1. Delamaide E., Bazin B., Rousseau D., et al. Chemical EOR for heavy oil: the Canadian experience. J. Pet Technol., 2016, vol. 68, pp. 81-82. DOI: 10.2118/0316-0081-JPT
2. Васильев В.В., Иванцов Н.Н., Лапин К.Г. и др. Поиск новых решений для оптимизации разработки Русского месторождения. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2018, № 4, с. 46-52. DOI: 10.30713/2413-5011-2018-4-46-52 EDN: YVJFCI
3. Балин В.П., Малышев И.О. К вопросу освоения сеноманских залежей высоковязкой нефти. Территория нефтегаз, 2017, № 9, с. 46-56. EDN: ZHJWXD
4. Dinariev O., Evseev N., Klemin D. Density functional hydrodynamics in multiscale pore systems: chemical potential drive. E3S Web Conf., 2020, vol. 146, art. 01001. DOI: 10.1051/e3sconf/202014601001 EDN: IZPSEW
5. Armstrong R.T., Berg S., Dinariev O., et al. Modeling of pore-scale two-phase phenomena using density functional hydrodynamics. Transp. Porous Med., 2016, vol. 112, no. 3, pp. 577-607. DOI: 10.1007/s11242-016-0660-8 EDN: WTYQQR
6. Балашов В.А., Савенков Е.Б. Регуляризованная модель типа фазового поля для описания динамики системы “жидкость-твердое тело”. Препринты ИПМ им. М.В. Келдыша, 2020, № 96. DOI: 10.20948/prepr-2020-96 EDN: UCLMDV
7. Gerke K.M., Vasilyev R.V., Khirevich S., et al. Finite-difference method Stokes solver (FDMSS) for 3D pore geometries: software development, validation and case studies. Comput. Geosci., 2018, vol. 114, pp. 41-58. DOI: 10.1016/j.cageo.2018.01.005 EDN: UXUZHQ
8. Blunt M.J., Jackson M.D., Piri M., et al. Detailed physics, predictive capabilities and macroscopic consequences for pore-network models of multiphase flow. Adv. Water Resour., 2002, vol. 25, iss. 8-12, pp. 1069-1089. DOI: 10.1016/S0309-1708(02)00049-0 EDN: BBULNX
9. Yakimchuk I., Evseev N., Korobkov D., et al. Study of polymer flooding at pore scale by digital core analysis for East-Messoyakhskoe oil field. SPE Russ. Petroleum Technology Conf., 2020, paper SPE-202013-MS. DOI: 10.2118/202013-MS EDN: NFSBUP
10. Степанов А.В., Зубарева И.А., Волгин Е.Р. Гидродинамическое моделирование лабораторных экспериментов по вытеснению нефти термополимерным раствором. Вестник ТюмГУ. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика, 2022, т. 2, № 2, с. 77-100. DOI: 10.21684/2411-7978-2022-8-2-77-100 EDN: JCXKNE
11. Трушин Ю.М., Зощенко О.Н., Арсамаков М.С. и др. Применение инструмента “цифровой керн” для карбонатных коллекторов Харьягинского месторождения. PROнефть. Профессионально о нефти, 2022, т. 7, № 4, с. 152-164. EDN: KBZTVE
12. Алтунин А.Е., Соколов С.В., Степанов С.В. и др. Расчетный метод получения ОФП на основе решения обобщенных уравнений Бернулли для системы поровых каналов. Нефтепромысловое дело, 2013, № 8, с. 40-46. EDN: RARLVX
13. Загоровский М.А., Степанов С.В., Шабаров А.Б. Метод расчета относительных фазовых проницаемостей на основе эмпирической функции межфазного взаимодействия. Вестник ТюмГУ. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика, 2023, № 2, с. 59-74. DOI: 10.21684/2411-7978-2023-9-2-59-74 EDN: QIEAFV
14. Загоровский М.А., Шабаров А.Б., Степанов С.В. Кластерная капиллярная модель керна для вычисления относительных фазовых проницаемостей при фильтрации нефти и воды. Математическое моделирование, 2024, т. 36, № 1, с. 85-104. DOI: 10.20948/mm-2024-01-06 EDN: VCSBDB
15. Rouse H. Elementary mechanics of fluids. Dover Publ., 1978.
16. Загоровский М.А., Степанов С.В., Шабаров А.Б. Модель фильтрации водонефтяной смеси для получения функций относительных фазовых проницаемостей при различных температурах. Теплофизика и аэромеханика, 2024, т. 31, № 4, с. 735-748. EDN: ZRFHSD
17. Черепанова Н.А., Усольцев А.В., Кочетов А.В. Исследования эффективности полимерного заводнения для объектов высоковязкой нефти Сеноманского горизонта. Экспозиция Нефть Газ, 2022, № 6, c. 51-55. DOI: 10.24412/2076-6785-2022-6-51-55 EDN: ENUYLI
18. Хасанов М.М., Булгакова Г.Т. Нелинейные и неравновесные эффекты в реологически сложных средах. М., Ижевск, ИКИ, 2003. EDN: QMYDSV
19. McClure J.E., Berg S., Armstrong R.T. Capillary fluctuations and energy dynamics for flow in porous media. Phys. Fluids, 2021, vol. 33, no. 8, art. 083323. DOI: 10.1063/5.0057428 EDN: XRYMRF
20. Armstrong R.T., McClure J.E., Berill M.A., et al. Flow regimes during immiscible displacement. Petrophysics, 2017, vol. 58, no. 1, pp. 10-18.
21. Pryazhnikov M., Pryazhnikov A., Skorobogatova A., et al. Microfluidic study of enhanced oil recovery during flooding with polyacrylamide polymer solutions. Micromachines, 2023, vol. 14, iss. 6, art. 1137. DOI: 10.3390/mi14061137 EDN: FHFIZC
22. Pengpeng Q., Balhoff M.T. Reduction of residual oil saturation in sandstone cores using viscoelastic polymers. SPE Improved Oil Recovery Conf., 2016, paper SPE-179689-MS. DOI: 10.2118/179689-MS
23. Кравченко М.Н., Кадет В.В., Ярыш В.В. и др. Перколяционный подход к гидродинамическому моделированию заводнения с использованием активных агентов. Научные труды, 2020, № 1, с. 29-35. DOI: 10.5510/OGP20200100419
24. Султанова Н.М., Белова И.А., Шабанова Н.А. и др. Исследование водных растворов полиакриламида методом динамического рассеяния света. Успехи в химии и химической технологии, 2011, т. 25, № 2, с. 45-50. EDN: QZWGZZ
25. Feng Y. Dependence of intrinsic viscosity and molecular size on molecular weight of partially hydrolyzed polyacrylamide. J. Appl. Polym. Sci., 2021, vol. 138, no. 4, art. 50850. DOI: 10.1002/app.50850 EDN: MWUXXQ