- •Довідник з нафтогазової справи За загальною редакцією докторів технічних наук
- •Передмова
- •Глава 1
- •1.1. Елементний та ізотопний склад нафти і газу
- •1.2. Характеристика газу
- •1.3. Характеристика нафти
- •1.4. Характеристика порід—колекторів нафти і газу
- •1.5. Природні резервуари нафти і газу
- •1.6. Поклади нафти і газу
- •1.7.Родовища нафти і газу
- •1.8.Термобаричні умови в покладах та родовищах нафти і газу
- •1.9. Походження, міграція та формування покладів і родовищ нафти і газу
- •1.10. Нафтогазоносні регіони України
- •Глава 2 Пошуки та розвідка нафти і газу
- •2.1. Загальні відомості
- •2.2. Геологічні передумови пошуків та розвідки нафти і газу
- •2.5. Підготовка пошукових об'єктів
- •2.6. Виявлення та підготовка до буріння пасток нафти і газу
- •2.7. Методика й оптимізація пошуків та розвідки нафтових і газових родовищ
- •2.8. Методи вивчення розрізів свердловин
- •2.9. Геологічні методи опрацювання результатів буріння свердловин
- •2.10. Підрахунок запасів нафти, газу і конденсату
- •2.11. Підготовка нафтових і газових родовищ до розробки
- •Список літератури
- •Глава 3 Геофізичні методи дослідження свердловин
- •3.1. Електричні та магнітні методи
- •3.2. Метод потенціалів самочинної поляризації гірських порід
- •3.3. Радіоактивні методи
- •3.4. Методи дослідження технічного стану свердловин
- •3.5. Акустичний метод
- •3.6. Термометричний метод
- •3.7. Методи дослідження свердловин у процесі буріння
- •3.8. Прострілювальні та вибухові роботи у свердловинах
- •3.9. Точність методів гдс
- •Глава 4 Проектування конструкцій свердловин та інструмент для їх буріння
- •4.1. Бурові долота
- •4.2. Бурильні колони
- •4.3. Розмежування пластів
- •4.4. Бурові установки
- •4.5. Інструмент для спуску та підйому бурильних і обсадних колон
- •Список літератури
- •Глава 5 Режими буріння
- •5.1. Параметри режимів буріння
- •5.2. Принципи проектування режимів буріння
- •5.3. Бурові розчини
- •Глава 6 Розробка нафтових родовищ
- •6.1. Режими нафтових покладів
- •6.2. Основні критерії виділення об'єктів розробки
- •6.3. Гідродинамічні розрахунки основних технологічних показників розробки
- •6.5. Аналіз розробки нафтових родовищ
- •Глава 7 Розробка газових і газоконденсатних родовищ
- •7.1. Режими родовищ природних газів
- •7.2. Особливості проектування розробки родовищ природних газів
- •7.3. Визначення показників розробки газового родовища при газовому режимі
- •7.4. Визначення показників розробки газового родовища при водонапірному режимі
- •7.5. Визначення показників розробки газоконденсатного родовища
- •7.6. Вибір раціонального варіанта розробки газоконденсатного і газового родовища
- •7.7. Аналіз розробки родовищ природних газів
- •Глава 8 Нафтогазоконденсатовіддача пластів і вуглеводневіддача родовищ природних газів
- •8.1. Призначення, напрямки розвитку і класифікація методів підвищення нафтовіддачі пластів
- •8.2. Фізико-гідродинамічні методи підвищення нафтовіддачі пластів
- •8.3. Фізико-хімічні методи підвищення нафтовіддачі пластів
- •8.4. Газові методи збільшення нафтовіддачі пластів
- •8.5. Теплові методи збільшення нафтовіддачі пластів
- •8.6. Створення потокоскеровуючих бар'єрів закачуванням дисперсних систем для підвищення нафтовіддачі пластів
- •8.7. Зміна термогідродинамічних процесів у багатопластових родовищах для підвищення нафтовіддачі
- •8.8 Визначення нафтовіддачі
- •8.9. Критерії доцільності застосування методів підвищення нафтовіддачі
- •8.10. Ефективність застосування методів підвищення нафтовіддачі пластів
- •8.11. Особливості вилучення нафти з покладів у крутих і підгорнутих крилах складок
- •8.13. Газовіддача газових родовищ при водонапірному режимі
- •8.14 Вуглеводневіддача газоконденсатних родовищ
- •8.15. Вуглеводневіддача газоконденсатних родовищ з нафтовими облямівками і залишковою нафтою
- •9.1. Статика рідин і газів
- •9.2. Рух однорідних рідин
- •9.3. Рух багатофазних сумішей у вертикальних трубах
- •9.4. Розрахунок розподілу тиску потоку газорідинної суміші у свердловині
- •9.5. Витікання рідин і газів через штуцер
- •Список літератури
- •Глава 10 Фонтанна експлуатація нафтових свердловин і їх об ладнання
- •10.1. Обладнання фонтанних свердловин
- •10.2. Умови фонтанування і типи фонтанних свердловин
- •10.3. Мінімальний вибійний тиск фонтанування свердловини
- •10.4. Розрахунок фонтанної експлуатації за методикою Крилова та із використанням кривих розподілу тиску вздовж ліфта
- •Список літератури
- •Глава 1 1 Газліфтна експлуатація нафтових свердловин
- •11.1. Системи, конструкції та обладнання газліфтних свердловин
- •11.2. Розрахунок газліфтної експлуатації при заданому відборі рідини за методикою Крилова
- •11.3. Розрахунок газліфтної експлуатації при необмеженому відборі рідини за методикою Крилова
- •11.4. Пуск газліфтних свердловин. Пускові клапани
- •11.5. Графоаналітичний розрахунок газліфтної експлуатації свердловин
- •11.6. Аналітичний розрахунок параметрів пускових газліфтних клапанів
- •Глава 12 Експлуатація свердловин штанговими насосними установками
- •12.1. Штангова свердловинне—насосна установка
- •12.2. Гідравліко-технологічні розрахунки параметрів при експлуатації свердловин штанговими насосами
- •12.3. Механіко-технологічні розрахунки штангової насосної установки
- •12.4. Проектування експлуатації свердловин штанговими насосними установками
- •Глава 13 Експлуатація свердловин установками занурених відцентрових електронасосів
- •13.1. Установки електровідцентрових насосів
- •13.2. Пдротермодинамічні і технологічні розрахунки параметрів при експлуатації свердловин зануреними відцентровими насосами
- •13.3. Коректування паспортної характеристики евн
- •13.4. Підбір установки зануреного відцентрового насоса
- •Глава 14 Гідродинамічні дослідження нафтових свердловин і пластів
- •14.1. Гідродинамічні методи дослідження свердловин
- •14.2. Дослідження свердловини на усталених режимах фільтрації
- •14.3. Дослідження свердловини на неусталених режимах фільтрації та методи обробки кривих відновлення тиску
- •Глава 15 Поточний (підземний) і капітальний , ремонти свердловин
- •15.1. Склад ремонтних робіт у свердловинах
- •15.2. Глушіння свердловин, вимоги до технологічних рідин
- •15.3. Технологія проведеня поточного ремонту свердловин
- •15.4. Підготовка свердловини до капітального ремонту
- •15.5. Відновлення прохідності стовбура свердловини
- •15.6. Ремонтне—виправні і тампонажні роботи
- •15.7. Ізоляція припливу пластових вод у свердловини
- •15.8. Перехід на інші горизонти
- •15.9. Випробування експлуатаційної колони на герметичність
- •15.10. Застосування електронно-обчислювальної техніки при поточному і капітальному ремонтах свердловин Перед проведенням прс і крс виконують велику кількість інженерно-економічних розрахунків.
- •Глава 16 Виклик та інтенсифікація припливу пластових флюїдів до вибою свердловини
- •16.1. Вибір свердловини для обробки привибійної зони
- •16.2. Кислотна обробка
- •16.3. Гідравлічний розрив пласта
- •16.4. Застосування струменевих апаратів у освоєнні свердловин
- •16.5. Технологія комплексного освоєння і дослідження свердловин із застосуванням пгдп-1
- •16.6. Використання в'язких систем для інтенсифікації припливу нафти й газу
- •16.7. Хімічні реагенти і технології для очистки нафтопромислового обладнання свердловин і порового простору пластів від аспв
- •Глава 17 Газові свердловини
- •17.1. Конструкція та обладнання газових свердловин
- •17.2. Обладнання свердловин при одночасній роздільній експлуатації газових пластів
- •Список літератури
- •Глава 18 Особливості фільтрації газу в пласті та руху в свердловині
- •18.1. Приплив газу до вибою свердловин за законом Дарсі
- •18.2. Приплив газу до вибою свердловини за двочленним законом фільтрації
- •18.3. Температурний режим фільтрації газу в пласті
- •18.4. Визначення тиску в газовій свердловині
- •18.5. Температурний режим газових свердловин
- •Список літератури
- •Глава 19 Газогідродинамічні дослідження газових і газоконденсатних свердловин
- •19.1. Мета, задачі та методи дослідження свердловин
- •19.2. Дослідження газових свердловин при стаціонарних режимах фільтрації
- •19.3. Особливості дослідження свердловин, пробурених на пласти з низькою продуктивною характеристикою
- •19.5. Дослідження родовищ на газоконденсатність
- •Глава 20 Ускладнення при експлуатації газових свердловин
- •20.1. Експлуатація газових свердловин в пластах з підошовною водою
- •20.2. Експлуатація газових свердловин в умовах обводнения
- •20.3. Особливості експлуатації газоконденсатних свердловин в умовах ретроградної конденсації вуглеводневої суміш}
- •20.4. Гідроутворення при експлуатації газових свердловин
- •20.5. Корозія газрпромислового обладнання. Захист свердловинного і наземного обладнання від корозії
- •20.6. Солевідкладення при експлуатації газових свердловин, методи боротьби з ними
- •Глава 21 Збір і підготовка нафти та газу на нафтових промислах
- •21.1. Сучасні уніфіковані технологічні системи збору продукції нафтових свердловин
- •21.2. Замір та облік видобутку нафти і нафтового газу
- •Глава 22 Промислові трубопроводи
- •22.1. Гідравлічний розрахунок промислових трубопроводів
- •22.2. Розрахунок промислових трубопроводів на міцність і стійкість
- •22.3. Вимоги до промислових трубопроводів
- •Глава 23 Промислова підготовка нафти, газу та нафтопромислових стічних вод
- •23.1. Відокремлення газу від нафти
- •23.2. Промислова підготовка нафти
- •23.3. Підготовка нафтопромислових стічних вод
- •Глава 24 Транспорт газу
- •24.1. Лінійна частина газопроводу
- •24.2. Компресорні станції
- •Глава 25 Підземне зберігання газу в пористих пластах
- •25.1. Основні елементи, які характеризують підземні сховища, та вимоги до них
- •25.2. Режим роботи газових покладів при експлуатації псг
- •Список літератури
- •Глава 26 Збір і підготовка природного газу на промислах
- •26.1. Промисловий збір газу і конденсату
- •26.2. Температурний режим роботи трубопроводів
- •26.3. Промислова обробка газу і конденсату
- •Список літератури
- •Глава 27 Економіка нафтової і газової промисловості
- •27.1. Ефективність виробництва на підприємствах нафтової і газової промисловості
- •27.2. Оцінка ефективності впровадження систем інформаційного забезпечення управління (ізу) виробничими процесами спорудження свердловин
- •Список літератури
- •Глава 1. Фізико - хімічна характеристика та геологічні умови
- •Глава 2. Пошуки та розвідка нафти і газу..........................................................З0
- •Глава 3. Геофізичні методи дослідження свердлоиин......................................62
- •Глава 4. Проектування конструкцій свердловин та інструмент для їх бурін.....84
- •Глава 5. Режими буріння......................................................................................160
- •Глава 6, Розробка нафтових родовищ..................................................................173
- •Глава7. Розробка газових і газоконденсатних родовищ (р.М.Кондрат).......................218
- •Глава 8. Нафтогазоконденсатовіддача пластів
- •Глава9. Теоретичні основи експлуатації нафтових свердловин (b.C. Бойко)..................307
- •Глава 11. Газліфтна експлуатація нафтових свердловин (b.C. Бойко).......................336
- •Глава 13. Експлуатація свердловин установками занурених відцентрових
- •Глава 14. Гідродинамічні дослідження нафтових свердловин і пластів
- •Глава 15. Поточний (підземний) і капітальний ремонти свердловин...............................416
- •Глава 17. Газові свердловини (р.М.Кондрат)...................................................................456
- •Глава 19. Газогідродинамічні дослідження газових і газоконденсатних свердловин
- •Глава20. Ускладнення при експлуатації газових свердловин (p.M. Кондрат).........487
- •Глава 27. Економіка нафтової і газової промисловості (о.І. Лесюк, м.О. Данилкж,
8.15. Вуглеводневіддача газоконденсатних родовищ з нафтовими облямівками і залишковою нафтою
Розробка нафтогазоконденсатних родовищ у режимі виснаження. Під час розробки газоконденсатних родовищ з нафтовими облямівками у режимі виснаження пластової енергії можуть бути застосовані такі три способи, які відрізняються черговістю видобутку нафти, газу і конденсату: 1) випереджуюча розробка газоконденсатного покладу з наступ ним уведенням в експлуатацію нафтової облямівки; 2) випереджуюча розробка нафтової облямівки з наступним уведенням в експлуатацію газоконденсатного покладу; 3) одночасна розробка нафтової облямівки і газоконденсатного покладу.
Усі перелічені способи характеризуються низькими коефіцієнтами конден-сатовіддачі і нафтовіддачі. Випереджуюча розробка газоконденсатного покладу супроводжується переміщенням нафти в газову зону, розгазуванням нафти і зниженням нафтонасиченості в облямівці. Більш раціональною з точки зору повноти видобутку нафти є випереджуюча розробка нафтової облямівки. Однак у процесі відбору нафти переважно спостерігається локальне загазування нафтової облямівки, що призводить до зниження повноти використання запасів нафти. В результаті при застосуванні вказаних способів досягаються менші коефіцієнти нафтовіддачі, ніж при розробці нафтових покладів у режимі розчиненого газу.
Найбільший інтерес викликає спосіб одночасної розробки нафтової і газокон-денсатної зон. На практиці застосовується технологічна схема, що грунтується на безперервному регулюванні дебітів нафти і газу пропорційно зниженню пластово-го тиску. Однак вона не забезпечує рівноваги газонафтового контакту, про що свід-чить досвід розробки газонафтових родовищ. Внаслідок недостатньої надійності регулювання положення межі розділу газу і нафти в процесі розробки покладу відбувається загазування нафтової облямівки або вторгнення нафти в газову зону.
Вказана мета не досягається і у випадку застосування приконтактного способу експлуатації нафтових облямівок малої товщини. Цей спосіб полягає в розміщенні видобувних свердловин в один ряд в області межі розділу газу і нафти, підключенні до них нижньої частини газоконденсатної зони та верхньої частини нафтової облямівки і спільному відборі нафти, газу і конденсату. Внаслідок автоколивального характеру переміщення газонафтового контакту можливі втрати нафти в газовій зоні, порушення суцільності нафтової облямівки і прориви контурної води у видобувні свердловини.
Одним з варіантів підвищення надійності управління положенням газонафтового контакту при одночасній роздільній розробці нафтової та газоконденсатної зон єдиною сіткою свердловин є ступінчаста зміна дебітів нафти і газу і підтримання їх постійними протягом інтервалу часу, за який газонафтовий контакт не досягне крайніх верхнього або нижнього положень у кожній свердловині. Після цього вибирають нові значення дебітів газу і нафти.
Коефіцієнт нафтовіддачі при розробці нафтогазоконденсатних родовищ у ре-жимі виснаження не перевищує 10 — 15 %, а при товщині оторочки менше 8 м становить 5-8%.
Підвищенню коефіцієнта нафтовіддачі при одночасно-роздільній експлуатації єдиною сіткою свердловин газоконденсатної зони та її нафтової облямівки сприяє запобігання утворення конусів газу. Можливими напрямками боротьби зі загазуванням свердловин є створення на межах нафтової і газової зон локальних непроникних екранів, вибір оптимального розміщення інтервалів розкриття пласта і зниження фільтраційних опорів у нафтовій частині родовища
304
шляхом дії на привибійну зону і створення горизонтальних каналів (тріщин).
У газовій зоні багатьох газоконденсатних родовищ у вигляді рідкої фази міститься зв'язана (розсіяна) нафта. Насиченість продуктивних відкладів зв'язаною нафтою коливається в широких межах, помітно збільшуючись у низькопроникних щільних породах. У переважаючій більшості випадків вона нижче значення, при якому нафта стає гідродинамічне рухомою, і не перевищує 20 — ЗО %. Тому під час розробку газоконденсатних родовищ у режимі виснаження зв'язана нафта практично не видобувається. Частковий рух і видобуток залишкової нафти можливий з обмежених за розмірами привибійних зон, де внаслідок випадіння і скупчення конденсату насиченість пористого середовища рідкими вуглеводнями перевищує граничне значення і дозволяє їм рухатись у перовому просторі. У промисловій практиці також відомі випадки появи зв'язаної нафти в продукції свердловин і у разі відсутності випадіння конденсату в пласті, коли створювались підвищені порівняно зі звичайними депресії на пласт.
Підвищення вуглеводневіддачі нафтогазоконденсатних родовищ. Раціональ-на технологія розробки газоконденсатних родовищ з нафтовими облямівками по-винна забезпечувати підтримання пластового тиску в нафтовій і газовій частинах пласта і ефективне витіснення нафти з пористого середовища по можливості дешевими і доступними агентами.
Стосовно розробки газоконденсатних родовищ з нафтовими облямівками запропоновані різні способи підтримання пластового тиску (закачування води, газу чи води і газу одночасно) і технологічні схеми їх застосування. Вони можуть бути згруповані таким чином:
випереджуюча розробка нафтової (або газової) зони родовища з підтриманням пластового тиску і наступне уведення в експлуатацію газової (нафтової) зони без додаткової дії на пласт чи зі закачуванням робочого агента;
одночасна розробка газоконденсатного покладу і нафтової облямівки з підтриманням пластового тиску тільки в нафтовій або газовій частині пласта;
одночасна розробка газоконденсатного покладу і нафтової облямівки з підтриманням пластового тиску в обох частинах пласта (нафтовій і газовій);
бар'єрне заводнення при відсутності додаткової дії на нафтову облямівку і газоконденсатний поклад чи в поєднанні зі закачуванням робочого агента в одну або обидві зони родовища;
ізоляція нафтової облямівки від газоконденсатного покладу шляхом закачування на їх межі фізико-хімічних агентів (піна, полімери, ізоляційні речовини) і наступна їх самостійна розробка з підтриманням пластового тиску.
Закачування газу переважно здійснюється в купольну частину структури, а у разі низької проникності продуктивних відкладів - за площовою системою в межах внутрішнього контуру газоносності. Запропоновані варіанти закачування води включають площове, бар'єрне і законтурне заводнення, а також їх поєднання, наприклад: бар'єрне і законтурне заводнення і його різновид двостороннє бар'єрне заводнення у випадку значної ширини газонафтової зони в крайових облямівках, коли нагнітальні свердловини розміщують уздовж внутрішнього і зовнішнього контурів газоносності. Газ і вода при їх спільному використанні можуть закачуватися у вигляді водогазової суміші або послідовно.
При розробці нафтогазоконденсатних родовищ з підтриманням пластового тиску закачування робочого агента і відбір нафти та газу можуть здійснюватись по всій товщині продуктивного пласта або вибірково тільки по нафтонасиченій чи газонасиченій частині.
Стосовно розробки нафтогазоконденсатних родовищ з підошовною водою запропонована технологія розробки, яка грунтується на розкритті у видобувних свердловинах газових, нафтових і водоносних інтервалів і одночасно-роздільному відборі газу, нафти і води. З метою стабілізації положень газонафтового і водонафтового контактів і підвищення ко-
305
ефіцієнта вуглеводневіддачі здійснюється зворотнє закачування сухого газу в газоконденсатну частину пласта і видобутої води у водоносну зону.
При наявності в газоконденсатній зоні зв'язаної нафти розробка нафтогазоконденсатно-го родовища може здійснюватися в умовах контрольованого вторгнення нафти в газову частину пласта. Результати лабораторних досліджень і промислові дані свідчать про збереження цілісності облямівки при надходженні нафти до газоконденсатної зони і залучення в розробку при певних умовах зв'язаної нафти.
З метою підвищення ефективності витиснення з облямівки нафти, яка характеризується підвищеною в'язкістю порівняно з нафтовими родовищами, попереду робочого агента можуть закачуватися у вигляді облямівки вуглеводневі розчинники (зріджені нафтові гази, збагачений газ, широка фракція легких вуглеводнів, нестабільний вуглеводневий конденсат та ін.) об'ємом 20 — 25 % від об'єму нафтонасичених пор пласта.
Щодо розробки газоконденсатних родовищ зі зв'язаною нафтою, то підтримання пластового тиску шляхом закачування в пласт сухого газу чи води буде сприяти видобутку тільки незначної кількості нафти за рахунок часткового випаровування її у газову фазу чи витіснення водою. Більш ефективним є застосування облямівки газоподібних і рідких вуглеводневих розчинників. Один з можливих варіантів технології підвищення вуглеводневіддачі газоконденсатних родовищ зі зв'язаною нафтою полягає у тому, що родовище спочатку розробляють у режимі виснаження, що призводить до ретроградного випадіння конденсату в пласті та збільшення насиченості пористого середовища рідкими вуглеводнями. При цьому конденсат, що випав, розчиняється в залишковій нафті, зменшуючи її густину і в'язкість. Після зниження пластового тиску до значення, при якому насиченість пористого середовища вуглеводневою рідиною стає максимальною, а її густина і в'язкість - мінімальними, проводять закачування витісняючого агента (газ, вода), підтримуючи надалі тиск постійним на досягнутому рівні.
Список літератури
1. Быков К.Е., Максимов ММ., Фурсова А.Я., Справочник по нефтепромысловой геологии. - М.: Недра, 1961. - 343 с.
2. Гиматудинов Ш.К., Ширковский Н.И. Физика нефтяного и газового пласта. - М.: Недра, 1982.-286с.
3. Горбунов А.Т., Бученков Л.Н. Щелочное заводнение. - М.: Недра, 1989. - 160 с.
4. Гуревич Г.Р., Соколов В.А., Шмыгля П.Т. Разработка газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления. - М.: Недра, 1976. - 284 с.
5. Дурмишьян А.Г. Газоконденсатные месторождения. - М.: Недра, 1979. - 335 с.
6. Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: Недра, 1989. - 334 с.
7. Закс С. Повышение нефтеотдачи пласта нагнетанием газов. - М.: Гостоптехиздат, 1963.-126с.
8. Кондрат Р.М. Газоконденсатооддача пластов. - М.: Недра 1992. - 255 с.
9. Методы извлечения остаточной нефти /М.Л.Сургучев, А.Т.Горбунов, Д.П.Забродин и др. - М.: Недра, 1991. - 347 с.
10. ОСТ 39-071-78. Система показателей качества продукции.Воды для заводнения нефтяных пластов, номенклатура показателей М., 1978. - 31 с.
11. ОСТ 39-195-86. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях. - М., 1986. - 19с.
12. ОСТ 39-235-89. Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной фильтрации. - М., 1989. - 35 с.
306
13. Применение углекислого газа в добыче нефти /В.Балинт, А.Бан, Ш.Долежал и др. -М.: Недра, 1977.-240с.
14. Разработка и эксплуатация нефтегазоконденсатных месторождений /Ю.В.Желтов, В.Н.Мартос, А.Х.Мирзаджанзадзе, Г.С. Степанова. - М.: Недра, 1979. - 254 с.
15. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. -М.: Недра, 1985. - 308 с.
16. Теория водонапорного режима газовых месторождений /С.Н.Закиров, Ю.П.Коротаев, Р.М.Кондрат, В.Н.Турниер, О.П.Шмыгля. - М.: Недра, 1976. - 240 с.
17. Тульбович Б.И. Коллекторские свойства и химия поверхности пород. - Пермь: Кн.изд-во, 1975.-196с.
18. Фазовые проницаемости коллекторов нефти и газа /В.М.Добрынин, А.Г.Ковалев, А.М.Кузнецов, В.Н.Черноглазов. - М.:ВНИИОЭНГ, 1988.-55 с. - (Обзор информ. Геология, геофизика и разраб.нефт. месторождений).
19. Физико-геологические проблемы повышения нефтегазоконденсатооддачи пластов/ М.Ф.Мирчинк, А.Х.Мирзаджанзаде, Ю.В.Желтов и др. - М.: Недра, 1975. - 232 с.
20. Фильтрация газов в трещиноватых коллекторах /Ю.П. Коротаев, Л.Г.Геров, С.Н.Закиров, Г.А.Щербаков. - М.: Недра, 1979. - 223 с.
21. Шейман А.Б., Малофеев Г.Е., Сергеев А.И. Воздействие на пласт теплом при добыче нефти. - М.: Недра, 1969. - 127 с.
22. Эфрос Д.А. Исследование фильтрации неоднородных систем. - М.: Гостоптехиздат. Ленинград, отд-ние, 1963. - 213 с.