nonwetting fluid from porous

media // Chem. Eng. Sci. 1981. Vol. 236, N 1. P. 75-85.

6 6 . Larson R.G., Striven L.E.. Davis H.T. Percolation theoiy of residual phases in porous media // Nature. 1977. Vol. 268. P. 409-413.

67.Lefebvre du Prey E.L. Factors affecting liquid-liquid relative permeabilities of a consolidated porous medium // SPEJ. 1973. Vol. 13, Febr. P. 39.

6 8 . Lenormand L., Zarkone C. Two-phase flow experiments in a two-dimensional permeable medium // Physicochem. Hydro. 1985. Vol. 6 . P. 5-6.

69.Leverett M.C .Flow of oil-water mixtures through unconsolidated sands // Trans. AIME. 1939. Vol. 132. P. 149.

70.MacDonald /., Dullien F.A.L. Correlation tertiary oil recovery in water-wet systems // SPEJ. 1976. Febr. P. 7-9.

71.Melrose J.C., Brandner С.F. Role of capillary forces in determining microscopic displacement efficiency for oil recoveiy by waterflooding // J. Canad. Petrol. Technol. 1974. Oct-Dec. P. 5462.

72.Mickey V. Improved reservoir evaluation object of sponge coring process // Drill Bit. 1981. Vol. 30, N 4. P. 91-92.

73.Moore T.F., Slobod R.L. The effect of viscosity and capillarity on the displacement of oil by water//Prod. Month. 1956. Aug. P. 20-30.

74.Neuman C.H. Logging measurement of residual oil. 1983. Soc. of Petrol. Eng. AIME. - P. 1735-1744.

75.Ojeda E . , Preston F., Calhoun J.C. Correlation of oil residuals following surfactant floods / /

Prod. Month. 1953. Dec. P. 20-29. /

76. Pack A ., Devier C.A. Improved oil saturation data using sponge core barrel Proc. Open. Symp. Tulsa(Okla), 1983. P. 87-91.

77.Payatakes A.C. Dynamics of oil ganglia during immiscible displacement in water-wet porous media // Annu. Rev. Fluid Mech. 1982. Vol. 14. P.365-393.

78.Payatakes A.C., Dias M.M. Immiscible displacement and ganglion dynamics in porous media// Rev. Chem. Eng. 1984. Vol. 2 , N 2. P. 85-174.

79.Payatakes A.C., Ng K.M., Flumerfelt R.W. Oil ganglia dynamics during immiscible displacement // AIChE J. 1980. Vol. 26. P. 430-443.

80.Rathmel J.J., Braun P.H., Perkins T.K. Reservoir waterflood residual oil saturation from laboratory tests//JPT. 1973. Febr. P. 175-185.

81.Seetharam R.V., Deans HA. A new automated parameter-estimation algorithm for single-well tracer tests // SPE Reserv. Eng. 1989. Vol. 4, N 2. P. 35-44.

82.Sparks R.L. A technique for obtaining in situ saturation of underpressed reservoirs // JPT. 1982.Vol. 34, N 11. P. 2701-07.

83.Stegemeier G.L. Mechanisms of entrapment and mobilization of oil in porous media // Improved oil recovery by surfactant and polymer flooding / Ed D.O. Shah, R.S. Schechter. N. Y.: Acad. Press, 1983. P. 55-91.

84.Taber J J . Dynamic and static forces required to remove a discontinuous oil phase from porous media containing both oil and water// SPEJ. 1969, Vol. 29, N 1. P.3-10.

85.Taber JJ, Kirby J.C., Schraeder F.U. Studies on the displacement of residual oil: Viscosity and

permeability effects // AIChE Symp. Ser. 1973. N 269. P.53.

8 6 . Tomich J.F., Dalton R.L., Deans HA., ShallenbergerLK. Single-well tracer method to measure residual oil saturation // JPT. 1973. Vol. 25, N 2. P. 211-218.

87.Sheely C.Q., Baldwin D.E. Single-well tracer tests for evaluating chemical enhanced oil recovery processes // Ibid. 1982. Vol. 34, N 8 . P. 1887-1896.

8 8 . Wagner O.R., Leach R.O. Effect of interfacial tension on displacement efficiency // SPEJ. 1966. Dec. P. 335-344.

89.Wardlaw N.C., McKellar M. Oil blob population and mobilization of trapped oil in unconsolidated packs // Canad. J. Chem. Eng. 1985. Vol. 63, N 4. P. 525-532.

90.Weinhardt B., Heinemann Z. Laboratory investigation of residual phase distribution in consolidated sandstones // Acta geod. et montanisL hung. 1985. Vol. 14. P. 365-393.

91.Yell L.M. Pressure coring yields valuable reservoir data // Oil and Gas J. 1978. OcL 30. P. 9599.