水平井堵水技術(shù)在稠油油藏中的應(yīng)用

SPE106908水平井堵水技術(shù)在稠油油藏中的應(yīng)用FrancescoVerre和MartinBlunt，石油工程師學(xué)會，倫敦帝國學(xué)院，Alan

MorrisonTonyMcGarva,Chevron摘要分析水平井堵水技術(shù)在稠油油藏中的適用有兩種不同的處理方法：無機凝膠和相對滲透率改性劑（RPM）。在此文件的第一部分，已經(jīng)給出稠油油藏行為的大概描述，調(diào)查處理方法是否適合于這種類型的油藏。然后分析結(jié)果應(yīng)用到實際情況下，Captain油藏。Captain是一個利用水平井進行開發(fā)的高均質(zhì)稠油油藏。由于大量生產(chǎn)油井高含水的出現(xiàn)，它一直被視為要進行堵水試點項目的候選?？紤]對Captain的性質(zhì)采用六種不同的情景模擬研究來測試處理方法對生產(chǎn)井的處理效果。這些都是在利用水平井開發(fā)的稠油油藏中發(fā)現(xiàn)的典型的生產(chǎn)者/噴油器的配置。目的是要分析不同油藏條件下的不同的產(chǎn)水機理和評估處理的效果。還調(diào)查了注水率，原油粘度，噴油器處理和聚合物吸附的影響。研究表明，產(chǎn)水機理對堵水的處理效果有很大的影響。特別的是，如果凝膠適用于整個井中，稠油油藏的水錐現(xiàn)象可以得到有效的治理。以及，值得注意的是，滲透率變化的影響：低Kg的比率有可能對處理注入形成優(yōu)惠的路徑從而有效地拖延來自橫向噴油器/含水層的水，而并非來自水錐。聚合物的吸附對高滲透層性能有負(fù)面的影響。處理方法對低含水油井，低粘度油沒有效果，而且不適合注水井。一、引言水驅(qū)油藏可能會導(dǎo)致高含水的出現(xiàn)。隨著時間的推移，由于要處理和消除產(chǎn)水的必要性，生產(chǎn)成本將增加。特別是稠油油藏由于與水不利流動性的對比，受早期水突破和通常生產(chǎn)高產(chǎn)水率的影響。堵水技術(shù)通過減少產(chǎn)水量降低成本提高原油采收率。相比傳統(tǒng)的三次采油技術(shù)，堵水技術(shù)的費用較低，但處理效果嚴(yán)格依賴于油藏類型，凝膠體系的應(yīng)用，凝膠動力學(xué)，和凝膠在油藏中的放置位置。這項研究旨在探討堵水技術(shù)在均質(zhì)稠油油藏水平井中的適用性，分析不同井的結(jié)構(gòu)和流體性質(zhì)。此次研究提出了應(yīng)用這些技術(shù)存在的高失敗率和大量的不確定因素可以在應(yīng)用工作流程中減少的建議。這項研究主要集中在與水平井堵水技術(shù)的適用性和與評估處理效果相關(guān)的方面；凝膠動力學(xué)超出了本研究的目標(biāo)。利用油田的資料數(shù)據(jù)，這項研究將分析油藏和堵水技術(shù)的相互作用關(guān)系。特別的，目標(biāo)是（4）了解哪些是稠油油藏進行堵水技術(shù)后的重要現(xiàn)象和（b）建立更容易有效處理的產(chǎn)水情景。二、稠油油藏行為注水開發(fā)的稠油油藏通常會遭受由于不利的流度比產(chǎn)生的早期水突破和高含水率的出現(xiàn)。注水過程的效果基于水驅(qū)油的效率。在較低波及效率的條件下，為維持石油生產(chǎn)，注入大量水是必要的。影響驅(qū)油效果的參數(shù)包括流體的粘度和巖石的有效滲透性。流度比，M，就是水油相對滲透率的比值與油水粘度比值乘積的一個方程：M=匕/堂（1）旦旦對于高粘度油藏，M>>1，水比油的流速快造成了不均勻驅(qū)替。這種非均勻驅(qū)替造成的典型結(jié)果就是粘性指進現(xiàn)象。輕質(zhì)油的情況是不同的，良好的流度比（M<1）可導(dǎo)致活塞式驅(qū)替而得到較大的波及效率和較高的采收率。這種驅(qū)替過程受重力的影響。注入水的重力分離依賴于粘度和重力的比值（Craig1971年）。隨著油和水的密度差異增加，重力分離的影響變得更加明顯。對于高稠油的情況，重力成為主導(dǎo)，由于底水的存在，注入水優(yōu)先流入含水層。生產(chǎn)者通過壓降將水停止，造成了水錐?；谶@個原因，水錐效應(yīng)形成了大量的石油通道。這是在相對均質(zhì)油田出現(xiàn)高含水的主要原因。三、稠油油藏堵水技術(shù)的選擇和適用性在這項研究中，考慮到了兩種處理方法：無機凝膠和相對滲透率改性劑處理方法。原因是與油藏特征有關(guān)。Caption油田的主要特征是低溫，高滲透性和高粘度?；谶@個原因，相比于其他方法以下幾點作為重點考慮：?在凝膠作用之前油藏的井眼周圍較容易滲入。無機凝膠像水一樣具有相同的流動特性，因此它可以輕易地滲透進油藏。?高滲透砂巖特殊的解決方法能使其滲入到更深的油藏密封處，凝膠作用后一個更寬闊的領(lǐng)域。.高凝膠時間取決于低溫的油藏。這可以在近井眼地帶提供一個更有效的處理方法。?通過使用酸液，處理可以很容易的被清洗或轉(zhuǎn)移。?這種處理方法與其他堵水技術(shù)相比較相對成本相對低廉。?RPM方法比一個完整密封膠的凝膠生產(chǎn)損失的風(fēng)險小。無機凝膠（所謂的凝膠）是一種部分水解氯化鋁沉淀形成的凝膠。性能和水在密度（800kg/m3）和初始粘度（0.001Pa.s）上很相似。粘度受這種處理方法的溫度和pH值的影響，而且驅(qū)替進入油藏后滲透率減少了98%?？紤]了凝膠作用的時間為12小時。第二種處理方法是已經(jīng)測試過的是一個與聚合物特性有關(guān)的相對滲透率改性劑（RPM）。這種處理方法中粘度是由于溶液中聚合物含量增加的作用結(jié)果。處理后油和水的殘余阻力系數(shù)（RRF）分別是2和10。這意味著水滲透率減少了90%而油的滲透率減少了50%。四、Captain油田中的應(yīng)用相對均質(zhì)稠油油藏上堵水技術(shù)的影響因素是通過一個利用2005a版本的Eclipse模擬器的實際油藏進行研究的。所研究的油田是Captain油田坐落在北海的一個油田。Captain位于距離所屬英國領(lǐng)域的北海東北130公里的Aberdeen13/22a（圖1）。油田擁有一個五十三平方公里的擴展范圍且平均水深大約是113米。LloravFirfli.NarthftrnMarih圖1Captain油田：區(qū)塊13/22a,Moray河口西部，北海北部（Rose,2000年）Captain油田包括三個主要儲層，上，下Captain砂巖層，和Ross砂巖層。上部砂巖層（UCS）和下部Captain砂巖層（LCS）是Carrack地層的一部分且屬于早白堊世（阿普特期）。羅斯砂巖是Uppat地層的一部分形且屬于晚侏羅世（Oxfordian）。UCS被一個非常緊湊的SOLA/Rodby頁巖序列所封閉，下面是一層厚厚的白堊世粉砂巖。Ross砂巖層被Heather和Kimmeridge的頁巖和粉砂巖所封閉（Ross，2000年）。Captain所在盆地是內(nèi)蒙古河口盆地。主要包括的斷層是南部的班夫斷層和北部的Helmsdale/wick/Caithness斷層體系，走向為東北-西南走向。主要的不確定性因素為與低地震資料分辨率相關(guān)的儲層厚度的多樣性。這主要是由于在Captain油田的頂部存在白堊系粉砂巖層（300米至460m）以及底水的存在。粉砂巖所吸收和損失的波能量被確定為導(dǎo)致地震資料分辨率低的主要原因（Rose，2000年）。儲層的厚度變化在最厚為40米和南緣儲層被隔斷處的0米之間。在這項研究中我們特別注重Captain上部砂巖層，因為它的儲量占所有儲量的大部分。

圖2Captain油田：主要儲層（Rose,2000年）油田的主要特點和儲層的性質(zhì)描述于表1。表1Captain油田儲層特征及油藏屬性Captain油藏的儲層性質(zhì)發(fā)現(xiàn)1997深度884m面積范圍10.5km*5km儲層厚度范圍0-40m平均溫度304K平均壓力9.3x106Pa@900mTVDSS地理位置Turbidites，未壓實砂巖層儲層年齡LateJurassictoEarlyCreteceous平均0.95-0.98平均孔隙度32%平均滲透率7D該油田是一個高粘度（50-150X10-3pa.s在油藏條件）稠油油藏（19-21°的空氣污染指數(shù)），這為開發(fā)提出了一個重大的挑戰(zhàn)。Captain流體物性描述如表2。

表2Captain油田儲集層流體的特點流體的特點值原油重度19-21SPI原油飽和度81-94.5%黏度50-150x10-3Pa.sPVT和巖芯流動實驗給出了最終流度比，Captain上部砂巖層M=38.26O波及效率低和早期水突破正是由于這一不利的流度比。水和油的相對滲透率曲線已經(jīng)根據(jù)正常曲線和尺度數(shù)據(jù)獲得（圖3）。相對滲透率曲線圖3Captain上部砂巖層的相對滲透率曲線（高滲透性，水-濕系統(tǒng)）

圖4案例1:含油飽和度和井位網(wǎng)格是由100X20X20個小方格組成，每個小方格的尺寸為11.6米X23米X2.63米。一個細(xì)化了的局部網(wǎng)格（50X20X50個小方格，局部網(wǎng)格）在井眼周圍建立，以便測試水錐和注入的凝膠/聚合物的影響。這兩個細(xì)分的局部網(wǎng)格放在生產(chǎn)井的兩部分周圍，（其一沿Y方向，其二沿X方向），如圖5和圖6所示。

圖5井眼周圍細(xì)化的局部網(wǎng)格圖6細(xì)化局部網(wǎng)格的截面由于油水粘度的對比，在油田開發(fā)早期生產(chǎn)井經(jīng)歷了高含水。為了保持驅(qū)替空隙率注入率一直維持在相當(dāng)于平均10000bopd的產(chǎn)率。經(jīng)過一年的生產(chǎn)后含水達(dá)到84%。產(chǎn)出的水主要是通過了含水層而且細(xì)化局部網(wǎng)格允許調(diào)查水錐及其形狀的影響（圖7）。

圖7油藏截面顯示的在生產(chǎn)井的水錐井的第一部分產(chǎn)水量最高。這主要是由于附近的噴油器以及對井眼的摩擦造成的影響。由于井筒摩擦效應(yīng)，會看到井中存在壓力較高降落的肘部出現(xiàn)更高的降深（圖8）。圖8井周圍的產(chǎn)水概況在注入凝膠的12小時里摸擬將凝膠注射液與噴油器放置在同一地點。因為Eclipse模擬器中的示蹤裝置，安置在井眼周圍的凝膠已經(jīng)可視化（這一直適用于所有情況）。在注入過程中，由于與水的相似性和重力的影響，凝膠的優(yōu)先流入該井底部的水區(qū)（圖9）。圖9井眼周圍的凝膠注入優(yōu)先侵入井底調(diào)查顯示與沒有進行處理的情況相比較經(jīng)過處理的情況即注入不同孔隙體積凝膠的情況對提高采收率更有利(圖10)。凝膠的性能與水的密度(800kg/m3)和初始粘度(0.001pa.s)非常相似?？紤]這種凝膠處理方法，當(dāng)凝膠驅(qū)替進入油藏后滲透率的減少為98%而且注入周期為5年(這種假設(shè)應(yīng)用到了所有情況)。處理后5年的附加石油回收凝膠注入后的孔隙體積附加石油儲菖bi圖處理后5年的附加石油回收凝膠注入后的孔隙體積附加石油儲菖bi雖然注入凝膠的量從2000bbls增加到了4000bbls，但是卻沒有達(dá)到雙倍的處理效果。雖然凝膠優(yōu)先侵入含水飽和度高的地層，但是這種處理方法的貫穿深度并沒有隨著凝膠量的增加而增加。凝膠驅(qū)替的不均勻是由于在井的第一部分不對稱形狀的水錐在凝膠侵入過程中造成了一個優(yōu)先的領(lǐng)域。不對稱形狀的水錐和因此造成的凝膠不均勻驅(qū)替的主要原因是在這彎曲的井中存在一個肘部。肘部的摩擦損失為產(chǎn)水創(chuàng)造了一個優(yōu)先的路徑導(dǎo)致了不均勻的產(chǎn)水情況。由于不同的K/K值可能得出不同的效果：vh.凝膠驅(qū)替過程中滲透率的影響?重力對水驅(qū)波及效率的影響分析不同滲透比將使我們能提供其他高滲透、質(zhì)量較差的砂巖稠油油藏的結(jié)果。成果作為顯示其他采出油的不同滲透率比的功能顯示在圖11經(jīng)過處理后的含水率下降顯示在圖12。

情況iJtAsooobbi凝膠附加石油儲星與kv/kh比值的關(guān)系額外石油儲星印一Q.Q1圖11案例1Kv/K情況iJtAsooobbi凝膠附加石油儲星與kv/kh比值的關(guān)系額外石油儲星印一Q.Q1含水率降低隨時間的變化—?■kv/kh=1——kv/kh=0.1—■-kv/kfcO.OI2圖12情景—?■kv/kh=1——kv/kh=0.1—■-kv/kfcO.OI2圖12情景1不同Kv/Kh值時含水率的下降滲透率比的降低提高了原油采收率。這是由于各向異性造成了一個更加有效的流動障礙為注入過程形成一個優(yōu)先的路徑。關(guān)于含水率，滲透率的降低可允許較高的含水率的減少。KV/KH=1，經(jīng)過處理后含水率的增加可待觀察3年（圖12）。圖13，圖14和圖15顯示了凝膠驅(qū)替過程中的不同滲透率的比值。

圖13K/K=1時的凝膠驅(qū)替圖14Kv/Kh=0.1時的凝膠驅(qū)替圖15Kv/Kh=0.01時的凝膠驅(qū)替井筒周圍的凝膠注入過程，在低滲透率比的區(qū)域，可以為底水創(chuàng)建一個更有效的屏障，來更有效的抑制產(chǎn)水。低滲透率比可能導(dǎo)致井內(nèi)產(chǎn)水的推遲，以及較

低的垂直滲透率將減少重力的影響以至形成更統(tǒng)一的活塞式驅(qū)替和水錐的減少（圖16）。圖16案例1經(jīng)過15年的生產(chǎn)后不同Kv/Kh下含油飽和度在圖16中，0.01的滲透率比代表了最佳條件，可能在LCS周圍的一些井并非不正常。五、RPM處理方法的模擬相對滲透率改性劑的適用性已在下進行了測試。這種處理方法具有聚合物的特點，在它退化之前只有一年的有效期。其粘度是由于聚合物濃度的作用，并且，在驅(qū)替過程中，侵入前的一個循環(huán)周可以在滲透率比為1時看到（圖17）。如果是垂直滲透率發(fā)生變化，侵入將主要是橫向的，這樣會影響到較高含水飽和度的儲層。

圖17Kv/Kh=1時RPM在井眼中的驅(qū)替圖18Kv/Kh=0.1時RPM在井眼中的驅(qū)替RPM處理方法與注入凝膠相比效果較差。這是由于在高含水飽和度（水錐）的儲層中滲透的深度有限以及較低的滲透率減少。滲透率比的變化不能確定其他采出油的任何差異。主要的原因就如上面所說的橫向和垂向滲透的深度有限以及水的滲透率降低較小（90%相比于凝膠處理方法的98%）六、注入速率，原油粘度，聚合物吸附和注入設(shè)備的影響在這部分用Captain油田的模型來進行凝膠注入率，原油粘度的影響以及聚合物吸附的影響等的敏感性。1、速度的影響這種分析的目的是調(diào)查凝膠驅(qū)替中凝膠注入率的影響?；谶@個原因，選擇五種不同的注入率，100bopd，200bopd，500bopd，1000bopd。結(jié)果表明，較低的注入速率，凝膠在井眼周圍被均勻驅(qū)替。高注入率表明，凝膠優(yōu)先驅(qū)替進入含水飽和度較高的井底。這些結(jié)果是意想不到的，因為低注入率應(yīng)用在凝膠優(yōu)先進入較高含水飽和度的井底且沒有用在一個統(tǒng)一的循環(huán)周前。這主要是由于水錐的擴寬。在較低的注入率的情況下，生產(chǎn)井要關(guān)閉較長的時間，因此，水錐只受到重力和井眼周圍含水飽和度降低的的影響。這是低注入率下浸入深度小和周圍擴散的主要的原因，而高注入速率水錐沒有時間發(fā)展擴寬，因此，凝膠可以驅(qū)替它。2、粘度的影響對于低粘度原油，凝膠處理方法是沒有效果的（低于0.05pa.s）。驅(qū)替發(fā)生在井眼周圍而且減少了的油水流度比不能為注入過程創(chuàng)造一條優(yōu)先的路徑。在這種情況下，沒有一種有效的處理方法適用于水錐。3、聚合物吸附的影響吸附是指聚合物分子與固體表面之間的相互作用-溶劑作為介質(zhì)（Sorbie，1991年）。吸附有兩個主要效果：?降低流動聚合物的濃度和聚合物前緣的推進速度；?降低吸附聚合物的巖石滲透率。吸附是造成RRF（殘余阻力系數(shù)）的主要的原因，由于聚合物吸附層造成的孔隙大小降低導(dǎo)致了滲透性的永久性減少。在這次研究中分心了這兩個效果的影響，根據(jù)Captain上部砂巖現(xiàn)有的資料數(shù)據(jù)驗證了聚合物吸附的影響（Lach，1996年）。一般情況下，吸附已會產(chǎn)生一個負(fù)面影響。在為水建立一個更有效屏障的同時，與吸附過程相關(guān)的保留機制，井眼周圍較低的聚合物滲透降低了聚合物處理方法的效益。因為吸附采收率隨滲透率比的下降而增加（圖20）。情況&吸函的影響額外石油儲星與kv/kh比值的關(guān)系kv/kh有吸.附作用-9-無吸附作用額外石油儲量誓一圖20對比兩種情況下，有無吸附時的不同的情況&吸函的影響額外石油儲星與kv/kh比值的關(guān)系kv/kh有吸.附作用-9-無吸附作用額外石油儲量誓一整體而言，聚合物的吸附對于較高滲透率儲層的效益是有限的，因為流動聚合物濃度的降低，它不能滲透到很大的領(lǐng)域，而在沒有吸附的情況RPM處理方法更適合于高滲透地層（圖20）。因為吸附的影響可以更有效的降低地滲透儲層的滲透率所以能夠得到更多異構(gòu)油藏的積極結(jié)果。七、討論和結(jié)論進行堵水生產(chǎn)的需要正成為一個關(guān)鍵的問題，特別是在很多油藏都在進行水驅(qū)生產(chǎn)的北海。不同的技術(shù)可用在減少產(chǎn)水量：?機械密封/水泥分離?密封膠的高分子凝膠.無機凝膠.相對滲透率改性劑（RPM）?樹脂/彈性體在這項工作中研究了無機凝膠和相對滲透率改性劑的適用性。兩種處理方法在利用水平井進行開發(fā)的相對均勻稠油油藏中得到了測試。在同一個實際的油井上對不同的產(chǎn)水機理的假設(shè)進行了評估調(diào)查。在稠油油藏中這兩種處理方法的適用性的主要影響因素是：.井裝置及產(chǎn)水機理.儲層滲透率?原油粘度?聚合物的吸附.含水率?凝膠注入速率為了獲得經(jīng)濟上可行的解決方案并減少與技術(shù)適用性相關(guān)的不確定因素，所有這些因素都必須加以仔細(xì)分析。為了評估所有考慮到的情況，一種專業(yè)油藏模擬器應(yīng)用在了這項研究工作當(dāng)中。目的是要觀察堵水技術(shù)對中長期生產(chǎn)的影響，分析處理方法對額外采收油的影響。處理方法的適用性的影響因素，已經(jīng)通過這次模擬工作進行了調(diào)查，以便了解關(guān)鍵的油藏過程和處理方法的效果。這項研究的主要結(jié)果可以概括如下：產(chǎn)水機理對堵水技術(shù)的影響很嚴(yán)重。如果凝膠應(yīng)用于整個井段，稠油油藏中三維水錐的影響將能夠得到有效的處理。水可以在低滲透比的局部井段輕易的通過。在較低的注入率的情況下，井眼周圍的凝膠可以被均勻的代替，而高注入率與凝膠在含水飽和度較高的井底的優(yōu)先驅(qū)替有關(guān)?？赡艿慕忉屖窃谀z注入過程中水錐的擴寬。滲透率比對堵水技術(shù)有很強的影響：在較低KV/KH比情況下，與垂直方向比較凝膠優(yōu)先注入到水平方向，比起來自水錐的水更有效的拖延了來自橫向噴油器/含水層的水。不過，這通常只發(fā)生在整個井段都進行了處理和進行凝膠處理的情況。RPM處理方法對于低滲透比的油藏沒有顯著的效果，因為這種方法的垂直滲透深度不足以延遲產(chǎn)水。原油粘度在凝膠處理方法上起著重要的作用。較低的原油粘度（低于0.05pa.s），凝膠驅(qū)替在水層不會出現(xiàn)。因為原油的低粘度對應(yīng)一個低油水流度比，因此它沒有任何注入的優(yōu)先路徑。凝膠處理方法對注水井沒有效果；特別是高滲透油藏。凝膠滲透深度不足以改變注入器的波及效率。6.含水率具有重要的影響。如果含水率低（＜90%），凝膠處理將沒有效益。主要原因水錐的影響。高含水率與進行開發(fā)了的水層有關(guān)，尤其是在水飽和度高的稠油油藏，處理可以深入滲透由于其對水的親和力。在低含水率的情況下，井眼周圍的凝膠被均勻的替代，水錐沒有得到有效的處理。7.吸附對在高滲透儲層進行的RPM處理方法有負(fù)面的影響。這是由于該處理方法的有限滲透，以及吸附造成的聚合物濃度的減少。不過，在沒有吸附作用的情況下RPM處理方法更適合于高滲透油藏。吸附效果可能在低滲透層更為有利。參考文獻(xiàn)Jenn-TaiLang,R.L.LeeandR.S.SerightS.:GelPlacementinProductionWells,SPE20211,SPEProductionandFacilities,November1993,276-286J.Liang,andR.S.Seright:ASurveyofFieldApplicationsofGelTreatmentsforWaterShutoff,SPE26991,proceedingsofthe1994IIILatinAmerica/CaribbeanPetroleumEngineeringConferenceheldinBuenosAires,Argentina,27-29April1994A.Mennella,L.Chiappa,T.P.Lockhart,G.Burrafato:CandidateandChemicalSelectionRulesforWaterShutoffPolymerTreatments,SPE54736,proceedingsofthe1999SPEEuropeanFormationDamageConferenceheldintheHague,TheNetherlands,31May-1June1999A.J.Jayasekera,S.G.Goodyear:TheDevelopmentofHeavyOilFieldsintheUnitedKingdomContinentalShelf:Past,Present,andFuture,SPE65984,proceedingsofthe1999SPEWesternRegionalMeetingheldinAnchorage,U.S.A.,26-28May1999R.Barati,D.W.Green,andJ.T.Liang:SimulationofgelledpolymertreatmentsintheArbuckleformation,Kansas,SPE100067,proceedingsofthe2006SPE/DOESymposiumonImprovedOilRecoveryheldinTulsa,Oklahoma,U.S.A.,April22-26,2006R-N.R.Hwan:NumericalSimulationStudyofWaterShut-OffTreatmentUsingPolymers,SPE25854,proceedingsofthe1993SPERockyMountainRegional/LowPermeabilityReservoirsSymposiumheldinDenverCO,U.S.A.,April12-14,1993TaberJ.J.,andSerightR.S.(1992)HorizontalInjectionandProductionWellsforEORorWaterflooding.PaperSPE23952.Presentedatthe1992SPEPermianBasinOilandGasRecoveryConference,Midland,TexasR.Arangath,E.E.Mkpasi:Watershut-offtreatmentsinopenholehorizontalwellscompletedwithslottedliners,SPE74806,proceedingsofthe2002SPE/ICoTACoiledTubingconferenceandexhibitionheldinHouston,Texas,U.S.A.,April9-10,2002D.Borling,K.Chan,T.Hughes,R.Sydansk:Pushingouttheoilwithconformancecontrol,OilfieldReview,Summer1994,44-58A.Stavland,K.I.Andersen,B.Sandoy,T.Tjomsland,A.A.Mebratu:Howtoapplyablockinggelsystemforbullheadselectivewatershutoff:fromlaboratorytofield,SPE99729,proceedingsofthe2006SPE/DOESymposiumonImprovedOilRecoveryheldinTulsa,Oklahoma,U.S.A.,22-26April2006VarnonJ.E.,GreenkornR.A.UnstableTwo-FluidFlowinaPorousMediumSocietyofPetroleumEngineersJournal.1969,pp293-300SpivakA.GravitySegregationinTwo-PhaseDisplacementProcesses.SocietyofPetroleumEngineersJournal.December1974,pp619-632LachJ.PolymerFloodingPotential-CaptainField.December1996A.Stavland,K.I.Andersen,B.Sandoy,T.Tjomsland,A.A.Mebratu:Howtoap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