Добыча тяжелой нефти

Добыча тяжелой нефти – это развивающаяся технология добычи тяжелой нефти в промышленных объемах. Оценочные запасы тяжелой нефти составляют более 6 триллионов баррелей , что в три раза превышает запасы традиционной нефти и газа.

Факторы, влияющие на сложность ввода запасов в добычу, включают проницаемость , пористость , глубину и давление. является плотность вязкость и Определяющим фактором масла. Плотность и вязкость определяют метод экстракции.

Вязкость масла меняется в зависимости от температуры и определяет легкость экстракции; Температуру можно контролировать, чтобы нефть можно было перемещать без использования дополнительных методов. Плотность более важна для нефтеперерабатывающих предприятий, поскольку она представляет собой выход после перегонки. Однако никакие отношения не связывают их.

Нефтяные резервуары существуют на разных глубинах и при разных температурах. Хотя вязкость значительно варьируется в зависимости от температуры, плотность является стандартом в классификации нефтяных месторождений. Плотность сырой нефти обычно выражается в градусах плотности Американского института нефти (API), которые связаны с удельным весом . Чем ниже плотность API , тем плотнее масло. Плотность API жидкой сырой нефти варьируется от 4° для смол, богатых битумом, до конденсатов, плотность которых по API составляет 70°. Тяжелые нефти подразделяются на сверхтяжелые и легкие нефти. Их плотность API варьируется от 10° до 20°.

Сырая нефть, генерируемая нефтематеринскими породами, имеет плотность API от 30° до 40°. Сырая нефть становится тяжелой после значительной деградации, после улавливания и в процессе удаления летучих веществ. Разложение происходит в результате химических и биологических процессов, когда нефтяные резервуары загрязняются бактериями через подземные воды. Затем бактерии расщепляют некоторые компоненты сырой нефти на тяжелые компоненты, делая ее более вязкой. Вода уносит низкомолекулярные углеводороды в виде раствора, поскольку они более растворимы. Когда сырая нефть закупорена некачественным уплотнением, более легкие молекулы отделяются и уходят, оставляя после себя более тяжелые компоненты в результате испарения летучих веществ.

Тяжелая нефть обычно встречается в геологически молодых пластах, поскольку они неглубоки и имеют менее эффективные покрышки, создающие условия для образования тяжелой нефти.

Терминология

Схема впрыска

Схема закачки относится к расположению добывающих и нагнетательных скважин в зависимости от положения, размера и ориентации потока пласта. Схема закачки может меняться в течение срока службы скважины за счет перемещения нагнетательной скважины в области, где может быть достигнут максимальный объем контакта.

Географическая неоднородность

Геологическая неоднородность – это пространственное распределение пористости и проницаемости в породе-коллекторе.

Проницаемость

Проницаемость зависит от размера зерен осадка, образовавших породу, и способа их упаковки. Проницаемость – это количество пор, а их взаимосвязанность в породе и существование в породе разных слоев с разной проницаемостью – проявление геологической неоднородности. Когда происходит закачка пара, вода течет через более проницаемые слои, минуя богатые нефтью менее проницаемые слои. Это приводит к низкой эффективности вытеснения и раннему выходу воды из-за того, что объем нефти контактирует с водой.

Эффективность развертки

Эффективность вытеснения – это мера эффективности метода увеличения нефтеотдачи, которая зависит от общего объема пласта, с которым контактирует закачиваемая жидкость. На эффективность вытеснения влияет множество факторов: коэффициент подвижности, направленная проницаемость, совокупное количество закачиваемой воды, схема заводнения, геологическая неоднородность и распределение давления между нагнетательными и добывающими скважинами.

Эффективность смещения

Эффективность вытеснения — это доля нефти, извлекаемая из зоны, охваченной закачкой пара или любым другим методом вытеснения. Это процентный объем нефти, извлеченный путем вытеснения закачиваемой жидкостью или вытесняющим элементом, закачанным в пласт. Это разница между объемом резервуара до начала вытеснения и объемом после его окончания.

Амплитуда в зависимости от смещения

Амплитуда в зависимости от смещения (AVO) — это метод, используемый при сейсмической инверсии для прогнозирования существования резервуаров и типов окружающих их пород. Обзоры литературы и исследования включают анализ AVO и сейсмической инверсии при разведке нефти и исследованиях физики горных пород.

Сейсмические волны, проецируемые в нефтяные пласты, подвергающиеся закачке пара, дают данные, которые показывают существование высоких значений затухания волн. Это затухание обычно основано на дисперсии скоростей. Исследования показывают, что отражение сейсмических волн между упругой покрывающей породой и эквивалентной средой имеет коэффициенты отражения, которые изменяются в зависимости от частоты. Этот вариант зависит от поведения AVO на интерфейсе. Расчет синтетических сейсмографов для идеальной модели проводится с использованием метода отражения тех материалов, скорости и затухания которых зависят от частоты. Обычно это используется, поскольку на суммированных данных можно обнаружить влияние изменений скорости и затухания.

Усовершенствованные методы спектральной декомпозиции более четко показали частотно-зависимые параметры. Например, насыщенные породы оказывают низкочастотное сейсмическое воздействие на породы, насыщенные углеводородами. Кроме того, зоны, насыщенные углеводородами, имеют чрезвычайно высокие значения затухания по результатам прямых измерений добротности (Q). Системные изменения частот со смещением, где стандартной амплитудой относительно смещения является AVO, не учитывают затухание, что приводит к использованию чисто отражательной модели. Основная цель – сбалансировать частотный состав ближних и дальних труб, одновременно корректируя эффект затухания в покрывающих слоях.

AVO используется для обнаружения существования нефтяных резервуаров из-за аномалий, очевидных в нефтяных резервуарах, где повышение AVO заметно в богатых нефтью отложениях. Это не так полезно при определении горных пород и свойств проницаемости для повышения эффективности вытеснения. Более того, не все нефтяные пласты демонстрируют те же аномалии, что и залежи углеводородной нефти, поскольку иногда они вызваны остаточными углеводородами из нарушенных столбов газа.

Сейсмический анализ

Сейсмические исследования являются стандартным методом картирования земной коры . Данные этих исследований используются для получения подробной информации о типах и свойствах горных пород. Отражение звуковых волн от горных пород под поверхностью позволяет анализировать отраженные волны. Промежутки времени между падающей и отраженной волнами, а также свойства принятой волны дают информацию о типах горных пород и возможных запасах месторождений нефти и газа.

Если известна геологическая неоднородность коллектора, схемы закачки могут быть разработаны таким образом, чтобы направить закачку в менее проницаемые слои породы, содержащие нефть. Проблема заключается в том, что распределение проницаемости коллектора трудно определить, поскольку неоднородность меняется от одной области к другой. Поэтому для максимизации нефтеотдачи (эффективности охвата) необходимо отслеживать и картировать ориентацию проницаемых слоев с помощью сейсмических исследований . Сейсмические волны пропускаются через горные породы, а временной интервал и искажения сейсмических волн анализируются для картирования ориентации проницаемости и повышения эффективности установки схем закачки.

Технологии добычи нефти

Добыча нефти включает три стадии добычи: первичную, вторичную и третичную. Поскольку подвижность представляет собой соотношение эффективной проницаемости и фазовой вязкости, продуктивность скважины прямо пропорциональна произведению толщины слоя породы-коллектора и подвижности.

Первичное восстановление

Первичная добыча предполагает повышение давления газов в пласте, гравитационный дренаж или их комбинацию. Эти методы представляют собой холодную добычу и обычно называются «естественной добычей». Для обычной нефти коэффициент извлечения холодной нефти составляет более 30 процентов, а для тяжелой нефти он повышается от 5 до 10 процентов.

Один из вариантов холодного метода добычи называется холодной добычей тяжелой нефти с песком (CHOPS). CHOPS создает червоточину или пустоту, куда нефть вытягивается из окружающих пород к стволу скважины . Эти методы называются холодной добычей, поскольку они используются при температуре окружающей среды пласта. Когда естественное давление подъема не создает достаточного подземного давления или когда давление падает и его уже недостаточно для перемещения нефти через ствол скважины, первичная добыча достигает предела добычи, и за ней следует вторичная добыча.

Вторичное восстановление

Вторичные методы добычи также используют холодную добычу, но используют внешние источники давления для создания необходимого внутреннего давления, все еще при пластовой температуре. Вторичные методы добычи предполагают создание искусственного давления путем закачки элементов для создания искусственного давления. вода, природный газ или углекислый газ Основными инъекционными препаратами являются . Давление заставляет нефть подниматься в добывающую скважину. Со временем искусственное давление теряет эффективность, поскольку оставшаяся (тяжелая) нефть становится слишком вязкой и удерживается песчаником в пластах . Комбинированный коэффициент нефтеотдачи двух методов холодной добычи составляет от 10 до 20 процентов в зависимости от свойств нефти и типов горных пород.

Третичное извлечение

Третичная нефтеотдача широко известна как увеличение нефтеотдачи (EOR). Это метод добычи нефти после того, как на первичной и вторичной стадиях была извлечена большая часть запасов нефти. В частности, методы повышения нефтеотдачи используются для извлечения нефти, запертой в пористых породах, и тяжелой нефти, которая слишком вязка для течения. Тремя методами третичного извлечения являются: усиленное химическое извлечение, улучшенное термическое извлечение и улучшенное извлечение при смешивании.

Он включает в себя как термические, так и нетермические методы. Нетермические методы включают использование химикатов и микробов для разрыхления захваченной тяжелой нефти и углекислого газа под давлением. Однако термические методы, в основном закачка пара, являются наиболее эффективным способом снижения вязкости и мобилизации тяжелой нефти.

Впрыск пара

Среди трех основных типов закачки пара, например, закачка паром закачивает пар под давлением в нагнетательную скважину, где он нагревается и вытесняет более подвижную нефть. Методы увеличения нефтеотдачи являются дорогостоящими из-за требуемой энергии и материалов. Следовательно, количество тяжелой нефти, которую необходимо извлечь из пласта, зависит от экономики. По этой причине ERO начинается с анализа коллектора, горных пород, проницаемости, геометрии пор и вязкости. Эти факторы, включая неоднородность коллектора, влияют на успех любого метода добычи.

Общий КПД является произведением коэффициента охвата и коэффициента вытеснения.

Циклическая паровая стимуляция

Циклическая паростимуляция (CSS) закачивает пар через одну скважину в течение определенного периода времени, оставляя ее нагреваться и снижать вязкость, а затем извлекает нефть через ту же скважину с чередующимися циклами закачки и добычи.

Парогравитационный дренаж

Парогравитационный дренаж (SAGD) предполагает использование расположенных друг над другом горизонтальных скважин. Верхняя горизонтальная скважина используется для закачки пара, который нагревает окружающую тяжелую нефть, которая затем поступает в нижнюю горизонтальную добывающую скважину.

Закачка пара состоит из двух основных методов: циклической закачки пара и закачки пара.

Циклический впрыск пара

Во время циклической циркуляции пара (CSC) пар впрыскивается в нефтяной пласт, где возникающее высокое давление разрывает породы пласта и нагревает нефть, снижая ее вязкость. Удаление нефти осуществляется в три этапа: закачка, вымачивание и добыча. Высокотемпературный пар под высоким давлением остается в резервуаре от нескольких дней до недель, чтобы масло могло поглотить тепло. Затем начинается производство. Первоначально производительность высока, но снижается по мере потери тепла; процесс повторяется до тех пор, пока это не станет экономически невыгодным. Циклическая закачка пара позволяет извлечь от 10 до 20 процентов всего объема нефти. Когда этот метод становится неэкономичным, применяют нагнетание пара.

Закачка пара обычно используется в горизонтальных и вертикальных нефтяных скважинах для пластов с вязкостью до -100 000 сП. В паронагнетательных скважинах циклического действия нефть может быть как вязкой, так и твердой. Основной механизм заключается в растворении «твердого вещества». Нет единого мнения относительно идеального времени замачивания, которое может варьироваться от нескольких дней до недель. Однако по эксплуатационным и механическим соображениям предпочтение отдается более короткому времени выдержки. После первой обработки добыча нефти происходит путем естественного подъема за счет начальной энергии пласта. Однако для последующих циклов добыче может потребоваться помощь с помощью перекачки. Циклическое закачивание становится все менее и менее эффективным при добыче нефти по мере увеличения количества циклов. В зависимости от характеристик пласта можно использовать до девяти циклов.

Непрерывное впрыскивание пара (затопление паром)

Этот метод извлекает больше нефти, чем циклическая закачка пара. Он имеет более низкий тепловой КПД, чем CSC, и требует большей площади поверхности. Здесь используются как минимум две скважины: одна для закачки пара, а другая для добычи нефти. При заводнении паром извлекается около 50 процентов общего объема нефти. Пар впрыскивается при высокой температуре и давлении через инжектор. Методы впрыска пара стали более осуществимыми и эффективными. Было разработано несколько вариаций. Однако высокие затраты требуют тщательной оценки, углубленного изучения нефтяного резервуара и правильного проектирования.

Физика горных пород

Традиционно свойства горных пород и минералов под земной поверхностью определялись посредством сейсморазведки и сейсмологии землетрясений. Время прохождения, изменения фазы и амплитуды сейсмических волн, возникающих во время сейсморазведки, показывают свойства горных пород и флюидов на подземном уровне. Раньше в ходе разведочной сейсмологии изучались сейсмические данные только для горных пород, которые могли содержать углеводороды. Однако благодаря технологическому прогрессу сейсмические данные стали полезны для определения поровых флюидов, насыщенности, пористости и литологии .

Свойства коллектора и сейсмические данные были связаны недавней разработкой под названием «физика горных пород». Физика горных пород использовалась при разработке таких важных методов, как сейсмический мониторинг резервуаров, прямое обнаружение углеводородов и сейсмическая литологическая распознавание с использованием отражательной способности, зависящей от угла. Приложения физики горных пород основаны на понимании различных свойств, влияющих на сейсмические волны. Эти свойства влияют на поведение волн при распространении и на то, как изменение одного из этих свойств может привести к получению различных сейсмических данных. Такие факторы, как температура, тип жидкости, давление, тип пор, пористость, насыщенность и другие, взаимосвязаны таким образом, что при изменении одного элемента изменяются и другие.

Уравнение Гассмана

Свойства поровой жидкости и замещение жидкости в физике горных пород рассчитываются с использованием уравнения Гассмана . Он рассчитывает, как изменение жидкости влияет на сейсмические свойства, используя особенности каркаса. В уравнении используются известные объемные модули поровой жидкости, твердой матрицы и каркасного модуля для расчета объемного модуля среды, насыщенной жидкостью. Породообразующие минералы представляют собой твердую матрицу, каркас — образец скелетной породы, а поровая жидкость — газ, вода, нефть или их комбинация. В основе используемого уравнения лежат следующие предположения: 1) матрица и каркас макроскопически однородны; 2) все поры в породе связаны между собой; 3) жидкость в порах не имеет трения; 4) флюидная система в породе представляет собой замкнутую систему, т. е. недренируемую; и 5) что жидкость в породе никоим образом не взаимодействует с твердым телом, делая каркас мягче или жестче.

Первое предположение утверждает, что длина волны больше размеров пор и зерен породы. Предположение соответствует общему диапазону длин волн и частот лабораторного сейсмического диапазона. Предположение 2) предполагает, что проницаемость пор породы однородна и в породе нет изолированных пор, так что проходящая волна вызывает полное равновесие потока жидкости в порах в течение полупериода волны. Поскольку проницаемость пор зависит от длины волны и частоты, большинство пород соответствуют этому предположению. Однако для сейсмических волн этому предположению удовлетворяют только рыхлые пески из-за их высокой проницаемости и пористости. С другой стороны, для высоких частот, таких как каротажные и лабораторные частоты, большинство пород могут соответствовать этому предположению. В результате скорости, рассчитанные по уравнению Гассмана, ниже, чем скорости, измеренные с помощью каротажа или лабораторных частот. Предположение 3) предполагает, что жидкости не обладают вязкостью, но поскольку в действительности все жидкости обладают вязкостью, это предположение нарушается уравнениями Гассмана. Допущение 4) предполагает, что для лабораторного образца горной породы поток горной жидкости герметичен на границах, а это означает, что изменения напряжений, вызванные проходящей волной, не вызывают значительного вытекания жидкости из образца горной породы. Допущение 5) предотвращает любое разрушающее взаимодействие между химическими или физическими свойствами матрицы породы и поровой жидкости. Это предположение не всегда выполняется, поскольку взаимодействие неизбежно и из-за него обычно изменяется поверхностная энергия. Например, когда песок взаимодействует с тяжелой нефтью, в результате образуется смесь с высокими показателями сдвига и модуля объемного сжатия.

Источники

• Аль-Кинди, Ф.; Аль-Аамри, Дж.; Аль-Амри, М.; Аль-Аамри, А.; Бернс, С. (19 апреля 2015 г.). Преимущества 3D VSP на месторождении тяжелой нефти в Южном Омане . дои : 10.3997/2214-4609.201412209 . ISBN  978-94-6282-144-6 . {{cite book}}: |journal= игнорируется ( помогите )
• Аль-Мутаири, А.; Рен, ЗБ; Тиннин-младший; Рандаццо, С. (12 июня 2017 г.). Практический пример мониторинга проектов заводнения паром в тонких вертикально расположенных резервуарах с использованием технологии 3DVSP . дои : 10.3997/2214-4609.201700510 . ISBN  978-94-6282-217-7 . {{cite book}}: |journal= игнорируется ( помогите )
• Альварадо, Владимир; Манрике, Эдуардо (27 августа 2010 г.). «Увеличение нефтеотдачи: обновленный обзор» . Энергии . 3 (9): 1529–1575. дои : 10.3390/en3091529 . Амбастха, А. (2008). Серия публикаций SPE №61. Добыча тяжелой нефти . Общество инженеров-нефтяников. Форум нефтяного сообщества . Проверено 26 марта 2018 г.
• Аван, Анвар Р.; Тейгланд, Руна; Клеппе, Джон (1 июня 2008 г.). «Обследование проектов по увеличению добычи нефти в Северном море, начатых в период с 1975 по 2005 год» . SPE по оценке и проектированию резервуаров . 11 (3): 497–512. дои : 10.2118/99546-PA . Бейранванд, Б; День, Z; Камали, MR; Чехрази, Али; Ахмади, А; Керманшахи, Х; Эймандуст, А (12 июня 2017 г.). 79-я конференция и выставка EAGE 2017 . дои : 10.3997/2214-4609.201701518 . ISBN  978-94-6282-217-7 .
• Беррон, К.; Мишу, Л.; Каккерей, Б.Д.; Дюре, Ф.; Коттон, Дж.; Форг, Э. (2015). Постоянный, непрерывный и беспилотный 4D сейсмический мониторинг: тематическое исследование Пис-Ривер . Расширенные тезисы технической программы SEG 2015. Общество геофизиков-разведчиков. стр. 5419–5423. дои : 10.1190/segeab.34 .
• Драммонд, К.; Исраэлачвили, Дж. (30 ноября 2004 г.). «Фундаментальные исследования взаимодействия сырой нефти и поверхностных вод и его взаимосвязи с смачиваемостью пласта» . Журнал нефтяной науки и техники . 45 (1–2): 61–81. doi : 10.1016/j.petrol.2004.04.007 . ISSN   0920-4105 .
• Фрэмптон, Х.; Денайер, П.; Ом, ДХ; Муж, М.; Мустони, Дж.Л. (27 апреля 2009 г.). Масштабное улучшение от лаборатории до полевых условий . дои : 10.3997/2214-4609.201404858 . ISBN  978-90-73781-60-3 . {{cite book}}: |journal= игнорируется ( помогите )
• Ищенко, Кристофер М.; Гейтс, Ян (9 апреля 2014 г.). «Модель скважины/червоточины для холодной добычи тяжелой нефти с песком» . Журнал SPE . 19 (2): 260–269. дои : 10.2118/150633-PA .
• Ламли, Дэвид Э. (7 февраля 2012 г.). «Таймлапс сейсмический мониторинг пласта». Геофизика . 66 (1): 50–53. дои : 10.1190/1.1444921 .
• Мартиниус, AW; Рингроуз, PS; Брострем, К.; Эльфенбейн, К.; Нэсс, А.; Рингос, JE (1 января 2005 г.). «Проблемы коллекторов гетеролитических резервуаров из приливного песчаника на террасе Халтен, в центральной Норвегии» . Нефтяная геология . 11 (1): 3–16. дои : 10.1144/1354-079304-629 . ISSN   1354-0793 . S2CID   128601277 .
• Маггеридж, Энн; Кокин, Эндрю; Уэбб, Кевин; Фрэмптон, Гарри; Коллинз, Ян; Молдс, Тим; Салино, Питер (13 января 2014 г.). «Темп нефтеотдачи, повышение нефтеотдачи и технологические пределы» . Философские труды Королевского общества A: Математические, физические и технические науки . 372 (2006): 20120320. doi : 10.1098/rsta.2012.0320 . ПМЦ   3866386 . ПМИД   24298076 .
• Пассалаква, Х; Страк, Курт (1 января 2016 г.). Комплексный геофизический мониторинг резервуаров тяжелой нефти . Конференция и выставка SPE по тяжелой нефти. Общество инженеров-нефтяников. дои : 10.2118/184089-MS .
• Пшибыш-Ярнут, ЮК; Поттерс, JHHM; Лопес, Хорхе Л.; Араужо, М; Сюэ, Юаньи (01 января 2016 г.). «Максимизация VOI при частом сейсмическом мониторинге месторождений тяжелой нефти: практический пример на площадке Пис-Ривер 31» . Конференция и выставка SPE по тяжелой нефти . Конференция и выставка SPE по тяжелой нефти. Общество инженеров-нефтяников. дои : 10.2118/184157-MS .
• Рен, ЗБ; Аль-Хаккан, Х.; Ахмад, Ф.; Тиннин, Дж.; Гамильтон, А. (декабрь 2016 г.). «3D ВСП-наблюдение за термической добычей тяжелой нефти в Кувейте | SPE» . search.spe.org . Проверено 26 марта 2018 г.
• Сиданск, Роберт Д.; Серайт, Рэндалл (1 мая 2007 г.). «Когда и где могут быть успешно применены методы гидроизоляции, модифицирующие относительную проницаемость» . Производство и эксплуатация SPE . 22 (2): 236–247. дои : 10.2118/99371-PA .
• Шабеланский, Андрей Х.; Малькольм, Элисон; Фелер, Майкл (1 сентября 2015 г.). «Мониторинг изменений вязкости по замедленному сейсмическому затуханию: практический пример на примере месторождения тяжелой нефти» (PDF) . Геофизическая разведка (Представлена ​​рукопись). 63 (5): 1070–1085. Бибкод : 2015GeopP..63.1070S . дои : 10.1111/1365-2478.12229 . ISSN   1365-2478 .
• Тенг, Л; Песня, Х; Чжан, С; Ву, Ф; Сюй, Д; Гонг, Ю; Цзян, З; Гао, Х; Ван, К. (01 января 2017 г.). Исследование внутрипластового горения в D66, многослойном резервуаре тяжелой нефти, нефтяное месторождение Ляохэ . Конференция SPE по Латинской Америке и Карибскому бассейну по тяжелой и сверхтяжелой нефти. Общество инженеров-нефтяников. дои : 10.2118/186173-MS .
• Тул, СТ; Грист, Д.М. (2003). Перепечатка SPE №61. Добыча тяжелой нефти . Оффшорная Европейская конференция. Форум нефтяного сообщества . Проверено 26 марта 2018 г.
• Уилсон, А. (2014). «Непрерывный сейсмический мониторинг пласта при термическом интенсификации нефтеотдачи» . Журнал нефтяных технологий . 66 (6): 119–121. дои : 10.2118/0614-0119-JPT .
• Джаясекера, AJ; Гудиер, С.Г. (13 апреля 2002 г.). Улучшение добычи углеводородов на континентальном шельфе Соединенного Королевства: прошлое, настоящее и будущее . Симпозиум SPE/DOE по улучшению нефтеотдачи. Общество инженеров-нефтяников.
• Ом, Д; Маклауд, Дж; Графф, К; Фрэмптон, Х; Морган, Джей Си; Чунг, С; Чанг, КТ. (2009). Дополнительные успехи в добыче нефти благодаря улучшению охвата заводнением на Аляске . SPE Prod. Опер. Том. 25. С. 247–254.
• Формы, ТП; Трасселл, П; Хазельдонк, ЮАР; Каррутерс, Р.А. (6–9 сентября 2005 г.). Месторождение Магнус: управление пластом на зрелом месторождении, сочетающее заводнение, увеличение нефтеотдачи и разработку новых площадей . Конференция SPE Offshore Europe. Общество инженеров-нефтяников.
• Алуста, Гамаль; Маккей, Эрик; Феннема, Джулиан; Коллинз, Ян (19 июля 2011 г.). МУН или уплотняющее бурение: как сделать выбор? . Конференция SPE по увеличению нефтеотдачи пластов, 2011 г., EORC, 2011 г. Vol. 1. Общество инженеров-нефтяников. дои : 10.2118/143300-MS .