Кинетика поражения коллекторских свойств пласта и ее влияние на показатели разработки нефтяных залежей тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Чирков, Максим Викторович

• Чирков, Максим Викторович
• кандидат технических наук
• 2009

Оглавление диссертации кандидат технических наук Чирков, Максим Викторович

Список иллюстраций.

Список таблиц.

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА

ЯВЛЕНИЕ ПОРАЖЕНИЯ ПЛАСТА.

1.1 Общие проблемы, факторы и механизмы поражения продуктивного пласта.

1.2 Виды поражений продуктивного пласта.

1.2.1 Миграция мелких частиц.

1.2.2 Закупорка инородными частицами.

1.2.3 Разбухающие глины.

1.2.4 Солеобразование.

1.2.5 Органические отложения.

1.2.6 Смешанные отложения.

1.2.7 Эмульсии.

1.2.8 Изменение смачиваемости.

1.2.9 Кислотные реакции и их побочные продукты.

1.2.10 Бактерии.

1.2.11 Образование водного барьера.

1.2.12 Буровые жидкости на углеводородной основе.

1.3 Источники поражения продуктивного пласта.

1.3.1 Поражение пласта при бурении и заканчивании скважины.

1.3.2 Поражение пласта во время и после интенсификации добычи.

1.3.3 Поражение пласта при добыче и нагнетании.

ГЛАВА

ИЗУЧЕНИЕ КИНЕТИКИ ПОРАЖЕНИЯ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА.

2.1 Факторы, влияющие на кинетику поражения пласта.

2.1.1 Влияние типов моделей пласта.

2.1.2 Влияние минералогии.

2.1.3 Влияние соотношения размеров мелких частиц и пор.

2.1.4 Влияние концентрации взвешенных частиц.

2.1.5 Влияние мобилизирующих и удерживающих сил.

2.1.6 Влияние концентрации солей.

2.1.7 Влияние скорости потока.

2.1.8 Влияние порового давления.

2.1.9 Влияние температуры.

2.1.10 Влияние присутствия органических материалов.

2.1.11 Влияние смачиваемости.

2.1.12 Влияние типа фильтруемого флюида.

2.1.13 Влияние капиллярного давления.

2.1.14 Кинетика поражения в промысловых условиях.

2.2 Обобщенная модель кинетики поражения пласта.

2.3 Диапазон изменения параметров кинетики поражения Ксо/К0 и т.

2.4 Профиль поражения пласта.

ГЛАВА

МОДЕЛИРОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ КИНЕТИКИ

ПОРАЖЕНИЯ НА ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ.

3.1 Примеры зависимостей падения дебита и их применение.

3.2 Оценки, выполняемые на основе кривых падения дебита.

3.3 Интерпретация кривых изменения дебита.

3.4 Разработка комплексной модели влияния поражения пласта на продуктивность скважин.

ГЛАВА

КОМПЬЮТЕРНОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ КИНЕТИКИ ПОРАЖНИЯ ПЛАСТА

4.1 Современные рамки моделирования явлений поражения пласта.

4.2 Метод учета кинетики поражения пласта в компьютерном моделировании.

4.3 Моделирование примеров влияния кинетики поражения пласта на показатели разработки.

ГЛАВА

МОДЕЛИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ ПЛАСТА АВ1(1-2) ТИПА «Рябчик».

5.1 Геологические особенности пласта АВ1(1-2) типа Рябчик.

5.2 Особенности разработки пласта АВ 1(1-2) типа Рябчик.

5.3 Использование методики учета кинетики поражения для пласта АВ1(1-2) типа «Рябчик».

5.4 Повышение нефтеотдачи пласта АВ1(1-2) типа «Рябчик» с учетом кинетики его поражения.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Кинетика поражения коллекторских свойств пласта и ее влияние на показатели разработки нефтяных залежей»

Актуальность работы. При разработке нефтяных месторождений в околоскважинной части пласта и межскважинном пространстве происходят техногенные изменения природных фильтрационных свойств и формируются пораженные зоны пласта. Поражение пласта обуславливает значительные потери пластовой энергии и снижение продуктивности по отношению к природному состоянию пласта - без пораженных зон. Для увеличения продуктивности скважин и нефтеотдачи пластов разработан широкий набор методов и технологий воздействия на пласт. Однако эти технологии не учитывают комплексный механизм поражения пласта и изменение состояний дренируемых зон в различных геолого-технологических условиях, что и обуславливает их низкую эффективность на целом ряде месторождений.

Традиционно при проектировании и анализе разработки месторождений проницаемость рассматривалась как параметр, зависящий от геологического строения пласта и природы фильтрационных флюидов. Однако, эксперименты показывают, что проницаемость не может быть описана фиксированными коэффициентами, поскольку они меняются в процессе фильтрации флюидов. Следовательно, необходимо рассматривать кинетику поражения пласта во времени. Существующие зависимости падения дебитов скважин, в основном, связываются с истощением залежей без учета кинетики проницаемости. Такой подход не является в полной мере научно обоснованным, поскольку не учитывает постоянно действующие механизмы поражения пласта и различия этих механизмов. Поэтому разработка способов учета кинетики поражения пласта позволит проводить обоснованный анализ разработки месторождений. Понимание кинетики поражения необходимо при обосновании и выборе технологии повышения производительности скважин за счет согласования процессов поражения и улучшения фильтрационных свойств пласта. Учет кинетики поражения обеспечит более точное прогнозирование показателей разработки. Что и предопределяет актуальность диссертационной работы.

Цель работы. Количественный и качественный анализ влияния кинетики поражения пласта на показатели разработки залежи и производительности эксплуатационных и нагнетательных скважин.

Объекты исследования: Нефтесодержащие пласты, претерпевающие техногенные изменения природных фильтрационно-емкостных свойств при разработке залежей, в том числе сложно построенный заглинизированный нефтяной пласт AB 1 (1-2) Самотлорского месторождения (Западная сибирь).

Основные задачи исследования

1. Анализ и обобщение существующих представлений о закономерностях изменений природных фильтрационных свойств дренируемых зон и способах учета этих закономерностей при гидродинамическом моделировании.

2. Изучение совместного и индивидуального влияния различных механизмов изменения фильтрационных свойств пласта на производительность добывающих и нагнетательных скважин.

3. Разработка обобщенной гидродинамической модели влияния поражения пласта на производительность скважин.

4. Разработка количественных и качественных критериев влияния поражения пласта на показатели разработки месторождений.

5. Разработка методики учета кинетики поражения пласта в современных гидродинамических симуляторах и их использование при моделировании разработки пласта AB 1(1-2) Самотлорского месторождения.

Методы исследования.

Для решения поставленных задач использовались методы физики нефтяного и газового пласта, нефтегазовой подземной гидродинамики и результаты промысловых гидродинамических исследований, результаты теоретических, лабораторных и промысловых исследований по изучению изменений фильтрационных свойств пласта.

Научная новизна.

1. Получены формулы производительности скважин, учитывающие кинетику поражения пласта

2. Предложена методика учета поражения пласта в современных гидродинамических симуляторах, как инструмент адаптации 3D гидродинамических моделей и прогнозирования показателей разработки.

3. Показаны изменения проницаемости пласта и получена обобщенная модель кинетики поражения в процессе фильтрации.

4. Проведено моделирование разработки заглинизированного пласта AB 1(1-2) Самотлорского месторождения с учетом кинетики его поражения, которое позволило получить изменение показателей работы скважин.

Практическая значимость.

1. Установленные закономерности влияния кинетики поражения пласта позволят избежать завышенных показателей при гидродинамических расчетах производительности скважин во времени.

2. Обобщенная модель кинетики поражения позволяет проводить расчеты производительности скважин в различных геолого-технологических условиях.

3. Предложенная методика учета поражения пласта может служить обоснованным инструментом адаптации 3D компьютерных гидродинамических моделей и использоваться при прогнозировании показателей разработки с помощью современных симуляторов.

4. Установленные закономерности влияния кинетики поражения пласта на производительность скважин позволят обоснованно выбирать технологии повышения нефтеотдачи пластов, а также интенсификации добычи в зависимости от степени и размеров зон поражения.

5. Полученные параметры поражения пласта позволят проводить корректное сравнение эффективности различных технологических операций как при заканчивании, интенсификации добычи и капитальном ремонте скважин так, и анализе вариантов разработки.

6. Учет кинетики поражения пласта позволит корректно прогнозировать показатели разработки заглинизированного пласта AB 1(1-2) Самотлорского месторождения и др. месторождений, склонных к поражению.

Защищаемые положения

1. Обобщенная модель кинетики поражения, в которой проницаемость изменяется в зависимости от времени фильтрации и от радиуса удаления от скважины

2. Методика моделирования поражения пласта на основе современных гидродинамических симуляторов, позволяющая получать корректные показатели работы скважин и залежи в целом на объектах, склонных к поражению.

3. Результаты моделирования показателей разработки в условиях сложно построенного заглинизированного нефтяного пласта AB 1(1-2).

Апробация работы

Основное содержание работы докладывалось на следующих конференциях:

1. Междунанародный научный симпозум «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов» (Москва, 18-19 сентября 2007)

2. VII международный технологический симпозиум «Новые технологии освоения и разработки трудно-извлекаемых запасов нефти и газа и повышения нефтегазоотдачи (Москва, 18-20 марта 2008) th

3. ECMORXI(ll European Conference on the Mathematics of Oil Recovery), Bergen 8-11 September 2008

4. Научно практическая конференция «Методы интенсификации добычи углеводородного сырья. Опыт и перспективы» (РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 27-28 ноября 2008)

5. II Международный научный симпозиум «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов» (Москва, 15-16 сентября 2009)

Также работа обсуждалась на семинаре в ИПНГ РАН, декабрь 2008 Публикации

По теме диссертации опубликовано 8 печатных работ, включая 2 работы в журналах, рекомендуемых ВАК. Объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, 5 глав, выводов и рекомендаций, а также списка литературы. Объем диссертационной работы составляет 160 страниц, в том числе 81 рисунок, 8 таблиц, библиографический список использованной литературы из 157 наименований.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Чирков, Максим Викторович, 2009 год

1. Formation Damage: Origin, Diagnosis and Treatment Strategy, Donald G. Hill, Olivier M. Liétard and Bernard M. Piot, Schlumberger Dowell, George E. King, BP Amoco

2. Reservoir Formation Damage / Faruk Civan. 2nd ed., 2007

3. Anderson, G.W., "Wettability Literature Survey Part 1: Rock/Oil/Brine Interactions and the Effects of Core Handling on Wettability", J.P.T., October 1986, pp. 1125-44.

4. Bridley, G.W., "Structure and Chemical Composition of Clay Minerals", Chapter 1 in Clays and the Resource Geologist edited by F. J. Longstaffe, Minera-logical Association of Canada, May 1981, pp. 1-19 .

5. Almon, W.R. and Davies, D. K., "Formation Damage and the Crystal Che-mestry of Clays", Chapter 5 in Clays and the Resource Geologist edited by F. J. Longstaffe, Mineralogical Association of Canada, May 1981, pp. 81-103.

6. Михайлов H.H. Проницаемость пластовых систем: учеб. пособие. M.: Российский государственный университет нефти и газа им. И.М.Губкина, 2006.- 186с.

7. Xinghui Liu, Faruk Civan, "Formation Damage and Skin Factor Due to Filter Cake Formation and and Fines Migration in the Near-Wellbore Region", paper SPE 27364, SPE Intl. Symposium on Formation Damage Control, Lafayette, Luisiana, 710 February 1994

8. Permeability Damage Due to Asphaltene Deposition: Experimental and Modeling Aspects. L. Minssieux, L. Nabzar, G. Chauveteau and D. Longeron, Institut français du pétrole, R. Bensalem, Sonatrach, 1998

9. С. Roque, G. Chauveteau, M. Renard, G. Thibault, M. Boutega, J. Rochon, "Mechanisms of Formation Damage by Retention of Particles Suspended in Injection Water", SPE 30110, 1995

10. Михайлов H.H. Изменение физических свойств горных пород в около-скважинных зонах. М.: Недра, 1987. - 152 с.

11. Mukul М. Sharma, Shutong Pang, К.Е. Wennberg, L.N. Morgenthaler "In-jectivity Decline in Water-Injection Wells: An Offshore Gulf of Mexico Case Study", SPE Prod. & Facilities, Vol. 15, No. 1, February 2000

12. Михайлов H. H., Чирков M.B. Обобщенная модель кинетики поражения пласта в процессе разработки залежи. // Бурение и нефть. — 2009. №2. -с.32-33

13. A. Ohen, F. Civan, "Simulation of formation Damage in Petroleum Reservoirs", paper SPE 19420, SPE Advanced Technology Series, Vol. 1, No. 1, 1990

14. П.М. Огибалов, A.X. Мирзаджанзаде Механика физических процессов. М.: изд-во Моск. Ун-та, 1976. - 370с.

15. Зайцев М.В., Михайлов Н.Н. Влияние околоскважинной зоны на продуктивность скважины. //Нефтяное хозяйство. 2004. - №1.- с.64-66

16. Arps J.J. Analysis of Decline Curves. Trans AIME (1945) 160. p. 228-247

17. Fetkovich M.J. Decline Curve Analysis Using Type Curves. Paper SPE 4629, 1980.

18. Hurst R., Unsteady flow of Fluids in Oil Reservoirs. Physics (Jan, 1934) 5,20.

19. Fetkovich M.J., Vienot M.E., Bradley M.D., Kiesov U.G. Decline Curve Analysis Using Type Curves- Case Histories. Paper SPE 13169, 1987.

20. Лим E. Ю. Геолого-промысловое моделирование слоисто-неоднородных объектов на примере пласта АВ 1(1-2) Самотлорского месторождения: Дис. . канд. г.-м. наук / Академия Нефти и Газа им. И. М. Губкина. -М., 1995.- 133 с.

21. Хавкин А.Я., Табакеева JI.C. Влияние глинистого цемента на проницаемость нефтяных коллекторов// Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1998 -№8 - С. 27-31

22. Практическая оценка коэффициента конечного нефтеизвлечения разрабатываемых залежей в зависимости от глинистости / Ю.В.Коноплев, Обухов O.K. и др. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. — 2000 -№9 С. 38-41

23. Регулирование процесса набухания глин в условиях заводняемого нефтяного пласта /А. Г. Телин, Т. И. Зайнетдинов, М. М. Хасанов и др.// Нефтепромысловое дело. 1997. - №12. - С. 11-18.

24. Булыгин Д. В., Булыгин В. Я. Геология и имитация разработки залежей нефти. М.: Недра, 1996. - 382 с.

25. Гидрофобизация призабойной зоны гидрофильных коллекторов / Р. Н. Фхретдинов, Ю. В. Земцов и др. //Нефт. хоз-во. 1999. - №4. - С.29-30.

26. Кристиан М., Сокол С., Константинеску А. Увеличение продуктивности и приемистости скважин / Пер. с румынского. — М.:Недра, 1985. -184 с.

27. Применение кислотных составов с добавлением взаимного раствори-теляпри обработке ПЗП низкопроницаемых юрских отложений месторождений Нижневартовского района /В. В. Мазаев, И. В. Шпуров и др. //Изв. вузов. Нефть и газ.-2002. №3. - С.42-46.

28. Закиров И. С. Развитие теории и практики разработки нефтяных месторождений. М. - Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2006. — 356 с.

29. Хузин Р. А. «Новая технология РИР на скважинах перед проведением ГРП», Нижневартовск, 2006

30. Faruc Civan, "A Multi-purpose Formation damage Model", paper SPE 31101,1996

31. P. G. Bedrikovetsky, R. P. Lopes Jr., F. F. Rosario, M. C. Bezerra, E. A. Lima, "Oilfieldscaling — Part I: Mathematical and Laboratory modeling", paper SPE 81127,2003

32. Zhihong (John) Zhou, Shauna Cameron, Bernice Kadatz, William D. Gunter, Clay Swelling Diagrams: Their Applications in Formation Damage Control, SPE 31123, 1997

33. L.Nabzar, G.Chauveteau "Permeability Damage by Deposition of Colloidal Particles", SPE 38160, Eropean Formation Damage Conference, The Hague, 2-3 June 1997.

34. L. Minssieux, L. Nabzar, G. Chauveteau, D. Longeron, R. Bensalem "Permeability Damage Due to Asphaltene Deposition: Experimental and Modeling Aspects", Revue de L'institut Francais du Petrole, VOL. 53, №3, Mai-Juin, 1998

35. Anup T. Hunnur "Smectite to Illite Transformation: Relevence to Pore Pressure in the Subsurface" // Master of Science Thesis, University of Aklohoma, 2006.

36. Krueger, Roland F., An Overview of Formation Damage and Well Productivity in Oilfield Operations, SPE 10029-PA, 1986

37. Porter, Kenneth E., An Overview of Formation Damage, SPE 19894-PA 1989

38. Creative Task Force Attack on Profit Loss Due to Formation Damage Allen, T.O., Oil and Gas Consultants International, Inc., SPE 4658-MS 1973

39. Good Communications, A Tool for the Prevention of Formation DamageAuthor Sands Jr., Edward E., Union Oil Co. of California, SPE 4657-MS 1973

40. Formation Damage Control in Sand Control and Stimulation Work Author Christian, W.W., Ayres, Hugh J., Halliburton Services, SPE 4775-MS 1974

41. Better Performance of Gulf Coast Wells, Bruist, E.H., Shell Oil Co., SPE 4777-MS 197447. "Clean Fluids Lead to Better Completions", Shaw, Raymond C., Rugg, Fred E., Completion Services, SPE 4778-MS 1974

42. Soluble Fluid-Loss Additives Can Reduce Well Productivities and Prevent Complete Gravel Placement, D.D. Sparlin, R.W. Hagen Jr., International Completion Consultants Inc., SPE 14817-PA, 1988

43. The Miller Field: Appraisal and Development Formation Damage Experiences, Adair, Paul, Smith, P.S., BP Exploration Operating Co. Ltd., SPE 27406-MS, 1994

44. The Heidrun Field Challenges in Resetvoir Development and Production, B. E. Reid, AAPG, Conoco; L. A. Hland, SPE, S. R. Olsen, SPE, and O. Petterson, MPG, Statoil, OTC 8085-MS , 1996

45. Measuring Water Quality and Predicting Well Impairment, Barkman, J.H., Shell Oil Co.; Davidson, D.H., Shell Development Co., SPE 3543-PA , 1972

46. Acid Reactions and Damage Removal in Sandstones: A Model for Selecting the Acid Formulation, Perthuis, H., Touboul, E., Piot, B., Dowell Schlumberger, SPE 18469-MS , 1989

47. Understanding Formation Damage Processes: An Essential Ingridient for Improved Measurement and Interpritation of Relative Permeability Data, Amaefule, Jude O., Ajufo, A., Peterson, E., Durst, K., Litton, SPE 16232-MS, 1987

48. In-Situ Combustion Process Study With a Combined Experimental/Analytical Approach, Sibbald, L.R., Moore, R.G., Bennion, D.W., U. of Calgary, SPE 18074-PA, 1991

49. Development and Evaluation of Paraffin Technology: Current Status, F. Brent Thomas, D. Brant Bennion, Hycal Energy Research Laboratories Ltd., SPE 50561-MS, 1999

50. The Experimental Investigation of Formation Damage Due to the Induced Flocculation of Clays Within a Sandstone Pore Structure by a High Salinity Brine, Bishop, Simon R., BP Exploration, SPE 38156-MS , 1997

51. Underbalanced Drilling of Horizontal Wells: Does It Really Eliminate Formation Damage, D.B. Bennion, F.B. Thomas, Hycal Energy Research Laboratories Ltd., SPE 27352-MS , 1994

52. Almon, W.R. and Davies, D.K., "Formation Damage and the Crystal Chemistry of Clays", Chapter 5 in Claw and the Resource Geolo~ist edited by F.J. Longstaffe, Mineralogical Association of Canada, May 1981, pp. 81-103.

53. Gray, D.H. and Rex, R.W., "Formation Damage in Sandstones Caused by Clay Dispersion and Migration", Proc. 14th Natl. Conference on Clays and Clay Minerals, 1966, pp. 355-66.

54. Water Sensitivity of Sandstones, Kartic C. Khilar, H. Scott Fogler, U. of Michigan, SPE 10103-PA, 1983

55. Barna, Bruce A., Patton, John T., Permeability Damage from Drilling Fluid Additives, SPE 3830-MS, 1972

56. Sloan, J.P., Brooks, J.P., Dear III, S.F. A New, Nondamaging, Acid-Soluble Weighting Material, SPE 4782-PA, 1975

57. Rike, James L.,The Relationship Between CleanFluid and Effective Completions, SPE 9426-MS, 1980

58. Clean Fluids Improve Completion Results, Rike, J.L., Pledger, T.M., SPE 9752-MS, 1981

59. New Nondamaging and Acid-Degradable Drilling and Completion Fluids, Tuttle, R.N., Barkman, J.H., SPE 4791-PA, 1974

60. Walsh, Mark P.; Lake, Larry W.; Schechter, Robert S.,A Description of Chemical Precipitation Mechanisms and Their Role in Formation Damage During Stimulation by Hydrofluoric Acid, SPE 10625-PA, 1982

61. An Analysis of Reservoir Chemical Treatments Dria, M.A.; Schechter, R.S.; Lake, L.W., SPE 13551-PA, 1988

62. Evaluation of Agents for Preventing Precipitation of Ferric Hydroxide From Spent Treating Acid, Crowe, C.W., SPE 12497-PA, 1985

63. Single-Stage Chemical Treatment Provides Stimulation and Clay Control in Sandstone Formations, Thomas, R.L., Crowe, C.W., SPE 7124-MS, 1978

64. Bertaux, J. Treatment-Fluid Selection for Sandstone Acidizing: Permeability Impairment in Potassic Mineral Sandstones, SPE 15884-PA, 1989

65. B.G. Sharma, M.M. Sharma, Polymerizable Ultra-Thin Films: A New Technique for Fines Stabilization, SPE 27345-MS, 1994

66. Azari, M.; Leimkuhler, J. Completion Fluid Invasion Simulation and Permeability Restoration by Sodium- and Potassium-Based Brines, SPE 19431-MS, 1990

67. Influence of Chemical Composition of Water on Clay Blocking of Permeability, Jones Jr., Frank O., SPE 631-PA, 1964

68. Permeability Reduction Through Changes in pH and Salinity, Mungan, N., SPE 1283-PA, 1965

69. Sharma, M.M., Yortsos, Y.C., Handy, L.L., Release and Deposition of Clays in Sandstones, SPE 13562-MS, 1985

70. Priisholm, S.; Nielsen, B.L.; Haslund, O., "Fines Migration, Blocking, and Clay Swelling of Potential Geothermal Sandstone Reservoirs, Denmark", SPE 15199-PA, 1987

71. Weintritt, D.J., Cowan, J.C. Title Unique Characteristics of Barium Sulfate Scale Deposition, SPE 1523-PA, 1967

72. Van T. Lieu, Samuel G. Miller, Steve Miller "A Laboratory Study of Chemical Reactions With Reservoir Sand in the Recovery of Petroleum by Alkaline Flooding", SPE 12561-PA, 1985

73. Reed, M.G., Gravel Pack and Formation Sandstone Dissolution During Steam Injection, SPE 8424-PA, 1980

74. Study of Reservoir Damage Produced in Heavy Oil Formations Due to Steam Injection, McCorriston, Lois L., Demby, Richard A., Pease, Eric C., SPE 10077-MS, 1981

75. Steam Condensate: Formation Damage and Chemical Treatments for Injec-tivity Improvement, Amaefule, J.O., Padilla, P.C., McCaffery, F.G., Teal, S.L., SPE 12499-MS, 1984

76. The Prediction, Evaluation, and Treatment of Formation Damage Caused by Organic Deposition Houchin, L.R., Hudson, L.M., BJ-Titan Services, SPE 14818-MS, 1986

77. Leontaritis, K.J., Asphaltene Deposition: A Comprehensive Description of Problem Manifestations and Modeling Approaches, SPE 18892-MS, 1989

78. Leontaritis, K.J., Mansoori, G.A. "Asphaltene Flocculation During Oil Production and Processing: A Thermodynamic Collodial Model", SPE 16258-MS, 1987

79. Tuttle, Robert N. "High-Pour-Point and Asphaltic Crude Oils and Condensates", SPE 10004-PA, 1983

80. Newberry, M.E., Barker, K.M. Formation Damage Prevention Through the Control of Paraffin and Asphaltene Deposition, SPE 13796-MS, 1985

81. Addison, G.E. Identification and Treating of Downhole Organic Deposits, SPE 18894-MS, 1989

82. Effect of Ultrasonic Irradiation on Coalescense and Separation of Crude Oil-Water Emulsions, Schoeppel, R.J., The U. of Tulsa; Howard, A.W., Marathon Oil Co., SPE 1507-MS, 1966

83. Prevention of Central Terminal Upsets Related to Stimulation and Consolidated Treatments, Gidley, John L., Hanson, H.R., Exxon Co. U.S.A., SPE 4551-MS, 1973

84. Factors Causing Emulsion Upsets in Surface Facilities Following Acid Stimulation, Coppel, C.P., Chevron Oil Field Research Co., SPE 5154-PA, 1975

85. R.H. Hausler, Methodology for Charging Autoclaves at High Pressures and Temperatures with Acid Gases, NACE, 1998

86. Diagnosis and Prevention of Norm at Eugene Island 341-A, Shuler, P.J.; Baudoin, D.A.; Weintritt, D.J., SPE 29711-MS, 1995

87. New Treating Technique to Remove Bacterial Residues From Water-Injection Wells, Crow, C.W., SPE 2132-PA, 1968

88. Microbial Flora in a Number of Oilfield Water-Injection Systems, V. Carlson and E.O. Bennett, U. of Houston, and J.A. Rowe Jr., Gulf Oil Corp., SPE 1553-G,1961

89. A Study of Formation Plugging With Bacteria, Raleigh, J.T., Flock, D.L., The U. of Alberta, SPE 1009-PA, 1965

90. The Role of Cores and Core Analysis in Evaluation of Formation Damage, Keelan, D.K., Core Laboratories, Inc.; Koepf, E.H., Core Laboratories, Inc., SPE 5696-PA, 1977

91. Influence of Clays on the Production of Hydrocarbons, Hower, Wayne F., Halliburton Services, SPE 4785-MS, 1974

92. Scanning Electron Microscope Pictures of Reservoir Rocks Reveal Ways to Increase Oil Production, Holub, R.W., Maly, G.P.; Noel, R.P., Weinbrandt, R.M., Union Oil Company of California, SPE 4787-MS, 1974

93. Formation Fines and Factors Controlling Their Movement in Porous Media, Muecke, T.W., Exxon Production Research Co., SPE 7007-PA, 1979

94. Fines Migration and Formation Damage: Influence of pH and Ion Exchange, R.N. Valdya, H.S. Fogler, SPE 19413-PA, 1992

95. The onset of Sand Influx from Gas-Producing Friable Sandstone Formations, Antheunis, D., Luque, Fernandez R., van der Vlis, A.C., Vriezen, P.B., SPE 8031-MS, 1979

96. Deformation of Chalk Under Confining Pressure and Pore Pressure, Thomas Lindsay Blanton III, SPE, Science Applications Inc., SPE 8076-PA, 1981

97. Permeability Loss in Depletion of Reservoir, Marek, Ben F., SPE 8433-MS, 1979

98. Reservoir Compaction and Surface Subcidence in the Central Luconia Gas Bearing Carbonates, Offshore Sarawak, East Malaysia, van Ditzhuijzen, P.J.D., de Waal, J.A, SPE 12400-MS, 1984

99. The Effect of Water Chemistry on the Laboratory Compression and Permeability Characteristics of Some North Sea Chalks, Newman, George H., Chevron Oil Field Research Co., SPE 10203-PA, 1983

100. Reasons for Production Decline in the Diatomite, Belridge Oil Field: A Rock Mechanics View Strickland, Frank G., SPE 10773-PA, 1985

101. Control of Paraffin Deposition in Production Operations, McClaflin, G.G., Whitfill, D.L., Conoco Inc., SPE 12204-PA, 1984

102. Asphaltene Deposition: Development and Application of Polymeric Asphaltene Di, SPErsants, Schantz, S.S., Stephenson, W.K., Nalco Chemical Co., SPE 22783-MS, 1991

103. Designing and Selecting Wax Crystal Modifier for Optimum Field Performance Based on Crude Oil Composition, Singhal, H.K., Sahai, G.C., Pundeer, G.S., Chandra, K., Oil and Natural Gas Commission, SPE 22784-MS, 1991

104. A Systematic Approach for the Prevention and Treatment of Formation Damage Caused by Asphaltene Deposition, K.J. Leontaritis, J.O. Amaefule, R.E. Charles, Core Laboratories, SPE 23810-PA, 1994

105. Prediction of Asphaltene Deposition During Production Model description and Experimental Details, Takhar, S., Ravenscroft, P.D., Nicoll, D.C.A., BP Exploration Operating Company Limited, SPE 30108-MS, 1995

106. Asphaltene Adsorption Onto Formation Rock: An Approach to Asphaltene Formation Damage Prevention, Piro, G., Canonico, L. Barberis, Galbariggi, G., ENIRICERCHE SpA; Bertero, L., Carniani, C„ AGIP SpA, SPE 30109-PA, 1996

107. Successful Well Stimulation Program Has Revitalized a California Oil Field, Rogers Jr., E.B., Standard Oil Co. of California, SPE 5699-PA, 1976

108. Analysis of and Solutions to the CaC03 and CaS04 Scaling Problems Encountered in Wells Offshore Indonesia, Oddo, J.E., Rice U.; Smith, J.P., MAXUS Southeast Sumatra Inc.; Tomson, M.B., Rice U., SPE 22782-MS, 1991

109. On the Production of Hydrogen Sulfide-Sulfur Mixtures from Deep Formations, Kuo, C.H., Mississippi State U., SPE 3838-PA, 1972

110. An Unusual Case of Salt Plugging in a High-Pressure Sour Gas Well Place Jr., M.C., Smith, J.T., Shell Oil Co., SPE 13246-MS, 1984

111. Kinetics of BaS04 Crystal Growth and Effect in Formation Damage, Wat, R.M.S., Sorbie, K.S., Todd, A.C., Ping, Chen, Ping, Jiang, Heriot-Watt U., SPE 23814-MS, 1992

112. Evaluation and Treatment of Organic and Inorganic Damage in an Unconsolidated Asphaltic Crude Reservoir, Efthim, F.P., Garner, J.J., Bilden, D.M., BJ-Titan Services; Kovacevich, S.T., Pence, T.C., Oryx Energy Co., SPE 19412-MS, 1990

113. Removal of Asphalt Deposits by Cosolvent Squeeze: Mechanisms and Screening, Minssieux, L., Institut Francais du Petrole, SPE 39447-MS, 1998

114. Physical Aspects of Formation Damage in Linear Flooding Experiments, Eleri, O.O., Ursin, J-R., Rogaland U., SPE 23784-MS, 1992

115. Herzig, J. P., Leclerc, D.M. and LeGoff, P., "Flow of Suspensions through Porous Media — Application to Deep Bed Filtration", Industrial« and Engineering Chemistry, Vol. 62, No. 5, 1970, pp. 8-35.

116. Gruesbeck, C. and Collins, R.E., "Entrainment and Deposition of Fines Particles in Porous Media", SPEJ, Dec. 1982, pp. 847-856.

117. Gabriel, G.A. and Inamdar, G.R., "An Experimental Investigation of Fines Migration in Porous Media", paper SPE 12168, presented at 58th SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Francisco, CA, Oct. 5-8, 1983.

118. Fatt, I. and D.H. Davis, "Reduction of Permeability with Overburden Pressure", Trans., AIME, 195, 1952, pp. 329.

119. Fatt, I., "Effect of Overburden and Reservoir Pressure on Electric Logging Formation Factor", AAPG Bulletin, vol. 41, 1957, pp. 2456-2466.

120. Precipitation Sealing and Diagenesis: 1) Experimental Results Eric A. Tenthorey Christopher H. Scholz Albert Léger* Einat Aharonov Lamont-DohertyEarth Observatory of Columbia University, NY, * American Museum of Natural History, NY

121. Требин А. Ф. Нефтепроницаемость песчаных коллекторов. ГОСТОПТЕХИЗДАТ, Москва 1945 Ленинград.

122. Temperature Sensitivity of Formation Damage in Petroleum Reservoirs, Anuj Gupta, Faruk Civan, U. of Oklahoma, SPE 27368-MS, 1994

123. Гольдберг B.M., Скворцов Н.П. Проницаемость и фильтрация в глинах. М.: Недра, 1986.

124. Mungan, N., "Permeability Reduction through Changes in PH and Salinity", J. P.T., Dec. 1965, pp. 1449-53.

125. Clementz, D.M., "Clay Stabilization in Sandstones through Adsorption of Petroleum Heavy Ends", J. P.T., Sept. 1977, pp. 1061-66.

126. Sarkar, A.K. and Sharma, M.M., "Fines Migration in Two-Phase Flow", J. P. Т., May 1990, pp. 646-52.

127. Muecke, T.W., "Formation Fines and Factors Controlling Their Movement in Porous Media", J. P. Т., Feb. 1979, pp. 144-50.

128. Хавкин А. Я. Гидродинамические основы разработки залежей нефти с низкопроницаемыми коллекторами. — М.: МО МАНПО, 2000.- 525с.

129. Табакаева Л. С. Экспериментальные исследования особенностей воздействия на низкопроницаемые глиносодержащие нефтяные пласты растворами полиэлектролитов: дис. канд. тех. наук: 25.00.17. М., 2007. - 174 с.

130. Хавкин А. Я., Петраков А. М., Сорокин А. В., Табакаева Л. С. Современные технологии регулирования свойств глинистых минералов в призабой-ной зоне / Международный технологический симпозиум «Повышение нефтеотдачи пластов». Москва, — 2002. - с. 215-217.

131. Хавкин А. Я. Влияние минерализации закачиваемой воды на показатели разработки низкопроницаемых пластов // Учебное пособие РГУ НГ им. И. М. Губкина. М.: Нефть и газ 1998. 127с.

132. Хавкин А. Я., Табакаева JI. С., Сорокин А. В., Влияние рН закачиваемой воды на особенности применения глиностабилзаторов //Естественные и тенические науки. 2003. № 6. - с. 136-144.

133. Di Jiao, M. M. Sharma, "Formation Damage Due to Static and Dynamic Filtration of Water-Based Muds", SPE 23823, 1992.

134. K. P. Saripalli, M.M. Sharma, S.L. Bryant "Modeling injection well performance during deep-well injection of liquid wastes, Journal of Hydrology 227 (2000)41-55.

135. S.Y. Baghdikian, M.M. Sharma, L.L. Handy, "Flow of Clay Suspensions Through Porous Media", SPE 16257, 1987

136. Tianfu Xu, Karsten Pruess, "Numerical Simulation of Injectivity Effects of Mineral Scaling and Clay Swelling in a Fractured Geotermal Reservoir", CA 94720, 2003

137. H. Menouar, A. A. Al-Majed, S. Z. Jilani, M. A. Khan, "Mechanisms of Formation Damage in Horizontal Wells", 1996

138. K. Prasad Saripalli, Phani B. Gadde, Steven L. Bryant and Mukul M. Sharma, "Role of Fracture Face and Formation Plugging in Injection Well Fracturing and Injectivity Decline, SPE 52731, 1999

139. Shutong Pang, Mukul M. Sharma, "Evaluating the Performance of Open-hole, Perforated and Fractured Water Injection Wells, SPE 30127, 1995