Кислотное воздействие на горные породы (стр. 62 )

Описанные выше методики моделирования кислотного воздействия на ПЗП с трещиновато-пористыми карбонатными коллекторами с учетом трещиноватости породы, включая математическое моделирование, расчетную среду позволяют проводить многовариантные вычислительные эксперименты и разрабатывать оптимальные режимы воздействия на ПЗП скважин нефтяных и газовых месторождений с трещиновато-пористыми карбонатными коллекторами.

Литература к главе 6

1. Darcy Н. Les Fontaines Publiques de la Ville de Dijon 1.I Dalmont, Paris, 1856.

2. , M., Движение жидкостей и газов в природных пластах // Недра, Москва, 1984.

3. Muskat М. The Flow of Homogeneous Fluids through Porous Media // McGraw-Hill, New York, 1937.

4. Исследование фильтрации неоднородных систем // Гостоптехиздат, Москва, 1963.

5. Bear J. Dynamics of fluids in porous media // American Elsevier, New York, 1972.

6. Маскет M. Физические основы технологии добычи нефти // перев. с англ., Гостоптехиздат, Москва-Ленинград, 1953.

7. Kh. Aziz, A. Settari. Petroleum Reservoir Simulation // Elsevier Applied Science Publishers, London, 1980.

8. Подземная гидродинамика // Гос. изд-во тех.-теор. лит-ры, Москва, 1948.

9. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа// Недра-Бизнесцентр, Москва, 1999.

10. Lonergan L., Jolly R. J. Н., Rawnsley К., Sanderson D. J. Fractured Reservoirs // Geological Society, London, 2007.

11. Weber K. J. How Heterogeneity Affects Oil Recovery // in Reservoir Characterisation, Academic Press, 1986.

12. Lassetter T. J., Waggoner J. R., Lake L. W. Reservoir Heterogeneities and their Influence on Ultimate Recovery // Reservoir Characterization, Academic Press, P. 545, 1986.

13. Saidi A. M. Simulation of Naturally Fractured Reservoirs // paper SPE 12270, 7th SPE Symposium on Reservoir Simulation, San Francisco, CA, 1983.

14. Pointe P. La., Hermanson J., Parney R., Eiben T. Circle Ridge Fractured Reservoir Project // Golder Associates, Redmond, WA, 2000.

15. , Имитационное моделирование разработки Талинской площади Красноленинского месторождения // Вестник ЦКР Роснедра, №2, С. 38-41, 2008.

16. Economides М. J., Nolte К. G. Reservoir Stimulation // John Wiley & Sons Ltd, Chichester, England, 2000.

17. Zhou Q., Liu H. H., Bodvarsson G. S., Oldenburg С. M. Flow and transport in unsaturated fractured rock: effects of multiscale heterogeneity of hydrogeologic properties // Journal of Contaminant Hydrology, V. 60, P. 1-30, 2003.

18. Cacas M. C., Daniel J. M., Letouzey J. Nested geological modelling of naturally fractured reservoirs // Petroleum Geoscience, V. 7, P. S43-S52, 2001.

19. , . О трещиноватости каменноугольных известняков Московской синеклизы // Физика Земли, № 1, С. 61-77, 2000.

20. , Трещиноватость горных пород и оценка напряжений in situ в обнажениях, подверженных воздействию взрывов // Физика Земли, № 2, С. 34-43, 2000.

21. Zhou Q., Lee К. H., Goldstein N. E., Morrison H. F., Becker A. Fracture detection using a grounded subsurface vertical electric dipole // Lawrence Berkley National Laboratory internal report LBL-21985.

22. Ali E., Chatzichristos C., Aurdal T., Muller J. Tracer Simulation to Improve the Reservoir Model in the Snorre Field // paper SPE 64796, 2000.

23. , , Об основных представлениях теории фильтрации однородных жидкостей в трещиноватых породах // Прикладная математика и механика, Т. XXIV, 1960.

24. Warren J. Е., Root P. Е. The behavior of naturally fractured reservoirs // SPE Journal, V. 3, P. 245-255, 1963.

25. Van Lingen P., Daniel J. M., Cosentino L., Sengul M. Single Medium Simulation of Reservoirs with Conductive Faults and Fractures // paper SPE 68165, SPE Middle East Oil Show, Bahrain, 2001.

26. Bourbiaux B. J., Cacas M. C., Sarda S., Sabathier J. C. A Fast and Efficient Methodology to Convert Fractured Reservoir Images Into a Dual-Porosity Model // paper SPE 38907, SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, Texas, 1997.

27. Дмитриев H. M., M. Модели фильтрации флюидов в анизотропных трещиновато-пористых средах // Доклады Академии наук, Т. 416, № 3, С. 338-340, 2007.

28. ECLIPSE Technical Description 2010.1, Geoquest, Schlumberger.

29. , Определяющие уравнения двухфазной фильтрации в анизотропных пористых средах // Изв. РАН, МЖГ, № 2, С. 87-94, 1998.

30. Bour О., Davy P. Clustering and size distributions of fault patterns: theory and measurements // Geophysical Research Letters, V. 26, N. 13, P. 2001-2004, 1999.

31. , О моделировании процессов многофазной фильтрации в трещиноватых средах в применении к задачам адаптации модели месторождения // Препринт ИПМ им. Келдыша, № 45, Москва, 2010.

32. О применении трассеров для выявления особенностей среды в межскважинном пространстве // Препринт ИПМ им. Келдыша, № 86, Москва, 2010.

33. Guieguen Y., Gavrilenko R., Le Ravalec М. Scales of Rock Permeability // Surveys in Geophysics, V. 17, P. 245-263, 1996.

34. Durlofsky L. J. Upscaling and Gridding of Fine Scale Geological Models for Flow Simulation // 8th International Forum on Reservoir Simulation, Italy, 2005.

35. Renard Ph., De Marsily G. Calculating Equivalent Permeability: a Review // Advances in Water Resources, V. 20, N. 5-6, P. 253-278, 1997.

36. Farmer C. L. Upscaling: a Review // Int. J. Numer. Meth. Fluids, V. 40, P. 63-78, 2002.

37. Durlofsky L. J. Upscaling of geocellular models for reservoir flow semulation: A review of recent progress // 7th International Forum on Reservoir Simulation, Buhl/Baden-Baden, Germany, 2003.

38. Analysis of an Upscaling Method Based on Conservation of Dissipation // Transport in Porous Media, V. 17, P. 77-86, 1994.

39. Wen X. H., Durlofsky L. J., Edwards M. G. Use of Border Regions for Improved Permeability Upscaling // Mathematical Geology, V. 35, N. 5, 2003.

40. Pickup G. E., Carruthers D. Effective Flow Parameters for 3D Reservoir Simulation // paper SPE 35495, European 3-D Reservoir Modelling Conference, Stavanger, Norway, 16- 17 April 1996.

41. Durlofsky L. J. Numerical Calculation of Equivalent Grid Block Permeability Tensors for Heterogeneous Porous Media // Water Res., V. 27, P. 699-708, 1991.

42. Pickup G. E., Ringrose P. S., Jensen J. L., Sorbie K. S. Permeability Tensors for Sedimentary Structures // Mathematical Geology, V. 26, N. 2, 1994.

43. , Заславский M. Ю., Пергамент A. X. Алгоритмы осреднения и метод опорных операторов в задачах пороупругости // Доклады Академии наук, Т. 397, №5, С. 301-306, 2004.

44. , X.. Алгоритмы осреднения и метод опорных операторов в эллиптических задачах с разрывными коэффициентами // ЖВМиМФ, Т. 45, № 9, С. 1616-1627, 2005.

45. Pergament A. Kh., Semiletov V. A., Zaslavsky М. Yu. Multiscale Averaging Algorithms for Flow Modeling in Heterogeneous Reservoir // Proceedings of 10th European Conference on the Mathematics of Oil Recovery, P014, Amsterdam, Netherlands, 2006.

46. Пергамент A. X., Метод опорных операторов для эллиптических и параболических краевых задач с разрывными коэффициентами в анизотропных средах // Мат. моделирование, Т. 19, № 5, С. 105-115, 2007.

47. Об алгоритме осреднения для решения эллиптических задач с разрывными коэффициентами // Доклады Академии наук, Т. 419, № 2, С. 197-200, 2007.

48. X., , О некоторых многомасштабных алгоритмах секторного моделирования в задачах многофазной фильтрации // Математическое моделирование, Т. 22, № 11, С. 3-17, 2010.

49. Coats К. Н., Nielsen R. L., Terhune М. Н., Weber A. G. Simulation of three-dimensional two-phase flow in oil and gas reservoirs // SPE J., V. 7, N. 12, P. 377-388, 1967.

50. Jacks H. H., Smith O. J. E., Mattax С. C. The Modeling of a Three-Dimensional Reservoir With a Two-Dimensional Reservoir Simulator - The Use of Dynamic Pseudo Functions // SPE J., P. 175-185, June 1973.

51. Kyte J. R., Berry D. W. New Pseudo-Functions to Control Numerical Dispersion // SPE J., P. 269, 1975.

52. Stone H. L. Rigorous Black-Oil Pseudofunctions // paper SPE 21207, SPE Symposium on Reservoir Simulation, Anaheim, CA, 1991.

53. Barker J. W., Thibeau S. A critical review of the use of pseudo relative permeabilities for upscaling//SPE J., V. 12, N. 2, P. 138-143, 1997.

54. Reinholdtsen B. Pseudo Relative Permeabilities: A means of more accurate reservoir simulations // Shell Exploration & Production Europe Conference, March 2010.

55. Barker J. W., Dupouy P. An analysis of dynamic pseudo relative permeability methods // European Conference of the Mathematics of Oil Recovery, Leoben, Austria, 1996.

56. Jonoud S., Jackson M. D. New criteria for the validity of steady-state upscaling // Transp. Porous Med., V. 71, P. 53-73, 2008.

57. Pickup G. E., Stephen K. D., Zhang O. Ma, P., Clark J. D. Multi-Stage Upscaling: Selection of Suitable Methods // Transp. Porous Med., V. 58, P. 191-216, 2005.

58. Virnovsky G. A., Friis H. A., Lohne A. A Steady-State Upscaling Approach for Immiscible Two-Phase Flow // Transport in Porous Media, V. 54, P. 167-192, 2004.

59. Pickup G. E., Hern C. Y. The Development of Appropriate Upscaling Procedures // Transport in Porous Media, V. 46, P. 119-138, 2002.

60. Stephen K. D., Pickup G. E., Sorbie K. S. The Local Analysis of Changing Force Balances in Immiscible Incompressible Two-Phase Flow // Transport in Porous Media, V. 45, P. 6388, 2001.

61. Kumar A., Farmer C. L., Jerauld G. R., Efficient D. Li. Upscaling from Cores to Simulation Models // paper SPE 38744, SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, Texas, 1997.

62. Saad N., Cullick A. S., Honarpour M. M. Effective Relative Permeability in Scale-Up and Simulation // paper SPE 29592, SPE Rocky Mountain Regional/Low-Permeability Reservoirs Symposium, Denver, CO, USA, 20-22 March 1995.

63. Ringrose P. S., Jensen J. L., Sorbie K. S. The Use of Geology in the Interpretation of Core-Scale Relative Permeability Data // paper SPE 28448, SPE 69th Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, LA, USA, 25-28 September 1994.

64. О понятии Representative elementary volume // Препринт ИПМ им. Келдыша, Препринт ИПМ им. Келдыша, № 13, Москва, 2011.

65. , X., Математическое моделирование однофазной фильтрации в случайно неоднородных средах // Препринт ИПМ им. Келдыша, № 38, Москва, 2002.