Динамика фильтрационных характеристик карбонатных коллекторов с различной структурой пустотного пространства тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Чухлов Андрей Сергеевич

• Чухлов Андрей Сергеевич
• кандидат наук
• 2024

Оглавление диссертации кандидат наук Чухлов Андрей Сергеевич

Введение

Глава 1. Обзор методов изучения структуры и свойств пустотного пространства коллекторов

1.1. Изучение структуры и свойств пустотного пространства коллекторов при проведении лабораторных исследований образцов керна

1.2. Изучение структуры и свойств пустотного пространства коллекторов при геофизических исследованиях скважин

1.3. Изучение структуры и свойств пустотного пространства коллекторов при гидродинамических исследованиях скважин

1.4. Комплексирование методов изучения структуры и свойств пустотного

пространства коллекторов

Выводы по главе

Глава 2. Обоснование выбора и характеристика объектов исследования

2.1. Обоснование выбора объектов исследования

2.2. Характеристика объектов исследования

Выводы по главе

Глава 3. Разномасштабное изучение структуры и свойств пустотного пространства коллекторов в динамике разработке залежей нефти

3.1. Изучение структуры и свойств пустотного пространства коллекторов по данным лабораторных исследований керна (микроуровень)

3.1.1. Характеристика образцов керна

3.1.2. Петрографическое описание образцов керна

3.1.3. Рентгеновская микротомография керна

3.1.4. Электронная микроскопия

3.2. Изучение структуры и свойств пустотного пространства коллекторов по данным геофизических исследований скважин (мезоуровень)

3.3. Изучение структуры и свойств пустотного пространства коллекторов по данным гидродинамических исследований скважин (макроуровень)

3.3.1. Изучение структуры и свойств коллекторов по данным интерпретации ГДИ в ПК Saphir

3.3.2. Динамика фильтрационных свойств карбонатных коллекторов в процессе разработки залежей нефти

Выводы по главе

Глава 4. Исследование особенностей формирования притока в условиях

карбонатных коллекторов с различным строением пустотного пространства

4.1. Исследование особенностей формирования притока (первый уровень многомерного статистического моделирования)

4.2. Исследование особенностей формирования притока на Софьинском месторождении (второй и третий уровни)

4.3. Исследование особенностей формирования притока на Винниковском месторождении (второй и третий уровни)

4.4. Исследование особенностей формирования притока на месторождении

имени Сухарева (второй и третий уровни)

Выводы по главе

Заключение

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Динамика фильтрационных характеристик карбонатных коллекторов с различной структурой пустотного пространства»

Актуальность темы.

Карбонатные коллектора, содержащие значительные ресурсы углеводородов, характеризуются сложной структурой пустот и, как следствие, неоднородным распределением флюидов в пустотном пространстве. На территории Пермского края к сложнопостроенным принято относить коллектора турнейско-фаменского возраста, промышленно нефтеносные на различных тектонических территориях региона. Сложная тектоническая деятельность приводит к формированию в их пределах гетерогенного спектра пустот, варьирующегося от макропор до пор нанометрового размера (<1 мкм). В свою очередь, особенности строения, размеры и другие свойств пустот во многом определяют специфику практически всех процессов, протекающих при выработке запасов углеводородов. При этом необходимой является информация об особенностях строения и свойствах коллекторов разного масштаба, от микро-до макроуровней. На практике данную информацию получают при реализации различных методов исследования, и нередкой является ситуация, когда разные методы приводят к получению противоречивых результатов.

Перспективным следует считать комплексное использование методов исследования, позволяющее получить максимально возможный объем достоверной информации о структуре и свойствах пустотного пространства в динамике разработки залежей углеводородов, что, в свою очередь, позволит повысить качество их геологического и гидродинамического моделирования.

Освещенность проблематики исследования.

Проблемам изучения особенностей строения и разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах посвящено значительное количество работ российских и зарубежных исследователей, в том числе Г. И. Баренблатта, Р. Д. Каневской, Ш. К. Гиматудинова, В. Д. Викторина, В. Д. Лысенко, К. И. Багринцевой, С.О. Денка, В.М. Добрынина, Е. М. Смехова,

4

Н. П. Лебединца, В. С. Жукова, R. Aguilera, D. Tiab, E. C. Donaldson, H. Kazeni, P. Pollard и др. Несмотря на значительное количество ранее выполненных исследований, проблематика особенностей формирования фильтрационных характеристик карбонатных коллекторов с различной структурой пустотного пространства в различных тектонических условиях рассмотрена в недостаточной степени.

Целью работы является комплексное исследование фильтрационных характеристик карбонатных коллекторов с различной структурой пустотного пространства в процессе эксплуатации приуроченных к ним нефтяных месторождений.

В соответствии с целью работы сформулированы следующие основные задачи исследования:

1. Аналитический обзор научно-технической литературы по проблематике изучения строения и свойств пустотного пространства карбонатных коллекторов.

2. Комплексная оценка строения и свойств пустотного пространства коллекторов.

3. Исследование изменения фильтрационных свойств карбонатных коллекторов с различным строением пустотного пространства в процессе разработки залежей.

4. Изучение особенностей формирования притока жидкости к скважинам, эксплуатирующим карбонатные коллектора с различной структурой пустотного пространства.

Объект исследования - залежи нефти, приуроченные к турнейско-фаменским карбонатным коллекторам территории Пермского края.

Предмет исследования - строение пустотного пространства карбонатных коллекторов и изменение их фильтрационных свойств.

Научная новизна и теоретическая значимость выполненной работы представлена следующими положениями:

1. Впервые выполнена комплексная разномасштабная оценка строения и фильтрационных характеристик карбонатных коллекторов турнейско-фаменского возраста нефтяных месторождений Пермского края, расположенных в разных тектонических регионах.

2. На основе комплексного анализа разномасштабных исследований (керн-ГИС-ГДИ) доказано, что при идентичном мономинеральном составе карбонатных коллекторов турнейско-фаменского возраста строение и размеры пустот являются основными факторами, определяющими особенности изменения их фильтрационных свойств в динамике разработки месторождений углеводородов.

3. Установлены индивидуальные особенности формирования притока жидкости к скважинам, эксплуатирующим карбонатные коллектора турнейско-фаменского возраста с различным строением пустотного пространства.

Практическая значимость работы обусловлена повышением детальности геологического и гидродинамического моделирования залежей нефти в сложнопостроенных карбонатных коллекторах за счет учета установленных в диссертационной работе особенностей их строения и свойств в динамике разработки месторождений углеводородов (Акт внедрения филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми).

Исследования выполнены при поддержке Министерства науки и высшего образования Российской Федерации (проект № FSNM-2024-0005).

Методология и методы исследования. В работе использованы методы исследования образцов керна, в том числе методами сканирующей электронной микроскопии и рентгеновской микротомографии; стандартные и специальные методы геофизических исследований скважин; данные гидродинамических исследований скважин, интерпретированные в современном программном комплексе Kappa Workstation; цифровые базы

промысловых данных, обработанные с применением методов математической статистики.

Положения, выносимые на защиту:

1. Индивидуальные зависимости проницаемости от эффективного давления позволяют прогнозировать снижение фильтрационных свойств карбонатных коллекторов с различным строением пустотного пространства при их разработке.

2. Реализованный разномасштабный подход позволяет количественно оценить темпы снижения проницаемости карбонатного коллектора с различным строением пустотного пространства.

3. Дифференцированные условия формирования притока жидкости к скважинам в карбонатных коллекторах с различным строением пустотного пространства, установленные на основе многоуровневого многомерного статистического моделирования.

Степень достоверности результатов работы обусловлена комплексным применением прямых и косвенных методов определения искомых параметров и характеристик, подтверждаемостью выводов промысловыми данными. Достоверность построенных моделей установлена на основании анализа их статистических оценок, а также при сопоставлении расчетных и фактических значений моделируемых параметров. Выполнено лабораторное изучение 40 образцов керна и шлифов, привлечены заключения по 67 геофизическим исследованиям скважин стандартными и специальными методами, выполнена интерпретация материалов 170 гидродинамических исследований скважин методом восстановления давления.

Апробация результатов исследований.

Материалы диссертационных исследований апробированы на

Всероссийском конкурсе «Новая идея» на лучшую научно-техническую

разработку среди молодежи организаций и предприятий топливно-

энергетического комплекса (г. Москва, 2017 г.), XI Международной научно-

практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых

7

«Геология в развивающемся мире» (г. Пермь, 2018 г.), Международной научно-практической конференции «Теория и практика разведочной и промысловой геофизики» (г. Пермь, 2017-2021 гг.), Конкурсе молодых работников ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» на лучшую научно-техническую разработку (2017-2021 гг.).

Публикации. Результаты выполненных исследований отражены в 8 научных работах, в том числе 4 работы опубликовано в изданиях, входящих в международные базы цитирования (Scopus и Web of Science).

ГЛАВА 1. ОБЗОР МЕТОДОВ ИЗУЧЕНИЯ СТРУКТУРЫ И СВОЙСТВ ПУСТОТНОГО ПРОСТРАНСТВА КОЛЛЕКТОРОВ

Структура и свойства пустотного пространства горных пород -коллекторов нефти и газа являются важнейшими характеристиками, определяющими аккумуляцию и течение углеводородов в пластовых системах [1, 2, 3, 8, 9, 21, 27, 31, 37].

История развития и особенности применения методов изучения структуры и свойство коллекторов детально рассмотрены в работе [19]. Критериями отнесения горной породы к коллектору являются наличие в пределах ее объема пустот в виде пор/каверн/трещин (пористость), а также их способность пропускать сквозь себя флюиды (проницаемость). Как следствие, наличие пустот характеризуется емкостными свойствами породы, а их пропускная способность - фильтрационными. При этом следует отметить очевидную, но весьма сложную связь между емкостными и фильтрационными параметрами горных пород [87]. И емкостные, и фильтрационные свойства коллекторов используются в ходе решения самых различных задач на всех этапах реализации технологических процессов добычи углеводородов [53], что подчеркивает актуальность проблематики их исследования. Так, в работах [52, 63, 87, 119, 130] авторы называют основные свойства пустотного пространства - пористость и проницаемость, фундаментальными и критическими параметрами, а точность их определения - важнейшей задачей нефтяной геологии. В статьях [107, 110] проницаемость обозначена как наиболее сложное в определении и трактовке свойство горной породы.

Достоверное определение пористости и проницаемости коллектора является важнейшей задачей нефтепромысловой геологии [52]. Все методы определения фильтрационных и емкостных свойств (ФЕС) можно условно разделить на три группы:

• лабораторные исследования образцов керна;

• геофизические исследования скважин (ГИС);

• гидродинамические исследования (ГДИ) скважин.

Все группы методов характеризуются своими преимуществами и недостатками. В частности, и геофизические, и гидродинамические исследования скважин являются, по сути, косвенными методами решения задачи определения ФЕС. Лабораторные исследования образцов керна являются условно прямыми методами, но минимальный охват залежи отбором кернового материала не позволяет в полной мере оценить ФЕС в любой точке продуктивного пласта [97].

Нередкой является ситуация, когда методы демонстрируют отличающиеся результаты для одних и тех же объектов разработки [108], что затрудняет процедуры геологического и гидродинамического моделирования, лежащие в основе подсчета запасов углеводородов и проектирования разработки месторождений в целом.

Проблема различия и неоднозначности трактовки величин пористости и проницаемости, определенными разными методами, затрагивается в многочисленных отечественных и зарубежных научных публикациях.

В работе [122] поднимается вопрос достоверности изучения пористости, структуры пор и свойств переноса жидкости в сланцевых системах. Авторы указывают, что с этой целью зачастую используются различные методы, многие из которых изначально были разработаны для других технических и научных задач. Подчеркивается, что актуальной является задача оценки достоверности результатов всех применяемых методов определения ФЕС и правильной их трактовки. По мнению авторов, глубокое понимание таких сложных систем, как коллектора нефти и газа, должно основываться на изучении ограничений, присущих всем используемым методам, и исследовании особенностей их практической реализации в индивидуальных условиях. В работе [4] также получен вывод о существенном влиянии типа фильтрующейся в пласте жидкости на

достоверность методов определения фильтрационных характеристик. Данный вывод следует учитывать на различных стадиях разработки месторождений, характеризующихся различным составом добываемого флюида.

В мировой практике широко используется теория фрактальной геометрии, как мощный инструмент количественной оценки сложного строения пустотного пространства коллекторов [67, 125, 126]. Данная теория использована многими учеными при изучении характеристик пустотной структуры и моделирования процессов массопереноса в традиционных и нетрадиционных коллекторах. В работе [138] разработана модель фрактальной проницаемости для бидисперсных пористых сред и представлен алгоритм фрактальной размерности порового пространства и фрактальной размерности извилистости. В работе [80] предложена модель фрактальной проницаемости для ползущих микроструктур в условиях различных давлений на основе данных экспериментов по заводнению в сочетании с компьютерным сканированием [120] для глинистых иловых отложений. В статье [89] фрактальные измерения использованы для создания модели относительной проницаемости гидратосодержащих отложений. Авторами работы [74] вычислена фрактальная размерность для повышения точности описания пор и их характеристик карбонатов. В статье [90] фрактальный анализ использован для прогнозирования свойств низкопроницаемых песчаников. Таким образом, теория фрактальной геометрии является широко используемым методом изучения характеристики микроструктуры коллектора и описания макроскопических различий в их физических свойствах. При изучении пористой среды глинистого ила макроскопические изменения физических свойств коллектора также могут быть объяснены с точки зрения микроструктуры, основанной на теории фрактальной геометрии.

Большое количество научных работ посвящено исследованию влияния

индивидуальных геологических особенностей различных месторождений на

11

достоверность определения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов. В работах [65, 73, 74, 107, 121] установлен факт влияния органических пор (пор, созданные на поверхности органического вещества в результате образования углеводородов и преобразования керогена) на пористость и проницаемость горных пород, а также на их минералогический состав.

Особенно актуальной является проблема обоснования методов достоверного определения ФЕС карбонатных коллекторов ввиду сложности их строения [48, 83, 109, 110]. По данным [97, 129], различные диагенетические процессы, которым подвержены карбонатные породы, оказывают значительное влияние на формирование пористости и ее динамику в процессе выработки запасов. Авторами визуализирована сложность процесса формирования пустотности карбонатных коллекторов в виде треугольной диаграммы (рис. 1.1), построенной по данным петрографических исследований шлифов. Диаграмма трехкомпонентного порового пространства отображает влияние процессов растворения, цементации, уплотнения и доломитизации на систему порового пространства исследованных карбонатных пород. Вершины диаграммы представлены тремя основными типами пор.

РаЬг1с &е)ес№е Роге«

ротонду

!п1ег£гушШпе {/аЬгк пйелйне йоЬтушмкм)

Рероккшпд! ща\ , ш / ш * + иДкм* Моп-ГаЫс

РОГРЧ ЭК ^йЬгНир рпгсс

он ?йИ ЛЙ» 4ПН ЬОИ (И* 70* ЮН ЮН 100Н гинч

ЫараШск роппу «т! /тлит! рйъау

1аСегс/у51аШпе ЦаЬпс ¡¿^гис^-е сХоктийтйоп)

1тшрапк1е рогешф

В^еШгасйоп о[рЬтшу ротику

Рис.1.1. Трехкомпонентная диаграмма классификации пустот [97] Проблеме достоверного определения фильтрационно-емкостных

характеристик карбонатных коллекторов посвящена работа [92]. По мнению

ее авторов, карбонатные породы неоднородны как из-за разнообразия типов

зерен, так и из-за сложности последующего диагенетического наложения. Из

одного осадка возможно множество парагенетических последовательностей,

состоящих из различных последовательных диагенетических событий, что

приводит к большому количеству вариаций свойств горных пород [66, 100,

101]. В карбонатах ранняя цементация имеет тенденцию происходить быстро

и до значительного механического уплотнения, но может сопровождаться

фазами растворения и более поздней цементацией. Хотя изменения

пористости при цементации и растворении могут быть легко определены

количественно, соответствующее изменение проницаемости намного

сложнее и труднее предсказать, поскольку оно контролируется точным

местоположением осаждения или растворения в масштабе пор [130].

Например, химическое уплотнение закрывает поровые каналы, таким

образом изолируя тела пор и снижая проницаемость (Биёё, 2001).

Цементация может также уменьшить поры, и при этом увеличить площадь

13

поверхности и извилистость пор, что значительно снижает проницаемость. Напротив, растворение может увеличить размер как пор, так и их каналов, что приведет к усилению пористости и топологии (или связности) и, таким образом, к увеличению проницаемости.

В работе [133] авторы указывают на целесообразность изучения карбонатных коллекторов и подчеркивают, что для них практически всегда характерна трещиноватость того или иного масштаба. В работе [51] авторы подчеркивают тот факт, что разработка месторождений углеводородов, приуроченных к карбонатным коллекторам со сложным строением пустотного пространства, происходит по сложным индивидуальным законам. Важный вывод получен Chalmers et al. (2012b) в работе [120], о том, что одни и те же подходы к определению проницаемости не демонстрируют одинаково высокую достоверность применительно к различным геологическим условиям. То есть задача достоверного определения фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов для индивидуальных геолого-физических условий месторождений углеводородного сырья является важнейшей в контексте изучения их строения, чему посвящена настоящая диссертационная работа.

Ниже выполнен сравнительный аналитический обзор методов изучения структуры и свойств пустотного пространства коллекторов.

1.1. Изучение структуры и свойств пустотного пространства коллекторов при проведении лабораторных исследований образцов

керна

Изучение особенностей строения коллекторов является приоритетной задачей, на достоверном решении которой базируются последующие расчеты их различных свойств [18].

В группе методов определения фильтрационно-емкостных свойств горных пород по данным лабораторных исследований образцов керна выделяют различные способы решения поставленных задач.

Так, методы определения пористости можно разделить на две группы, характерным отличием которых является разрушение или неразрушение образцов керна в ходе исследований [44]. Специфика известных методов определения проницаемости обусловлена характерами насыщающих и фильтрующихся флюидов, а также термодинамическими условиями проведения экспериментов.

По данным [41, 122, 125, 126], в настоящее время актуальными являются так называемые многолабораторные исследования, комплексирующие несколько индивидуальных методов. Например, в работе [127] стандартные исследования керна дополнены компьютерной томографией, что позволило детально изучить структуру пустотного пространства, определить значения пористости и проницаемости четырех типов карбонатных горных пород.

Несмотря на непосредственность измерений, лабораторные исследований образцов керна авторы [62, 70] не считают надежным методом определения пористости и проницаемости коллекторов в связи с непостоянством получаемой информации, невысокой освещенностью фонда скважин керновым материалом, высокими временными и финансовыми затратами.

Особой проблемой считается определение свойств образцов керна, представленных карбонатными коллекторами [75] вследствие характерной для этих пород очень высокой неснижаемой водонасыщенности. В соответствии с представленными авторами данными, во многих случаях до 50-60% пустотного пространства занято неподвижной водой, которая в большинстве случаев не участвует в процессе фильтрации. В процессе движения флюидов данная вода рассматривается как неотъемлемая часть горной породы, что обуславливает неверную трактовку самого понятия «эффективная пористость». Авторы подчеркивают актуальность исследований, позволяющих выделить те виды пористости, которые формируют фильтрационные потоки.

Важнейшей задачей лабораторных исследований керна является получение петрофизической зависимости проницаемости породы от ее пористости (пустотности) [113]. Проблематика пересчета пористости в проницаемость поднимается в многочисленных исследованиях [38, 47, 125]. Методы численного моделирования, использованные некоторыми учеными, позволяют повышать достоверность пересчета и в значительной степени способствуют пониманию взаимосвязи между пористостью и проницаемостью коллектора, а также формулированию процессов выработки запасов углеводородов. В работе [47] аналогичная задача решается с применением методов многомерного статистического моделирования (множественной регрессии). Преимущества и недостатки множественной регрессии как метода, связывающего проницаемость и пористость, также детально рассмотрены в работах [105]. По мнению авторов, когда для прогнозирования используется метод регрессии, распределение прогнозируемых значений более узкое, чем распределение исходного набора данных.

Невысокую успешность прогнозирования проницаемости по значениям

пористости авторы работы [93] связывают с большим количеством

неопределенностей и опытом исследователей, решающим данную задачу.

Простые линейные уравнения, по мнению авторов, не могут

охарактеризовать нелинейные отношения между геологическими условиями,

осадочной средой и свойствами породы-коллектора. Эмпирические формулы

могут быть применены только к конкретным коллекторам, их вывод

достаточно сложен и требует много времени, что затрудняет их повсеместное

распространение. Перспективным направлением авторы считают

использование технологии нелинейной обработки информации, теории

больших данных и методов их интеллектуального анализа, методов

машинного обучения, основанных на статистике и информатике, для

определения характеристик распределения пористости и проницаемости.

Аналогичный вывод о целесообразности применения инструментов

16

искусственного интеллекта, таких как нейронные сети и нечеткая логика, приводится в работах [62, 86, 95, 105].

Направлением улучшения корреляции между пористостью и проницаемостью в рамках получения петрофизических зависимостей, по мнению авторов работы [75], является учет удельной поверхности различного типа пустот. Авторы подчеркивают дифференцированное влияние пор и трещин на формирование фильтрационно-емкостных свойств коллекторов: трещины не сильно влияют на пористость, но значительно увеличивают проницаемость горной породы. Так, введение дополнительных переменных, таких как неснижаемая флюидонасыщенность и удельная поверхность, позволили СЫН^алап е1 а1. (2006) в значительной мере улучшить петрофизическую зависимость для сложнопостроенных карбонатных коллекторов.

Проблеме изучения зависимости проницаемости от пористости карбонатных коллекторов посвящена статья [79]. Авторами выполнены лабораторные исследования более 500 образцов керна пяти различных карбонатных пород месторождений Ближнего Востока, в том числе с использованием метода микротомографии. Типы пор авторами определены как межчастичные, межкристаллические, плесневые, внутричастичные и кавернозные. Информация о текстуре нанесена на график в области пористости-проницаемости. Установлены четкие тенденции, улучшающие взаимосвязь между пористостью и проницаемостью. В результате достигнута высокая степень корреляции между проницаемостью и пористостью посредством учета текстуры породы. Результаты исследований авторами отражены в виде диаграмм (рис. 1.2).

Figure 8 Texture-based рагорсгш trends far all samples in the five different reservoir» (А, В, C, D & E)

Рис. 1.2. Диаграмма индивидуальных зависимостей проницаемости образцов

керна от их пористости [79] Изучению проницаемости и пористости образцов керна известняков и

доломитов месторождений Прикаспийского бассейна посвящена статья [77].

Авторами установлено сложное строение и несколько видов пустотности

изучаемых отложений. Как следствие, при одинаковых значениях пористости

встречаются различные проницаемости горных пород, а осадочная среда,

контролирующая особенности распределения типов коллекторов, является

причиной сложной взаимосвязи между проницаемостью и пористостью.

Континуальная теория смесей используется авторами [103] для

изучения пористости и проницаемости образцов керна горных пород. В

рамках этой концепции и текучая среда, и пористая матрица считаются

наложенными друг на друга непрерывными составляющими бинарной смеси.

Представлен полный набор определяющих уравнений. Чтобы лучше понять

18

совместное влияние пористости и проницаемости на поток, предлагается безразмерный параметр, связывающий эти величины. Сравнение с экспериментальными данными для отдельного пористого материала, полученными несколькими авторами, свидетельствует о хороших характеристиках предложенного уравнения.

Улучшению корреляции между проницаемостью и пористостью образцов керна посвящена статья [105]. Авторы исследовали четыре известные эмпирические модели (Тиксиер, Тимур, Коутс, Дюмануар и Коутс), которые предполагают использование дополнительных параметров, таких как коэффициент цементирования и/или показатели насыщения. Однако авторы подчеркивают, что данные параметры характеризуются высокой степенью неопределенности, что затрудняет практическое применение эмпирических моделей. В настоящее время распространение получили стандартные и специальные методы исследования керна, подробное описание которых представлено в работах [41, 58, 84, 94, 128].

1.2. Изучение структуры и свойств пустотного пространства коллекторов при геофизических исследованиях скважин

Геофизические исследования скважин принято делать на две группы:

• исследования в открытом (необсаженном) стволе - каротаж;

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Чухлов Андрей Сергеевич, 2024 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Багринцева, К. И. Условия формирования и свойства карбонатных коллекторов нефти и газа. / К.И. Багринцева. - М.: 1999. - 313 с.

2. Викторин, В. Д. Влияние особенностей карбонатных коллекторов на эффективность разработки нефтяных залежей / В. Д. Викторин. -М.: Недра. 1988. - 150 с.

3. Викторин, В.Д. Разработка нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам / В. Д. Викторин, Н. А. Лыков. -М.: Недра. 1980. - 202 с.

4. Галкин, С.В. Использование многомерных статистических моделей при оперативном контроле извлекаемых запасов визейских залежей Пермского края / С.В. Галкин, Д.С. Лобанов // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. - 2022. - Т. 333. -№ 5. - С. 126-136.

5. Горбачева, А.П. Повышение эффективности проведения ГИС за счет использования новых технологий и методов / Горбачева А.П., Сальникова О.Л., Серкина А.В., Савич А.Д., Чухлов А.С. // Геофизика - 2018.

- №5. - С. 70-80.

6. Городнов, А.В. Влияние неоднородного напряженно-деформированного состояния пород на формирование вторичной пористости коллекторов / А.В. Городнов, Г.М. Золоева, С.Н. Попов // Геофизика. - 2018.

- № 6. - С. 29-34.

7. Денк, С.О. Коллекторские свойства и вопросы разработки нефтеносных рифовых толщ Приуралья. Перм. гос. техн. ун-т. / С. О. Денк. -Пермь, 1997. - 240 с.

8. Денк, С.О. Проблемы трещиноватых продуктивных объектов. Электронные издательские системы / С. О. Денк. - Пермь, 2004. - 334 с.

9. Егоров, Д.С. Влияние геологических факторов на динамику дебитов скважин в отложениях баженовской свиты / Д.С. Егоров, Н.Н. Михайлов // Нефтепромысловое дело. - 2022. - № 10 (646). - С. 5-16.

10. Жуков, В.С. Влияние межзерновой пористости и трещинной пустотности на проницаемость / В.С. Жуков, В.В. Моторыгин // Научно-технический сборник Вести газовой науки. - 2019. - № 1 (38). - С. 82-88.

11. Жуков, В.С. Влияние различных видов пористости на фильтрационно-емкостные свойства коллекторов (на примере Чаяндинского месторождения) / В.С. Жуков, В.В. Моторыгин // Научно-технический сборник Вести газовой науки. - 2016. - № 1 (25). - С. 63-67.

12. Жуков, В.С. Влияние трещинной пустотности на проницаемость горных пород при росте эффективного давления // Новые идеи в геологии нефти и газа: Сборник научных трудов, Москва, 23-24 мая 2019 года / Ответственный редактор А.В. Ступакова. - Москва: Издательство "Перо", -С. 179-184.

13. Жуков, В.С. Динамика физических свойств коллекторов при разработке месторождений нефти и газа / В.С. Жуков, Е.О. Семёнов, Ю.О. Кузьмин // Научно-технический сборник Вести газовой науки. - 2018. -№ 5 (37). - С. 82-99.

14. Жуков, В.С. О влиянии трещин на проницаемость коллекторов / В.С. Жуков, В.В. Моторыгин // Научный журнал Российского газового общества. - 2022. - № 3 (35). - С. 6-17.

15. Жуков, В.С. Экспериментальная оценка коэффициентов сжимаемости трещин и межзерновых пор коллектора нефти и газа / В.С. Жуков, Ю.О. Кузьмин // Записки Горного института. - 2021. -T. 251(5). - C. 658-666.

16. Зайцев, М.В. Модели нелинейной фильтрации и влияние параметров нелинейности на дебит скважин в низкопроницаемых коллекторах / М.В. Зайцев, Н.Н. Михайлов, Е.С. Туманова // Георесурсы. -2021. - Т. 23. - № 4. - С. 44-50.

17. Закиров, А.А. Особенности изменения параметров пласта и пластовых флюидов в зависимости от динамики пластового давления / А. А. Закиров // Нефтепромысловое дело. - 2005. - № 6. - С. 25-27.

18. Изучение и анализ современных подходов к построению цифровых моделей керна и методов моделирования многофазной фильтрации в масштабах порового пространства / К.М. Герке, Д.В. Корост, М.В. Карсанина, С.Р. Корост, Р.В. Васильев, Е.В. Лаврухин, Д.Р. Гафурова // Георесурсы. - 2021. - Т. 23. - № 2. - С. 197-213.

19. Изучение особенностей строения и разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах с использованием промысловых данных и рентгеновской микротомографии / Д.А. Мартюшев, И.Н. Пономарева, Б.М. Осовецкий, К.П. Казымов, Е.М. Томилина, А.С. Лебедева, А.С. Чухлов // Георесурсы. - 2022. - Т. 24. - № 3. - С. 114-124.

20. Киркинская, В. Н. Карбонатные породы - коллекторы нефти и газа / В. Н. Киркинская, Е. М. Смехов. - Л.: Недра, 1981. - 255 с.

21. Князев, А.Р. К выделению и оценке трещинных коллекторов в карбонатных породах с низкопористой водонасыщенной матрицей / А.Р. Князев // Каротажник. - 2008. - № 8 (173). - С. 37-51.

22. Князев, А.Р. Опыт выделения трещинных коллекторов в карбонатных породах по данным стандартного каротажа и сканеров / А.Р. Князев, А.Н. Некрасов // Каротажник. - 2019. - № 5 (299). - С. 40-54.

23. Князев, А.Р. Оценка трещиноватости низкопористых карбонатных нефтенасыщенных пород по результатам геофизических исследований скважин: дис. ... канд. тех. наук / А. Р. Князев // Пермский государственный университет. - Пермь, 2009. - 124 с.

24. Князев, А.Р. Технология оценки пористости, кавернозности и открытой трещиноватости сложнопостроенных карбонатных пород / А.Р. Князев, А.Н. Некрасов // Каротажник. - 2011. - № 5. - С. 81-88.

25. Кузьмина, В.В. Проблемы освоения нефтяных залежей франских одиночных рифов Оренбургской области / В.В. Кузьмина, Ю.А. Котенев // Нефтяное хозяйство. - 2021. - № 10. - С. 64-68.

26. Майдебор, В. Н. Особенности разработки нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами / В. Н. Майдебор. - М. Недра, 1980. - 288 с.

27. Мардашов, Д.В. Разработка блокирующих составов с кольматантом для глушения нефтяных скважин в условиях аномально низкого пластового давления и карбонатных пород-коллекторов / Д.В. Мардашов // Записки Горного института. - 2021. - Т. 251. - С. 667-677.

28. Мартюшев, Д.А. Влияние напряженного состояния горных пород на матричную и трещинную проницаемость в условиях различных литолого-фациальных зон турне-фаменских нефтяных залежей Верхнего Прикамья / Д.А. Мартюшев, С.В. Галкин, В.В. Шелепов // Вестник Московского университета. Серия 4: Геология. - 2019. - № 5. - С. 44-52.

29. Мартюшев, Д.А. Влияние петрофизических параметров рифогенных карбонатных коллекторов нефтяных месторождений турнейско-фаменских отложений Верхнего Прикамья на продуктивность добывающих скважин / Д.А. Мартюшев, Р.А. Зайцев // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. - 2019. - Т. 330. -№ 11. - С. 77-85.

30. Мартюшев, Д.А. Изучение закономерностей распределения фильтрационных свойств в пределах сложнопостроенных карбонатных резервуаров / Д.А. Мартюшев, В.И. Галкин, И.Н. Пономарева // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. - 2021. - Т. 332. - № 11. - С. 117-126.

31. Мартюшев, Д.А. Исследование особенностей выработки запасов трещинно-поровых коллекторов с использованием данных гидродинамических исследований скважин / Д.А. Мартюшев, И.Н. Пономарева // Нефтяное хозяйство. - 2017. - № 10. - С. 102-104.

32. Методика выделения по данным рентгеновской томографии керна и электрического каротажа интервалов битумо- и нефтесодержащих коллекторов с определением типа их смачиваемости / С.В. Галкин, А.В. Лекомцев, И.Ю. Колычев, Д.В. Потехин, Ш. Цайжуй, А.В. Шумилов // Геофизика. - 2020. - № 4. - С. 112-121.

33. Михайлов, Н.Н. Фазовая проницаемость низкопроницаемых коллекторов / Н.Н. Михайлов, Е.С. Туманова // Нефтепромысловое дело. -2020. - № 8 (620). - С. 28-38.

34. Муллагалеева, Н. Р. Комплексное использование бокового сканирующего и акустического каротажа доя определения физико-механических свойств грунтов и горных массивов / Н.Р. Муллагалеева // Известия высших учебных заведений. Горный журнал. - 2011. - № 6. -С. 125-128.

35. Обработка результатов гидродинамических исследований скважин, дренирующих трещинно-поровый коллектор / Р.С. Хисамов, М.М. Хамидуллин, С.В. Нечваль, И.Ф. Галимов, Р.Т. Фазлыев // Нефтепромысловое дело. - 2006. - № 1. - С. 21-24.

36. Особенности выработки трудноизвлекаемых запасов нефти неоднородных коллекторов тюменской свиты (на примере месторождений ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь") / С.И. Грачев, В.В. Юдчиц, В.С. Дручин, Р.Р. Юнусов // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. - 2021. - Т. 332. - № 10. - С. 192-201.

37. Особенности микропоровых пород и их выделение в разрезе скважин по данным изучения керна и геофизических исследований скважин / Г.Р. Аминева, А.В. Дворкин, Т.В. Бурикова, К.Д. Шуматбаев, О.Р. Привалова // Нефтяное хозяйство. - 2018. - № 6. - С. 58-61.

38. Оценка точности определения коэффициента пористости при выполнении трехмерных геологических построений / А.И. Пономарев, А.В. Меркулов, Т.В. Сопнев, З.У. Мурзалимов, И.И. Кущ, Р.Л. Кожухарь //

Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. - 2021. - T. 332(4). - C. 97-106.

39. Пономарева, И. Н. Многоуровневый вероятностно-статистический мониторинг разработки и эксплуатации нефтяных месторождений: дис. ... докт. тех. наук / И. Н. Пономарева // Пермский национальный исследовательский политехнический университет. - Пермь, 2020. - 344 с.

40. Попов, С.Н. Разработка численной модели околоскважинной зоны трещиноватого карбонатного коллектора, учитывающей изменение проницаемости систем трещин под воздействием механико-химических эффектов при нагнетании воды и изменяющихся эффективных напряжений / С.Н. Попов, О.Ю. Сметанников // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2019. - № 4. - С. 46-51.

41. Попов, Н.А. Анализ современных лабораторных практик по исследованию кернового материала. В сборнике: Геология в развивающемся мире. Сборник научных трудов по материалам XII Международной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. отв. ред. Ю. А. Башурова. - 2019. - С. 241-243.

42. Применение рентгеновской микротомографии керна в нефтепромысловой геологии / А.А. Пономарев, М.Д. Заватский, Т.С. Нуруллина, М.А. Кадыров, К.А. Галинский, О.А. Тугушев // Георесурсы. - 2021. - T. 23(4). - C. 34-43.

43. Прогнозная оценка фильтрационной способности тонкослоистых коллекторов викуловской свиты по результатам исследования керна и ГИС / Т.Г. Исакова, Т.Ф. Дьяконова, А.Д. Носикова, Г.А. Калмыков, А.В. Акиньшин, В.М. Яценко // Георесурсы. - 2021. - T. 23(2). - C. 170-178.

44. Разницын, А.В. Обзор методов и анализ их применимости для выделения типов карбонатных горных пород (на примере Ассельско-сакмарских отложений Ярейюского месторождения) / А.В. Разницын, И.С. Путилов // Каротажник. - 2021. - № 7 (313). - С. 70-93.

45. Региональный регламент (стандарт) ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» «Производство геофизических исследований при строительстве скважин». Общество с ограниченной ответственностью «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг», г. Москва. - 2018.

46. Результаты оценки трещиноватости карбонатных пород с использованием скважинных сканеров на месторождении Алибекмола (Казахстан) / А.Р. Князев, В.И. Костицын, А.К. Малиновский, А.Н. Некрасов, Н.К. Саликова, Ш.Т. Шорманов // Каротажник. - 2016. - № 10 (268). - С. 3855.

47. Репина, В. А. Вероятностно-статистическое обоснование использования петрофизических свойств пластов при построении гидродинамических моделей турнейских и визейских объектов разработки нефтегазовых месторождений башкирского свода: дис. ... канд. тех. наук / В. А. Репина // Пермский национальный исследовательский политехнический университет. - Пермь, 2020. - 116 с.

48. Ромм, Е.С. Структурные модели порового пространства горных пород. / Е. С. Ромм. - Л.: Недра, 1985. - 240 с.

49. Рыжов, А.Е. Оценка коллекторских свойств карбонатных пород Приразломного нефтяного месторождения / А.Е. Рыжов, М.Ю. Виценовский, Р.С. Сауткин // Геология нефти и газа. - 2012. - № 4. - С. 39-53.

50. Сальникова, О.Л. Выявление интервалов со сложнопостроенной структурой порового пространства по данным ГИС / О.Л. Сальникова, А.С. Чухлов // В сборнике: Теория и практика разведочной и промысловой геофизики. Сборник научных трудов IX международной научной-практической конференции. Пермь. - 2021. - С. 151-157.

51. Сальникова, О.Л. Эффективность разработки коллекторов со сложнопостроенной структурой порового пространства на месторождениях Пермского края / О.Л. Сальникова, А.С. Чухлов, В.И. Луппов // Геофизика. -2021. - № 5. - С. 60-67.

52. Сучков, Б. М. Добыча нефти из карбонатных коллекторов. / Б. М. Сучков. - Москва-Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2005. - 688 с.

53. Теоретические предпосылки повышения возможностей стационарных нейтронных методов при литологическом расчленении карбонатного разреза / В.А. Богдан, Ш.Х. Султанов, Ю.А. Котенев, Д.Ю. Чудинова, Е.А. Машкова // Нефть. Газ. Новации. - 2022. - № 3 (256). -С. 37-41.

54. Тиаб, Дж. Петрофизика: теория и практика изучения коллекторских свойств горных пород и движения пластовых флюидов / Дж. Тиаб, Эрл Ч. Доналдсон // Перевод с английского. - М.: ООО «Премиум Инжиниринг», 2009. - 868 с.

55. Узе, О. Анализ динамических потоков. Теория и практика интерпретации данных ГДИС и анализа добычи, а также использование данных стационарных глубинных манометров / Оливье Узе, Дидье Витура, Оле Фьярэ // Kappa, 2008. - 359 p.

56. Черепанов, С.С. Комплексное изучение трещиноватости карбонатных залежей методом Уоррена-Рута с использованием данных сейсмофациального анализа (на примере турне-фаменской залежи Озерного месторождения) / С. С. Черепанов // Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. - 2015. - № 14. - С. 6-12.

57. Черепанов, С.С. Оценка фильтрационно-емкостных свойств трещиноватых карбонатных коллекторов месторождений Предуральского краевого прогиба / С. С. Черепанов, Д. А. Мартюшев, И. Н. Пономарева // Нефтяное хозяйство. - 2013. - № 3. - С. 62-65.

58. Чистяков, А.А. Применение компьютерной томографии и ЯМР для петротипизации сложнопостроенных терригенных коллекторов / А.А. Чистяков, Е.В. Швалюк, А.А. Калугин // Георесурсы. - 2022. -T. 24(4). - C. 102-116.

59. Чухлов, А.С. Оценка влияния геолого-физических характеристик залежей со сложным геологическим строением на условия притока углеводородов / Чухлов А.С., Сальникова О.Л., Черных В.И. // Недропользование. - 2022. - Т. 22. - № 1. - С. 9-14.

60. Чухлов, А.С. Сравнительный анализ структуры пустотного пространства карбонатных коллекторов фаменских отложений // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2023. № 2. С.42-48.

61. Чучалина, К.Ю. Особенности петрофизических свойств сложнопостроенных карбонатных толщ по комплексным геофизическим данным / К.Ю. Чучалина, М.О. Коровин // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. - 2021. -T. 332(7). - C. 107-113.

62. Экспериментально-аналитические исследования изменения трещинной проницаемости вследствие смыкания трещин / Ю.А. Кашников, С.Г. Ашихмин, Д.В. Шустов, А.А. Антоненко, Н.Б. Красильникова // Нефтяное хозяйство. - 2013. - № 4. - С. 40-43.

63. A new approach for porosity and permeability prediction from well logs using artificial neural network and curve fitting techniques: A case study of Niger Delta, Nigeria / Job G. Urang, Ebong D. Ebong, Anthony E. Akpan, Emmanuel I. Akaerue // Journal of Applied Geophysics. - 2020. - Vol. 183. - 104207.

64. A new approach in petrophysical rock typing / Abouzar Mirzaei-Paiaman, Mehdi Ostadhassan, Reza Rezaee, Hadi Saboorian-Jooybari, Zhangxin Chen // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2018. - Vol. 166. -P. 445-464.

65. A new framework for selection of representative samples for special core analysis / Abouzar Mirzaei-Paiaman, Seyed Reza Asadolahpour, Hadi Saboorian-Jooybari, Zhangxin Chen, Mehdi Ostadhassan // Petroleum Research. - 2020. -Vol. 5. - Iss. 3. - P. 210-226.

66. A preliminary study on the pore characterization of Lower Silurian black shales in the Chuandong Thrust Fold Belt, southwestern China using low pressure N 2 adsorption and FE-SEM methods / H. Tian, L. Pan, X. Xiao, R. W. Wilkins, Z. Meng, B. Huang // Marine Petroleum Geology. - 2013. - Vol. 48. - P. 8-19.

67. A study on the morphology of natural microfractures in marine and continental transitional shale based on scanning electron microscopy image / Xiaoliang Wei, Yuxing Zhang, Shun Zhang, Jinchuan Zhang, Miao Shi // Micron. - 2021. - Vol. 148. - 103105.

68. Analyzing the effects of multi-scale pore systems on reservoir Properties—A case study on Xihu Depression, East China Sea Shelf Basin, China / Fang Zeng, Chunmei Dong, Chengyan Lin, Yuqi Wu, Shansi Tian, Xianguo Zhang, Jianli Lin // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2021. -Vol. 203. - 108609.

69. Ayoub, M.A. Estimating the lengthy missing log interval using group method of data handling (GMDH) technique / M.A. Ayoub, A.A. Mohamed // Applied Mechanics and Materials, 695, Trans Tech Publications Ltd. - 2015. -P. 850-853.

70. Babadagli, T. A review of permeability-prediction methods for carbonate reservoirs using well-log data / T. Babadagli, S. Al-Salmi // SPE Reservoir Eval. Eng. - 2004. - Vol. 7. - Iss. 2. - P. 75-88.

71. Bai, Y. Methods to determine the upper limits of petrophysical properties in tight oil reservoirs: Examples from the Ordos and Songliao Basins / 106. Yubin Bai, Jingzhou Zhao, Weitao Wu // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2021. - Vol. 196. - 107983.

72. Bernabe, Y. Permeability and Pore Structure of Rocks under Pressure. Charter 2. The effective pressure law for permeability in Chelmsford granite and Barre granite. - Massachusetts Institute of Technology. - 1986. - 156 p.

73. Biomaterial porosity determined by fractal dimensions, succolarity and lacunarity on microcomputed tomographic images / M. N'Diaye, C. Degeratu, J.

M. Bouler, D. Chappard // Materials Science and Engineering: C. - 2013. -Vol. 33. - Iss. 4. - P. 2025-2030.

74. Chalmers, G.R. Characterization of gas shale pore systems by porosimetry, pycnometry, surface area, and field emission scanning electron microscopy/transmission electron microscopy image analyses: examples from the Barnett, Woodford, Haynesville, Marcellus, and Doig units / G.R. Chalmers, R.M. Bustin, I.M. Power // AAPG Bull. - 2012. - Vol. 96. - P. 1099-1119.

75. Characterization of tight gas reservoir pore structure using USANS/SANS and gas adsorption analysis / C.R. Clarkson, M. Freeman, L. He, M. Agamalian, Y. Melnichenko, M. Mastalerz, R. Bustin, A. Radlinski, T.P. Blach // Fuel. - 2012. - Vol. 95. - P. 371-385.

76. Chilingar, G. Correlation between porosity and permeability of carbonate rock reservoirs / G. Chilingar, W. Long // Energy Sources, Part A: Recovery, Utilization, and Environmental Effects. - 2017. - Vol. 39. - Iss. 11. -P. 1116-1117.

77. Churikov, N.S. Recovering gaps in the gamma-ray logging method / N.S. Churikov, N.G. Grafeeva // 18th International Multidisciplinary Scientific GeoConference SGEM. - 2018. - P. 7.

78. Complex relationship between porosity and permeability of carbonate reservoirs and its controlling factors: A case study of platform facies in Pre-Caspian Basin / Ling HE, Lun ZHAO, Jianxin LI, Ji MA, Ruilin LUI, Shuqin WANG, Wenqi ZHAO // Petroleum Exploration and Development. - 2014. -Vol. 41. - Iss. 2. - P. 225-234.

79. Creeping microstructure and fractal permeability model of natural gas hydrate reservoir / J. Cai, Y. Xia, C. Lu, H. Bian, S. Zou // Marine and Petroleum Geology. - 2020. - Vol. 115. - 104282.

80. Dernaika M.R. Resolving the Link between Porosity and Permeability in Carbonate Pore Systems / M.R. Dernaika, G.G. Sinclair // Conference: International Symposium of the Society of Core Analysts held in Vienna, Austria, 27-30 August 2017.

81. Deshenenkov, I.S. Relative Permeabilities Evaluation with Well Log Derived Effective Porosity / I.S. Deshenenkov, D.A. Kozhevnikov, Kazimir Kovalenko // 75th EAGE Conference and Exhibition incorporating SPE EUROPEC 2013.

82. Enhanced reservoir description: using core and log data to identify hydraulic (flow) units and predict permeability in uncored intervals/wells / J.O. Amaefule, M. Altunbay, D. Tiab, et al. // Proceedings of the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, Texas, USA (1993).

83. Erdely, A. Nonparametric and Semiparametric Bivariate Modeling of Petrophysical Porosity-Permeability Dependence from Well Log Data / A. Erdely, M. Diaz-Viera // In: Jaworski, P., Durante, F., Hardle, W., Rychlik, T. (eds) Copula Theory and Its Applications. Lecture Notes in Statistics. - 2020. - Vol 198. Springer, Berlin, Heidelberg.

84. Evaluation of Complex Carbonates from Pore-Scale to Core-Scale / Osama AlJallad, Moustafa Dernaika, Safouh Koronfol, Yasir Naseer Uddin, Prasanta Mishra // Paper presented at the International Petroleum Technology Conference, Dhahran, Kingdom of Saudi Arabia, 13-15 January 2020.

85. Evaluation of void space of complicated potentially oil-bearing carbonate formation using x-ray tomography and electron microscopy methods / S.V. Galkin, D.A. Martyushev, B.M. Osovetsky, K.P. Kazymov, H. Song // Energy Reports. - 2022. - Vol. 8. - P. 6245-6257.

86. Evolution of Fractal Pore Structure in Sedimentary Rocks / Nengwu Zhou, Min Wang, Shuangfang Lu, Thomas J. H. Dodd, Wei Liu, Ying Guan // Earth and Space Science. - 2022. - Vol. 9. - Iss. 6. - e2021EA002167.

87. Felix, L.C.M. Representing a relation between porosity and permeability based on inductive rules / L.C.M Felix, L.A.B. Munoz // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2005. - Vol. 47. - Iss. 1-2. P. 23-34.

88. Fractal characteristics of unsaturated sands - implications to relative permeability in hydrate-bearing sediments / L. Liu, S. Dai, F. Ning, J. Cai, C. Liu,

N. Wu // Journal of Natural Gas Science and Engineering. - 2019. - Vol. 66. -P. 11-17.

89. Fractal dimension, lacunarity and succolarity analyses on CT images of reservoir rocks for permeability prediction / Y. Xia, J. Cai, E. Perfect, W. Wei, Q. Zhang, Q. Meng // Journal of Hydrology. - 2019. - Vol. 579. - 124198.

90. Geology-Based Porosity-Permeability Correlations in Carbonate Rock Types / Moustafa Dernaika, Shehadeh Masalmeh, Bashar Mansour, Osama Al Jallad, Safouh Koronfol // SPE Reservoir Characterisation and Simulation Conference and Exhibition, Abu Dhabi, UAE, 17-19 September 2019.

91. Geometry and mineral heterogeneity controls on precipitation in fractures: An X-ray micro-tomography and reactive transport modeling study / Catherine Noiriel, Nicolas Seigneur, Pierre Le Guern, Vincent Lagneau // Advances in Water Resources. - 2021. - Vol. 152. - 103916.

92. Helle, H.B. Porosity and permeability prediction from wireline logs using artificial neural networks: a North Sea case study / H.B. Helle, A. Bhatt, B. Ursin // Geophys. Prospect. - 2001. - Vol. 49. - P. 431-444.

93. Hosa, A. Order of diagenetic events controls evolution of porosity and permeability in carbonates / Aleksandra Hosa, Rachel Wood // Sedimentology. -2020. - Vol. 67. - Iss. 6. - P. 3042-3054.

94. Identification of Porosity and Permeability While Drilling Based on Machine Learning / Jian Sun, Rongjun Zhang, Mingqiang Chen, Bo Chen, Xiao Wang, Qi Li, Long Ren // Arabian Journal for Science and Engineering. - 2021. -Vol. 46. - P. 7031-7045.

95. Integrating the palynostratigraphy, petrography, X-ray diffraction and scanning electron microscopy data for evaluating hydrocarbon reservoir potential of Jurassic rocks in the Kala Chitta Range, Northwest Pakistan / Ahmad S., Wadood B., Khan S. et al. // J Petrol Explor Prod Technol. - 2020. - Vol. 10. -P. 3111-3123.

96. Ja'fari, A. Integration of ANFIS, NN and GA to determine core porosity and permeability from conventional well log data / Ahmad Ja'fari, Rasoul

Hamidzadeh Moghadam // Journal of Geophysics and Engineering. - 2012. -Vol. 9. - Iss. 5. - P. 473-48.

97. Jennings Jr., J.W. Predicting permeability from well logs in carbonates with a link to geology for interwell permeability mapping / J.W. Jennings Jr., F.J. Lucia // SPE Reservoir Eval. Eng. - 2003. - Vol. 6. - P. 215-225.

98. Kopaska-Merkel, D.C. Controls on reservoir development in shelf carbonate: upper Jurassic Smackover Formation of Alabama / D.C. Kopaska-Merkel, S.D. Mann, J.W. Schmoker // AAPG Bull. - 1994. - Vol. 78. - P. 938959.

99. Laongsakul, P. Characterization of reservoir fractures using conventional geophysical logging / Paitoon Laongsakul, Helmut Durrast // Songklanakarin Journal of Science and Technology. - 2011. - Vol. 33(2). - P. 237-246.

100. Lim, J. Reservoir permeability determination using artificial neural network / J. Lim // J. Korean Soc. Geosyst. Eng. - 2005. - Vol. 40. - P. 232-23.

101. Lithofacies classification and sequence stratigraphic description as a guide for the prediction and distribution of carbonate reservoir quality: A case study of the Upper Cretaceous Khasib Formation (East Baghdad oilfield, central Iraq) / Mohamed I. Abdel-Fattah, Adnan Q. Mahdi, Mustafa A. Theyab, John D. Pigott, Zakaria M. Abd-Allah, Ahmed E. Radwan // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2022. - Vol. 209. - 109835.

102. Lithofacies identification in carbonate reservoirs by multiple kernel Fisher discriminant analysis using conventional well logs: A case study in A oilfield, Zagros Basin, Iraq / Shaoqun Dong, Lianbo Zeng, Xiangyi Du, Juan He, Futing Sun // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2022. - Vol. 210. -110081.

103. Lopes, R.L. Assessment of predictive learning methods for the completion of gaps in well log data / R.L. Lopes, A.M. Jorge // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2018. - Vol. 162. - P. 873-886.

104. Martins-Costa, M.L. Modeling the connection between porosity and permeability: amixture theory approach / M.L. Martins-Costa, J.A.P. Angulo, H da C. Mattos // Journal of Porous Media. - 2017. - Vol. 20. - Iss. 5. - P. 389-403.

105. Microstructures and physical properties in carbonate rocks: A comprehensive review / J. B. Regnet, C. David, P. Robion, B. Menendez // Marine and Petroleum Geology. - 2019. - Vol. 103. - P. 366-376.

106. Mohaghegh, S. Permeability Determination From Well Log Data / S. Mohaghegh, B. Balan, S. Ameri // SPE Form. Eval. - 1997. - Vol. 12. - Iss. 3. -P. 170-174.

107. Mohammadlou, M.H. Integrated permeability analysis in tight and brecciated carbonate reservoir / M.H. Mohammadlou, M.B. M0rk // SPE Reservoir Eval. Eng. - 2012. - Vol. 15. - Iss. 6. - P. 624-635.

108. Morphology, genesis, and distribution of nanometer-scale pores in siliceous mudstones of the Mississippian Barnett Shale / R.G. Loucks, R.M. Reed, S.C. Ruppel, D.M. Jarvie // J. Sediment. Res. - 2009. - Vol. 79. - P. 848-861.

109. Multi-scale pore structure characterization of lacustrine shale and its coupling relationship with material composition: An integrated study of multiple experiments / Rixin Zhao, Haitao Xue, Shuangfang Lu, Junqian Lia, Shansi Tian, Min wang, Zhentao Dong // Marine and Petroleum Geology. - 2022. - Vol. 140. -105648.

110. Multi-scale pore structure, pore network and pore connectivity of tight shale oil reservoir from Triassic Yanchang Formation, Ordos Basin / He Zheng, Feng Yang, Qiulei Guo, Songqi Pan, Shu Jiang, Huan Wang // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2022. - Vol. 212. - 110283.

111. Nagata, R. Multi-scale approach to assess total porosity and pore size in four different kinds of carbonate rocks / Rodrigo Nagata, Paulo Josedos Reis, Carlos Roberto Appoloni // Micron. - 2023. - Vol. 164. - 103385.

112. Natural fractures in the deep Sinian carbonates of the central Sichuan Basin, China: Implications for reservoir quality / Jinxiong Shi, Xiangyuan Zhao,

Renfang Pana, Lianbo Zeng, Wenjun Luo // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2022. - 110829.

113. Nelson, P.H. Permeability-porosity relationships in sedimentary rocks / P.H. Nelson // Log. Anal. - 1994. - Vol. 35. - Iss. 3. - P. 38-62.

114. Novel method for determining the lower producing limits of pore-throat radius and permeability in tight oil reservoirs / Qianhua Xiao, Zhiyuan Wang, Zhengming Yang, Zuping Xiang, Zhonghua Liu, Wei Yang // Energy Reports. - 2021. - Vol. 7. - P. 1651-1656.

115. Novel Methods of Permeability Prediction from NMR Tool Data / S.R. Ogilvie, S. Cuddy, C. Lindsay, A. Hurst // DIALOG Magazine, December 2002.

116. Optimization of the reservoir pressure maintenance system in a low-permeability carbonate field / Ismagilov R.F., Chernykh I.A., Chukhlov A.S. et al. // Society of Petroleum Engineers. 2021, RPTC 2021.

117. Origin and property differences of various types of low-porosity and low-permeability reservoirs and well logging evaluation strategies / L.H. Zhang, C.C. Zhou, G.Q. Liu, et al. // Petrol. Explor. Dev. - 2007. - Vol. 34. - Iss. 6. -P. 702-710.

118. Permeability and porosity prediction using logging data in a heterogeneous dolomite reservoir: An integrated approach / Zhao Zhang, Heng Zhang, Jie Li, Zhongxian Cai // Journal of Natural Gas Science and Engineering. -2021. - Vol. 86. - 103743.

119. Permeability and porosity prediction using logging data in a heterogeneous dolomite reservoir: An integrated approach / Zhao Zhang, Heng Zhang, Jie Li, Zhongxian Cai // Journal of Natural Gas Science and Engineering. -2021. - Vol. 86. - 103743.

120. Permeability evolution at various pressure gradients in natural gas hydrate reservoir at the Shenhu area in the South China Sea / C. Lu, Y. Xia, X. Sun et al. // Energies. - 2019. - Vol. 12. - Iss. 19. - 3688.

121. Permeability prediction in tight carbonate rocks using capillary pressure measurements / F. Rashid, P.W.J. Glover, P. Lorinczi, D. Hussein, R. Collier, J. Lawrence // Marine and Petroleum Geology. - 2015. - Vol. 68(Part A). - P. 536-550.

122. Petrophysical characterization of low-permeable carbonaceous rocks: Comparison of different experimental methods / Mohammadebrahim Shabani, Bernhard M. Krooss, Maximilian Hallenberger, Alexandra Amann-Hildenbrand, Reinhard Fink, Ralf Littke // Marine and Petroleum Geology. - 2020. - Vol. 122. -104658.

123. Pore characterization of organic-rich lower cambrian shales in qiannan depression of guizhou province, southwestern China / H. Tian, L. Pan, T. Zhang, X. Xiao, Z. Meng, B. Huang // Marine Petroleum Geology. - 2015. - Vol. 62. - P. 28-43.

124. Pore scale image analysis for petrophysical modelling / Arnab Kumar Pal, Siddharth Garia, K. Ravi, Archana M. Nair // Micron. - 2022. - Vol. 154. -103195.

125. Pore structure and fluid distribution of tight sandstone by the combined use of SEM, MICP and X-ray micro-CT / Yang Su, Ming Zha, Lin Jiang, Xiujian Ding, Jiangxiu Qu, Jiehua Jin, Stefan Iglauer // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2022. - Vol. 208(Part E). - 109241.

126. Pore structure characterization and permeability estimation with a modified multimodal Thomeer pore size distribution function for carbonate reservoirs / Ligeng Wang, Yuanzhong Zhang, Naiyuan Zhang, Chenyu Zhao, Wensheng Wu // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2020. -Vol. 193. - 107426.

127. Pore Structure Fractal Characterization and Permeability Simulation of Natural Gas Hydrate Reservoir Based on CT Images / Hang Bian, Yuxuan Xia, Cheng Lu, Xuwen Qin, Qingbang Meng, Hongfeng Lu // Geofluids. - 2020. -Vol. 2020. - 6934691.

128. Pore-throat structure characteristics and its impact on the porosity and permeability relationship of Carboniferous carbonate reservoirs in eastern edge of Pre-Caspian Basin / Weiqiang LI, Longxin MU, Lun ZHAO, Jianxin LI, Shuqin WANG, Zifei FAN, Dali SHAO, Changhai LI, Fachao SHAN, Wenqi ZHAO, Meng SUN // Petroleum Exploration and Development. - 2020. - Vol. 47. - Iss. 5.

- P. 1027-1041.

129. Porosity and permeability prediction using pore geometry structure method on tight carbonate reservoir / B. S. Mulyanto, O. Dewanto, A. Yuliani, A. Yogi, R. C. Wibowo // Journal of Physics: Conference Series. - 2020. - Vol. 1572.

- 012052.

130. Secondary porosity prediction in complex carbonate reefs using 3D CT scan image analysis and machine learning / Autumn Haagsma, Mackenzie Scharenberg, Laura Keister, Jared Schuetter, Neeraj Gupta // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2021. - Vol. 207. - 109087.

131. Sedimentary diagenesis and pore characteristics for the reservoir evaluation of Domanik formations (Semiluksk and Mendymsk) in the central part of Volga-Ural petroleum province / Yousef Ibrahem, V.P. Morozov, V. Sudakov, I. Idrisov, A.N. Kolchugin // Petroleum Research. - 2022. - Vol. 7. - Iss. 1. -P. 32-46.

132. Sedimentary microfacies analysis of carbonate formation based on FMI and conventional logs: A case study from the ordovician in the Tahe Oilfield, Tarim Basin, China / Hua Fan, Juye Shi, Tailiang Fan, Zhiqian Gao, Yu Gu, Ze Gao, Tonghu Zhang, Yu Li, Bo Li // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2021. - Vol. 203. - 108603.

133. Sharifi, J. Pore type classification using multi-class classifiers: Application in rock physics modelling / J. Sharifi, J. Ghiasi-Freez and S.M. Taheri // Conference Proceedings, 82nd EAGE Annual Conference & Exhibition. - 2021.

- Vol. 2021. - P. 1-5.

134. Shokir, E.M. El-M. Permeability Estimation From Well Log Responses / E.M. El-M. Shokir, A.A. Alsughayer, A. Al-Ateeq // Paper presented

at the Canadian International Petroleum Conference, Calgary, Alberta, 7-9 June 2005.

135. Simonenko, E.P. The possibilities of well logging data methods for studying fracturing / E.P. Simonenko, S.S. Dolgirev, Yu.V. Kirichenko // Georesursy. - 2018. - Vol. 20. - Iss. 3. - P. 267-273.

136. Study of the reliability of the determination of reservoir characteristics of productive formations in the Stretenskoye field using correlation analysis / A. S. Chukhlov, V. I. Galkin, I.N. Ponomareva, V.I. Chernykh // IOP Conference. - 2022. - Vol. 1021(1). - 012049.

137. Study of void space structure and its influence on carbonate reservoir properties: X-ray microtomography, electron microscopy, and well testing / D.A. Martyushev, I.N. Ponomareva, A.S. Chukhlov, S. Davoodi, B.M. Osovetsky, K.P. Kazymov, Y. Yang // Marine and Petroleum Geology. - 2023. -Vol. 151. - 106192.

138. Using Sonic Log to Estimate Porosity and Permeability in Carbonates / F. Silva, C. Beneduzi, G.F. Nassau, T. Rossi // Conference: 16th International Congress of the Brazilian Geophysical Society At: Rio de Janeiro, Brazil, 19-22 August 2019.

139. Yu, B. A fractal permeability model for bi-dispersed porous media / B. Yu, P. Cheng // International Journal of Heat and Mass Transfer. - 2002. -Vol. 45. - Iss.14. - P. 2983-2993.

140. Zakirov, T.R. Study of the pore space heterogeneity effect on the absolute permeability tensors calculated under different boundary conditions and driving forces using a "Computational Rock Physics" technology / T.R. Zakirov, M.G. Khramchenkov // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2022. -Vol. 216. - 110750.

141. Zhong, Z. Application of a new hybrid particle swarm optimization-mixed kernels function-based support vector machine model for reservoir porosity prediction: a case study in Jacksonburg-Stringtown oil field West Virginia USA / Z. Zhong, T.R. Carr // Interpretation. - 2019. - Vol. 7. - Iss. 1. - P. T97-T112.

ПРИЛОЖЕНИЕ

ЛУКОЙЛ

Филиал ООО

* ГНЕРЖДАЮ

Л1|Ч^|ННрФи.|||

-ПсрмН) кип. Чкл

лК1 овне дтши

И 5 V. IЬ ГЛ ГЕ1В, (II( < I П ЛI [ I11 ни 1(11 < > [ ГС {.1 Г. ЦП! IИ Л

Икччщщ! ^ип псмп-криспит гнс.чреиие рмуяьттаи, ган>чвиий Ч)инин Ли 1|н.ч'ч С 1|нп*м1ч к (Анкп Мшшга иахртши их Соккы» ртсиоЛ степсы« каллштл.кыш'ьк'ккх и

ЗиМПЫНЯЯ ДНШ рирЛОЛГЬГШ-ЧЫК И ПрСЫЯ Ш Тйррм 0^4111 I к-^гъ-Кпк!

нра! аПИКОИ- при>]*чсиа к КщЛ^иатныч тиспорш, иъсшпыс пространство НРГирш

пригпнлсш ЖрВНЧМНЯИ. II В1фр*гли41[ воринц, 1р?ШИР1йМ11

ПСиЧ1ГН*кЫЦ и НЙСЖСЛ »1Сфин н ЫЙЛЮвСНЯрННиа

карбон 1ТIIКО.ПСКТОрИ. ввЯрв«МЦ.иЯЯ111и'||11с.1Ьпыч ки.м'кчмкш п«ч1|ч к-юм^сй.

■Е10. л К|-.|[ц'чи;>и ичсц;. ^пмаси?! ро/АпруКЧ^ К> .ЖТРК^К II- ЧгЖ'кЛ, К0И1?НС, П

^НфСШ.. ИаПКЮПМНАдр Нро^кТНрОЫШЫ pa.lpajw.iT*!! мк-юрщи^шл. ПШ.^С.'ИЧШМШР, мимокшслиие ч>л_ки*им Ацфкн Сцшлгкч и рвик.|\ диссортишмнпЯ ЩИ11КЦ1 лу^НИИ лрицн пароли шил kli.~i.ick 1 ■ ■¡^.■и. ]|Щ (МбсНнОСТЫР

яннктав ш^.гк^н.щяив риннкшвЛ)»«) подяодж. В цхда цоделаснш рабоги иэдфич Н&Ы1чк-|МсИи НеМДРНОН с^раш™ к^и к ии^- »1 иднтргии*. н[чч1 искип ниттертретишя члсрилзи* гнфти'нтш и ¡(ирсдшш'тйш ■телашикЙ ^кг-^+.змг.

11|чи-.;г1-к.. к1;и пиIир^с пр^'Зь-'гил.Еынлг пи пц^чiiii.il' л^ч^-чг ■..■м11м,.|1,р||..ч ш, 1С(Ч|1Н.|?|гр^-:|[|1Г .тИНИЧНК^ ирошщкммгн нш:щм Ь ИриЦй^ НЕШПш^цМЦ |ср|г\р--гс|рии% к и и м проекций

Пн).1ЬТа|Ы, |1п.[}-4см11ыс 'I.;. ХДОЩЦ Лп |росн^.'иргмин'с™ л ртика*. 11СН|Цв.............и

яССкдовдиМ, КтН .ь^шкч л]Ч1 чанлр№ гео-тогнчк^ио прталыц нжи н I ШфЯДОШШИЧОТт ■нмс.Ш^ваШЕИ Могших шлс-^сИ,. мршрч'К! 1ми\ к м

сжнкпйпаСтрнннШш удрЛешатыч нмюттарш.

^C■J(L^WI■I1^>C^^:■■ ла;1Ы1СЙ:11« Т1|р<1Ж11ГММ11ИС рвртМКПЬ

1ЮС.Х.1п1яИII* ли 111\ игфIПиШЬиЬ I НЫ.'ЙОЦЦ л."IУК*>Н.'1-11Е:РМ]? +.

Иича.н.нн» тют г^ 10ГИЧК№^-трчси " и

Ч11Ми:и|1П1Ч ¡1

1Е.|Ч;|.|||Ги1»: 0-l-.-lc-.in ПЙШ«1П№№П1 НП|ФНОЦЯ1В »Ы4ИЧ

ПсрШЬНф рссии1и II Кичп

Л,