Компьютерная технология комплексной интерпретации данных геофизического контроля за разработкой нефтегазовых месторождений тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.35, кандидат геолого-минералогических наук Аржиловская, Наталья Георгиевна

• Аржиловская, Наталья Георгиевна
• кандидат геолого-минералогических наук
• 2001

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Компьютерная технология комплексной интерпретации данных геофизического контроля за разработкой нефтегазовых месторождений»

Актуальность темы. Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция является и еще долгое время будет являться основной топливно-энергетической базой России. Уровень добычи нефти и газа предопределяется эффективностью разработки эксплуатируемых месторождений на всех этапах его жизни. Важную роль при этом играет геолого-геофизическая информация и ее использование с целью уточнения и оптимизации схемы разработки месторождения.

Прямым источником промыслово-геофизической информации, позволяющей оптимизировать процессы добычи нефти и газа, являются скважины, фонд которых в настоящее время в Западной Сибири насчитывает сотни тысяч единиц. Исследования скважин геофизическими методами являются обязательными при выходе скважины из бурения и периодическими в процессе жизни скважины. Результаты интерпретации геофизических исследований скважин (ГИС) являются основой для принятия оперативных решений при проведении перфорационных работ, испытании скважины и управлении процессом разработки месторождения, а также при построении постоянно- действующей геолого-технологической модели месторождения и мониторинге его разработки. Современный уровень развития геоинформационных систем способствует стремительному развитию компьютерных технологий для обработки геолого-геофизической информации.

Проблемами разработки методик автоматизированной интерпретации ГИС занимались и продолжают заниматься многие геологи, геофизики, инженеры. Среди них Аксельрод С.М., Афанасьев B.C., Боганик В.Н., Буевич A.C., Валиуллин P.A., Денисов С.Б., Зунделевич С.М., Ингерман В.Г., Ипатов А.И., Кременецкий М.И., Нежданова Е.Г., Поляков Е.Е., Расторгуев В.Н., Ремеев И.С., Сохранов H.H., Тиссен А.П., Чуринова И.М., Фельдман А.Я., Черноглазое В.Н., Шабельникова Т.Г., Швецова JI.E. и другие.

Однако большинство разработанных систем ориентировано на автоматизированное решение задач интерпретации ГИС в скважинах, выходящих из бурения, визуальную интерпретацию и автоматизированную обработку отдельных методов промыслово-геофизического контроля. В настоящее время, когда нефтяные компании формируют Банки Данных геолого-геофизической информации с целью построения моделей залежей, актуальна проблема разработки технологии комплексной интерпретации данных геофизических исследований при контроле за разработкой (ГИС-контроль), учитывающей априорную геолого-промысловую информацию, реализующей обработку совокупности методов. Необходимость автоматизированного рабочего места геофизика-интерпретатора на персональной электронно-вычислительной машине (ПЭВМ), функционирующей в операционной среде WINDOWS, очевидна. Современный уровень развития геоинформатики предопределяет следующий уровень развития автоматизированных систем интерпретации геолого-геофизических данных - развитие компьютерных технологий - комплекса программных средств, реализующих функции хранения, обработки, визуализации данных в определенной организационной структуре для решения конкретной проблемы с использованием выбранного комплекса технических средств.

Цель диссертационной работы - разработка компьютерной технологии комплексной интерпретации промыслово-геофизической информации в процессе контроля за разработкой нефтегазовых месторождений в условиях компьютеризации процессов регистрации, сбора, передачи и интерпретации больших объемов исследований.

Основные задачи исследования: 1. Систематизация постановок и методов решения задач интерпретации данных промыслово-геофизического контроля за разработкой нефтегазовых месторождений.

2. Создание информационного обеспечения автоматизированного определения геолого-промысловых параметров выработки продуктивных пластов нефтегазовых месторождений.

3. Разработка методического, алгоритмического и программного обеспечения интерпретации данных геофизических исследований скважин, позволяющего комплексирование разнотипных методов ГИС-контроль с учетом априорной геолого-промысловой информации и использованием возможностей интерактивно-графической обработки информации.

4. Внедрение в производство компьютерной технологии комплексной интерпретации данных геофизических исследований скважин в процессе контроля за разработкой нефтегазовых месторождений.

Научная новизна проведенных исследований состоит в следующем:

1. Впервые разработана компьютерная технология интерпретации данных геофизических исследований скважин при контроле за разработкой нефтегазовых месторождений, отличительными чертами которой являются: учет широкого спектра априорной геолого-промысловой информации, комплексность интерпретации методов ГИС-контроль, сочетание автоматической и интерактивно-графической обработки информациий.

2. Разработана новая информационная модель промыслово-геофизических исследований скважин при контроле за разработкой нефтегазовых месторождений, в том числе, детальные технологические схемы автономных обрабатывающих комплесов интерпретации данных ГИС-контроль, структуры входных и выходных данных, справочники и классификаторы, инструктивный материал, сценарии и графы обработки данных ГИС-контроль.

3. Разработаны новые алгоритмы и программы автоматизированного выделения границ и снятия отсчетов на несимметричных методах ГИС, оценки качества замеров, автоматизированной совместной обработки разнотипных методов ГИС-контроль, учета априорной геолого-промысловой информации при определении параметров выработки продуктивных пластов нефтегазовых месторождений.

4. Разработаны новые методики автоматизированной интерпретации комплекса ГИС в добывающих и нагнетательных скважинах, автоматизированной оценки технического состояния скважин (методом изотопов, временных замеров), текущего характера насыщения продуктивных пластов и текущей нефте- и газонасыщенности.

Основные защищаемые положения:

1. Созданное алгоритмическое и программное обеспечение интерпретации данных ГИС-контроль обеспечивает комплексирование разнотипных методов ГИС-контроль с учетом априорной геолого-промысловой информации и использованием возможностей интерактивно-графической обработки информации.

2. Разработанная компьютерная технология комплексной интерпретации данных геофизических исследований скважин при контроле за разработкой нефтегазовых месторождений обеспечивает решение большинства задач оперативного и системного промыслово-геофизического контроля за разработкой месторождений, повышает технологичность, качество и глубину обработки промыслово-геофизической информации в условиях проведения больших объемов промыслово-геофизических исследований скважин.

3. Созданная информационная модель промыслово-геофизических исследований скважин при контроле за разработкой повышает достоверность геолого-технологической модели залежи при мониторинге разработки.

Практическая значимость работы заключается в ее непосредственной направленности на решение производственных задач геофизических предприятий. В основу диссертации легли работы по созданию, внедрению и эксплуатации в целом ряде геофизических предприятий Западной Сибири автоматизированной системы интерпретации данных ГИС при контроле за разработкой, в настоящее время получившей название «СИАЛ-ГИС-КОНТРОЛЬ». Разработка, внедрение и эксплуатация технологии производится в условиях активной обратной связи, с учетом приемов ручной интерпретации, богатого опыта Западно-Сибирских геофизиков- интерпретаторов. Автономность и высокая степень модульности обрабатывающих комплексов позволяет настраивать применяемую компьютерную технологию на конкретные геолого-промысловые условия месторождения, технологию его разработки, применяемый комплекс ГИС и решаемый круг задач.

Степень обоснованности полученных результатов. Достоверность результатов интерпретации ГИС-контроль подтверждена в процессе производственных работ на предприятиях Нижневартовскнефтегеофизика, Сургутнефтегеофизика, Ноябрьскнефтегеофизика, Юганскнефтегеофизика, Томскнефтегеофизика и других предприятий при обработке на большой спектр задач большого количества скважин различных категорий. Наиболее широкое внедрение в производственной практике работы получили на предприятии АО Нижневартовскнефтегеофизика, где за период с 1996 - 2001 гг. практически 100% оперативной интерпретации проводилось с использованием компьютерной технологии, элементом которой является система «СИАЛ-ГИС-КОНТРОЛЬ», что ежемесячно (в 2000-2001 гг.) составляет 700-800 исследований. Более 25 тыс. исследований архивного фонда было обработано с целью создания банка данных промыслово-геофизической информации для моделирования и мониторинга разработки месторождений, в первую очередь, крупнейшего в России Самотлорского месторождения.

Личный вклад автора. Основу диссертации составили исследования автора, выполненные в период 1985 -2001 гг. при разработке и внедрении в производство системы автоматизированной интерпретации «СИАЛ-ГИС-КОНТРОЛЬ». Автор является одним из ведущих разработчиков системы. Лично им и при его участии разработаны алгоритмы, формализующие приемы визуальной интерпретации. Автором разработаны графы обработки ГИС-контроль для добывающих и нагнетательных скважин (комплексы EXPLO, FLOW), граф оценки технического состояния скважины (комплекс STATE), граф определения текущего характера насыщения и текущей нефте- и газонасыщенности (комплексы INHAR и GAS). Более 100 алгоритмов и программных блоков системы (что составляет примерно 50 % от общего количества модулей) являются личной разработкой автора.

Апробация работы. Результаты данных исследований отражены в 5 отчетах по опытно-методическим работам и 14 печатных работах по теме диссертации. Фрагменты защищаемой работы докладывались на Международной геофизической конференции и выставке по разведочной геофизике-SEG'92 (Москва, 1992), Межгосударственной научно-технической конференции, посвященной 30-летию Тюменского индустриального института (Тюмень, 1993), 5-ой Международной выставке «Оборудование для нефтяной и газовой промышленности» (Москва, 1994), Международном симпозиуме'96 по ГИС в процессе разработки нефтяных месторождений с заводнением (Китай, Пекин, 1996), Международном Семинаре «Новые технологии в разработке нефтяных и газовых месторождений» (Тюмень, 1996), Международном симпозиуме «Новая геофизическая техника для исследования бурящихся и действующих вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин» (Уфа, 1997), Международной геофизической конференции и выставке SEG'97 (Москва, 1997), Первом учебно-презентационном семинаре ГИС-ассоциации (Москва, 1998), Российско-Китайском симпозиуме по промысловой геофизике (Уфа, 2000), Международной геофизической конференции «300 лет горногеологической службе России» (Санкт-Петербург, 2000) , Всероссийской научной конференции «Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского Мегабассейна» (Тюмень, 2000), Международном Семинаре Европейской Комиссии «Новое в технологии геофизических исследований скважин при контроле за разработкой нефтяных и газовых месторождений» (Тюмень, 2000).

Автор выражает глубокую благодарность своему научному руководителю, профессору Тюменского Государственного Нефтегазового Университета, д.г-м.н. Дорошенко A.A. и научному консультанту, главному геофизику ЗАО «СИАЛ», к.г-м. н. Швецовой JI.E.

Написание данной работы было бы невозможно без участия автора в совместных работах по созданию системы с главным разработчиком-методистом к.г-м.н. Швецовой JI.E. и с соавторами по разработке системы -геофизиками Солянниковым И.В., Скляр Т.Т., Калугиной Н.Т., Черных Н.В., программистами - Игнатенко A.A., Бессоновым А.Е., Дмитриевской E.H. -всем им автор глубоко признателен за совместный многолетний труд. Автор благодарит за консультативную помощь в работе доктора технических наук, профессора Башкирского Государственного Университета - Валиуллина P.A., ведущего геофизика Ремеева И.С. За высокопрофессиональную помощь специалистов-производственников и проявленное терпение при внедрении системы в производство автор благодарит главного геолога ОАО Нижневартовскнефтегеофизика Теленкова В.М.,ведущего геолога Маркову М.Н., геофизиков-интерпретаторов - Денисову Д.В., Харрасову Т.А., Дюмину Г.Н., Шигапову С.Ю., Попову Л.Н., Полыгалову 3.В.,Курбатову A.A., Капкову Г.В., Головатюк Т.П., Башаеву И.И., Усольцеву В.И. и многих других. За выполнение ряда совместных работ автор благодарит коллег из предприятия ЗАО «МикросистемыГео» - Кусембаева С.X., Логинова С.П. Искреннюю признательность за совместную работу в начале трудного пути автоматизации интерпретации ГИС автор выражает бывшим коллегам опытно-методической партии №2 Тюменнефтегеофизики - Ингерману В.Г., Гринбергу Б.С., Маргину Е.А., Тиссену А.П., Бондарю В.Н., Афанасьеву И.В., Пенкиной Г.И., Богдановой Н.Д., Романенко Н.В. Автор благодарит за поддержку работы в период «смутного перестроечного времени» Генерального Директора ОАО Тюменнефтегеофизика Курьянова Ю.А., за помощь в организации работ по разработке и внедрению системы в производство Генерального Директора ЗАО

СИАЛ» Ошибкова Е.В. и всех его сотрудников. Всем, кто оказал содействие в выполнении данной работы, автор искренне благодарен.

Диссертация состоит из введения, 6 глав и заключения с общим объемом текста 181 страницу, в том числе 17 таблиц, содержит 41 рисунок, приложение (на 13 страницах) и список литературы из 131 наименования.

Заключение диссертации по теме «Геоинформатика», Аржиловская, Наталья Георгиевна

Выводы по главам 4 и 5

1. Разработана методика автоматизированного определения геолого-промысловых параметров по данным ГИС-контроль, позволяющая оределять:

• общий расход жидкости в нагнетательной скважине;

• положение работающих интервалов фильтра, профиль и состав притока в добывающих скважинах и профиль приемистости в нагнетательных скважинах;

• забойное давление и максимальную депрессию/репрессию на каждый пласт по серии замеров барометрии;

• состав флюида в колонне по комплексу методов «состава» с привлечением априорных геолого-промысловых данных;

• параметры выработки продуктивных пластов (коэффициент охвата выработкой/заводнением, коэффициент работающей толщины);

2. Для оценки технического состояния скважины разработана методика автоматизированного определения аномалий по повторным замерам ГК/НКТ, нашедшая широкое применение с целью выявления интервалов радиогеохимических аномалий, перетоков газа, интервалов негерметичности колонны.

3. Разработана методика автоматизированного определения гидродинамических параметров продуктивных пластов по кривым восстановления уровней и давления, позволяющая определять:

• пластовое давление;

• коэффициент продуктивности/приемистости скважины;

• коэффициент гидропроводности, пьезопроводности, проницаемости, гидродинамического совершенства скважины, величину скин-эффекта;

4. Разработана методика автоматизированного определения текущего характера насыщения и количественного определения текущей нефте- и газонасыщенности методами ИННК и временных замеров НКТ.

5.Комплексная (или геолого-промысловая) интерпретация данных ГИС-контроль с применением компьютерной технологии является обязательным этапом обработки и предусматривает следующее:

• организацию обработки, анализа, и выходной информации в рамках стратиграфических границ пластов - объектов разработки;

• автоматическое распространение данных о работающих и заводненных интервалах «фильтра» на интервалы коллекторов (пропластки) в действующих скважинах с учетом утвержденных методических приемов распространения такой информации»

• автоматическое определение суммарных работающих и обводненных толщин коллекторов в пределах пластов для действующих и контрольных скважин;

• автоматическое определение по результатам обработки пропластков (в том числе интерактивной) текущих параметров выработки пластов: коэффициентов охвата выработкой и заводнением по мощности как для перфорированных* так и для неперфорированных пластов;

• определение средневзвешенных по мощности значений определяемых параметров и характеристик, а также обобщенных параметров выработки пластов в комплексах с количественной оценкой текущей нефте- и газонасыщенности, (например, коэффициентов текущей нефтеотдачи и вытеснения при количественной оценке текущего Кн);

• определение коэффициентов продуктивности и приемистости пластов, гидродинамических характеристик, пластового давления;

• учет положения начального ВНК при определении коэффициентов охвата выработкой и заводнением, приведении пластовых давлений к единым условиям;

• учет положения начальных и определяемых текущих положений ВНК и ГНК пластов в выходной информации;

• учет геолого-промысловой информации о пластах (через справочники априорных начальных геолого-промысловых данных);

6. Примеры использования результатов интерпретации данных ГИС-контроль при мониторинге разработки месторождения

6.1. Использование параметров выработки продуктивных пластов при анализе состояния разработки нефтяных залежей

В ОАО «Нижневартовскнефтегеофизика» создана система площадного контроля разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений на основе анализа геологической, гидродинамической и промыслово-геофизической информации /99/. В рамках этой системы проводится сопоставление первоначальных (прогнозных) и фактических данных на основании анализа результатов ГИС-контроль и состояния разработки, устанавливаются закономерности распределения текущих и остаточных запасов нефти в первоначальном объеме залежи, выделяются невыработанные зоны и целики нефти, даются рекомендации по оптимизации разработки с целью повышения нефтеотдачи.

Примером такого площадного контроля является анализ выработки участка Самотлорского месторождения по пласту АВ2-3 /130 / по результатам интерпретации данных ГИС-контроль. В пределах выбранного участка пласт представлен двумя типами строения: монолитом и тонким чередованием. Зоны развития монолитов на участке преобладают и составляют 80% от площади участка. Карта охвата пласта выработкой (рис. 38) подтверждает первоначальный прогноз выработки залежи. Из рисунка 38 видно, что монолитная часть пласта по площади блока вырабатывается неравномерно.

Из-за разновременного ввода под закачку нагнетательных скважин, отсутствия в достаточной степени дополнительного воздействия через очаговые скважины процесс вытеснения нефти по площади происходит неравномерно. Полное вытеснение нефти водой по толщине пласта происходит по линии I добывающего ряда со стороны линии нагнетания. Между I и II добывающими рядами и в стягивающем ряду нефтенасыщенной остается кровельная часть монолита. Величина нефтенасыщенной мощности изменяется от 1 до 6м.

В результате статистической обработки данных электрометрии пробуренных скважин по пласту АВ2-3 были построены дифференциальные кривые распределения песчанистости и проницаемости в вертикальном разрезе скважин. Сравнительный анализ данных кривых позволил установить закономерности изменения песчанистости и проницаемости по толщине пласта и прогнозировать характер выработки пласта в вертикальном разрезе. Кровля и подошва пласта малопродуктивны (песчаной фракции до 50%, проницаемость до 200 мД), будут отставать в выработке и вырабатываться послойно. Средняя высокопродуктивная зона пласта (содержание песчаников > 80%, проницаемость до 800 мД) будет вырабатываться в опережающем режиме. Таким образом, характер изменения фильтрационно-емкостных свойств пласта по вертикали указывает на его неоднородность и неравномерность выработки, что и подтверждается данными фактической выработки по данным ГИС-контроль (исследования по оценке текущей нефтенасыщенности, профилей притока и приемистости). Распределение работающих толщин пласта в добывающих скважинах указывает, что наиболее полно вырабатывется высокопродуктивная зона (более чем в 70% исследованных скважин). Кровля пласта в работе участвует не более чем в 35% скважин. Опережающее обводнение отмечается по подошвенной части монолита во всех исследованных скважинах. Основной объем воды уходит в высокопродуктивную зону. Распределение интервалов обводнения показывает, что пласт промывается пресной закачиваемой водой по подошве и высокопродуктивной зоне, вытесняя фронт минерализованной воды. Нефтенасыщенные интервалы отмечаются только в кровельной части пласта.

На рис. 39 приведен профиль выработки пласта АВ2-3 Самотлорского месторождения по линии скважин 2998-3252-3431-3609-3708. Этот участок зоны развития монолита наиболее выработан в пределах блока. Со стороны нагнетательных скважин 2998 и 3252 пласт обводнен по всей толщине до линии второго добывающего ряда (скв. 14722). Со стороны нагнетательной скважины 3708 пласт монолит обводнен полностью до линии первого добывающего ряда. Нефтенасыщенной остается кровля пласта монолита в скважинах 4915, 3431,3523,14737. Центральная часть монолита в скважине 3431 работает нефтью с водой. Коллектора нижней пачки перфорированы, испытывают воздействие закачки со стороны нагнетательных скважин 14722,14738 и 3708, обводнены и вырабатываются. Коэффициент охвата пласта заводнением по скважинам 4915 и 3523 составляет 0.84 и 0.86. На профиле выработки пласта АВ2-3 Самотлорского месторождения по линии скважин 2997-31431-1282131451-3341-34714-6332-6347-3522-6360-3608-12885-3707 пласт АВ2-3 Самотлорского месторождения представлен единым монолитным пластом. В скважинах 31431,12821,31451,3341,34714,3522 вскрыта перфорацией и вырабатывается нижняя пачка. Нижняя пачка со стороны нагнетательной скважины 2997 не испытывает влияния закачки. Отдельные расчлененные линзы под монолитом не перфорированы, не имеют связи с закачкой и не вырабатываются. Пласт монолит по линии первых добывающих рядов обводнен по всей толщине (12821,12885,3608). нефтью с водой. По данным электрометрии этот пропласток неколлектор. К стягивающему ряду кровля пласта монолита отстает в выработке из-за своей расчлененности и остается нефтенасыщенной в скважинах 3341,6332,6347,3522 и 6360. Коэффициент охвата пласта заводнением по скважинам 6332 , 6360 составляет 0.83 и 0.82.

На профиле выработки пласта АВ2-3 Самотлорского месторождения по линии скважин 2995-3250-12840-3477-3521-3607-3704 показан характер выработки пласта в северной части блока. Процессы вытеснения нефти в пределах профиля контролируются особенностями геологического строения пласта в скважинах 12819,12840 и 3607. Из-за отсутствия достаточного воздействия закачки со стороны нагнетательных скважин 3704 и 3340 (нет на профиле) кровля монолита в скважинах 3477,3521,31449 и расчлененная на пропластки кровельная часть пласта в скважинах 12839, 12840 остается нефтенасыщенной. В нагнетательной скважине 3250 закачиваемую воду не принимает песчаный пропласток в кровле пласта, отделенный глинистой перемычкой. Нефтегазонасыщенной осталась мощность 1м в кровле пласта по скважине 14720. Коэффициент охвата пласта заводнением по скважинам составили: 3477 - 0.53, 3521 - 0.58, 6346 - 0.63 и 6359 - 0.58. Отдельные песчаные линзы разреза под монолитом перфорированы, нефтенасыщены, не вырабатываются.

Все полученные на дату анализа фактические данные позволяют судить, что монолитная часть пласта АВ2-3 находится в последней стадии разработки. В целом процесс выработки не противоречит прогнозу. По зоне тонкого чередования необходимы мероприятия по вовлечению в разработку низкопродуктивных коллекторов.

Таким образом, приведенные выше примеры анализа выработки участка пласта по площади и по профилю выработки пласта иллюстрирует возможность использования параметров выработки продуктивных пластов, полученных в результате использования компьютерной технологии комплексной интерпретации данных ГИС-контроль.

Методика площадного контроля разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений опробована на Самотлорском, Верхне-Коликеганском и других месторождениях.

6.2. Использование результатов интерпретации данных ИННК для определения текущей нефтенасыщенности

Другим примером использования результатов компьютерной технологии комплексной интерпретации данных ГИС-контроль с целью построения объмной модели нефтенасыщения и принятия мер по увеличения нефтеотдачи скважины является использование результатов ГИС по определению текущей нефтенасыщенности. На рис. 40 приведены результаты специальных исследований методом ИННК с закачкой растворов разной минерализации с целью определения текущих количественных параметров пласта. Пласт ЮВ 1(2-3) на глубине 2500-2516 м первоначально (на 02.1991 г.) нефтенасыщен. Скважина перфорирована в интервале 2506-2510 м. За 8 лет эксплуатации текущий ВНК поднялся до кровли интервала перфорации на глубину 2506 м. На 02.1999 г. скважина полностью обводнена. Проведенные иследования позволяют установить коэффициент текущей нефтенасыщенности в интервале перфорации порядка 10-20%, то есть пласт в интервале перфорации промыт полностью и коэффициент текущей нефтенасыщенности (Кнтек) достиг значения коэффициента остаточной нефтенасыщенности (Кно). Выше интервала перфорации, в неперфорированной кровле пласта Кнтек=40-60%. Для извлечения нефти из кровли пласта требуются дополнительные мероприятия - установка цементного моста на глубине 2504-2505 и повторная перфорация пласта в интервале 2500-2504 м.

6.3. Использование результатов определения текущей газонасыщенности для анализа изменения характера насыщения коллекторов и оценки запасов нефти, переместившейся в газовую часть залежи

В течение всего срока разработки пластов АС4.8 подразделениями НГДУ «Фёдоровскнефть» проводится комплекс ГИС по контролю за разработкой, в том числе и по определению газонасыщенности. Количественное определение коэффициента текущей газонасыщенности производится в системе «СИАЛ-ГИС-КОНТРОЛЬ» специалистами Сургутнефтегеофизика.

Наиболее интенсивно исследования на газонасыщенность проводились в 1991-92 г.г. (119 и 80 скважин, соответственно) и в 1998 г. (85 скважин), и менее интенсивно - в 1993- 1997г.г. Всего исследовано к 2000 г. с целью определения газонасыщенности более 900 скважин.

Рассмотрены закономерности /131/ распределения толщин, замещения газа жидкими флюидами, а затем оценены объёмы нефти, переместившейся в газовую шапку.

Максимальные толщины, замещенные жидкими флюидами, наблюдаются вдоль длинной оси складки по линии скважин 4002-4023-4053-4241-4204-41724117 (рис. 41). Небольшие зоны отсутствия замещения расположены в краевой части участка с запада и с востока (район скважин 759, 728, 4083-4093, 40904091-4095). Далее видно, что на северо-запад от оси складки вначале толщины резко падают от 35 до 15 м, а далее выделяется большой участок с толщинами 5-15 м (район скв. 4155-4177-4199-4064-4066-935). Это объясняется тем, что начальный уровень ГНК здесь совпадает с кровлей пласта АС5.6, который отделен надежной перемычкой от пласта АС4, через которую жидкие флюиды не проходят.

На участке ОПР-3 (опытно-промышленной разработки) максимальный подъем ГНК так же, как и на ОПР-1,2, связан с зоной максимальных значений начальных газонасыщенных толщин по линии скважин 4117-4172-4204. Точно так же, как на севере, участок нулевого подъема ГНК связан с краевыми участками на западе и на востоке, где начальный ГНК совпадает с кровлей пласта АС5.6, отделенного от АС4 надежной перемычкой.

Анализ данных ГИС-контроль показывает, что замещение газовой части происходит за счет нагнетаемой воды и нефти. Причем нагнетаемая вода продвигается вверх по разрезу иногда выше, чем нефть, отделяя газ от нефти, иногда - ниже, но чаще фиксируется нефте-газо-водонасыщенные интервалы. Учитывая, что исходный газонасыщенный объём пластов АС4.8 намного больше объёма нефтяной подушки, то даже при 25% насыщения его за счёт перетекающей снизу нефти, потери нефти будут очень большими.

На ОПР-1 в большей части скважин нефть в газовой шапке не зафиксирована. Это конечно связано с тем, что газ замещён здесь нагнетаемой в газовую шапку водой. Нагнетаемая на ОПР-1 вода проникла и на участки, значительно удалённые от ОПР-1. При этом характер продвижения её по площади оказался разным в различных направлениях. Так на восток от ОПР-1 закачиваемая вода продвигалась двумя узкими полосами (струями), одна из которых ориентирована на юго-восток в направлении скважин 4281, 4277, 4254, а другая - на северо-восток к скважинам 4007,2569. На запад же от ОПР-1 вода, можно сказать, «разлилась» широкой полосой, заполнив всё западное крыло пласта (за исключением окрестности единственной скважины 4066) к скважинам 4097, 4199, 4203. Возможно, она добралась и до южной части ОПР-3 (район скважин 4117, 4150, 4152), однако, это требует дополнительных данных, ибо здесь очень мало исследованных скважин, да и по тем имеются только замеры ранних лет (1995год для скважин 4150 и 4152). Такое неодинаковое поведение воды (струйное - в одном направлении и широкий разлив - в другом) при проникновении в удалённые от ОПР-1 зоны объясняется особенностями структурного плана залежи, а именно, на восток от ОПР-1 пласт поднимается, а на запад опускается вплоть до образования плато. Естественно, воде труднее двигаться вверх по пласту, поэтому она должна была выбрать путь с наименьшим фильтрационным сопротивлением по наиболее проницаемым пропласткам, а ширина его должна быть минимальной, которая позволяет сбросить давление нагнетания. В западном направлении движение воды осуществляется вниз по структуре, поэтому не возникает никаких дополнительных сопротивлений, а, наоборот, в работу вступают силы гравитации, способствуя более широкому охвату заводнением газовой шапки.

Итак, легко видеть, что нефть появилась, в основном, в зонах максимального подъёма структуры, что ещё раз подтверждает правомерность предположения о преимущественно латеральном перемещении нефти в газовую шапку.

Для оценки объемов нефти, уже ушедшей в газовую часть залежи, построена карта эффективных толщин подъема нефти в газонасыщенную часть пласта АС^ (рис. 41). Наибольший подъем нефти ориентирован полосой с юга на север (линия скв. 4183-4250-4015). В среднем толщина составляет 10-15 м. Максимальный подъем произошел вблизи ОПР-1(скв. 4015-4033-4017), где эффективные толщины замещения газа нефтью достигают 25 м. Небольшие зоны повышенных эффективных толщин замещения наблюдаются на западе (р-н скв. 1097-4199-4283), на северо-западе (скв. 4086, 4066,935) и на юге (р-н скв. 4114-4303-2471-4142). В этих зонах подъем нефти произошел на 5-7 м. Отсутствие продвижения нефти в газонасыщенную часть отмечается в краевой части на юго-западе, юго-востоке и на северо-востоке. В соответствии со структурным планом нефть появилась в зоне максимального подъема структуры. Её западное крыло пологое, поэтому продвижения нефти вверх не произошло, что можно объяснить латеральным, а не вертикальным перемещением нефти в газонасыщенную часть.

76*001 4( 4^29* * 4030

4187

Условные обозначения:

Толщины, м участок ОПР-1 номер скважины

Рис. 41. Карта эффективных толщин подъема нефти в газонасыщенную часть пласта АС4-8 (Масштаб 1:500)

Вычисление объемов, занятых нефтью по карте эффективных толщин замещения, показало, что 39% первоначально газонасыщенного объема является уже нефтенасыщенным. Если нефтенасыщенность в газовой части считать по минимуму, т.е. равной 0,25, то объемы нефти, переместившейся в газонасыщенную часть, составит 11% от запасов нефтяной подушки. По данным СургутНИПИнефть, нефтенасыщенность замещенной зоны составляет 0,35, тогда объем ушедшей нефти составляет 20% от начальных запасов нефтяной подушки. Из этого следует, что нельзя оставлять эти объемы без внимания и необходимо проводить мероприятия по их извлечению.

Для предотвращения потерь нефти за счет перемещения ее в газовую часть необходимо проводить следующие геолого-технологические мероприятия.

Во-первых, необходимо ограничить переток нефти в газовую часть, используя барьерное заводнение, как это сделано в блоке ОПР-1. При этом, учитывая механизм преимущественно латерального перемещения нефти, закачку воды в газовую часть необходимо осуществлять на наиболее высоких отметках структуры.

Во-вторых, необходимо провести дополнительную перфорацию интервалов пласта, куда переместилась нефть из нефтяной подушки.

6.4. Использование результатов интерпретации данных ГИС-контроль в компьютерных технологиях площадного контроля разработки нефтегазовых месторождений

На основе комплексного использования геологической, геофизической, гидродинамической и геолого-промысловой информации проводится анализ состояния разработки месторождений с целью поиска невыработанных запасов, выделения не вовлеченных в разработку интервалов продуктивных пластов и даются рекомендации по регулированию процесса разработки. При наличии сформированных по месторождениям Банков Данных, содержащих полную геологическую, геофизическую и геолого-промысловую информацию в динамике всей жизни месторождения, возможна реализация автоматизированных методик геолого-промыслового мониторинга разработки месторождения. Примером такой методики является методика определения текущего насыщения нефтяных пластов с применением программного комплекса «Динамическая визуализация», приложение БУ-ГИС-контроль (автор Серкова М.Х.) / 86/. Методика площадного контроля разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений с использованием данных автоматизированной интерпретации ГИС-контроль опробована на Самотлорском месторождении.

В процессе использования компьютерной технологии были разработаны отдельные интерфейсы для формирования обменных файлов принятого стандарта из системы "СИАЛ-ГИС-КОНТРОЛЬ" в формат обменных файлов ЗБЕБ для загрузки в системы БАСПРО, в формат обменных файлов Банка Данных ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» (для первого варианта формата).

Таким образом, результаты компьютерной технологии являются информационной основой для построения геолого-технологической модели залежи, повышают ее достоверность, обеспечивают информационную основу для оптимизации процессов разработки месторождений.

Заключение

В результате проведенных исследований получены следующие результаты и выводы:

1. Разработана компьютерная технология комплексной интерпретации ГИС-контроль на ПЭВМ, использующая априорную геолого-промысловую информацию и позволяющая определять с целью дальнейшего использования при мониторинге разработки месторождений широкий спектр геолого-промысловых параметров продуктивных пластов, таких как:

• работающие интервалы фильтра для каждого пласта;

• дебит/расход по интервалам фильтра, по коллекторам, интервалам перфорации, по каждому пласту и в целом по скважине;

• состав флюида в скважине и характер притока;

• коэффициенты работающих толщин фильтра пластов;

• коэффициенты охвата пластов выработкой и заводнением;

• текущие термобарические характеристики;

• гидродинамические характеристики (коэффициенты продуктивности, приемистости, пьезопроводности, проницаемости, гидропроводности, скин-фактор);

• текущий характер насыщения;

• коэффициенты текущей нефте- и газонасыщенности;

• наличие интервалов перетоков, заколонной циркуляции, источников обводнения.

2. Разработано информационное обеспечение компьютерной технологии комплексной интерпретации данных ГИС-контроль, основными элементами которого являются:

• детальные технологические схемы обрабатывающих комплексов;

• структуры данных;

• справочники и классификаторы для системы обработки;

• инструктивный материал;

3. Разработано методическое и программно-алгоритмическое обеспечение автоматизированной интерпретации данных ГИС-контроль, включающее программы и графы автоматической и интерактивно-графической обработки данных ГИС-контроль.

4. Впервые формализованы процедуры выделения границ и снятия отсчетов на несимметричных методах ГИС, комплексирования разнотипных методов ГИС-контроль, оценки качества, введения поправок, учета априорной геолого-промысловой информации, интерактивно-графической обработки данных ГИС-контроль.

5. Созданная информационная модель промыслово-геофизических исследований скважин при контроле за разработкой обеспечивает передачу результатов компьютерной технологии в автоматизированные системы площадного и объемного моделирования, повышает достоверность геолого-технологической модели залежи при мониторинге разработки нефтегазовых месторождений.

6. Разработанная компьютерная технология комплексной интерпретации данных ГИС-контроль повышает технологичность, качество и глубину обработки промыслово-геофизических данных и позволяет проводить поэтапную и многовариантную обработку данных на ПЭВМ с привлечением опыта и квалификации интерпретатора.

7. Разработанная компьютерная технология комплексной интерпретации данных ГИС-контроль опробована на предприятиях Западной Сибири и внедрена в производство.

Список литературы диссертационного исследования кандидат геолого-минералогических наук Аржиловская, Наталья Георгиевна, 2001 год

1. Абрикосов И.Х., Гутман И.С. Нефтепромысловая геология. М., «Недра», 1970

2. Акулыиин А.И. Прогнозирование разработки нефтяных месторождений. М., «Недра», 1988 , 239 с.

3. Алгоритмы автоматизированной обработки скважинных термограмм на ЭВМ в диалоговом режиме. Методические указания. Уфа, Башгосуниверситет, 1989, 50 с.

4. Альбом палеток и номограмм для интерпретации промыслово-геофизических данных. М., «Недра», 1984 , 200 с.

5. Андреев О.Ф., Басниев К.С., Берман Л.Б. Особенности разведки и разработки газовых месторождений Западной Сибири. М., «Недра», 1984

6. Аржиловская Н.Г., Швецова JI.E. Описание программы введения поправки за изменение диаметра колонны в показания расходомера (DIAMETR). Отчет ОМП-2 ПО Тюменнефтегеофизика, т.П, приложение, книга 6, Тюмень, 1988

7. Аржиловская Н.Г.,Скляр Т.Т.,Швецова JI.E. Количественная обработка непрерывной расходометрии в нагнетательной скважине (процедура RASHOD). Отчет ОМП-2 ПО Тюменнефтегеофизика, т.П, приложение, книга 9, Тюмень, 1988

8. Аржиловская Н.Г. Определение расхода жидкости в нагнетательной скважине методом непрерывной расходометрии. Отчет ОМП-2 ПО Тюменнефтегеофизика, т.П, приложение, книга 7, Тюмень, 1988

9. Аржиловская Н.Г., Швецова JI.E. Определение интервалов охлаждения по данным термометрии в остановленной нагнетательной скважине (Программа WARM). Отчет ОМП-2 ПО Тюменнефтегеофизика, т.П, приложение, книга 11, Тюмень, 1988

10. Аржиловская Н.Г., Швецова JI.E. Определение подошвы интервала поглощения по данным термометрии в режиме нагнетания (Программа TERM). Отчет ОМП-2 ПО Тюменнефтегеофизика, т.П, приложение, книга 12, Тюмень, 1988

11. П.Басин Я.Н., Блюменцев A.M. Принципы и методология применения геофизических исследований скважин для контроля за разработкой нефтегазовых месторождений. «Каротажник» № 56. Тверь, 1999

12. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.Н. Подземная гидромеханика. М., «Недра», 1993 ,416 с.

13. Берман Л.Б., Нейман B.C. Исследование газовых месторождений и подземных хранилищ газа методами промысловой геофизики. М., «Недра», 1972

14. Боганик В.Н. Методы оперативного обобщения промыслово-геофизической информации. М., «Недра», 1983

15. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. М., «Недра», 1973

16. Буевич A.C. Рекомендации по методике геофизического сопровождения аппаратурой АМТ-36 испытаний нефтеразведочных скважин в колонне и интерпретации полученных данных. Калинин, ВНИГИК, 1988

17. Буевич A.C. Комплексный подход к решению вопросов повышения качества геофизических исследований эксплуатационных скважин(ГИЭС). «Каротажник» №35. Тверь, 1997

18. Валиуллин P.A., Рамазанов А.Ш. Термические исследования при компрессорном освоении нефтяных скважин. Уфа, Башгосуниверситет, 1992

19. Вороновский В.Р., Максимов М.М. Система обработки информации при разработке нефтяных месторождений. М., «Недра», 1975, 231 с.

20. Вендельштейн Б.Ю., Резванов P.A. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов (при подсчете запасов и проектировании разработки месторождений). М., «Недра», 1978

21. Венделыптейн Б.Ю., Золоева Г.М., Царева Н.В. Геофизические методы изучения подсчетных параметров при определении запасов нефти и газа. М., «Недра», 1985, 248с.

22. Временная методическая инструкция по применению непрерывной расходометрии скважин. Нижневартовск, трест Спецнефтегеофизика, 1986

23. Гавура В.Е. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений. М., ВНИИОЭНГ, 1995

24. Геология нефти и газа Западной Сибири. Конторович А.Э., Нестеров И.И., Салманов Ф.К. и др. М., «Недра», 1975

25. Геофизические методы исследования скважин. Справочник геофизика. Под редакцией Запорожца В.М. М., «Недра», 1983

26. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта. М., «Недра», 1971, 309 с.

27. Дворецкий В.Г., Труфанов В.В. Временное методическое руководство по применению индукционной резистивиметрии для исследования действующих нефтяных скважин в комплексе с другими геофизическими методами. Уфа, 1975 , 86 с.

28. Дементьев Л.Ф., Жданов М.А., Кирсанов A.M. Применение математической статистики в нефтегазопромысловой геологии. М., «Недра», 1977

29. Дементьев Л.Ф. Математические методы и ЭВМ в нефтегазовой геологии. М., «Недра», 1983

30. Дияшев Р.Н. Совместная разработка нефтяных пластов. М., «Недра», 1984

31. Дьяконова Т.Ф. Применение ЭВМ при интерпретации данных геофизических исследований скважин. М., «Недра», 1991

32. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. М., «Недра», 1986

33. Жувагин И.Г., Комаров С.Г., Черный В.Б. Скважинный термокондуктивный дебитомер СТД. М., «Недра», 197334.3авьялец А.Н., Кусембаев С.Х. О некоторых вопросах внедрения компьютеризированных каротажных станций. «Каротажник» № 32. Тверь, 1997

34. Иванова М.М. Динамика добычи нефти. М., «Недра», 1976

35. Иванова М.М.,Дементьев Л.Ф., Чоловский И.П. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа. М.,«Недра», 1985

36. Иктисанов В.А., Дияшев Р.Н. Обработка кривых восстановления давления с учетом притока путем использования численных методов. «Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений» № 6. М., ОАО ВНИИОЭНГ, 1999 , с.31-35

37. Ингерман В.Г. Автоматизированная интерпретация результатов геофизических исследований скважин. М., «Недра», 1981,223 с.

38. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. М., «Недра», 1982, 448с.

39. Интерпретация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин: Справочник. Под редакцией Добрынина В.М. М., « Недра», 1988,476с.

40. Ипатов А.И., Лопатин А.Ю. Возможности ГИС при контроле за эксплуатацией горизонтальных скважин. «Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений» №6. М., ОАО ВНИИОЭНГ, 1999, с.31-35

41. Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Объединенный текстовый формат передачи и идентификации входных и выходных параметров ГИС-контроля (принципы создания и функционирования). «Каротажник» № 58, Тверь, 1999, с.23-31.

42. Ипатов А.И., Кременецкий М.И., Марьенко H.H. Компьютерные технологии количественной интерпретации результатов ГИС-контроля пластов и скважин с многофазной продукцией. «Каротажник» № 64, Тверь, 1999 , с.43-46.

43. Итенберг С.С. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. М., «Недра», 1972 ,312 с.

44. Итенберг С.С., Дахкильгов Т.Д. Геофизические исследования в скважинах, М., «Недра», 1982 , 350 с.

45. Итенберг С.С., Шнурман С.С. Интерпретация результатов каротажа сложных коллекторов. М., «Недра», 1984 , 312 с.

46. Линник Ю.В. Метод наименьших квадратов и основы теории обработки наблюдений. М., «Физматгиз», 1962,350 с.

47. Лиховол Г.Д., Шевелев П.В., Саулей В.И. Методическое руководство по исследованию малодебитных скважин (до 40 мЗ/сут) нефонтанирующих скважин, возбуждаемых компрессором. Нижневартовск, 1982

48. Каменецкий С.Г., Кузьмин В.М., Степанов В.П. Нефтепромысловые исследования пластов. М., «Недра», 1974

49. Ковальчук Ю.А., Григорьев С.И., Мосунов Ю.А. «Регламент определения коэффициента газонасыщенности по нейтрон-нейтронному методу тепловых нейтронов для условий Самотлорского месторождения. Тюмень, СибНИИНП, 1987, 17 с.

50. Коноплев Ю.В., Кузнецов Г.С., Леонтьев Е.И. Геофизические методы контроля разработки нефтяных месторождений. М., «Недра», 1985

51. Коноплев Ю.В., Кузнецов Г.С., Леонтьев Е.И., Моисеев В.Н., Швецова JI.E. Геофизические методы контроля разработки нефтяных месторождений. М., «Недра», 1986

52. Коршиков С.Н. Интегрированная программная среда ОНИКС для регистрации и обработки данных геофизических исследований эксплуатационных скважин. «Каротажник» № 36. Тверь , 1997

53. Кошляк В.А., Феонов А.И., Козляр В.Ф. и др. Изучение геофизическими методами нефтяных месторождений на поздней стадии разработки. М., «Недра», 1983, 133 с.

54. Кошляк В.А.,Султанов Т.А. Изучение нефтеотдачи пластов методами промысловой геофизики. М., «Недра», 1986, 193 с.

55. Кузнецов Г.С., Леонтьев Е.И., Резванов P.A. Геофизические методы контроля разработки нефтяных и газовых месторождений. Учебник для вузов. М., «Недра», 1991, 223 с.

56. Латышова М.Г., Венделыптейн Б.Ю., Тузов В.П. Обработка и интерпретация материалов геофизических исследований скважин. М., «Недра», 1990

57. Леонтьев Е.И., Дорогиницкая Л.М., Кузнецов Г.С. Изучение коллекторов нефти и газа Западной Сибири геофизическими методами. М., «Недра», 1974

58. Максимов М.И. Геологические основы разработки нефтяных месторождений. М., «Недра», 1975

59. Математические методы в газонефтяной геологии и геофизике. Элланский М.М., Холин А.И., Зверев Г.Н. и др., М., «Недра", 1972

60. Методика количественного определения коэффициента газонасыщенности нефтегазовых пластов в процессе их разработки. Отчет ОМП-9. Запсибнефтегеофизика. Отв. исп. Григорьев С.И. Нижневартовск, 1983

61. Методическое руководство по гидродинамическим, промыслово-геофизическим и физико-химическим методам контроля разработки нефтяных месторождений. РД-39-100-91. М., ВНИИ, 1991

62. Методическое руководство по проведению и обработке данных повторного радиоактивного каротажа нефтяных и газовых скважин. Басин Я.Н., Махмутов С.М. и др. М., ВНИИЯГГ, 1982

63. Методические рекомендации по исследованию нефтяных скважин импульсным нейтронным каротажом с закачкой меченого вещества. ВНИИгеоинформсистем. М., 1987, 88 с.

64. Методические рекомендации по проведению исследований и интерпретации данных нейтронного каротажа с серийной аппаратурой PK. Комплект палеток. М., ВНИИЯГГ, 1979,54 с.

65. Методическое руководство по проведению измерений аппаратурой РКС-ЗМ и интерпретации полученных результатов (часть 1). Семенов Е.В., Кармазин В.А., Зверев C.B. Тюмень, 1987, 38 с.

66. Моисеев В.Н. Применение геофизических методов в процессе эксплуатации скважин. М., «Недра», 1990

67. Нестеров И.И., Салманов Ф.К., Шпильман К.А. Нефтяные и газовые месторождения Западной Сибири. М., «Недра», 1971

68. Нефедова Н.И., Пих H.A. Определение нефтегазонасыщения терригенных коллекторов. М., «Недра», 1989 г.

69. Обработка и интерпретация данных промысловых геофизических исследований на ЭВМ. Справочник. Под редакцией Сохранова H.H. М., «Недра», 1989

70. Повышение эффективности термических исследований на месторождениях Западной Сибири. Филиппов А.И., Щелчкова Т.Г., Сорокань В.Ю., Зайцев Ю.И. идр.: Отчет по х/д теме N 21-87. Башгосуниверситет. Уфа. - Упр. Запсибнефтегеофизика. - Тюмень, 1987

71. Правила геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах. Министерство природных ресурсов Российской Федерации. Министерство топлива и энергетики Российской Федерации. М., 1999

72. Подземная гидравлика. Басниев К.С. и др. М., «Недра», 1986, 303с.

73. Разработка методики площадной интерпретации ГИС на основе использования современных математических методов и ЭВМ. Отчет ОМП N 4 управления "Запсибнефтегеофизика" (отв. исп. Шевелев П.В.). Тюмень, 1987

74. Регламент по созданию постоянно действующих геолог-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153-39.0-047-00. Министерство топлива и энергетики Российской Федерации. М., 2000

75. Резванов P.A. Оценка коэффициента газонасыщения пластов нейтронными методами с использованием палеток определения пористости. «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений» вып.1. М., ВНИИЭГАЗПРОМ, 1974 , с. 11 -20

76. Резванов P.A. Радиоактивные и другие неэлектрические методы исследования скважин. М., «Недра», 1982

77. Резванов P.A., Закиров С.Н. Геофизические исследования скважин и информационное обеспечение проектов разработки месторождений углеводородов. «Нефтяное хозяйство» № 12. 1998

78. Руководство по применению промыслово-геофизических методов контроля за разработкой месторождений. М., «Недра», 1978, 253 с.

79. Руководство по применению потокометрических скважинных измерений при послойном определении характеристик эксплуатируемрго разреза для контроля разработки нефтяных месторождений. РД39-1-73-78. М., ОНТИ ВНИИ, 1978,113 с.

80. Руководство по применению геолого-геофизических, гидродинамических и физико-химических методов для контроля разработки нефтяных месторождений. РД39-4-699-82. М., ВНИИ, 1982

81. Серкова М.Х., Иванкович Е.В. Оценка текущего насыщения нефтяных пластов с применением комплекса «Динамическая визуализация».

82. Геофизика» №6, М, 2000, с.37-41

83. Системный контроль за разработкой нефтяных и нефтегазовых газовых месторождений Западной Сибири геофизическими методами. Миннефтепром СССР. М., 1984

84. Состояние разработки и внедрения автоматизированной системы «СИАЛ-ГИС-КОНТРОЛЬ» обработки данных ГИС при контроле за разработкой нефтегазовых месторождений. Швецова Л.Е., Аржиловская Н.Г., Теленков В.М., Маркова М.Н., М., ГИС-Ассоциация, 1998

85. Сохранов H.H. Обработка и интерпретация данных промысловых геофизических исследований на ЭВМ. М., «Недра», 1989

86. Соколовский Э.В. Применение радиоактивных изотопов для контроля за разработкой нефтяных месторождений. М., «Недра», 1968

87. Сохранов H.H. Машинные методы обработки и интерпретации результатов геофизических исследований скважин. М., «Недра», 1972

88. Сохранов H.H., Аксельрод С.М. Обработка и интерпретация с помощью ЭВМ результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин. М., «Недра», 1984

89. Скважинная ядерная геофизика. Справочник геофизика. М., «Недра», 1978 , 245 с.

90. Справочник по нефтегазопромысловой геологии. Под редакцией Быкова Н.Е., Максимова М.И.,Фурсова А.Я. М., «Недра»,1981

91. Спутник нефтегазопромыслового геолога. Справочник. Под редакцией Чоловского И.П. М., «Недра», 1989

92. Султанов С.А., Свихнушин Н.М. Использование методов промысловой геофизики для изучения нефтеотдачи пластов. М., «Недра», 1967

93. Султанов С.А. Контроль за заводнением нефтяных пластов. М., «Недра», 1974

94. Сургучев М.Л. Методы контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений. М., «Недра», 1968

95. Теленков В.М., Перегинец В.А., Полыгалов В.Ф. и др. Промыслово-геофизическое информационное обеспечение бурения и эксплуатации месторождений. «Каротажник» №54,Тверь,1999, с.70-73

96. Техническая инструкция по проведению геофизических исследований в скважинах. М., «Недра», 1985

97. Технология определения выработки нефтяных пластов по данным импульсного нейтрон-нейтронного каротажа с закачкой солевых растворов для терригенных коллекторов Западной Сибири. СТ051.00.029-86. Тюмень, 1987,71 с.

98. Усовершенствование методик обработки материалов геофизических исследований нефтяных месторождений Западной Сибири на ЭВМ т II (отчет). Управление ЗапСибНефтегеофизика. Ингерман В.Г. и др. Тюмень ,1986 ,298 с.

99. Усовершенствование методик обработки материалов геофизических исследований скважин нефтяных месторождений Западной Сибири на ЭВМ т I (отчет). Производственное объединение Тюменнефтегеофизика, Ингерман В.Г. и др. Тюмень , 1988 ,285 с.

100. Усовершенствование методик обработки материалов геофизических исследований скважин нефтяных месторождений Западной Сибири на ЭВМ (отчет). Производственное объединение Тюменнефтегеофизика. Тйссен А.П. и др. Тюмень , 1990 , 197 с.

101. Усовершенствование методик обработки материалов геофизических исследований скважин нефтяных месторождений Западной Сибири на ЭВМ (отчет). Геофизическое предприятие Тюменнефтегеофизика. Шалагин В.П. и др., Тюмень ,1991, 235 с.

102. Усовершенствование методик обработки материалов геофизических исследований скважин нефтяных месторождений Западной Сибири на ЭВМ (отчет). Геофизическое предприятие Тюменнефтегеофизика. Нежданова Е.Г., Нефедова Н.И., Швецова Л.Е. и др. Тюмень , 1992

103. Физические основы импульсных нейтронных методов исследования скважин. Шимелевич Ю.С., Кантор С.А., Школьников A.C. и др. М., «Недра», 1976

104. Филиппов А.И. Скважинная термометрия переходных процессов. Саратов, издательство Саратовского университета, 1989 , 116с.

105. Хуснуллин М.Х. Применение гамма-метода для определения заводненных пластов. «Геология нефти и газа» № 12. 1973, с. 63-67.

106. Хуснуллин М.Х., Султанов С. А., Зайцев В.И. Применение методов промысловой геофизики для определения нефтеотдачи пластов. «Нефтяное хозяйство» № 11. 1974 , с. 36-39.

107. Чернов B.C., Базлов М.Н., Жуков М.И. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. М., Гостоптехиздат, I960

108. Чоловский И.П. Геологопромысловый анализ при разработке нефтяных месторождений. М., «Недра», 1977

109. Швецова JI.E. О некоторых вопросах интерпретации термограмм искусственного теплового поля. «Геология и разработка нефтяных месторождений Западной Сибири» № 31. Тюмень, 1972

110. Швецова JI.E. Использование радиогеохимического эффекта при выделении обводненных интервалов в скважинах Усть-Балыкского месторождения. «Геология и разработка нефтяных месторождений Западной Сибири» № 31. Тюмень, 1972

111. Швецова Л.Е., Аржиловская Н.Г. Состояние и возможности использования системы «СИАЛ-ГИС-КОНТРОЛЬ» для мониторинга нефтегазовых месторождений. «Каротажник» № 54. Тверь, 1999, с. 83/93

112. Швидлер М.И. Статистическая гидродинамика пористых сред. М., «Недра», 1985

113. Щелкачев В.Н. Избранные труды. М., «Недра», 1990

114. Шрайбман В.И., Жданов М.С., Витвицкий О.В. Корреляционные методы преобразований и интерпретации геофизических аномалий. М., «Недра», 1977

115. Элланский М.М. Петрофизические связи и комплексная интерпретация данных промысловой геофизики. М., «Недра», 1978

116. Элланский М.М., Еникеев Б.Н. Использование многомерных связей в нефтегазовой геологии. М., «Недра», 1999

117. Ядерная геофизика при исследовании нефтяных месторождений. Алексеев Ф.А., Головацкая И.В., Гулин Ю.А. и др. М., «Недра», 1978 ,219 с.

118. Begg S.H., Carter R.R., Dranfíeld P. Assigning effective values to simulator gridblock parameters for heterogeneous reservoirs. SPERE № 4 , 1989

119. Christie M.A. Upscaling for reservoir simulation. JPT № 11, 1996

120. Mayez C., Sibbit A., Global. A new Approach to Computer Processed Log Interpretation. SPE Paper № 9341 55-th Annual Fall Conference and Exhibition of the SPE, 1980

121. Richard C. Nolen Hoeksema. The future role of geophisics in reservoir engineering. Geophisics, 1990

122. Проектирование системного контроля и площадного анализа пластов АВ1-3,АВ2-3 и БВ10 V блока Самотлорского месторождения (отчет). Отв. исп. Маркова М.Н., АО Спецнефтегеофизика, Нижневартовск, 1993