Диплом, курсовая, контрольная работа
Помощь в написании студенческих работ

Повышение точности определения водо-и нефтенасыщенности образцов горных пород рентгеновским методом

Диссертация: Повышение точности определения водо-и нефтенасыщенности образцов горных пород рентгеновским методом
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

В работе предложены новые методики количественного определения водонасыщенности и нефтенасыщенности с использованием рентгеновского излучения, позволяющие проводить лабораторные исследования керна на качественно новом уровне. Использование способов, учитывающих поглощение излучения всеми насыщающими породу фазами, дает возможность уменьшить погрешность измерения водои нефтенасыщенности в образцах… Читать ещё >

Содержание

  • Глава 1. АНАЛИЗ МЕТОДОВ ИЗМЕРЕНИЯ НАСЫЩЕННОСТИ ГОРНЫХ ПОРОД В ЛАБОРАТОРНЫХУСЛОВИЯХ
    • 1. 1. Резистивиметрический метод
    • 1. 2. Ультразвуковой метод
    • 1. 3. Метод, основанный на ядерном магнитном резонансе
    • 1. 4. Нейтронный метод измерения во до насыщенности горной породы
    • 1. 5. Радиоизотопный метод
    • 1. 6. Методы, основанные на возбуждении вторичных излучений
    • 1. 7. Рентгеновский метод измерения насыщенности горной породы
    • 1. 8. Теория взаимодействия рентгеновского излучения с веществом
    • 1. 9. Выводы по главе 1
  • Глава 2. РАЗРАБОТКА СПОСОБОВ ИЗМЕРЕНИЯ НАСЫЩЕННОСТИ ГОРНОЙ ПОРОДЫ ПРИ СКАНИРОВАНИИ РЕНТГЕНОВСКИМ ИЗЛУЧЕНИЕМ
    • 2. 1. Поглощение полихроматического рентгеновского излучения при сканировании горной породы в лабораторных условиях
    • 2. 2. Экспериментальная установка
      • 2. 2. 1. Рентгеновский блок
      • 2. 2. 2. Калибровка измерительного тракта
    • 2. 3. Способ количественного определения водонасыщениости горной породы, основанный на измерении коэффициентов поглощения рентгеновского излучения нефти и минерализованной Nal воды
      • 2. 3. 1. Явления, влияющие на результат измерения водонасыщениости
    • 2. 4. Способ количественного определения нефтенасыщенности горной породы, основанный на измерении коэффициентов поглощения рентгеновского излучения нефти с поглотителем CgHnl и керосина
    • 2. 5. Способ количественного определения насыщенности горной породы с использованием значений начальной и конечной водонасыщенностей

    2.6. Способ количественного определения насыщенности горной породы, основанный на измерении коэффициентов поглощения рентгеновского излучения нефти и минерализованной Nal воды при трехфазной водо -нефте и газонасыщенности керна.

    2.7. Способ количественного определения насыщенностн горной породы, основанный на измерении коэффициентов поглощения рентгеновского излучения нефти, керосина и реагента при совместной фильтрации нефти и реагента.

    2.8. Вычисление погрешности способов измерения насыщенности горной породы.

    2.8.1. Погрешность определения коэффициентов поглощения рентгеновского излучения.

    2.8.2. Нестабильность экспозиции.

    2.8.3. Изменение температуры рентгеновского аппарата при сканированиях.

    2.8.4. Систематическая погрешность.

    2.8.5. Суммарная погрешность.

    2.9. Выводы по главе 2.

    Глава 3. ПРИМЕНЕНИЕ СПОСОБОВ ИЗМЕРЕНИЯ ВОДО- И

    НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ ГОРНЫХ ПОРОД.

    3.1.Сравнение рентгеновского и резистивиметрического методов измерения водонасыщености горной породы.

    3.2.Визуализация пространственного распределения водонасыщенности с использованием рентгеновской томографии.

    3.2.1. Методика эксперимента.

    3.2.2. Реконструкция томографического изображения.

    3.3. Разнонаправленная фильтрация минерализованной воды через горную породу.

Повышение точности определения водо-и нефтенасыщенности образцов горных пород рентгеновским методом (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Объект исследования — процесс поглощения рентгеновского излучения I горными породами и пластовыми флюидами.

Предмет исследования — количественное определение величины поглощения рентгеновского излучения при многофазном насыщении порового пространства горной породы.

Актуальность работы. Лабораторные исследования коллекторских свойств горных пород необходимы для подсчета запасов полезных ископаемых, при составлении проектов разработки месторождений и т. д. Основные задачи, которые ставят разработчики месторождений к лабораторным измерениям водои нефтенасыщенности — повышение точности измерений, обеспечение измерений при многофазном течении флюидов в слоистых моделях пласта сложной конфигурации, детализация пространственного распределения насыщенности в образцах керна. Существующие способы измерения лишь отчасти удовлетворяют предъявляемым требованиям. Распространенным способом определения водонасыщенности пористой среды при моделировании пластовых условий является метод сопротивлений. Измерение насыщенности этим методом проводится только для фиксированного участка керна без детализации пространственного распределения. К 'интегральным' способам измерения относятся также методы ЯМР, диэлектрический, инфракрасной спектроскопии. Сравнительный анализ методов измерения насыщенности образцов горной породы в лабораторных условиях показал, что наиболее полно предъявляемым требованиям удовлетворяет рентгеновский метод. Преимуществом рентгеновского метода перед другими является возможность измерить пространственное распределение насыщенности в образцах горной породы. Использование бесконтактного рентгеновского метода выгодно отличается от других способов определения водои нефтенасыщенности: массовые коэффициенты поглощения излучения не зависят ни от схемы проведения фильтрационного эксперимента, ни от технических особенностей исследовательской установки (например, формы электродов или качества контакта с поверхностью керна). Это позволяет проводить сравнительный анализ экспериментов, выполненных в разных лабораториях с использованием разных фильтрационных установок.

К настоящему времени используются несколько методик расчета насыщенности по измеренным значениям поглощения рентгеновского излучения. Существует методика определения насыщенности, в соответствии с которой интенсивность излучения измеряется при двух значениях напряжения на рентгеновской трубке. Методика позволяет определить насыщенность образцов горной породы при двухи трехфазной фильтрации воды, нефти и газа, однако требует использования дорогостоящего рентгеновского аппарата со стабильностью экспозиции не хуже ОД %. Относительная погрешность составляет около 12−16% при нефтенасыщенности керна 20−30% (Sharma et al., 1998). В наиболее распространенных рентгеновских установках для определения коэффициентов фазовой проницаемости (производители — Coretest Systems, CoreLab, Vinci Technologies), используются рентгеновские аппараты со стабильностью экспозиции около 0,5%. Погрешность при определении нефтенасыщенности в этом случае составляет 20−30%. В другой методике насыщенность горной породы определяется по поглощению излучения последовательно насыщенным на 100% минерализованной водой и нефтью керном (Кузнецов, 1998). На практике образец не насыщается нефтью на 100% в связи с высокой трудоемкостью, поэтому для вычисления водонасыщенности сканируют сухой керн и насыщенный на 100% минерализованной водой. В этом случае водонасыщенность вычисляется с учетом поглощения излучения только минерализованной водой, а поглощением нефтью либо пренебрегают, либо считают его постоянным. В интервале значений водонасыщенности, наиболее часто встречающихся на практике — от 20% до 80%, относительная погрешность с использованием данной методики превышает 20%.

Таким образом, к недостаткам существующих модификаций рентгеновского метода относится невысокая точность определения насыщенности образцов горной породы. В соответствии с отраслевыми стандартами (ОСТ 39−235−89) относительная погрешность определения водои нефтенасыщенности керна при изучении коллекторских свойств не должна превышать 10%. Следовательно, актуальность исследования определяется необходимостью повышения точности и достоверности количественного определения водои нефтенасыщенности горных пород с учетом поглощения излучения всеми насыщающими породу фазами. Для этого необходимы новые способы вычисления водои нефтенасыщенности, а также их теоретическое обоснование и экспериментальная проверка.

Цель исследования — повышение точности определения водои нефтенасыщенности образцов керна рентгеновским методом путем разработки способов, учитывающих поглощение излучения всеми фазами, насыщающими горную породу. Задача исследования: количественно определить водои нсфтенасыщенность образцов горных пород с учетом поглощения рентгеновского излучения всеми насыщающими породу фазами.

Этапы исследования:

1. Оценка применимости экспоненциального закона Бэра-Ламберта с постоянными массовыми коэффициентами поглощения воды и нефти при измерении насыщенности горной породы с использованием полихроматического рентгеновского излучения.

2. Разработка способов количественного определения водои нефтенасыщенности горной породы при фильтрации воды/нефти и нефти/газа, в основе которых лежит расчет коэффициентов поглощения излучения керосином, нефтью и минерализованной водой.

3. Разработка способов количественного определения водои нефтенасыщенности горной породы при фильтрации воды/нефти и нефти/газа, основанных на использовании значений начальной и конечной флюидонасыщенности.

4. Теоретическое обоснование и экспериментальная проверка способа количественного определения насыщенности при трехфазной водонефтеи газонасыщенности горной породы.

5. Применение способов определения водои нефтенасыщенности для построения томографических сечений образцов горных пород и пространственного распределения пористости.

Фактический материал, методы исследования и аппаратура. Теоретической основой решения поставленных задач являются уравнения взаимодействия фотонов и электронов с веществом. Для вычисления водои нефтенасыщенности горных пород используется экспоненциальная зависимость поглощения рентгеновского излучения от толщины поглотителя — закон Ламберта. Линейная аппроксимация зависимости водонасыщенности Se от экспериментально определяемого параметра S"XR: л xr еод сух у.

1п/, -1п/ и нефтенасыщенности SH от параметра SeXR:

In / — In I к In/ -In7 V H выполнялась методом наименьших квадратов. Мера статистической зависимости между результатами измерения водонасыщенности разными способами оценивалась по коэффициенту парной корреляции Пирсона. При восстановлении томографического изображения использовался модифицированный алгоритм FDK (томография в коническом пучке). Для проверки способов определения водонасыщенности и нефтенасыщенности в пористой среде, проводились лабораторные исследования образцов керна со следующих месторождений: Тепловского, Кудринского, Северного, Онтонигайского, Снежного, Майского, Угутского, Урманского, Восточно-Сургутского, Аленкинского, Двуреченского, Волковского, Проточного, Северо-Лугинецкого, Ясного, Западно-Останинского, Болтного, Трайгородского, Игольско-Талового, Ярактинского, Западно-Лугинецкого, Ай-Кагальского, Малобалыкского, Южно-Охтеурского, Западно-Катыльгинского, а также двух искусственных образцов из спеченной стеклянной крошки. Один из основных методов исследования — моделирование пластовых условий (давление, температура) в лаборатории при фильтрации флюидов через образцы горной породы. При одновременном измерении водонасыщенности в пластовых условиях предложенным рентгеновским способом и методом сопротивления проведен сравнительный анализ двух методов. Результаты измерения водонасыщенности для 30 образцов горных пород, полученные с помощью рентгеновского способа и метода сопротивлений, различались не более чем на 5%. Методика измерения коэффициентов относительной фазовой проницаемости при совместной фильтрации воды и нефти в пластовых условиях, включающая алгоритм количественного определения водонасыщенности, применяется на двух рентгеновских фильтрационных установках RPXS-841-Z1 и ПИК-2003/АЭИ в Лаборатории физики пласта ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК». Около 40 зависимостей относительных фазовых проницаемостей от водонасыщенности для различных месторождений, полученных с использованием предложенного способа, вошли в отчеты для Центральной комиссии по разработке месторождений. Защищаемые научные результаты:

1. Методика количественного определения водои нефтенасыщенности образцов горной породы с учетом поглощения рентгеновского излучения всеми насыщающими породу фазами.

2. Методика количественного определения водои нефтенасыщенности, основанная на использовании значений поглощения рентгеновского излучения горной породой с начальной и конечной флюдонасыщенностью.

3. Способ восстановления томографического изображения с использованием серии рентгеновских снимков сухого, насыщенного на 100% минерализованной водой керна и отношения коэффициентов ослабления излучения нефтью и минерализованной водой.

Новизна работы. Личный вклад.

1. На основании анализа экспериментальных данных, полученных при просвечивании полихроматическим рентгеновским излучением наборов медных пластин, сделано заключение о применимости с погрешностью около 1% экспоненциальной зависимости интенсивности рентгеновского излучения прошедшего через керн от насыщенности горной породы с постоянными коэффициентами поглощения (закон Бэра-Ламберта) для расчета водои нефтенасыщенности образцов горных пород.

2. С использованием зависимости Бэра-Ламберта, а также опираясь на анализ экспериментальных данных, получены выражения для количественного определения водои нефтенасыщенности при фильтрации воды/нефти и нефти/газа через образцы горной породы, основанные на измерении отношения коэффициентов поглощения нефти/минерализованной воды и керосина/нефти: 1.

— а f.

V с.

1п/-1п/ сух ln/^-ln/^ а.

SH={ 1-fi).

In/-In/ ln/"-ln/K 1 -В a-sj, где, а — отношение коэффициентов поглощения нефти и минерализованной воды с поглотителем Nal (150 г/л) — Р — отношение коэффициентов поглощения авиационного керосина и нефти с добавлением CgHnI (100 мл/л) — /од, 1вод, I — интенсивности рентгеновского излучения, зарегистрированные детектором при сканировании сухого, насыщенного на 100% минерализованной водой и образца с промежуточной водонасыщенностью, а также в случае, когда в образце создана начальная водонасыщенность, а оставшаяся часть пор заполнена керосином — 1К или йодированной CgHnI нефтью — /".

3. С использованием зависимости Бэра-Ламберта, а также опираясь на анализ экспериментальных данных, получено выражение для количественного определения нефтенасыщенности (водонасыщенности) керна при трехфазном насыщении образцов горной породы водой, нефтью и газом, основанное па измерении отношения коэффициентов поглощения нефти/минерализованной воды: а.

1п/-1п/ сух g.

1п/ л-1п/ у вод сух.

4. На основании анализа экспериментальных данных разработан способ количественного определения насыщенности керна с использованием значений начальной и конечной водонасыщенности. С учетом экспоненциальной зависимости интенсивности рентгеновского излучения прошедшего через керн от насыщенности горной породы (закон Бэра-Ламберта), получено выражение для расчета текущего значения водонасыщенности:

S" =.

SeK seH.

Кп1вк-п1вну.

In I I SeH XnIeK~S™ ln/"" In/ -In/. где /"ii и /DK — значения интенсивности рентгеновского излучения, зарегистрированные детектором при сканировании образца с начальной Smi и конечной 5ВК водонасыщенностью.

5. Используя полученное выражение для расчета водонасыщенности, основанное на измерении отношения коэффициентов поглощения нефти и минерализованной воды, получены проекции трехмерного распределения водонасыщенности по образцу при разнонаправленной фильтрации минерализованной воды. В результате сравнительного анализа показано, что проекции различаются между собой. Это позволяет предположить, что изменение абсолютной разности давлений на образце при смене направления фильтрации связано с объемным перераспределением минерализованной воды.

6. С использованием модифицированного алгоритма FDK (томография в коническом пучке), а также выражения для расчета водонасыщениости реконструировано распределение водонасыщениости по сечению образца (2D томограмма). Практическая значимость результатов.

Разработанные методики количественного определения водои нефтенасыщенности при фильтрации воды, нефти и газа через горную породу при пластовых условиях применяются на двух фильтрационных установках в ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК». Методики повышают точность и достоверность определения насыщенности порового пространства горной породы. С использованием метода определения водонасыщениости проведены измерения зависимости коэффициентов относительных фазовых проницаемостей воды и нефти от насыщенности образцов горных пород для месторождений Ясного, Западно-Останинского, Болтного, Игольско-Талового, Западно-Лугинецкого, Ай-Кагальского, Малобалыкского, Южно-Охтеурского, Западно-Катыльгинского, Даненберговского, Крапнвинского, Тунгольского, Вахского, Обского, Лугинецкого, Средне-Ботуобинского, Чапаевского, Ярактинского, Майского.

Диссертационная работа выполнена в соответствии с планом научно-исследовательских работ ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК» на 2004 г. «Разработка и освоение экспериментальных методов экспресс-анализов кернов».

Полученные результаты использовались в ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК» для построения моделей проектирования разработки месторождений. Результаты могут быть использованы для определения коэффициента охвата в объеме образца горной породы при вытеснении нефти водой, газом либо водогазовой смесью, оценке режимов фильтрации при заводнении пласта, либо при водогазовом воздействии. Публикации по теме диссертации.

Основные результаты исследований по теме диссертации докладывались и обсуждались на Международной конференции «5-th International Conference on Multiphase Flow» (Yokohama, Japan, 2004 г.), на Международном конгрессе «4-th World Congress on Industrial Process Tomography» (Aizu, Japan, 2005 г.), на Международном симпозиуме «5-th International Symposium on Measurement Techniques for Multiphase.

Flows" (Macau, China, 2006 г.), на Научно-практической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности» (Когалым, 2006 г.), на Научно-практических конференциях «Проблемы и перспективы развития минерально-сырьевого комплекса и производственных сил Томской области» (Томск, 2004 г. и 2007 г.), а также па научно-практической конференции ОАО «НК"Роснефть» «Геологическое моделирование на базе комплексного исследования керна — основа проектирования эффективной разработки месторождений нефти и газа» (Томск, 2007 г.).

По теме диссертации опубликовано 10 работ, из них в ведущих рецензируемых научных журналах определенных Высшей аттестационной комиссией — 2 статьи (журнал «Нефтяное хозяйство" — журнал «Particle&Particle System Characterization»), 1 патент № 2 315 978 «Способ определения водонасыщенности керна», материалов российских и международных конференций, симпозиумов — 7. Структура н объем работы.

Диссертация состоит из введения, трех глав, заключения, выводов и списка литературы. Работа изложена на 122 страницах, содержит 2 таблицы и 50 рисунков. Благодарности.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

В работе предложены новые методики количественного определения водонасыщенности и нефтенасыщенности с использованием рентгеновского излучения, позволяющие проводить лабораторные исследования керна на качественно новом уровне. Использование способов, учитывающих поглощение излучения всеми насыщающими породу фазами, дает возможность уменьшить погрешность измерения водои нефтенасыщенности в образцах терригенной породы при совместной фильтрации воды/нефти, нефти/газа с 10−40% до 4−7%. Существенным преимуществом методик является возможность провести независимые измерения в разных частях исследуемого образца горной породы, что увеличивает надежность измерений среднего значения водои нефтенасыщенности, позволяет проводить наблюдение и анализ процессов замещения фаз в режиме реального времени, например, при лабораторном моделировании вытеснения нефти водой, газом или водогазовой смесью в пластовых условиях (при давлении и температуре).

Представленные в диссертации методики, в сравнении с известными, обладают преимуществами: во-первых, все операции с керном при вычислении водои нефтенасыщенности проводятся в соответствии с ОСТ-39−235−89 «Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации», что позволяет использовать их в экспериментах при определении коэффициентов относительных фазовых проницаемостей при совместной фильтрации водынефти и нефтигазаво-вторых, способы расчета водои нефтенасыщенности являются наиболее простыми, используют наименьшее число операций с измеряемыми величинами поглощения излучения, а потому наиболее точнымив-третьих, выражения для расчета водои нефтенасыщенности линейно зависят от измеряемого параметра yr.

S, что позволяет построить универсальные зависимости, с помощью которых определяется насыщенность любых герригенных (горных) пород независимо от их минерального состава или объема пор. К достоинствам предложенных методик относятся оперативность проведения измерений и доступность их реализации.

С применением разработанного способа определения водонасыщенности реконструировано томографическое изображения водопсфтенасьпценного керна. Способ восстановления сечения насыщенного керна отличается тем, что для его реализации используются серии рентгеновских снимков сухого, насыщенного на 100% минерализованной водой керна и измеренный перед экспериментом коэффициент аотношение коэффициентов ослабления излучения нефтью и минерализованной водой. Использование серии снимков сухого образца, позволяет получить более четкое 3-мерное изображение насыщенного керна.

Несомненно, исследования в области разработки методик расчета флюидонасыщенности горной породы с использованием рентгеновского излучения должны быть продолжены по ряду вопросов. Во-первых, необходим дальнейший анализ различных физических явлений, влияющих на точность определения водои нефтенасыщенности вещества. Это определяется растущей потребностью более точных измерений водои нефтенасыщенности горной породы при пластовых условиях. Во-вторых, не менее важной задачей является развитие методики измерения флюидонасыщенности при многокомпонентной фильтрации кислот, эмульсий, жидкостей с ПАВ и т. д.

Показать весь текст

Список литературы

  1. .В. Практикум по химии поверхностных явлений и адсорбции. — М.: Высшая школа, 1973. — 208 с.
  2. Д., Басе Д., Уайтинг Р, Физика нефтяного пласта. М.: Гостехиздат, 1962. — 572 с.
  3. К.В., Вайнберг Э. И. Рентгенотехника. Том 1, 2. М.: Машиностроение, 1981.-431 с.
  4. В.В., Ерко А. И. Рентгеновская оптика, М.: Наука, 1991. — 150 с.
  5. В.В. Анализ современных методов измерения насыщенности пористых сред и перспективы развития диэлектрометрического метода. // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. ВНИИОЭНГ. 1994. — № 8. — 8−11 с.
  6. .П., Александров К. С., Рыжова Т. В. Упругие свойства породообразующих минералов и горных пород, М.:Наука, 1970. 274 с.
  7. В.Н., Лебедев Л. А. Спектры излучения рентгеновских установок. М.: Энергоатомиздат, 1990. 154 с.
  8. В.Г., Дахнов А. В., Пацевич С. Л. Практикум по петрофизике. М: Недра, 1990. — 65 с.
  9. Ю.А. Радиоизотопный метод экспрессного неразрушающего контроля керна нефтеносных пород // Известия Томского политехнического Университета. 2002 г., т. 305, вып. 5, с. 35−41.
  10. Ю.А. Многогрупповая диффузионно-возрастная теория нейтронной влагометрии гомогенных сред произвольного химического состава // Известия Томского политехнического Университета. 2002 г., т. 305, вып. 5, с. 47−57.
  11. Н.С. Изучение физических свойств пористых сред. М.: Недра, 1970. -205 с.
  12. В.М., Ковалев А. Г., Кузнецов A.M., Черноглазов В. Н. Фазовые проницаемости коллекторов нефти и газа. — М: ВНИИОЭНГ, 1988. 53 с.
  13. В.М. Деформации и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа. -М.:Недра, 1970. 273 с.
  14. В.А., Нестеров Е. Е. Детектирование медленных нейтронов по захватному гамма-излучению кадмия при измерениях влажности почв и грунтов нейтронным методом. М.: Атомная энергия. 1959 г., т. б, № 5. — 573 с.
  15. П.И., Раковский H.JL, Розенберг М. Д. Вытеснение нефти из пласта растворителями. -М.: Недра, 1968. 50 с.
  16. П.И., Раковский H.JL, Розенберг М. Д. Исследование фильтрации взаиморастворимых жидкостей с применением радиационных методов// Изв. АН СССР. Механика и машиностроение. 1961. № 4. 153 с.
  17. Г. Г., Нейман Г. Г. Измерение концентрации растворов с помощью бета-излучения. //Труды конференции / Применение изотопов и ядерных излучений. -М.:Изд-во АН СССР, 1958, 215 с.
  18. М.К. Методика исследования коллекторских свойств кернов. М.: Гостоптехиздат, 1963. — 130 с.
  19. А.Г., Кузнецов A.M., Черноглазов В. Н. Фазовые проницаемости коллекторов нефти и газа. Сер. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. М.:ВНИИОЭНГ, 1988. — 213 с.
  20. Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. М.: Недра, 1977. — 287 с.
  21. A.M. Научно-методические основы исследования влияния свойств пород-коллекторов на эффективность извлечения углеводородов из недр: Дис. на соискание учен. ст. док-pa тех. наук. М., 1998. — 280 с.
  22. О.Л., Ефимова С. А. Применение ультразвука в нефтяной промышленности. М.: Недра, 1983. — 192 с.
  23. Д.И., Пруслин Я. А., Ерпылева Е. Р., Новикова К. А. Радиоактивный метод исследования процесса вытеснения жидкости в пористых средах. // Тр. ин-та/ Всероссийский нефтегаз. науч.-исслед. ин-т.1985. Вып. 12. с. 361−367.
  24. О.И., Новожилов Б. В., Сахаров В. Н. Распространение гамма-квантов в веществе. М.: Физматгиз, 1960. — 206 с.
  25. Д., Смит Д. Акваметрия. М.: Химия, 1980. — 426 с.
  26. Р., Использование обратного рассеяния Р-излучения в исследованиях //Применение радиоизотопов в физических науках и промышленности: Сб. докл. иностранных ученых /Получение и применение радиоактивных изотопов. М.: Госатомиздат, 1962. — 177 с.
  27. К.И., Баринский Р. Л., Смирнова И. С. Рентгеноспектральный флуоресцентный анализ с ядерным источником первичного излучения./ ДАН СССР, 1960 г., т. 130, № 2, 214 с.
  28. А.А., Шумиловский Н. Н., Мельтцер Р. В. Авторское свидетельство № 128 162, 1960, Бюллетень изобретений, 1960, № 9.
  29. В.Д., Белорай Я. Л., Чижик В. И. Определение коллекторских свойств горных пород импульсным методом ядерного магнитного резонанса (методические указания)// М.: ОНТИ ВНИИЯГГ, 1978. 21 с.
  30. В.Г., Балова Л. В., Баишев А. Б. Влияние соотношения физико-химических и гидродинамических сил на фазовые проницаемости полимиктовых пород // Тр. ин-та / Всероссийский нефтегаз. науч.-исслед. ин-т.1985. Вып. 93. с. 56.
  31. A.M. Использование рассеянного вперед у-излучения в радиоизотопном приборостроении // Изотопы в СССР. -М.: Энергоиздат, № 60, 1981. с.34−41.
  32. ОСТ 39−235−89 Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации.
  33. Е.А. Методика изучения физических свойств коллекторов нефти и газа. -М: Недра, 1981.- 182 с.
  34. РД 39−147 710−218−86 Единая отраслевая методика по определению в лабораторных условиях параметров, характеризующих коллекторские свойства пласта. М.: Миннефтепром, 1986. — 110 с.
  35. Рентгеновская оптика и микроскопия, Под ред. Г. Шмаля и Д. Рудольфа М.: Мир, 1987. -46 с.
  36. А.Г., Тупицын Е. В., Щемелинин Ю. А. Определение текущей нефтенасыщенности при совместной фильтрации нефти и газа с помощью рентгеновской установки// Нефтяное хозяйство. -2006. -№ 8 с. 12−13.
  37. А.Г., Щемелинин Ю. А., Пальчиков Е. И. Визуализация распределения пластовых жидкостей в пористом образце с помощью малоугловой томографии. // Научно-технический вестник «НК"Роснефть». -2008. № 1. с. 42−45.
  38. А.К. Рентгенодефектоскошш. М.: МАШГИЗ, 1948, — 423 с.
  39. Г. Ф., Чарыгин Н. В. Нефти месторождений Советского Союза, М.: Недра, 1980. — 553 с.
  40. .И. Методы изучения пород-коллекторов нефти и газа. М.: Недра, 1979, — 199 с.
  41. Е.М. Основы теории распределения нейтронов в сильно поглощающих породах и рудах / Под редакцией Алексеева Ф. А. М.: Гостоптехиздат, 1960. с. 126−145.
  42. Хавкин А. Я, Чернышев Г. И. Томография нефтенасыщенных пористых сред. -М.: Наука. 2005. 270 с.
  43. А.А. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение. М.: Недра, 1969, -369 с.
  44. Г. Восстановление изображений по проекциям. Основы реконструктивной томографии. М.: Мир, 1983. — 352 с.
  45. Н.Н., Бетин Ю. П., Верховский Б. И., Калмаков А. А., Мельтцер Л. В., Овчаренко Е. Я. Радиоизотопные и рентгеноспектральные методы. М.: Энергия. 1965.- 119 с.
  46. Н.Н., Мельтцер Л. В., Калмаков А. А., Теняев В. Г. О применении радиоактивных изотопов для флуоресцентного анализа с целью автоматического контроля продуктов обогащения руд / Известия вузов. Цветная металлургия, 1961 г., № 3,-51 с.
  47. Н.Н., Бетин Ю. П., Верховский Б. И., Калмаков А. А., Мельтцер Л. В., Овчаренко Е. Я. Радиоизотопные и рентгеноспектральные методы. М.: Энергия. 1965.- 119 с.
  48. Н.Н., Мельтцер Л. В., Мен-Чжи-Чжун, Наумов А.А., Пивоваров Л. А. Об автоматическом контроле состава многокомпонентных смесей// 1-ый Международный конгресс ИФАК по автоматическому управлению. М.:Изд-во АН СССР. 1960. т.4. — 308 с.
  49. Н.Н., Бетин Ю. П., Верховский Б. И., Калмаков А. А., Мельтцер Л. В., Овчаренко Е. Я. Радиоизотопные и рентгеноспектральные методы. М.: Энергия. 1965.- 191 с.
  50. A.JI., Залесский В. И. Рентгеноспектральиый анализ с применением источника излучения Ти170 и дифференциальных фильтров. /Заводская лаборатория, 1960 г., № 6, 15 с.
  51. А.Л., Залесский В. Б. О новом физическом методе и аппаратуре для анализа химического состава // Радиоактивные изотопы и ядерные излучения в народном хозяйстве СССР. М.: Гостоптехиздат, 1961. т.4. — 8 с.
  52. Akbar N., Mavko G., Nur A., and Dvorkin J. Seismic signatures of reservoir transport properties and pore fluid distribution, Geophysics, Vol. 59, N 8, August, 1994, p. 1222.
  53. Akin S., Kovchek A.R. Imbibition studies of low-permeability porous media. SPE 54 590. Western Regional Meeting, 26 May 1999, p. 68.
  54. Biot M.A. General theory of three dimensional consolidation, J.Appl.Phys. Vol.12, 1941.
  55. Cameron I.F., Rhodes I.R. X-Ray spectrometry with radioactive sources, Nucleonics, 1961, № 6, p.53.
  56. Chen S., Qin F., Kim K-H., Watson A.T. NMR imaging of multiphase flow in porous media. SPE 24 760, Proceedings 67th SPE Annual Technical Conference, Washington, October 4−7, 1992. pp. 1013−1026.
  57. Corey A.T. Three-phase relative permeability. AIME 207. 1956. pp. 349−351.
  58. Eleri O.O., Graue A., Skauge A., Larsen J.A. Calculation of three-phase relative permeabilities from displacement experiments with measurements of in-situ saturation. SCA 9509, San Francisco, 12−14 September, 1995.
  59. Enwere M.P., Archer J.S. NMR imaging for water/oil displacement in cores under viscous capillary force control. SPE/DOE 24 166, 8 Symposium on Enhanced oil recovery, Tulsa, Oklahoma, April 22−24, 1992.
  60. Fayers F.J., Matthews J.D., Evaluation of Normalizes stone’s Methods for Estimating Three-Phase Relative Permeability. SPE J. 1984. April, pp.45−51.
  61. Geertsma I. The effect of fluid pressure decline on volume changes of porous rocks. Pet. Trans. AIME, Vol. 210, 1957.
  62. Geffen T.M., Patnam R.E. A note on the x-ray absoiption method of determining fluid saturation in cores. SPE 951 275,1951.
  63. Gist G.A. Interpreting laboratory velocity measurements in partially gas-saturated rocks, Geophysics V.59, N7, July, 1994, pp. 1100−1109.
  64. Guckert L.G. Gamma-ray absorption method of measuring gas saturation and its application to three-phase relative permeability studies. PhD dissertation, Texas A&M U" College Station, TX. 1968.
  65. Hidajat.I, Mohanty K.K., Flaum M., Harasaki G. Study of vuggy carbonates using NMR and x-ray CT scanning. SPE 88 995, 2004.
  66. Keelan D.K., A practical approach to determination of imbibition gas-water relative permeability//Journal of Petroleum Technology, February, 1986. pp.199−204.
  67. King M.S. Wave velocities in rocks as a function of changes in overburden and pore fluid saturations, Geophysics, Vol. 31, No 1, February, 1966, pp.50−73.
  68. Lackner A.S., Haaskjold G., Torsaeter O. Selecting x-ray energy levels for three-phase saturation measurement. SPE 95 098, 2005.
  69. Laird A.D.K., Putnam J.A. Fluid saturation in porous media by X-Ray technique. Pet. Trans. AIME 1951, Vol. 192. pp. 275−284.
  70. Laird A.D.K., Putnam J. A Three component saturation in porous media by X-Ray technique. Pet. Trans. AIME 1959, Vol. 216. pp. 216−220.
  71. Lien I.R., Graue A., Kolltveit A. A nuclear imaging technique for studying multiphase flow in a porous medium at oil reservoir conditions// Nuclear instruments and methods in physics research. Amsterdam: North-Holland, 1988. pp.603−700.
  72. MacAllister D.J., Miller K.C., Graham S.K., Yang Chung-Tien. Application of x-ray CT scanning to determine gas/water relative permeabilities. SPE Formation Evaluation V.8,№ 3, 1993, pp. 184−188.
  73. Morgan F., McDowell J.M., Doty E.C. Improvements in the X-Ray saturation technique of studying fluids flow. Pet. Trans. AIME 1950, Vol. 189, pp. 183−194.
  74. Nguyen Q.P., Rossen W.R., Zitha P.L.J., Currie P.K. Determination of gas trapping with foam using x-ray CT and effluent analysis. SPE 94 764, 2005.
  75. Oak M.J., Baker L.E., Thomas D.C. Three-phase relative permeability of berea sandstone. SPE 17 370. JPT August 1990. pp. 1054−1061.
  76. Oak M.J., Ehrlich R. A new x-ray absorption method for measurement of three-phase relative permeability. (SPE 14 420) SPERE, February, 1988. pp. 199−206.
  77. Ramakrishnan T.S., Capiello A. A new technique to measure static and dynamic properties of a partially saturated porous medium. Chem.Eng.Sci., Vol.46, № 4, 1991. pp.1157−1163.
  78. Reiffel L., Beta-ray exited low-energy X-ray sources, Nucleonics, 1955, Vol.13, № 3, p. 22.
  79. Rowlands J., Kasap S. Amorphous semiconductors usher in digital X-ray imaging// Physics today, November, № 9, 1997. pp.24−30.
  80. Saraf D.N., Fatt I. An Experimental Investigation of Tree-Phase Flow to Water/Oil/Gas Mixtures Through Water-Wet Sandstones. SPE 10 761. 1982.
  81. Saraf D.N., Fatt I. Three-phase relative permeability measurements using a nuclear magnetic resonance technique for estimating fluid saturation. SPEJ, September, 1967. pp.235−240.
  82. Sharma B.C., Brigham W.E., Castanier L.M. CT Imaging Techniques for Two-Phase and Three-Phase In-Situ Saturation Measurements. //SUPRITR 107. 1998, p.12.
  83. Skripkin A.G., Schemelinin Yu.A., Palchikov E.I., Mechonsev D.Yu., Kondratiev N.A. Mapping of Residual Oil&Water Saturation in Porous Media by Means of Digital X-Ray Laminography //Particle&Particle System Characterization. 2006. -№ 23 — pp.254−259.
  84. Sprunt E.S., Desal K.P. et al. CT-scan-monitored electrical-resistivity measurements show problems achieving homogeneous saturation.// SPE Formation Evaluation, 1991. № 3, pp. 134−140.
  85. Tomutsa L., Freifeld В., Kneafsey T.J. X-ray computed tomography observation of methane hydrate dissociation. SPE 75 533, 2002.
  86. Turbell H. Cone-beam reconstruction using filtered back projection. //Linkopings Universitet, SE-581 83, Linkopings, Sweden. February, 2001. p. 177.
  87. Vinegar HJ. X-ray CT and NMR imaging of rocks. Technology Today Series, JPT, March, 1986. pp. 257−259.
  88. R.S. //J. Instruments 1952. Vol.29, p.155−159.
  89. Withjack E.M., Devier С., Michael G. The role of x-ray computer tomography in core analysis. SPE 83 467, 2003.
Заполнить форму текущей работой

На отлично!