АКОР-БН, АКОР-БН 102 состав для ремонтно-изоляционных работ, кремнийорганический тампонажный состав, водоизолирующий состав, водоизоляция в нефтяных и газовых скважинах, РИР, ремонтно-изоляционные работы, повышение нефтеотдачи пластов, ПНП

Средняя успешность РИР составила 60.1 %, что для условий практически промышленного их внедрения является хорошим показателем. Средняя эффективность обработок составами АКОР на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» составила 2.65 тыс. т. дополнительно добытой нефти на одну скважино-операцию,или 4.346 тыс. тонн на одну успешную. Средняя длительность эффекта составила 18.5 месяцев.

Наибольшее количество обработок проведено на объекте БС₁₀Южно-Сургутского месторождения. Обработаны 152 скважины, из них успешно – 107. Коэффициент успешности составил 0.7, средняя дополнительная добыча нефти составила 2.66 тыс.т., средний прирост к базовой добыче нефти - 7.9 крат. Для иллюстрации эффекта на рис. 1 (позиция а) представлены кривые эксплуатации обработанной скважины № 1143. Момент обработки на кривых отмечен черной стрелкой.

Если сравнивать межу собой эффективность обработок на отдельных пластах данного объекта, то можно отметить, что наибольшая эффективность наблюдается по верхнему пласту БС₁₀¹. Это объясняется худшими геологическими условиями пласта БС₁₀²– развитием обширных водонефтяных зон (ВНЗ), где основным источником обводнения скважин являются подошвенные воды.

На одноименном объекте БС₁₀Восточно-Сургутского месторождения обработаны 6 скважин, из них успешно – 5. Коэффициент успешности составил 0.83, абсолютная величина среднего технологического эффекта составила 1.07 тыс. т. нефти на скважино-обработку, т.е. меньше чем на Южно-Сургутском месторождении. Это объясняется сравнительно невысокими нефтенасыщенными толщинами и меньшей базовой добычей нефти. В тоже время, относительный прирост добычи нефти к базовой по Восточно-Сургутскому месторождению очень высок – 22.7 крат. Это объясняется лучшими по сравнению с Южно-Сургутским месторождением геологическими условиями – более высоким структурным положением относительно ВНК. Это объяснение подтверждается другой выявленной закономерностью – большинство эффективных обработок составами АКОР на Восточно-Сургутском месторождении отмечается на северо-восточном куполе, отличающемся наиболее высоким структурным положением. На рис. 1 (позиция б) представлены кривые эксплуатации обработанной скважины № 261.

На объекте БС₁₀Усть-Балыкского месторождения обработаны 64 скважины, из них успешно – 35. При коэффициенте успешности 0.55, средний технологический эффект составил 3.5 тыс. т. нефти на одну скважино-операцию, а средний прирост добычи нефти к базовой - 5.4 раза. Кривые эксплуатации обработанной скважины № 3277 приведены на рис. 1 (позиция в).

На объекте БС₆Правдинского месторождения проведено 40 скважино-операций в добывающих скважинах, из них 17 эффективных. Коэффициент успешности составил всего 0.43, но средний технологический эффект относительно высок – 3.65 тыс.т. нефти на скважино-обработку.На объекте БС₈обработанывосемь скважин, из них шесть успешно. Коэффициент успешности составил 0.75, средняя дополнительная добыча нефти – 1.38 тыс. т. на скважино-обработку, обеспечившие 5-ти кратный прирост добычи нефти к базовой.

Также много РИР выполнено на Северо-Салымском месторождении. На объекте БС₆обработаны 22 скважины, из них успешно – 15. Коэффициент успешности составил 0.68, средний технологический эффект - 1.53 тыс. т. дополнительно добытой нефти на скважино-операцию, что дало в среднем 16-ти кратный прирост добычи нефти к базовой. На рис. 1 (позиция г) представлены кривые эксплуатации обработанной скважины № 488 данного объекта.На объекте БС₈того же месторождения выполнено 30 скважин-операций РИР, успешных – 18, коэффициент успешности составил 0.6. Средний удельный технологический эффект составил 1.14 тыс. т. дополнительно добытой нефти, что дало в среднем 20-ти кратный прирост добычи.

Причиной невысокой успешности РИР на некоторых объектах воздействия является несоответствие геолого-технологических характеристик данных объектов выявленным критериям применимости рассматриваемой технологии изоляции водопритоков.

На Мамонтовском месторождении обработаны 4 скважины объекта БС₁₀– эффективная лишь одна. Причем эта единственная удачная обработка обеспечила высокое значение средней эффективности - 5 тыс. т. на одну скважино-операцию, составившей 0.25 от базовой добычи. Невысокую успешность можно объяснить относительно невысокой расчлененностью пласта. Сказанное подтверждает общепринятый критерий эффективности селективной изоляции водопритоков – высокая расчлененность коллектора.

Из трех обработок скважин объекта БС₁₀Южно-Балыкского месторождения лишь однаэффективная, средний технологический эффект составил всего 0.22 тыс.т., что можно объяснить расположением всех обработанных скважин на ВНЗ. На Правдинском месторождении из четырех обработок на объекте БС₉– эффективна лишь одна, что также объясняется приконтурным расположением обработанных скважин. Средний технологический эффект составил 0.56 тыс.т. дополнительно добытой нефти, что дало 4-х кратный прирост к базовой.На Северо-Салымском месторождении из 18 обработанных скважин объекта АС₁₁эффект получен лишь по шести, что также объясняется преимущественно водоплавающим характером залежи. Средний технологический эффект относительно не высок – 0.47 тыс.т. дополнительной нефти на скважино-обработку, что, впрочем, обеспечило десятикратный прирост добычи к базовой.

Представленныерезультаты показывают, что применявшаяся в ОАО «Юганскнефтегаз» технология ограничения водопритоков с использованием кремнийорганических водонаполненных составов АКОР-Б 100, оказалась наиболее эффективной в условиях чисто нефтяных зон (ЧНЗ), где источником обводнения продукции скважин являлся фронт закачиваемой воды.В условиях проявления других источников обводнения скважин, целесообразно применять варианты технологических схем РИР с использованием кремнийорганических соединений АКОР-Б100 и АКОР БН 102, которые были разработаны позже [3, 4, 5, 6, 7, 8].

Проведенный факторный анализ позволил выявить статистическую зависимость степени снижения обводненности продукции в результате изоляции от степени проницаемостной неоднородности продуктивного разреза. Для объекта БС₁₀Южно-Сургутского месторождения она проиллюстрирована на рис. 2.

Прямой характер зависимости объясняется тем, что с ростом проницаемостной неоднородности увеличивается селективность изоляции, т.е. увеличивается доля тампонирующего состава, попадающего в водонасыщенную часть разреза. Выполаживание же кривой зависимости при значениях неоднородности более двадцати объясняется что после изоляции (отключения) высокопроницаемой части разреза низкопроницаемая не всегда вовлекается в разработку. Таким образом, оптимальная проницаемостная неоднородность с точки зрения эффективности базовой технологии изоляции с применением реагентов серии АКОР не выше двадцати. Для условий более высокой послойной проницаемостной неоднородности, обычно встречающейся в низкопроницаемых коллекторах, рекомендуется совмещение изоляции водопритоков с последующей направленной стимуляцией низкопроницаемой части разреза, помогающей вовлечь ее в разработку.

В ходе анализа также отмечалась зависимость эффективности РИР от степени обводненности продукции на дату их проведения. Выявлена тенденция увеличения эффективности РИР с ростом базовой обводненности продукции скважины.

Выявленные закономерности подтверждены результатами модельного исследования с применением программного комплекса «Eсlipse». При этом в ходе исследования не моделировались особенности тех или иных технологий, а изучались общие гидродинамические аспекты изоляционных работ. В качестве расчетной области был взят представленный на рис. 3 (позиция а) замкнутый элемент рядной смещенной системы разработки, включающий две скважины нагнетательного ряда и одну добывающую первого ряда отбора. Расчетная область характеризуется следующими неизменными в ходе эксперимента параметрами:

Размеры элемента разработки − 500´500´20 м.
Размеры ячеек расчетной сетки − 23.81´23.81´2 м.
Глубина кровли пласта − 2400 м.
Начальное пластовое давление − 23,4 МПа.
Забойное давление нагнетательных скважин − 35,0 МПа.
Забойное давление добывающей скважины − 9,0 МПа.

Свойства пластовой нефти и воды заданы соответствующими горизонту БС₁₀Мамонтовского месторождения. Приятые фазовые проницаемости соответствуют гидрофильному характеру смачиваемости, характерному для месторождений Западной Сибири. Анизотропия по проницаемости, согласно результатам исследований кернов, была принята на уровне 1 к 2.5, что позволяет моделировать опережение фронта вытеснения в подошвенной части пласта. Заданием постоянного забойного давления в добывающей скважине моделировалась систематически проводящаяся оптимизация производительности ГНО. Изоляция вод моделировалась отключением контакта добывающей скважины с отдельными наиболее обводненными пропластками. Технологический эффект от проведенной изоляции оценивался объемом снижения добычи воды и обводненности продукции скважины относительно базового варианта. Фактор увеличения дебита нефти в результате проведения РИР в модельном эксперименте не анализировался, что связано с большей сложностью его гидродинамического механизма. Он обуславливается дополнительным снижением забойного давления, которое происходит из-за снижения в результате РИР обводненности продукции и, соответственно, веса столба добываемой жидкости. Это, в свою очередь, приводит к росту притока жидкости из нефтенасыщенных интервалов и к увеличению дебита нефти. Данные явления в среде симулятора «Eclipse» непосредственным образом не моделируется.

Анализировалось влияние на эффективность изоляции закачиваемых вод следующих факторов:

• расчлененность продуктивного разреза ;
• проницаемостная неоднородность продуктивного разреза;
• базовая обводненность продукции скважины.

С целью анализа влияния первого фактора проведен модельный эксперимент, в котором анализировались результаты изоляции водопритоков в трех случаях:

- пласт представлен монолитом, состоящим из двух пропластков толщиной по 8 м с проницаемостью сверху вниз соответственно 83 и 320 мД.
- пласт представлен теми же пропластками, разделенными выдержанной перемычкой;
- пласт представлен теми же расчлененными пропластками, каждый из которых в свою очередь был расчленен.

Во всех случаях нижний высокопроницаемый пропласток изолировался по достижению значения обводненности продукции скважины 98 %. На рис. 3 (позиции б и в) представлены расчетные динамики добычи воды и средней обводненности продукции скважины в первых двух случаях. Синей кривой, отмечена динамика суточной добычи воды, голубой – обводненности продукции. Сравнение динамик показывает, что в случае расчлененного пласта эффективность изоляционных работ, качественно выше.

Анализ результатов расчетовпозволяет сделать вывод о том, что одним из условий эффективности изоляционных работ является расчлененность продуктивного разреза, количественно соответствующая числу разнопроницаемых пропластков.Этот критерий подтверждается невысокой успешностью применения описанной технологии РИР с использованием составов АКОР на относительно монолитном по строению объекте БС-10 Мамонтовского месторождения [9].

Кроме того, модельные эксперименты показали, что изоляция вод в монолитных пластах может привести к потерям извлекаемых запасов в результате искусственно спровоцированного внутреннего конусообразования.

На рис. 4 изображены варианты распределения текущей нефтенасыщенности в объеме элемента разработки в условиях монолитного пласта, состоящего из двух пропластков толщиной по 8 м и проницаемостью сверху вниз соответственно 100 и 500 мД. На рис. 4 (позиция а) представлено распределение насыщенности через 15 лет эксплуатации скважины после изоляции нижнего интервала, проведенной по достижению значения обводненности 90 %. На рис. 4 (позиция б) представлено распределение нефтенасыщенности на ту же дату по базовому варианту без изоляции. Анализ этих материалов показывает, что изоляция нижнего обводненного пропластка в условиях монолитного пласта приводит к образованию в призабоной зоне верхнего нефтенасыщенного пропластка конуса водонасыщенности, представленного на рис. 4 (позиция в). Благодаря этому запасы верхнего пропластка отбираются не эффективно и в нем образуются обширные тупиковые зоны неосвоенных запасов нефти. Закачиваемая вода при этом поступает к скважине по нижнему высокопроницаемому пропластку и отбирается через перфорационные отверстия верхнего интервала. В базовом же варианте вода отбирается нижним интервалом, в результате чего в верхнем пропластке не образуется ни конуса водонасыщенности, ни тупиковых зон.

Гидродинамический механизм внутреннего конусообразования, представленный на рис. 4 (позиция г) заключается в том, что после изоляции нижнего водоносного интервала, пластовое давление в нем восстанавливается до начального, в то время как в ПЗП верхнего работающего пропластка сохраняется воронка депрессии. Разность давлений в ПЗП изолированного и ПЗП рабочего пропластков приводит к подъему воды из нижнего пропластка в верхний.

В работах [10, 11] введено понятие предельного дебита конусообразования, соответствующего максимально допустимому вертикальному градиенту давления. При этом отмечается, что с экономической точки зрения эксплуатация скважин с предельным дебитом малоэффективна. С другой стороны искусственное увеличение максимально допустимого вертикального градиента и, соответственно, предельного дебита конусообразования путем закачки в подошвенную часть пласта изолирующих материалов требует создания экрана радиусом не менее 15, что с экономической точки зрения не всегда является эффективным мероприятием [12].

На наш взгляд более рациональным решением проблемы ограничения водопритоков в условиях монолитного пласта является ограничение поступления воды в скважину из высокопроницаемого пропластка с использованием материалов, создающих гидросопротивление в виде фильтра, выравнивающего фильтрационные свойства пропластков. Это позволит при заметном снижении притока воды из высокопроницаемого пропластка сохранить в нем воронку депрессии и предотвратить, таким образом, возникновение вертикального градиента давления, внутреннего конусообразования и потерь извлекаемых запасов.

Как описано выше, важным критерием применимости технологий селективной изоляции водопритоков является проницаемостная неоднородность продуктивного разреза. Для подтверждения этого критерия были проведены расчеты для пласта, состоящего из двух пропластков одинаковой толщины 8 м, разделенных перемычкой при различных соотношениях их проницаемостей сверху вниз:

- проницаемости пропласков равны соответственно 133 и 266 мД;
- проницаемости пропласков равны соответственно 100 и 300 мД;
- проницаемости пропласков равны соответственно 80 и 320 мД.;
- проницаемости пропласков равны соответственно 66 и 333 мД.

Во всех анализируемых случаях сохраняются одинаковые средние фильтрационно-емкостные свойства пласта. Расчет параметров разработки проводился до значения обводненности продукции скважины 99.9 %, изоляция нижнего высокопроницаемого пропластка производилась по достижению значения обводненности 98 %

На рис. 5 (позиции а и б) представлены расчетные динамики добычи воды и обводненности продукции скважины в первом и четвертом из указанных вариантов. Анализ рисунков показывает, что с увеличением проницаемостной неоднородности пласта степень снижения обводненности продукции и добычи воды в результате РИР увеличивается. На рис. 5 (позиция в) представлена выявленная зависимость объема снижения добычи воды относительно базового варианта в течение четырех лет после изоляции от степени проницаемостной неоднородности пласта. Из рисунка видно, что с ростом неоднородности эффективность изоляции вод растет. Кривая эффективности выполаживается начиная со значения неоднородности, равного пяти. Выполаживание кривой, полученной по результатам модельного эксперимента, подтверждает данные, полученные в ходе анализа фактических результатов применения составов АКОР на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» (рис. 2). Сравнение этих кривых позволяет отметить, что оптимальное значение проницаемостной неоднородности продуктивного пласта для применения традиционных технологий селективной изоляции лежит в области значений от двух до пяти, предельное значение - около двадцати. При большей проницаемостной неоднородности для достижения технологического эффекта необходимо сочетание технологий изоляции вод с последующим направленным ОПЗ.

К выше сказанному следует добавить вывод, сделанный отечественными и зарубежными авторами [12, 13], о том, что успешности работ по изоляции водопритоков способствует тот тип продуктивного разреза, при котором наиболее проницаемые пропластки расположены в его нижней части. В этих условиях обводнение скважины происходит наиболее быстро при низкой выработке запасов, что ухудшает показатели разработки с одной стороны, и увеличивает шансы получения эффекта от изоляционных работ с другой.

С помощью модельного эксперимента также была подтверждена зависимость эффективности изоляционных работ от базовой обводненности продукции скважины. В расчетах использовалась вышеописанная модель двукратно расчлененного пласта с 4-х кратной неоднородностью по проницаемости. Изоляция высокопроницаемого пропластка проводилась на моменты достижения значения обводненности продукции соответственно 76.8 %, 92 %, 94.2 %, 98,4 % и 99. Графическая зависимость объема снижения добычи воды относительно базового варианта за два года после РИР от базовой обводненности, полученная по результатам расчетов представлены на рис. 6.

Из нее видно, что с ростом базовой обводненности продукции эффективность мероприятия увеличивается. Поэтому для наиболее эффективного ограничения добычи попутной воды рекомендуется в первую очередь выбирать скважины с базовой обводненностью продукции выше 90 %. Вместе с тем, как показывает практика РИР составами АКОР, это не ограничивает возможность успешного и эффективного применения технологии селективной изоляции в скважинах и с меньшей степенью обводненности продукции [14].

Важным критерием эффективности работ по изоляции водопритоков является расположение обрабатываемой скважины относительно нагнетательной. Опыт показывает слабую эффективность обработок скважин первого ряда, что объясняется следующими причинами:

• высокое пластовое давление в районе первого ряда, особенно в промытых высокопроницаемых пропластках, уменьшает или полностью исключает технологическую селективность воздействия, так как закачиваемые изоляционные составы наряду с обводненными интервалами попадают и в нефтенасыщенные участки пласта из-за меньшего пластового давления в них;
• высокие скорости движения закачиваемых вод в призабойной зоне скважин первого ряда препятствуют образованию радиального изоляционного экрана, как на стадии закачки изоляционного состава из-за разности давлений закачки по направлению и против направления тока закачиваемых вод, так и во время отверждения состава из-за сноса его потоком закачиваемых вод;
• в результате действия высокого пластового давления, характерного для скважин первого ряда, при работе скважины возможен вынос отвержденных изоляционных материалов из призабойной зоны пласта;
• после изоляции в скважине первого ряда промытого высокопроницаемого пропластка в нем происходит перераспределение потоков закачиваемой воды, ведущее к быстрому ее прорыву в скважину второго ряда.

Действительно, если обводняющийся высокопроницаемый пропласток рассматривать как самостоятельный пласт, то его изоляция в скважине первого ряда фактически означает для него то же самое, что остановка этой скважины. Быстрый прорыв закачиваемой воды в скважины второго ряда после остановки скважин первого известен в практике и отмечается классиками отечественной науки [15]. Гидродинамический механизм этого отрицательного явления [16] заключается в том, что в окружении остановленной (изолированной) скважины быстро восстанавливается пластовое давление, приводящее к резкому локальному увеличению градиента давления между скважинами первого и второго рядов. Это ведет к штыкообразному прорыву воды во второй ряд.

На рис. 7 (позиция а) представлено распределение текущей нефте-водонасыщенности по площади элемента несмещенной рядной системы разработки, состоящего из нагнетательной скважины и трех добывающих соответственно первого, второго и третьего рядов, в момент прорыва воды в скважину второго ряда после остановки (изоляции) скважины первого. На рис.7 (позиция б) представлены эпюры распределения градиента давления и водонасыщенности вдоль поперечного сечения, проведенного между скважинами первого и второго ряда (сечениеII–II, позиция а) до и после остановки скважины первого ряда. Анализ эпюр позволяет отметить, что до остановки скважины первого ряда градиент давления и водонасыщенность в поперечном сечении элемента разработки распределяются относительно равномерно, а после остановки эти показатели принимают наибольшие значения на оси основного потока. Аналогичные явления происходят в высокопроницаемом обводняющем пропластке после изоляции его в скважине первого ряда. Это иллюстрирует и объясняет механизм быстрого прорыва воды в скважину второго ряда после изоляции его в скважине первого ряда.

Описанное позволяет утверждать, что проведение изоляции попутной воды на скважинах первого ряда не целесообразно (за исключением заколонных перетоков и не герметичности колонны) как с технологической точки зрения, так и с точки зрения влияния на эффективность разработки залежи. Для снижения обводненности скважин первого ряда рекомендуется выполнение изоляционных работ через воздействующие на них нагнетательные скважины.

Выводы:

• В ходе промышленного применения составов АКОР на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз», характеризующихся разнообразием геолого-технических условий, была получена достаточно высокая успешность – 60.1 %. Средняя удельная эффективность обработок также достаточно высока – 2.65 тыс.т. дополнительно добытой нефти на скважино-обработку или 4.346 тыс. тонн на одну успешную скважино-операцию, при средней длительности эффекта 18,5 месяцев.Согласно проведенным расчетам суммарное количество дополнительно добытой нефти за счет проведенных мероприятий составило около миллиона тонн (на дату проведения анализа).
• Анализ результатов промысловых работ и проведенных модельных исследований показали, что для повышения эффективности мероприятий по селективной изоляции водопритоков рекомендуется в первую очередь выбирать скважины, характеризующиеся следующими показателями:

-расположение в пределах чисто нефтяных зон, где основным источником обводнения является фронт закачиваемой воды;

-при этом исключается расположение в первом ряду относительно нагнетательных скважин;
- высокая обводненность продукции;
-продуктивный разрез скважины характеризуется повышенной проницаемостной неоднородностью с кратностью разброса значений от двух до двадцати, при этом наиболее проницаемые пропластки расположены в нижней части пласта;
-расчлененность продуктивного разреза, соответствует числу разнопроницаемых пропластков.

• В условиях очень высокой проницаемостной неоднородности и низкой средней проницаемости коллекторов рекомендуется совмещение технологии селективной изоляции водопритоков с последующим применением направленного ОПЗ.
• В условиях водонефтяных зон при отсутствии выдержанных непроницаемых разделов между разнонасыщенными частями разреза рекомендуется изоляция водопритоков путем установки протяженных непроницаемых или полупроницаемых экранов.
• Для условий водонефтяных зон при наличии выдержанных непроницаемых разделов между разнонасыщенными частями разреза более эффективны работы по восстановлению цементного кольца с последующим применением щадящих способов повторного вскрытия нефтенасыщенных интервалов.
• Применение технологий изоляции попутных вод в добывающих скважинах может привести к отрицательным результатам с позиции эффективности разработки и выработки запасов в следующих случаях:

- Изоляция водонасыщенного пропластка в монолитных объектах – в результате внутреннего конусообразования;
- изоляция водонасыщенного пропластка в скважине первого ряда в условиях несмещенной рядной сетки - в результате последующего прорыва воды по этому пропластку в скважину второго ряда.

В первом случае рекомендуется применять реагенты, не перекрывающие обводненный интервал полностью, а лишь ограничивающие поступление воды. Для снижения обводненности скважин первого ряда рекомендуется проводить работы по изоляции промытых интервалов со стороны нагнетательных скважин.

Список использованных источников:

1. В.Н. Артемьев. Новые технологии и технические средства в АО «Юганскнефтегаз». //OilIndustry. - 1994. - № 2. - С. 12-16.
2. Методическое руководство по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов. РД 153-39.1-004-96. – М.: ВНИИнефть, - 1996 г. – 87 с.
3. Колесников К.Э., и др. Эффективность использования тампонажных составов АКОР. // Нефтяное хозяйство. – 1991. - № 4. С. 44-45.
4. Строганов В.М. и др., Эффективность ремонтно-изоляционных работ по ограничению водопритоков кремнийорганическими составами // Сборник докладов 2 Международной конференции г. Анапа, Краснодарский край, 4-8 октября 1999 г, Краснодар, «Советская Кубань», 2000 г.
5. Строганов В.М., Мочульский В.М., Строганов А.М. Разработка технологии изолирующих работ при переходе на нижележащие объекты в условиях повышенной депрессии на Харампурской группе месторождений // Сборник научных трудов по результатам НИОКР за 2000 год ОАО Нефтяная компания «Роснефть», Москва, 2001 г., стр.95-106.
6. Строганов В.М. и др., Разработка технологии изоляции водопритоков и водоперетоков в скважинах на месторождениях ОАО «Роснефть-Пурнефтегаз» // Сборник научных трудов по результатам НИОКР за 2000 год ОАО Нефтяная компания «Роснефть», Москва, 2001 г., стр. 106-120.
7. Энгельс А.А. и др. К вопросу о применении кремнийорганических тампонажных материалов АКОР БН для проведения ремонтно-изоляционных работ на нефтяных месторождениях Казахстана // Интервал. - 2004. - № 8.
8. Строганов В.М. и др. К вопросу о ликвидации водо-газоперетоков в скважинах Северо-Комсомольского месторождения // Освоение и добыча трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей Сборник докладов 4-й Международной конференции г. Анапа, Краснодарский край 29 сентября-3 октября 2003 г, Краснодар, «ЭДВИ», 2004 г.
9. Д.В. Хосроев и др. Ограничение водопритоков составами АКОР. //Нефтяное хозяйство. – 1989. - № 9. С 10-13.
10. Д.Д. Спарлин, У. Хаген. Контроль и регулирование добычи воды при разработке месторождений // Нефть, газ и нефтехимия. - 1984. - №3. - С.12-17.
11.MuskutM.,WykoffR.D. «Anappro[imatetheorijfwaterconinginoilprodaction»,SPETransaction,AIME, 1935.
12. Билл Бейли, Майк Крабтри, Джеб Тайри.и др. Диагностика и ограничение водопритоков // Нефтегазовое обозрение. – 2001. - № 1. – С. 44-67.
13. Л.И. Меркулова, А.А. Гинзбург. Графические метода анализа при добыче нефти. - М.: «Недра», 1986.- 129 с.
14. Самсонов Н.А., Строганов А.М. и др. Использование кремнийорганических тампонажных составов для водоизоляционных работ в скважинах Песчаноозерского месторождения. // Нефтяное хозяйство. – 2002. - № 12. С. 70-72.
15. В.И. Колганов, М.Л.Сургучев, Б.Ф.Сазонов. Обводнение нефтяных скважин и пластов. М.: «Недра», 1965. - 164 с.
16. Куликов А.Н., Телин А.Г., Павлов Е.Г. Использование программных пакетов разработки нефтяных месторождений при моделировании процессов заводнения. – Тр. БашНИПИнефть. – 2003. – Вып.113. – С. 127-133.

Статья опубликована в:"Интервал" № 9, 2004.