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.

1. Formation Damage: Origin, Diagnosis and Treatment Strategy, Donald G. Hill, Olivier M. Lietard 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 27 364, 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 francais du petrole, 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 30 110, 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 19 420, 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 CurvesCase Histories. Paper SPE 13 169, 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 31 101,1996.

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 81 127,2003.

32. Zhihong (John) Zhou, Shauna Cameron, Bernice Kadatz, William D. Gunter, Clay Swelling Diagrams: Their Applications in Formation Damage Control, SPE 31 123, 1997.

33. L. Nabzar, G. Chauveteau «Permeability Damage by Deposition of Colloidal Particles», SPE 38 160, 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 10 029-PA, 1986.

37. Porter, Kenneth E., An Overview of Formation Damage, SPE 19 894-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 197 447. «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 14 817-PA, 1988.

43. The Miller Field: Appraisal and Development Formation Damage Experiences, Adair, Paul, Smith, P. S., BP Exploration Operating Co. Ltd., SPE 27 406-MS, 1994.

44. The Heidrun Field Challenges in Resetvoir Development and Production, B. E. Reid, AAPG, ConocoL. 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 18 469-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 16 232-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 18 074-PA, 1991.

49. Development and Evaluation of Paraffin Technology: Current Status, F. Brent Thomas, D. Brant Bennion, Hycal Energy Research Laboratories Ltd., SPE 50 561-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 38 156-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 27 352-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 10 103-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 10 625-PA, 1982.

61. An Analysis of Reservoir Chemical Treatments Dria, M.A.- Schechter, R.S.- Lake, L.W., SPE 13 551-PA, 1988.

62. Evaluation of Agents for Preventing Precipitation of Ferric Hydroxide From Spent Treating Acid, Crowe, C.W., SPE 12 497-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 15 884-PA, 1989.

65. B.G. Sharma, M.M. Sharma, Polymerizable Ultra-Thin Films: A New Technique for Fines Stabilization, SPE 27 345-MS, 1994.

66. Azari, M.- Leimkuhler, J. Completion Fluid Invasion Simulation and Permeability Restoration by Sodiumand Potassium-Based Brines, SPE 19 431-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 13 562-MS, 1985.

70. Priisholm, S.- Nielsen, B.L.- Haslund, O., «Fines Migration, Blocking, and Clay Swelling of Potential Geothermal Sandstone Reservoirs, Denmark», SPE 15 199-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 12 561-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 10 077-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 12 499-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 14 818-MS, 1986.

77. Leontaritis, K.J., Asphaltene Deposition: A Comprehensive Description of Problem Manifestations and Modeling Approaches, SPE 18 892-MS, 1989.

78. Leontaritis, K.J., Mansoori, G.A. «Asphaltene Flocculation During Oil Production and Processing: A Thermodynamic Collodial Model», SPE 16 258-MS, 1987.

79. Tuttle, Robert N. «High-Pour-Point and Asphaltic Crude Oils and Condensates», SPE 10 004-PA, 1983.

80. Newberry, M.E., Barker, K.M. Formation Damage Prevention Through the Control of Paraffin and Asphaltene Deposition, SPE 13 796-MS, 1985.

81. Addison, G.E. Identification and Treating of Downhole Organic Deposits, SPE 18 894-MS, 1989.

82. Effect of Ultrasonic Irradiation on Coalescense and Separation of Crude Oil-Water Emulsions, Schoeppel, R.J., The U. of TulsaHoward, 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 29 711-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 19 413-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 12 400-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 10 203-PA, 1983.

100. Reasons for Production Decline in the Diatomite, Belridge Oil Field: A Rock Mechanics View Strickland, Frank G., SPE 10 773-PA, 1985.

101. Control of Paraffin Deposition in Production Operations, McClaflin, G.G., Whitfill, D.L., Conoco Inc., SPE 12 204-PA, 1984.

102. Asphaltene Deposition: Development and Application of Polymeric Asphaltene Di, SPErsants, Schantz, S.S., Stephenson, W.K., Nalco Chemical Co., SPE 22 783-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 22 784-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 23 810-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 30 108-MS, 1995.

106. Asphaltene Adsorption Onto Formation Rock: An Approach to Asphaltene Formation Damage Prevention, Piro, G., Canonico, L. Barberis, Galbariggi, G., ENIRICERCHE SpABertero, L., Carniani, C" AGIP SpA, SPE 30 109-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 22 782-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 13 246-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 23 814-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 ServicesKovacevich, S.T., Pence, T.C., Oryx Energy Co., SPE 19 412-MS, 1990.

113. Removal of Asphalt Deposits by Cosolvent Squeeze: Mechanisms and Screening, Minssieux, L., Institut Francais du Petrole, SPE 39 447-MS, 1998.

114. Physical Aspects of Formation Damage in Linear Flooding Experiments, Eleri, O.O., Ursin, J-R., Rogaland U., SPE 23 784-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 12 168, 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 Leger* 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 27 368-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 23 823, 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 16 257, 1987.

136. Tianfu Xu, Karsten Pruess, «Numerical Simulation of Injectivity Effects of Mineral Scaling and Clay Swelling in a Fractured Geotermal Reservoir», CA 94 720, 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 52 731, 1999.

139. Shutong Pang, Mukul M. Sharma, «Evaluating the Performance of Open-hole, Perforated and Fractured Water Injection Wells, SPE 30 127, 1995.