Методика моделирования упругих свойств терригенных битумонасыщенных пород на примере Нижне-Кармальской залежи Республики Татарстан тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.10, кандидат наук Ячменёва Екатерина Анатольевна

• Ячменёва Екатерина Анатольевна
• кандидат наук
• 2022

Оглавление диссертации кандидат наук Ячменёва Екатерина Анатольевна

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕМЫ МОДЕЛИРОВАНИЯ УПРУГИХ СВОЙСТВ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ОБЪЕКТОВ

1.1. Упругие свойства среды

1.1.1. Матрица породы: плотность, модуль сжатия, модуль сдвига

1.1.2. Флюид: плотность, модуль сжатия

1.1.3. Упругие свойства битума и тяжелых нефтей

1.2. Многообразие подходов моделирования эффективных сред геологических объектов

1.3. Исследование применимости петроупругих моделей для различных геологических объектов

1.4. Обоснование необходимости использования петроупругого моделирования для объекта исследования

ГЛАВА 2._ОПИСАНИЕ ОБЪЕКТА ИССЛЕДОВАНИЯ

2.1. Условия формирования уфимских природных резервуаров пермской системы

2.2. Тектоническое строение

2.3. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

2.4. Нефтенасыщение и свойства сверхвысоковязкой тяжелой нефти

2.5. Разработка залежи сверхвысоковязких нефтей и природных битумов методом парогравитационного дренажа

2.6. Возможности применения исследований упругих свойств Нижне-Кармальской залежи

ГЛАВА 3. ПЕТРОФИЗИЧЕСКИЕ И ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ ПО НИЖНЕ-КАРМАЛЬСКОЙ ЗАЛЕЖИ

3.1. Модель коллектора и характеристика основных петрофизических

зависимостей

3.1.1. Количественный анализ исследований керна

3.1.2. Краткая петрофизическая характеристика пласта коллектора

3.2. Комплекс геофизических исследований скважин

3.2.1. Используемые геофизические методы исследования скважин

3.2.2. Геологические и технологические условия проведения ГИС

3.2.3. Выделение коллекторов и литологическое расчленение разреза

3.3. Петрофизическое обоснование интерпретации данных ГИС

3.3.1. Определение пористости

3.3.2. Определение глинистости

3.3.3.Определение коэффициента нефтенасыщенности

ГЛАВА 4.МЕТОДИКА ПЕТРОФИЗИЧСЕКОГО И ГЕОФИЗИЧЕСКОГО

ОБЕСПЕЧЕНИЯ МОДЕЛИРОВАНИЯ УПРУГИХ СВОЙСТВ

ГОРНЫХ ПОРОД

4.1 Методика гранулометрических исследований и их статистической обработки

4.2. Рентгенографический фазовый анализ

4.3. Исследование полноразмерного керна методом гамма-спектрометрии

4.4. Методика акустических исследований кернового материала

4.5. Подготовка данных геофизических исследований скважин к моделированию упругих свойств

ГЛАВА 5.РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЙ И МОДЕЛИРОВАНИЕ УПРУГИХ СВОЙСТВ ТЕРРИГЕННЫХ БИТУМОНАСЫЩЕННЫХ ПОРОД

5.1. Результаты гранулометрических исследований и их факторный анализ

5.2. Анализ лабораторных исследований рентгенофазовым методом

5.3. Обсуждение исследований полноразмерного керна методом гамма-спектрометрии

5.4. Анализ результатов акустических исследований керна

5.5. Оценка объемного содержание минеральных компонент и емкостного

пространства

5.6. Моделирование упругих свойств терригенных битумонасыщенных пород Нижне-Кармальской залежи

5.7. Анализ результатов моделирования упругих свойств

5.8. Применимость результатов моделирования упругих свойств

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

СПИСОК ИЛЛЮСТРАТИВНОГО МАТЕРИАЛА

ВВЕДЕНИЕ

Упругие свойства горных пород с насыщающими их флюидами взаимосвязаны со многими процессами эксплуатации месторождения: проектирование, бурение и строительство скважин; перераспределение давления в пласте во время выработки запасов; гидродинамические исследования; дизайн гидроразрыва пластов; мониторинг разработки месторождения сейсмическими методами; создание геомеханических моделей. Для решения описанного выше широкого круга задач требуется определение статических и динамических значений упругих свойств пород.

Особый интерес по определению и оценке упругих характеристик представляют залежи природных битумов (ПБ), сверхвязких (СВН) и сверхвысоковязких нефтей (СВВН), что связано с глубиной залегания, горизонтальным строительством скважин, применяемыми методами разработки и мониторинга эксплуатации месторождений.

Такие залежи вызывают повышенный научный и практический большой интерес во всем мире. Однако многообразие геологических и литологических характеристик, свойств коллекторов битума диктует для каждой залежи индивидуальный подход к её изучению и выбору метода разработки. Основными факторами при выборе способа эксплуатации месторождения залежи являются тип коллектора, глубина залегания, вязкость углеводородов.

Тяжелые нефти и битумы с точки зрения термодинамики являются аморфными веществами с изотропными свойствами. Важным свойством данного флюида является изменение фазового состояния, вызванное изменением температуры: жидкая, квазитвердая и твердая фазы [101]. Следует отметить, что вязкость выступает параметром, изменяющемся при фазовых состояниях тяжелых нефтей, и является важным свойством, на которое необходимо обращать внимание при решении инженерных и геофизических задач, поскольку оно

ограничивает и усложняет добычу. Исследователями отмечается, что вязкость имеет сильное влияние на акустические свойства среды, и, хотя на нее оказывают влияние давление и содержание газа, в большей степени она зависит от плотности нефти и температуры.

Среди мировых ученых наибольший интерес к исследованию битумных пород проявляют в Канаде, Венесуэле, Нигерии, Китае, США и других странах [144, 181, 182, 184, 185]. Месторождения природных битумов и тяжелых нефтей различны по своей структуре и литологическим характеристикам, ввиду чего требуют разного подхода к процессу разработки [42]. При реализации скважинного способа разработки для терригенных битумонасыщенных отложений на территории Республики Татарстан тяжелые углеводороды подвергаются предварительному разжижению посредством теплой обработки -методом парогравитационного дренажа [56, 58, 106, 127, 128, 129], а затем поднимаются по скважине на поверхность. При данном способе добычи в системе двух горизонтальных скважин одна нагнетает пар с температурой до 350°С, ко второй стекает углеводород, изменивший свои свойства (вязкость) [66]. Такой процесс разработки подвергает пласт коллектор разогреву, приводит к изменению его акустических свойств. Учитывая способ разработки месторождения природных битумов и высоковязких нефтей, возрастает интерес к работам исследователей по проведению экспериментов с нагревом образцов пород. Например, работы по изучению битумонасыщенных коллекторов Канадских месторождений [162, 174, 178, 199], в которых, наряду с другими характеристиками, показано изменение акустических характеристик в карбонатных образцах керна, насыщенных битумом при изменении температуры. По результатам исследований был сделан вывод, что изменение скорости продольной и поперечной волн в образцах горных пород зависит от температуры, насыщения и давления. В исследованиях акустических характеристик образцов тяжелой нефти [121, 132, 146, 141, 150, 198] показана зависимость изменения скорости продольной и поперечной волн для тяжелой нефти с изменением температуры, давления и газового фактора. В данных работах указано на

ограниченное влияние давления на изменение свойств ввиду небольших глубин залегания подобных месторождений. Зависимость акустических характеристик от температуры нагрева представлена в работе K. Wolf [191]. Значительный интерес у исследователей вызывают характеристики битумонасыщенных коллекторов, необходимые для реализации процессов разработки [112, 153, 194] и выработки основных принципов подсчета запасов высоковязких нефтей [11, 103].

Контролировать процесс выработки таких запасов стандартными геофизическими методами в создаваемых условиях эксплуатации скважин возможно только крайне ограниченным кругом решаемых задач. Превалирующими методами становятся методы наземной геофизики - например, сейсморазведка [98, 128], которые позволяют контролировать контур обводненности залежи. Интерпретация таких исследований во многом опирается на априорные данные, в качестве которых выступают геофизические исследования, выполненные до ввода скважин в эксплуатацию и исследования керна. Температурный нагрев эксплуатируемого пласта приводит к изменениям акустических свойств коллектора, что необходимо учитывать при сейсмических исследованиях.

Таким образом, необходимо отметить, что на сегодняшний день битумные залежи представляют большой интерес во всем мире. Подходы к их разработке весьма разнообразны и обусловлены условиями залегания, свойствами битума и коллектора. Это определяет растущий интерес к подходам изучения коллекторских свойств при изменяющихся условиях, диктуемых способом разработки. Расширяется круг задач, встающих перед петрофизиками, геофизиками и геологами. Возрастают требования к разносторонней информации о керновых данных, появляются новые подходы в лабораторных исследованиях.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Методика моделирования упругих свойств терригенных битумонасыщенных пород на примере Нижне-Кармальской залежи Республики Татарстан»

Актуальность темы исследования

Актуальность исследования обусловлена тем, что скважинные методы разработки природных битумов и высоковязких нефтей подразумевают различного рода воздействия на пласт коллектор (тепловые методы разработки,

физико-химическое воздействие на пласт), которые приводят к изменениям его свойств. Кроме того, в процессе разработки геофизики столкнулись с большим количеством проблем, связанных с тем, что продуктивные горизонты верхней перми обладают высокой литолого-фациальной изменчивостью как по латерали так и по глубине. Методики петрофизического обоснования интерпретации данных геофизических исследований скважин, в интервалах изучаемых отложений, разработаны недостаточно, и, как правило, опираются на методики интерпретации традиционных коллекторов. Таким образом, предлагаемые в данной работе методы и подходы, основанные на синтезе лабораторных и скважинных исследований, а также петроупругого моделирования, позволят не только повысить качество интерпретации геофизических данных, но и создать эффективные трехмерные модели залежей.

Более того, результаты представленного диссертационного исследования позволяют получить реальные данные о свойствах пласта коллектора в процессе разработки; спрогнозировать поведение изучаемых параметров средствами моделирования процесса выработки запасов; получить стабильные и устойчивые априорные данные для проектирования горизонтальных скважин, гидродинамического моделирования, интерпретации данных промысловой геофизики и наземной сейсморазведки, а также на этапе эксплуатации залежи, что поможет увеличить рентабельность и эффективность разработки методом парогравитационного дренирования. В работе рассмотрено влияние температуры на акустические свойства. Проведено моделирование упругих параметров геологического разреза изучаемого объекта.

Цель и задачи исследования

Основная цель диссертационной работы - разработка методики моделирования упругих свойств терригенного битумонасыщенного коллектора на основе комплексного анализа кернового материала и данных геофизических исследований скважин (ГИС).

Достижение поставленной цели предусматривает решение следующих задач диссертационного исследования:

1. Проанализировать эмпирические данные по исследованиям керна и научной литературы по моделированию упругих свойств пород.

2. Изучить литологические, петрофизические параметры и оценить их влияние на упругие свойства объекта исследования.

3. Построить объемную модель пород по результатам интерпретации геофизических исследований скважин и данных изучения керна.

4. Провести лабораторные исследования акустических свойств пород. Обработать полученные данные в специализированных программных пакетах.

5. Смоделировать упругие свойства по данным геофизических исследований скважин и керна.

6. Произвести оценку точности результатов моделирования.

Методы решения поставленных задач

В работе использовались данные стандартных петрофизических исследований образцов пород. Кроме того, автором проводились дополнительные специальные исследования кернового материала для решения поставленных задач следующими эмпирическими методами:

1. Выполнение лабораторных измерений для оценки акустических характеристик в пластовых условиях и при нагреве терригенного битумонасыщенного коллектора и пород покрышки.

2. Выполнение лабораторных исследований по оценке литологического состава исследуемых отложений методом рентгенофазового анализа.

3. Измерение радиоактивности методом гамма спектрометрии на полноразмерном керне.

Проведение комплексирования данных петрофизических исследований и каротажного материала проводилось с использованием следующих методов исследования:

4. Анализ и обобщение литературных данных, касающихся лабораторных исследований битумных пород и теоретического моделирования упругих свойств горных пород по данным ГИС.

5. Обработка данных кернового материала и интерпретация данных ГИС. Построение зависимостей типа «керн-керн» и «керн-ГИС».

Для получения итоговых результатов работы использовались следующие методы:

6. Факторный анализ результатов керновых исследований. Синтез результатов факторного анализа с данными ГИС.

7. Моделирование упругих свойств по геофизическим данным на основе полученных результатов исследования.

Работа выполнена с использованием следующих программных средств: Microsoft Excel, PowerLog (с подключением модуля RPM), Dirak.

Научная новизна

1. Разработан алгоритм исследований керна, анализа кернового материала и интерпретации данных ГИС, позволяющий оценить упругие свойства пород с учетом литолого-петрофизических особенностей изучаемых отложений.

2. Впервые выполнено моделирование упругих свойств горных пород по данным геофизических исследований скважин в терригенном битумонасыщенном коллекторе одной из залежей Республики Татарстан.

3. Впервые получены прогнозные характеристики изменчивости акустических свойств битумонасыщенных пород коллекторов и пород покрышки под воздействием высоких температур для Нижне-Кармальской залежи.

Комплексирование разномасштабной геолого-геофизической информации с применением различных подходов обработки данных позволило получить более обширную информацию об объекте исследования, что может быть учтено при разработке методом SAGD и контроле за разработкой месторождения.

Теоретическая и практическая значимость

Предлагаемый методический подход к изучению Нижне-Кармальской залежи со стороны акустических свойств по данным керна, геофизическим данным и моделированию упругих свойств пласта позволит оценить коллекторские свойства пласта и их реакцию на нагрев.

Возможность объединить скважинные и петрофизические данные при моделировании упругих свойств изучаемого объекта исследования позволяет повысить достоверность при интерпретации геофизических данных и спрогнозировать изменение акустических свойства пласта при парогравитационном методе разработки.

Необходимость создания модели упругих свойств для изучаемого объекта заключается в следующем:

- разработка месторождения осуществляется методом SAGD, что приводит к изменению свойств объекта в результате нагрева пласта, а данные изменения отражаются на акустических параметрах;

- информация о степени изменения акустических характеристик в результате разработки может послужить базовым элементом при контроле за разработкой месторождения;

- недостаточное количество акустических исследований может быть компенсировано данными, полученными в результате моделирования, и стать дополнительной информацией об объекте;

- наличие лабораторных измерений по влиянию температуры на акустические свойства и восстановленные модельные акустические кривые позволят наглядно представить прогноз по эксплуатации месторождения выбранным способом разработки.

Результаты проведенного исследования, полученные при решении задач диссертационной работы, стали частью учебного курса «Современные технологии интерпретации данных геофизических исследований скважин», читаемого в КФУ для студентов магистрантов по направлению «геология».

Положения, выносимые на защиту

1. Предложенные методы и подходы изучения керна, обработки и интерпретации данных геофизических исследований скважин, представленные в диссертации, позволяют получить необходимую информацию для проведения моделирования упругих свойств терригенных битумонасыщенных пород.

2. Проведение моделирования упругих свойств слабосцементированного песчаного коллектора, насыщенного сверхвысоковязкой нефтью Нижне-Кармальской залежи на основе самосогласованной модели (Jason Self-Consistent), по сравнению с другими моделями, предоставляет возможность получения наиболее точных результатов.

3. Полученные результаты лабораторных исследований керна, интерпретации данных промысловой геофизики и петроупругого моделирования могут быть использованы для гидродинамического моделирования, более точной интерпретации данных промысловой геофизики на всех этапах эксплуатации залежи, при проектировании горизонтальных скважин.

Апробация результатов исследования

Достоверность предложенных автором выводов проверена путем сравнения полученных параметров в результате интерпретации материалов ГИС (172 скважины) с данными определений на керне (более 350 образцов). Выполнение лабораторных исследований керна проводилось согласно государственным стандартам ГОСТ 21153.7-75, ГОСТ 26450.0-85, ГОСТ 12536-79 [23, 25, 20] и методическим руководствам [33, 34]. Процедура оценки достоверности выполненного моделирования упругих свойств пород определялась путем сопоставления результатов моделирования с каротажными данными на планшетах и кросс-плотах (качественный анализ), а также по величине ошибки между измеренными и модельными кривыми, которая не должна превышать 20% (значение является методической рекомендацией разработчиков используемого программного пакета PowerLog с подключением модуля RPM) - количественный анализ.

Диссертационное исследование рассмотрено, обсуждено и одобрено на заседании кафедры геофизики и геоинформационных технологий ФГАОУ ВО «Казанский (Приволжский) федеральный университет».

Основные положения и результаты исследования докладывались на Международных и Всероссийских конференциях: XVII -международная молодежная научная конференция «Нефть и газ 2017» (г. Москва, 2017 г.);

Международная междисциплинарная научная геоконференция: «International Multidisciplinary Scientific GeoConference: «SGEM)» (Албена, Болгария, 2017, 2018, 2019, 2020 гг.); Международная стратиграфическая конференция Головкинского («Kazan Golovkinsky Stratigraphic Meeting 2019») (Казань, Россия, 2019 г.); конференция EAGE (European Association of Geoscientists & Engineers) по геонаукам «Санкт-Петербург 2020. Геонауки: трансформируем знания в ресурсы» (г. Санкт-Петербург, 2020 г.); Международный научный форум по компьютерным и энергетическим наукам (International scientific forum on computer and energy Sciences WFCES 2021) (г. Алматы, Казахстан, 2021 г.).

По теме диссертации опубликовано 12 научных работ, в том числе 7 в изданиях, входящих в перечень рецензируемых научных изданий ВАК РФ рекомендованных для защиты диссертации; 11 - в журналах, индексирующихся в международных базах данных научного цитирования Web of Science (2) и Scopus (10).

Структура и объем работы.

Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, списка литературы, включающего 202 наименования, иллюстрирована 71 рисунком и содержит 13 таблиц. Общий объем работы составляет 179 страниц.

Личный вклад автора в решение поставленных задач

Диссертация основана на самостоятельных исследованиях автора с привлечением имеющихся данных стандартных исследований керна. Автором выполнялись следующие виды работ:

- анализ эмпирических данных и научной литературы о литологических и петрофизических свойствах объекта исследования и о проблеме исследования;

- систематизация, отбор и подготовка образцов для исследований;

- проведение лабораторных исследований акустических свойств образцов в пластовых условиях и при температурном нагреве (176 образцов);

- отбор и подготовка образцов, участие в лабораторных исследованиях по определению их рентгенофазового анализа (50 образцов);

- проведение лабораторных исследований методом спектрального гамма каротажа на полноразмерном керне (1 скважина);

- комплексный анализ данных лабораторных исследований керна (350 образцов);

- проведение интерпретации данных геофизических исследований скважин (172 скважины);

- моделирование упругих свойств объекта исследования;

- обобщение и анализ полученных данных, подведение итогов исследования, формулирование основных выводов.

Благодарности

Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю, к.г.-м.н., доценту Хасанову Дамиру Ирековичу за научные консультации и поддержку на всех этапах работы. Особая благодарность - д.г.-м.н., профессору Нургалиеву Данису Карловичу за предоставленные возможности для исследования, ценные консультации и проявленное внимание к работе.

Автор выражает признательность профессорско-преподавательскому составу кафедры геофизики и геоинформационных технологий Института геологии и нефтегазовых технологий Казанского (Приволжского) федерального университета: Косареву В.Е. за плодотворные беседы и консультации; Зиганшину Э.Р., Фаттахову А.В., Дуатову А.Н., Равиловой Н.Н., а также заведующему кафедры общей геологии и гидрогеологии к.г.-м.н., доценту Королеву Э.А., сотруднику кафедры минералогии и литологии Ескиной Г.М. и другим коллегам, кто не остался безучастным и помогал в реализации поставленной цели.

ГЛАВА 1.

СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕМЫ МОДЕЛИРОВАНИЯ УПРУГИХ СВОЙСТВ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ОБЪЕКТОВ

1.1. Упругие свойства среды

Благодаря упругим свойствам среды объекты обладают возможностью восстанавливать форму и объем после прекращения действия нагрузки. Горные породы так же, как и иные твердые тела, подчиняются закону Гука. Упругие свойства горных пород связаны с их внутренним строением, минералогическим составом, насыщением и характеризуются следующими параметрами: модуль продольной упругости, модуль сдвига, модуль объемной упругости, коэффициент Пуассона [1, 29, 88].

Важными являются и плотностные свойства горных пород, которые выражаются в плотности, объемной массе, пористости и структуре порового пространства.

Для решения поставленных задач в данной работе такие физико-механические свойства породы, как плотностные и упругие, взаимосвязаны с данными ГИС акустического и плотностного каротажа.

Восстановление акустических данных и плотностного каротажа осуществляется на основе модели эффективной среды, которая требует четкого петрофизического обоснования и при правильной оценке свойств объекта позволяет реконструировать недостающие данные. Под моделью эффективной среды подразумеваются многомерные зависимости между упругими модулями, минералогическим составом, флюидом, заполняющим поровое пространство, объемной плотностью. Теория эффективной среды позволяет представить изучаемый объект как связь концентраций включений и их топологию (структурное распределение). Применение объемных компонент в общем случае

дает возможность определить границы эффективных параметров. Информация о структуре среды позволяет сузить эти границы [5]. Предложенное Bruggeman V. D. в 1935 году [125] приближение эффективной неоднородной среды получило широкое применение, либо отклик в различных областях науки. В литературе предложено значительное количество моделей для определения параметров эффективных сред, но стоит учитывать, что модель - это приближение к реальной среде и для каждого геологического случая она может быть индивидуальной. Применение эффективной среды - это способ описания реальной породы физическими параметрами. Контроль качества создаваемой эффективной модели осуществляется путем сравнения реальных и модельных кривых, рассчитываемых по задаваемым параметрам.

Необходимыми входными данными для создания модели эффективной среды являются:

- термобарические условия залегания пласта;

- свойства пластовых флюидов;

- коэффициент нефте- и водонасыщения;

- минеральный состав породы;

- объемное содержание компонентов породы;

- пористость;

- аспектное отношение;

- данные геофизических исследований скважин.

Связь упругих и плотностных свойств объекта через описанные выше параметры наглядно можно представить в следующих уравнениях [164]:

ур =

N

4

К+ з ц

Р

Уз =

N

(1.1)

(1.2)

где K - объемный модуль сжатия; ц - модуль сдвига; р - плотность; Ур -скорость продольной волны; V; - скорость поперечной волны.

Термобарические условия, задаваемые при моделировании, в большей степени оказывают влияние на изменение параметров флюида.

1.1.1. Матрица породы: плотность, модуль сжатия, модуль сдвига

Представим образец породы (в частном случае) или исследуемый геологический объект (пласт) как целое, равное 1. В самом простом виде уравнение, описывающее объемную модель изучаемого объекта, будет выглядеть следующим образом:

1 ^скелета + Кфлюида

(1.3)

Реальные геологические объекты представляют собой смесь различных минеральных компонент. Флюиды, насыщающие поровое пространство, также чаще всего неунифицированные. Но и сама структура порового пространства в нашем исследовании является важным компонентом для создания модели эффективной среды (рисунок 1.1).

Рисунок 1.1. Элементарный объем породы (упрощенная модель)

Оценка упругих модулей (модуля сжатия и модуля сдвига) для скелета породы может быть осуществлена следующими предложенными в литературе способами. Метод Voigt [187] в общем случае для геологических объектов имеет следующий вид:

где Mi - свойство объекта (плотность, модуль сжатия, модуль сдвига); Vi -объемное содержание i-го компонента; Mv - искомое свойство для скелета объекта по модели Voigt.

Метод определения упругих параметров, предложенный Reuss [177] для смеси минералов, представлен уравнением:

Представленная модель Voigt близко описывает жесткие модели, а модель Reuss показывает более корректный результат для гибких (рыхлых) моделей. Каждая из моделей может дать только граничные значения, пределы, ниже и выше которых модель требует корректировки.

Позднее R.Hill [155] предложил модель, основанную на двух вышеописанных уравнениях (модель VRH):

(1.4)

(1.5)

(1.6)

Оценка плотности скелета исследуемого объекта может быть произведена по следующему уравнению:

n

Рек = Pi , (1.7)

¿=1

где Pi - плотность i-го компонента скелет породы; ^ - объемное содержание i-го компонента.

1.1.2. Флюид: плотность, модуль сжатия

Свойства пластовых флюидов также оказывают влияние на упругие характеристики пласта в целом, как вещества, заполняющие поры породы (ее пустотное пространство). Необходимыми параметрами при этом являются минерализация пластовой воды, плотность пластовой воды, плотность нефти.

Для решения задач по созданию эффективной модели в части флюида необходимо определить его плотность и объемный модуль сжатия K. Объемный модуль сдвига ц для флюида равен нулю.

Одна из моделей, рассматривающих смешивание флюидов, - модель Brie. В своих исследованиях A. Brie с соавторами [124] отмечают, что для лучшей сходимости результатов теоретического моделирования упругих характеристик породы с фактическими замерами в скважинных исследованиях необходимо уделить отдельное внимание определению эффективного модуля порового флюида. Было получено уравнение для случаев, когда жидкости не смешиваются в поровом пространстве, а распределяются пятнами. Данная модель предлагает расчет объемного модуля Кфлюида, состоящего из минерализованной воды и углеводорода.

Кфлюида = (Кв- КУв) * Бв Л BrieNum + КУв , (1.8)

где Кфлюида - объемный модуль флюида; К в — пластовой воды, Кув — объемный модуль углеводородов; Бв - водонасыщенность породы; BrieNum -эмпирический коэффициент, колеблющийся от 1 до 40, калибруется в соответствии с экспериментальными данными (эмпирическим путем A.Brie было

установлено, что BrieNum = 3 дает оптимальное описание эффективной пятнистой жидкости).

В случае равномерного насыщения смеси флюидов в литературе предлагается уравнение Wood [196]:

1 Я 1 - ^

= ТТ+ "IT" . (19)

к к к

^флюида Кв Кув

В общем случае определение плотности пластового флюида сводится к решению следующего уравнения в общем виде:

п

Рфлюида= А < (1.10)

¿=1

где Vi - объемное содержание компоненты; pt - плотность компоненты.

Определение плотности насыщающего поры флюида также решается различными подходами. В работе Batzle M. и Wang Z. [122] предложен расчет плотности флюида с учетом объемов его составляющих:

Рфлюида = $в* Рпв + (1 - 5В) * рув , (1.11)

где Рфлюида - плотность флюида насыщающего поровое пространство породы; рпв - плотность пластовой воды; рув - плотность углеводородов.

Для определения плотности пластовой воды необходимо учесть общую (Кп.об.) и открытую (Кпо.) пористость, плотность воды, которая находится в подвижном состоянии (рв ), и плотность связанной воды (рсв):

Кп.о* Рв , ( Кп.об. - Кп.о.)* Рсв „

Рпв = —7Z-+ -7Z-. (112)

Кп.об. Кп.об.

Параметр рув также требует отдельного рассмотрения, так как зависит от температуры, давления и газового фактора [151]:

Рун = Ро*( #0* (1 + 0.001* Сф)-1) , (1.13)

где ро - плотность углеводорода при атмосферных условиях (15.6°С; 0.1МПа); В0 - объемный фактор; £ф - газовый фактор.

1.1.3. Упругие свойства битума и тяжелых нефтей

Тяжелые нефти и битумы с точки зрения термодинамики являются аморфными веществами с изотропными свойствами. Важным свойством данного флюида является изменение своего фазового состояния с изменением температуры: жидкая, квазитвердая и твердая фазы. Следует отметить, что вязкость выступает параметром изменяющемся при фазовых состояниях тяжелых нефтей и является важным свойством, на которое необходимо обратить внимание при решении инженерных и геофизических задач, это свойство, которое ограничивает и усложняет добычу. Исследователями отмечается, что вязкость имеет сильное влияние на акустические свойства среды, и, хотя на нее оказывают влияние давление и содержание газа, в большей степени она зависит от плотности нефти и температуры.

Интерес представляет и смачиваемость песчаника в случае насыщения его тяжелой нефтью. В общем случае, песок смачивается водой, водная пленка покрывает его, и тяжелая нефть концентрируется в порах. Однако тяжелые нефти, обладая высокой химической активностью, могут изменять смачиваемость песка, что приводит к нескольким сценариям их расположения в породе. На рисунке 1.2 представлена схема распределения тяжелой нефти в порах из-за изменения смачиваемости по работе De-Hua Han и соавторов [150].

Рисунок 1.2. Различные схемы смачиваемости, определяющие различное распределение тяжелой нефти в песчанике [136]

В работах Michael Batzle с соавторами уделено большое внимание сейсмическим свойствам пластового флюида [122], а также акустическим характеристикам образцов тяжелой нефти [121, 153, 146], показана зависимость, которая иллюстрирует изменение Vp и Vs для различных типов тяжелой нефти в различных температурных условиях, давления и газового фактора. На рисунке 1.3 представлен результат лабораторного эксперимента Michael Batzle и др. [153] для безгазовой нефти с плотностью 7 API. Эксперимент проводился под давлением 4МПа и 1.2Мпа, что позволяет отметить незначительные изменения в скорости от давления. Авторы отмечают, что при температуре выше 90°С скорость падает линейно, что схоже с поведением более легких нефтей. При температуре ниже 70°С отмечена нелинейная зависимость изменения скорости продольной волны. При низких температурах тяжелая нефть приближается к своему остекленению и начинает вести себя, как твердое тело. В интервале температур от 20 до 150 градусов отмечается падение скорости на 25%.

Heavy dead oil (API: 7)

2000 1800

«о

E. 1600 о 1400

<D >

1200 1000

—♦—4.0Мра -в-1.2Мра

♦

2.

0 20 40 60 80 100 120 140 Temperature (C)

Рисунок 1.3. Зависимость скорости продольной волны от температуры в образце тяжелой нефти [153]

В работе Kevin Wolf [191] на примере исследования образца тяжелой нефти в температурном диапазоне от -20°С до 60°С были отмечены наибольшие скорости изменения акустических характеристик в температурном диапазоне от 4°С до 50°С (рисунок 1.4). Также автором отмечена незначительная чувствительность к давлению, что связано с отсутствием газа, выходящего из образца.

а)

б)

Рисунок 1.4. Зависимость скорости продольной (а) и поперечной (б) волн от температуры в образце битума [191]. Наибольший наклон кривых в температурном диапазоне ниже ноля считается связанным с замерзшей водой в образце

В исследованиях акустических характеристик образцов тяжелой нефти De-hua Han, Jiajin Liu и Michael Batzle [146, 153] проиллюстрированы эксперименты для различных типов тяжелой нефти, в которых также отмечается зависимость скорости продольной и поперечной волн при различных значениях давления, температуры и газового фактора. По результатам исследования было установлено, что при температуре выше точки жидкости скорость в образцах линейно уменьшается, по схожему изменению, как и для традиционных нефтей. В сторону перехода от жидкой фазы к точке стекла скорости продольной и поперечной волн увеличиваются с падением температуры. После перехода через точку стекла (переходная точка между жидкой и квазитвердой фазами) и с продолжающимся уменьшением температуры скорости продолжают расти, но с меньшим градиентом. Также авторами отмечено, что большинство месторождений тяжелых нефтей залегают на глубинах менее 1000 м, что приводит к ограниченному влиянию давления и газового фактора на изменение скоростей для данного флюида в природных условиях.

Описанные свойства тяжелой нефти, зависящие от изменения температурного режима, оказывают влияние на акустические параметры данного флюида. Ввиду того, что тяжелая нефть выступает флюидом, насыщающим поровое пространство горной породы, она становится частью элементарного объема среды и влияет на ее параметры в целом. На рисунке 1.5 представлены результаты исследования Yuan H., Han D. [197], которые демонстрируют изменение скорости продольной и поперечной волн в образцах песчаника, насыщенного тяжелой нефтью при изменении температуры.

Рисунок 1.5. Зависимость изменения скорости продольной и поперечной волн от температуры в четырех образцах песчаника с Аляски, насыщенных тяжелой нефтью [197]: верхняя группа кривых на графике соответствует скорости продольной волны; нижняя - скорости поперечной волны

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Ячменёва Екатерина Анатольевна, 2022 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Абатуров В.Г., Овчинников В. П. Физико-механические свойства горных пород и породоразрушающий буровой инструмент: учеб. Пособие / В.Г. Абатуров, В.П. Овчиников. - Тюмень: [Экспресс], 2008. - 238 с.

2. Авчян Г.М. Петрофизика осадочных пород в глубинных условиях / Г.М. Авчян, А. А. Матвеенко, 3. Б. Стефанкевич. - М.: Недра, 1979. - 224 с.

3. Алхименков Ю.А. Влияние пространственного взаимодействия включений на эффективный тензор упругости порово-трещиноватых сред / Ю.А. Алхименков, И. О. Баюк, С. А. Тихоцкий // Чебышевский сборник. - 2017. - Т. 18, вып.3. - С. 44 - 54.

4. Анализ эффективности технологий добычи сверхвязкой нефти для условий месторождений ПАО" Татнефть" / А.Т. Зарипов, Д.К. Шайхутдинов, Р.И. Хафизов [и др.] //Территория нефтегаз. - 2016. - №. 78. - С.42-51.

5. Антониади Д.Г. Состояние добычи нефти методами повышения нефтеизвлечения в общем объеме мировой добычи / Д.Г. Антониади, А.А. Валуйский, А.Р. Гарушев // Нефтяное хозяйство. - 1999. - №1. - С.16-23.

6. Апресян Л.А. О модели эффективной среды для частиц со сложной структурой / Л.А. Апресян, Д.В. Власов, Д.А. Задорин [и др.] // Журнал технической физики. - 2017. - Т. 87, №. 1. - С. 10-17.

7. Ахметшин А.З. Геологические основы освоения сверхвязкой нефти в нижнепермских и уфимских отложениях центральной части Волго-Уральской нефтегазоносной провинции: дис. ... канд. геол.-минерал. Наук / А.З. Ахметшин; Всерос. нефтяной науч.-исслед. геологоразведоч. ин-т, 2016. - 199 с.

8. Батурин В.П. Литолого-палеогеографическое исследование уфимских отложений юго-восточной Татарии и соседних районов / В.П. Батурин // Тр. Ин-та нефти АН СССР. - М., 1954. - Т.3. - С. 107-130.

9. Баюк И.О. Междисциплинарный подход к определению эффективных физических свойств коллекторов углеводородов / И.О. Баюк //Технологии сейсморазведки. - 2011. - №4. - С. 75-82.

10.Белонин М.Д. Факторный анализ в геологии / М. Д. Белонин, В. А. Голубева, Г. Т. Скублов. - М.: Недра, 1982. - 269 с.

11.Войтович С.Е. Основные принципы подсчета запасов сверхвязких нефтей Республики Татарстан / С.Е. войтович, Т. П. Ахманова, Н. В. Акчурина // Георесурсы. - 2013. - №. 1. - С. 13 - 16.

12. Войтович Е.Д. Тектоника Татарстана / Е.Д. Войтович, Н.С. Гатиятуллин. - 2-е изд., доп. - Казань: Изд-во Казан. ун-та, 2003. - 131 с.

13.Гадельшина И.Ф. Роль покрышки в насыщении залежей сверхвязкой нефти шешминского горизонта / И. Ф. Гадельшина, М. З. Гарифуллин, В.

B. Дулаева // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть. - М., 2015. -

C. 52-57.

14. Геология Татарстана. Стратиграфия и тектоника / гл. ред. Б.В. Буров. -М.: ГЕОС, 2003. - 402 с.

15.Гилязов Т.Р. Роль «лингуловых глин» в качестве покрышки залежей высоковязких нефтей (битумов) / Т.Р. Гилязов // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». - 2012. - №. 2. - С. 283-289.

16.Гилязова Ф.С. Особенности геологического строения и закономерности размещения залежей природных битумов в уфимских отложениях Мелекесской впадины и сопредельных склонов Южно-Татарского свода: автореф. дис. ... канд. геол.-минерал. наук. / Ф.С. Гилязова; ИГиРГИ. -М., 1994. -26с.

17.Гольдберг И.С. Вопросы классификации, образования и размещения скоплений битумов / И.С. Гольдберг, Г.Т. Юдин // Геология битумов и битумовмещающих пород. - М., 1979. - С. 15-20.

18.Гольдберг И.С. Природные битумы СССР: (закономерности формирования и размещения) / И.С. Гольдберг. - Л.: Недра. Ленингр. отд-ние, 1981. - 195 с.

19.Горгун В.А. Дисперсионный метод определения скоростей по данным многоэлементного волнового акустического каротажа / В.А. Горгун, Э.В. Утемов, В.Е. Косарев // Георесурсы. - 2011. - №6. - С. 44-47.

20.ГОСТ 12536-79. Грунты. Методы лабораторного определения гранулометрического (зернового) и микроагрегатного состава. - Текст: электронный // Электрон. Фонд правовых и норм.-техн. документов. -URL: https://docs.cntd.ru/document/871001091 (дата обращения: 27.08.2020).

21.ГОСТ 34467-2013. Грунты. Метод лабораторного определения содержания карбонатов. - Текст: электронный // Электрон. Фонд правовых и норм.-техн. документов. - URL: https://docs.cntd.ru/document/1200028839 (дата обращения: 27.08.2020).

22.ГОСТ Р 51858-2002. Нефть. Общие технические условия. - Текст: электронный // Электрон. Фонд правовых и норм.-техн. документов. -URL: https://docs.cntd.ru/document/1200163879 (дата обращения: 27.08.2020).

23.ГОСТ 21153.7-75. Породы горные. Метод определения скоростей распространения упругих продольных и поперечных волн. - Текст: электронный // Электрон. Фонд правовых и норм.-техн. документов. -URL: https://docs.cntd.ru/document/1200023977 (дата обращения: 27.08.2020).

24.ГОСТ 25494-82. Породы горные. Метод определения удельного электрического сопротивления. - Текст: электронный // Электрон. Фонд правовых и норм.-техн. документов. - URL: https://docs.cntd.ru/document/1200023982 (дата обращения: 27.08.2020).

25.ГОСТ 26450.1-85. Породы горные. Метод определения коэффициента открытой пористости жидкостенасыщением. - Текст: электронный //

Электрон. Фонд правовых и норм.-техн. документов. - URL: https://docs.cntd.ru/document/1200023987 (дата обращения: 27.08.2020).

26.ГОСТ 26450.2-85. Породы горные. Метод определения абсолютной газопроницаемости при стационарной и нестационарной фильтрации. Текст: электронный // Электрон. Фонд правовых и норм.-техн. документов. - URL: https://docs.cntd.ru/document/1200023988 (дата обращения: 27.08.2020).

27.ГОСТ 26450.0-85. Породы горные. Общие требования к отбору и подготовке проб для определения коллекторских свойств. - Текст: электронный // Электрон. Фонд правовых и норм.-техн. документов. -URL: https://docs.cntd.ru/document/1200023986 (дата обращения: 27.08.2021).

28.Грунис Е.Г. Изучение особенностей строения залежей сверхвязкой нефти по данным промысловой геофизики: (на примере месторождений Республики Татарстан): дис. ... канд. геол.-минерал. Наук / Е.Г. Грунис. -Казань, 2019. - 161 с.

29.Гудок Н.С. Определение физических свойств нефтеводосодержащих пород: учеб. Пособие / Н.С. Гудок, Н. Н. Богданович, В. Г Мартынов. -М.: Недра, 2007. - 592 с.

30. Данько Д.А. Разработка принципов изучения нетрадиционных глинистых коллекторов на основе петроупругого моделирования и амплитудной инверсии сейсмических данных : дис. ... канд. техн. наук / Д.А. Данько. -М., 2018. - 273 с.

31.Еникеев Б.Н. Петрофизика и интерпретация каротажа как составная часть интегрированной интерпретации: некоторые проблемы и перспективы / Б.Н. Еникеев //Геофизика. - 1998. - №. 1. - С. 64-73.

32.Еникеев Б.Н. Функциональные (фундаментальные) и статистические взаимосвязи в петрофизике (проблематика сравнения сходных петрофизических взаимосвязей) / Б.Н. Еникеев, А.Б. Охрименко, О.А. Смирнов // Каротажник. - 2011. - №7. - С. 102-117.

33.Ескина Г.М. Рентгенографический фазовый анализ: учеб.-метод. пособие / Г.М. Ескина, В.П. Морозов. - Казань, Изд-во Казан. ун-та, 2017. - 41 с.

34.Ескина Г.М. Рентгенографический анализ в исследовании минералов, руд и горных пород: учеб.-метод. пособие / Г.М. Ескина, В.П. Морозов -Казань: Изд-во Казан. ун-та, 2020. - 43 с.

35.Задорина Е.А. Исследование параметров геостатистической инверсии для прогноза коллекторских свойств по данным сейсморазведки: дис. ... канд. техн. Наук / Е.А. Задорина; МГУ им. М.В. Ломоносова. - М., 2015. - 117 с.

36.Зарипов А.Т. Разработка залежей высоковязких нефтей в Республике Татарстан / А.Т. Зарипов // Проблемы разработки и эксплуатации месторождений высоковязких нефтей и битумов. - Ухта, 2009. - С. 33-36.

37.Ибатуллин Р.Р. Технологические процессы разработки нефтяных месторождений: учеб. пособие / Р.Р. Ибатуллин. - М.: ВНИИОЭНГ, 2011. - 303 с.

38.Игнатьев В.И. Формирование Волго-Уральской антеклизы в пермский период / В.И. Игнатьев. - Казань: Изд-во Казан. ун-та, 1976. - 256 с.

39.Ильясова А.С. Об органическом веществе в породах лингуловой толщи нижнеказанских отложений Татарии / А.С. Ильясова // Изд-во. КФАН СССР. Сер. геол. - 1955. - №3. - С. 85-89.

40.Калицкий К.П. Нефтяные месторождения Казанской, Уфимской и Самарской губерний (отчет о командировке) / К.П. Калицкий // Нефтяное и сланцевое хозяйство. - 1920. - №. 3. - С. 44-63.

41.Каюкова Г.П. Свойства тяжелых нефтей и битумов пермских отложений Татарстана в природных и техногенных процессах / Г.П. Каюкова, С.М. Петров, Б.В. Успенский - М.:ГЕОС, 2015.-343 с.

42.Клюверт Н.-Б. Л. Анализ методов разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов / Н.-Б.Л. Клюверт // Наука, техника, технологии (Политехнический вестник). - 2018. - №1. - С. 168188.

43.Коновалова Ю.И. Данные исследования керна и использование их для восстановления акустической характеристики разреза / Ю. И. Коновалова,

B. К. Шарапов, Н. П. Шкирман // Булатовские чтения. - 2017. - Т. 1. - С. 94-103.

44.Конторович А.Э. К методике изучения истории залежей нефти и газа / А.Э. Конторович, А.А. Трофимук // Геология нефти и газа. - 1973. - №7. -

C. 18-24.

45.Куляпин П.С. Использование статистического подхода при интерпретации данных ГИС в нефтематеринских породах баженовской свиты ЗападноСибирской нефтегазоносной провинции / П.С. Куляпин, Т.Ф. Соколова // Технологии сейсморазведки. - 2013. - № 3. - С. 28-42.

46.Куляпин П.С. Разработка интерпретационной и петроупругой моделей пород-коллекторов многокомпонентного состава и сложной структуры емкостного пространства: дис. ... канд. геол.-минерал. наук / П.С. Куляпин. - М., 2016. - 136 с.

47.Куляпин П.С. Разработка методики моделирования упругих свойств сложных карбонатных коллекторов Восточной Сибири / П. С. Куляпин, Т. Ф. Соколова //Технологии сейсморазведки. - 2015. - №. 3. - С. 55-65.

48.Латышова М.Г. Практическое руководство по интерпретации данных ГИС: учеб. пособие / М.Г. Латышова, В.Г. Мартынов, Т.Ф Соколова. - M.: Недра-бизнесцентр, 2007. - 327 с.

49. Лебедев Н.П. О происхождении битумов в пермских отложениях Мелекесской депрессии / Н.П. Лебедев, В.И. Троепольский, С.С. Эллерн // Вопросы геологии и нефтеносности Среднего Поволжья. - Казань, 1970. -Вып. 2/3. - С. 224-230.

50.Максимов С.П. К вопросу формирования пермских залежей нефти Урало-Волжской нефтегазоносной области / С.П. Максимов // Нефтяное хозяйство. - 1955. - №10 - С.45-52.

51.Марфин Е.А. Упругие волны в насыщенных пористых средах: учеб.-метод. Пособие / Е. А. Марфин, М. Н. Овчинников. - Казань: Казан. ун-т, 2012. - 28 с.

52. Межведомственный стратиграфический комитет / ВСЕГЕИ, 2019. -Текст: электронный. - URL: http://vsegei.ru/ru/about/msk/ (дата обращения: 27.08.2021).

53.Метод парогравитационного дренажа (SAGD). - Текст: электронный // Все о нефти. - URL: https://vseonefti.ru/upstream/sagd.html (дата обращения 01.07.2021).

54. Методические рекомендации подсчета запасов сверхвязкой нефти (СВН) для терригенных коллекторов месторождений Республики Татарстан. - М.: ЕСОЭН, 2019. - 45 с.

55.Мусин К.Н., Подходы к определению параметров сверхвязкой тяжелой нефти / К.М. Мусин, А.А. Гибадуллин, И.И., Ахмерханов // Высоковязкие нефти и природные битумы: проблемы и повышение эффективности разведки и разработки месторождений: материалы Междунар. кауч.-практ. конф. - Казань, 2012. - С. 265-259.

56.Мусин М.М. Разработка нефтяных месторождений: учеб. пособие / М.М. Мусин, А.А. Липаев, Р.С. Хисамов - 2-е изд. перераб. и доп. - М.: инфра-Инженерия, 2019. - 329 с.

57.Назьев В. Остаточные, но не второстепенные / В. Назьев // Нефтегазовая вертикаль. - 2000. - №3. - С.21-22.

58.Напалков В.Н. Патент РФ № 2132457/ 27.06.1999. Способ разработки битумных залежей / Напалков В.Н., Швыдкин Э.К. // Патент России №2132457. 1999.

59. Недоливко Н.М. Исследование керна нефтегазовых скважин: учеб. пособие / Н.М. Недоливко. - Томск: Изд-во ТПУ, 2006. - 170 с.

60.Неручев С.Г. Главная фаза газообразования - один из этапов катагенетической эволюции сапропелевого РОВ / С.Г. Неручев, Е.А.

Рогозина, Л.Н. Капченко // Геология и геофизика. - 1973. - №10. - С. 1416.

61. Нефтегазоносность Республики Татарстан: геология и разработка нефтяных месторождений: в 2т. / под ред. Р.Х. Муслимова. - Казань: «Фэн» Акад. наук РТ, 2007. - Т.1. - 316 с.

62.Нечаев А.В. Геологические исследования северной части Самарской губернии / А.В. Нечаев, А.Н. Замятин.- [СПб.]: Геол.ком., 1913. - - IV, 210 с. - (Тр. Геол. к-та. Новая серия; Вып. 84).

63.Ноинский М.Э. Краткий очерк изучения недр Татарской республики / М.Э. Ноинский // Геология и полезные ископаемые в Татарской республике. - Казань, 1932- С.7-25.

64.Нургалиева Н.Г. Фациальная характеристика шешминских битуминозных отложений / Н.Г. Нургалиева, Н.А. Исханов, Д.К. Нургалиев // Нефтяное хозяйство. - 2016. - №. 4. - С. 72-75.

65.Нургалиева Н.Г. «Лингуловые глины»: литологические особенности регионального репера / Нургалиева Н. Г., Чернова И. Ю., Нургалиев Д. К. // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». - 2008. - №. 1. -С. 1-23.

66. Обобщение результатов лабораторных и опытно-промышленных работ по извлечению сверхвязкой нефти из пласта / Р.С. Хисамов [и др.]. - Казань: «Фэн» Акад. наук РТ, 2013. - 231 с.

67. Основные закономерности распределения залежей битумов в уфимских отложениях Татарской АССР / И.М. Акишев [и др.] // Тр. ТатНИПИнефть. - М., 1974. - Вып. 26. - С. 7-12.

68. Основные условия генерации и аккумуляции нефти и газа / отв. ред. В.Д. Наливкин, М.М. Алиев - М.: Наука, 1978. - 141 с.

69. Павлов П.Д. К вопросу о поисках битумов в песчаниках уфимского яруса / П.Д. Павлов, Г.А. Петров // Вопросы геологии и нефтеносности Среднего Поволжья.-Казань, 1974. - Вып. 4. - С. 59-71.

70.Панина С.А. Об особенностях строения залежей СВН и несовершенстве методики их изучения / С. А. Панина, Р.Р. Абусалимова, А.А. Костина // Нефтяная провинция. - 2016. - №. 4. - С. 35-46.

71.Полищук Ю.М. Тяжелые нефти: аналитический обзор закономерностей пространственных и временных изменений их свойств / Ю.М. Полищук, И.Г. Ященко // Нефтегазовое дело. - 2005. - №. 3. - С. 21-29.

72.Поправко А.А. Создание петрофизической основы для моделирования упругих свойств горных пород и выполнения сейсмической инверсии /

A.А. Поправко, Т.Ф. Соколова, // New Geotechnology for the Old Oil Provinces, Russia, 2013.

73.Почти всё о сейсмической инверсии Часть 1 / Ю.П. Ампилов, А.Ю. Барков, И.В. Яковлев [и др.] // Технологии сейсморазведки. - 2009. - №.4.

- С. 3-16.

74. Применение многоэлементной секторной аппаратуры волнового акустического каротажа ВАК-32 для исследования нефтяных скважин /

B.Е. Косарев, В.А. Горгун, А.Д. Акчурин [и др.] // Нефтяное хозяйство. -2016. - №. 3. - С. 54-57.

75.Пустовалов Л.В. Несколько замечаний о петрографии осадочных пород и ее положении в СССР / Л.В. Пустовалов // Бюлл. МОИП. - 1938. Отд. геол.

- Т. 16. - С. 199-204.

76.Пулькина Н.Э. Изучение неоднородности продуктивных пластов: практикум для выполнения учебно-научных работ студентами направления «Нефтегазовое дело» / Н.Э. Пулькина, С.В. Зимина. - Томск: Изд-во Том. политехн. ун-та, 2012. - 73 с.

77.Радченко О.А. Генетические типы битумов и условия их образования / О.А. Радченко, В.А. Успенский // Закономерности формирования и размещения скоплений природных битумов. - Л., 1979. С. 32-51.

78. Радченко О. А. Генетические типы битумов и условия их образования / О.А. Радченко, В.А. Успенский //Geologica Balcanica. - 1979. - Т. 9, №. 3.

- С. 53-70.

79. Романовский Г.Д. Нефть, асфальт и горючие сланцы волжских берегов // Горный журнал.- 1864.- Кн. 12. - С. 421-424.

80.Рузин Л.М. Методы повышения нефтеотдачи пластов (теория и практика): учеб. пособие / Л.М. Рузин, О.А. Морозюк.- Ухта: УГТУ, 2014. - 127 с.

81.Садреев А.М. Особенности строения и формирования битумных скоплений в линзовидных пластах шешминских песчаников на западном склоне Южного купола Татарского свода / А.М. Садреев, З.Г. Сайфуллин // Нефтегазовая геология и геофизика. - 1976. - №. 1. - С. 23-27.

82. Сидоров И.В. Анализ возможности применения технологии парогравитационного воздействия с применением двух горизонтальных скважин на месторождении Катангли //Наука и ТЭК. - 2011. - №. 7. - С. 42-45.

83. Сидорова Н.Н. Методика анализа зависимостей «плотность-пористость» с целью получения геологической палеофациальной информации: на примере песчаников ашальчинских слоев западного склона ЮжноТатарского свода: дис. ... канд. геол.-минерал. Наук / Н.Н. Сидорова. -Казань, 1999. - 189 с.

84.Синякина Ю.С. Обоснование петрофизических и петроупругих моделей тонкослоистых терригенных пород: дис. ... канд. геол.-минерал. наук / Ю.С. Синякина. - М., 2017. - 152 с.

85.Соколова Т.Ф. Проблемы моделирования упругих свойств пород по данным геофизических исследований скважин для целей сейсмических инверсий / Т.Ф. Соколова, А.А. Поправко // Збiрник наукових праць Укр ДГР1. - 2012. - №4. - С. 139-157.

86. Сравнение методов оценки интервальных времен по данным многоэлементного волнового акустического каротажа / В.Е. Косарев, В.А. Горгун, О.Н. Шерстюков [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2016. - Т. 2. - С. 24-27.

87. Степанов Н.Ю. Привязка результатов ГИС к керну, новые петрофизические зависимости на месторождениях сверхвязких нефтей

Татарстана / Н.Ю. Степанов, В.А. Харламов // Геофорум. - 2016. - №1. -С.17-23.

88.Тиаб Д. Петрофизика: теория и практика изучения коллекторских свойств горных пород и движения пластовых флюидов / Д. Тиаб, Э.Ч. Доналсон; пер. с англ. М.Д. Углова; под ред. В.И. Петерсилье, Г.А., Былевского. - 2-е доп. Изд. - М.: Премиум Инжиниринг, 2009. - 838 с.

89.Тиссо Б. Образование и распространение нефти / Б. Тиссо, Д. Вельте - М.: Мир, 1981. - 501 с.

90. Тихвинский И.Н. Карст и элювиально-делювиальные образования нижнепермских отложений / И.Н. Тихинский // Геология и генезис месторождений горнохимического сырья.- Казань. 1971. - С.153-160.

91. Успенская Л.А. Моделирование упругих свойств пород с учетом литологического состава и типа заполняющего флюида: на примере месторождений Урненско-Усановской зоны: дис. ... канд. геол.-минерал. наук / Л.А. Успенская. - М., 2014. - 123 с.

92.Урманов Э.Г. Спектрометрический гамма-каротаж нефтяных и газовых скважин. / Э.Г. Урманов; под общ. ред. А.М. Блюменцева. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: ВНИИгеосистем, 2010. - 164 с.

93. Успенский Б В. Геология месторождений природных битумов Республики Татарстан / Б.В. Успенский, И.Ф. Валеева - Казань: Гарт, 2008. - 349 с.

94. Филиппова К.Е. Построение объемных моделей карбонатных резервуаров с использованием различных алгоритмов инверсии волнового поля на примере месторождения тимано-печорской провинции / К.Е. Филлиппова, П.Г. Пономаренко, А.Ю. Коженков [и др.] // Технологии сейсморазведки. - 2011. - № 1. - С. 34-45.

95.Форш Н.Н. Пермские отложения: уфимская свита и казанский ярус / Н.Н. Форш. - Л.: Гостоптехиздат, 1955. - 156 с. - (Тр. ВНИГРИ. Новая серия. Волго-Уральская нефтеносная область; Вып. 92).

96.Халимов Э.М. Месторождения природных битумов / Э.М. Халимов, И.М. Акишев, П.С. Жабрева [и др.]. - М.: Недра, 1983. - 193 с.

97.Хаматдинов Р.Т. РД 153-39.0-072-01 Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах : дата введения 2001-07-01 / Р.Т. Хаматдинов, В.Ф. Козяр.

98.Хасанов Д.И. Применения метода дипольного электрического зондирования с измерением вызванной поляризации для поиска и разведки залежей природных битумов и высоковязкой нефти на территории Республики Татарстан / Д.И. Хасанов, К.И. Бредников, Б.Г. Червиков //Нефтяное хозяйство. - 2014. - №. 10. - С. 34-36.

99.Хасанов Р.Р. Состав песчаников в продуктивных горизонтах пермских битумных залежей Татарстана / Р.Р. Хасанов, А.И. Муллакаев, Е.Н. Дусманов // Учен. зап. Казан. ун-та. Сер. Естеств. науки. - 2017. - Т. 159, кн. 1. - С. 164-173.

100. Хачатрян Р.О. Тектоническое развитие и нефтегазоносность Волжско-Камской антеклизы / Р.О. Хачатрян. - М.: Наука, 1979. - 171 с.

101. Химия и геохимия пермских битумов Татарстана = Permian bitumens of Tatarstan chemistry and geochemistry / Г.П. Каюкова [и др.]. - М: Наука, 1999. - 301 с.

102. Хисамов Р.С. Геология и освоение залежей природных битумов Республики Татарстан / Р.С. Хисамов, Н.С. Гатиятуллин, И.Е. Шаргородский [и др.]. - Казань: «Фэн» Акад. наук РТ, 2007. - 295 с.

103. Хисамов Р.С. Оценка сходимости результатов определения подсчетных параметров коллекторов залежей сверхвязкой нефти по данным анализа керна и геофизических исследований скважин / Р.С. Хисамов, В.Г. Базаревская, С.А. Панина [и др.] //Нефтяное хозяйство. -2017. - №. 6. - С. 18-21.

104. Хисамов Р.С. Нефтебитумоносность пермских отложений ЮжноТатарского свода и Мелекесской впадины / Р.С. Хисамов, И.Е. Шаргородский, Н.С. Гатиятуллин. - Казань: «Фэн» Акад. наук РТ, 2009. - 429 с.

105. Хисамов Р.С. Нефтебитумность пермских отложений ЮжноТатарского свода и Мелекесской впадины / Р.С. Хисамов, И.Е. Шаргородский, Н.С. Гатиятуллин. - Казань: «Фэн» Акад. наук РТ, 2009. - 429 с.

106. Шакиров Р.М. Опыт применения тепловых методов при разработке залежей сверхвязкой нефти в ПАО «Татнефть» / Р.М. Шакиров, С.Ю. Борхович. - Текст: электронный // Научное сообщество студентов. Междисциплинарные исследования: электрон. сб. статей по материалам LXXVI студенческой Междунар. науч.-практ. конф. - Новосибирск, 2019.

- № 17. - С. 6-15. - URL: https://sibac.info/archive/meghdis/17(76).pdf (дата обращения: 28.01.2021).

107. Шорохова А.П. Выполнение петроупругого моделирования с целью повышения эффективности петрофизического сопровождения инверсии сейсмических данных в условиях терригенного разреза / А.П. Шорохова, И.В. Суворова // Геофизика. - 2017. - № S. - С. 143-151.

108. Шубин А.В. Методика изучения сложнопостроенных природных резервуаров на основе петроупругого моделирования и инверсии сейсмических данных : дис. ... канд. техн. наук / А.В. Шубин. - М., 2014.

- 146 с.

109. Эллерн С.С. Строение и перспективы битумоносности казанских отложений центральной части Закамской Татарии и смежных областей / С.С. Эллерн // Пути повышения эффективности подготовки новых запасов нефти на месторождениях Татарии. - Альметьевск,1985. -С. 23-24.

110. Юсупов Б.М. Размещение нефтяных месторождений Татарии / Б.М. Юсупов, Г.С. Веселов. - М.: Наука, 1973. - 190 с.

111. Яковлев И.В. Почти всё о сейсмической инверсии Часть 2 / И.В. Яковлев, Ю.П. Ампилов, К.Е. Филиппова // Технологии сейсморазведки. - 2011. - № 1. - С. 5-15.

112. Alboudwarej H. Highlighting heavy oil / Н. Alboudwarej // Oilfield review.

- 2006. - Vol. 18, № 2. - Р. 34-53.

113. Aliyeva S. Oil Sands: Rock Physics Analysis from Well Data, Alberta, Canada / S. Aliyeva, J. Dvorkin, W. Zhang // SEG Technical Program Expanded Abstracts 2012. - Society of Exploration Geophysicists, 2012. - P. 1-5.

114. An Experimental Investigation of Formation Damage in Heavy Oil Reservoir During Steam Injection / C.U. Okoye [et al.] // SPE Formation Damage Control Symposium. - OnePetro, 1992. - Paper SPE-23781-MS.

115. A rock physics modelling algorithm for simulating the elastic parameters of shale using well logging data / B. Wang [et al.] // Scientific reports. - 2018. -Vol. 8, № 1. - P. 1-8.

116. Avseth P. Explorational rock physics: the link between geological processes and geophysical observables / P. Avseth // Petroleum Geoscience -From sedimentary environments to rock physics. - Berlin; Heidelberg, 2015. -P. 455-488.

117. Avseth P. Combining burial history and rock-physics modeling to constrain AVO analysis during exploration / P. Avseth, I. Lehocki // The Leading Edge. -2016. - Vol. 35, № 6. - P. 528-534.

118. Avseth P. Rock physics estimation of cement volume, sorting, and net-to-gross in North Sea sandstones / P. Avseth, A. Wijngaarden, G. Mavko // The Leading Edge. - 2009. - Vol. 28, № 1. - P. 98-108.

119. Avseth P. Rock-physics modeling of stress sensitivity and 4D time shifts in patchy cemented sandstones—Application to the Visund Field, North Sea / P. Avseth, N. Skjei, G. Mavko // The Leading Edge. - 2016. - Vol. 35, № 10. -P. 868-878.

120. Bachrach R. Rock physics modeling of unconsolidated sands: Accounting for nonuniform contacts and heterogeneous stress fields in the effective media approximation with applications to hydrocarbon exploration / R. Bachrach, P. Avseth // Geophysics. - 2008. - Vol. 73, № 6. - P. E197-E209.

121. Batzle M. Heavy oils—Seismic properties / M. Batzle, R. Hofmann, D.H. Han // The Leading Edge. - 2006. - Vol. 25, № 6. - P. 750-756.

122. Batzle M. Seismic properties of pore fluids / M. Batzle, Z. Wang // Geophysics. - 1992. - Vol. 57, № 11. - P. 1396-1408.

123. Brown R.J.S. On the dependence of the elastic properties of a porous rock on the compressibility of the pore fluid / R.J.S. Brown, J. Korringa // Geophysics. - 1975. - Vol. 40, № 4. - P. 608-616.

124. Brie A. Shear sonic interpretation in gas-bearing sands / A. Brie, F. Pampuri, A.F. Marsala [et al.] // SPE Annual Technical Conference and Exhibition. - Society of Petroleum Engineers, 1995. - P. 701.

125. Bruggeman D.A.G. Berechnung verschiedener physikalischer Konstanten von heterogenen Substanzen. I. Dielektrizitätskonstanten und Leitfähigkeiten der Mischkörper aus isotropen Substanzen / D.A.G. Bruggeman // Annalen der physik. - 1935. - Vol. 416, № 7. - P. 636-664.

126. Cheng C.H. Inversion of seismic velocities for the pore aspect ratio spectrum of a rock / C.H. Cheng, M.N. Toksöz // Journal of Geophysical Research: Solid Earth. - 1979. - Vol. 84, № B13. - P. 7533-7543.

127. Choi J. Optimization of Fast-steam-assisted gravity drainage for the energy-efficient operations at a heterogeneous oil-sands reservoir / J. Choi, C. Park, S. Jeong // Energy Exploration & Exploitation. - 2018. - Vol. 36, № 5. -P. 1040-1060.

128. Combined Cost-effective Seismic Monitoring Technology for a Shallow Heavy Oil Reservoir Driven by SAGD / A.V. Stepanov, D.K. Nurgaliev, M.A. Amerkhanov [et al.] // Geomodel. - 2018. - Vol. 2018, № 1. - P. 1-5.

129. Coskuner G.A new process combining cyclic steam stimulation and steam-assisted gravity drainage: Hybrid SAGD / G. Coskuner // Journal of Canadian Petroleum Technology. - 2009. - Vol. 48, № 01. - P. 8-13.

130. Ciz R. Generalization of Gassmann equations for porous media saturated with a solid material / R. Ciz, S.A. Shapiro // Geophysics. - 2007. - Vol. 72, № 6. - P. A75-A79.

131. Das A. Modeling dynamic elastic properties of compacting chalk reservoirs using an integrated rock-physics workflow: A case study in the Ekofisk Field,

Norway / A. Das [et al.] // The Leading Edge. - 2016. - Vol. 35, № 6. - P. 516522.

132. Das A. Modeling studies of heavy oil—In between solid and fluid properties / A. Das, M. Batzle // The Leading Edge. - 2008. - Vol. 27, № 9. -P. 1116-1123.

133. Doan D.H. Acoustic properties of poorly cemented sandstones under temperature and stress / D.H. Doan [et al.]. - Text: electronic // 45th US Rock Mechanics / Geomechanics Symposium. - San Francisco, California, 2011. -URL:https://www.researchgate.net/publication/273132151_Acoustic_Properties _of_Poorly_Cemented_Sandstones_Under_Temperature_And_Stress (accessed: 23.08.2021).

134. Doan D.H. Effect of temperature on ultrasonic velocities of unconsolidated sandstones reservoirs during the SAGD recovery process / D.H. Doan [et al.] // 44th US Rock Mechanics Symposium and 5th US-Canada Rock Mechanics Symposium. - American Rock Mechanics Association, 2010. - Art. 36003.

135. Downhole receiver based technology for geophysical monitoring of super-viscous oil deposits development by steam injection / V. Sudakov, D. Khasanov, A. Stepanov [et al.] // Society of Petroleum Engineers - SPE International Heavy Oil Conference and Exhibition 2018, HOCE 2018. - Paper SPE-193662-MS.

136. Drage A. Constrained rock physics modeling / A. Drage // The Leading Edge. - 2009. - Vol. 28, № 1. - P. 76-80.

137. Durrani M.Z.A. Rock physics-driven quantitative seismic reservoir characterization of a tight gas reservoir: a case study from the Lower Indus Basin in Pakistan / M.Z.A. Durrani, M. Talib, B. Sarosh // First Break. - 2020. - Vol. 38, № 11. - P. 43-53.

138. Dvorkin J. Elasticity of high-porosity sandstones: Theory for two North Sea data sets / J. Dvorkin, A. Nur // Geophysics. - 1996. - Vol. 61, № 5. - P. 1363-1370.

139. Effect of lithological heterogeneity of bitumen sandstones on SAGD reservoir development / E.A. Korolev, S.A. Usmanov, D.S. Nikolaev, R.R. Gabdelvaliyeva // IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. -IOP Publishing, 2018. - Vol. 155, № 1. - P. 012019.

140. Feng H. AVO principles, processing and inversion / H. Feng, J.C. Bancroft // CREWES Research Report. - 2006. - Vol. 18. - P. 1-19.

141. Fleury M. Comparison of NMR laboratory and log measurements in a bitumen sand / M. Fleury [et al.]. - Text: electronic // Proceedings of the International Symposium of the Society of Core Analysts. - Monterey, USA, 2002.

142. Gadonneix P. 2010 survey of energy resources / P. Gadonneix [et al.]. -London: World Energy Council, 2010. - 618 p.

143. Gassmann F. Elasticity of porous media / F. Gassmann // Vierteljahrsschrder Naturforschenden Gesselschaft. - 1951. - Vol. 96. - P. 123.

144. Geophysical and sedimentological characterization of a tar sand rich area in Southwestern Nigeria / G.O. Adeyemi, A.A. Akinmosin, A.O. Aladesanmi, G.O. Badmus // Journal of Environment and Earth Sciences. - 2013. - Vol. 3, № 14. - P. 71-83.

145. Gurevich B. Modeling elastic wave velocities and attenuation in rocks saturated with heavy oil / B. Gurevich, K. Osypov, R. Ciz, D. Makarynska // Geophysics. - 2008. - Vol. 73, № 4. - P. E115-E122.

146. Han D. Acoustic property of heavy oil—Measured data / D.H. Han, J. Liu, M. Batzle // SEG Technical Program Expanded Abstracts 2006. - Society of Exploration Geophysicists, 2006. - P. 1903-1907.

147. Han D. Measurement of shear wave velocity of heavy oil / D.H. Han, J. Liu, M. Batzle // SEG Technical Program Expanded Abstracts 2005. - Society of Exploration Geophysicists, 2005. - P. 1513-1516.

148. Han D. Effects of porosity and clay content on wave velocities in sandstones / D. Han, A. Nur, D. Morgan // Geophysics. - 1986. - Vol. 51, № 11. - P. 2093-2107.

149. Han D.H. Effects of porosity and clay content on acoustic properties of sandstones and unconsolidated sediments: [PHD Diss.] / D.H. Han. - Stanford University, 1986. - 225 p.

150. Han D.H. Complex properties of heavy-oil sand / D.H. Han, Q. Yao, H. Zhao // SEG Technical Program Expanded Abstracts 2007. - Society of Exploration Geophysicists, 2007. - P. 1609-1613.

151. Han D.H. Velocity, density, modulus of hydrocarbon fluids--empirical models / D.H. Han, M. Batzle // 70th Ann. Internat. Mtg: Soc. of Expl. Geophys. - 2000. - Vol. 1. - P. 1867-1870.

152. Hashin Z. A variational approach to the theory of the elastic behaviour of multiphase materials / Z. Hashin, S. Shtrikman // Journal of the Mechanics and Physics of Solids. - 1963. - Vol. 11, № 2. - P. 127-140.

153. Heavy oils - Seismic properties / M. Batzle, B. Zadler, R. Hofmann, D.-H. Han. - DOI 10.1190/1. 1851162 // SEG Annual Meeting, 2004. - P. 17621765.

154. Heavy oils: reservoir characterization and production monitoring / ed. by S. Chopra [et al.]. - Tulsa: Society of Exploration Geophysicists, 2010. - XIX, 317 p.

155. Hill R. Elastic properties of reinforced solids: some theoretical principles / R. Hill // Journal of the Mechanics and Physics of Solids. - 1963. - Vol. 11, № 5. - P. 357-372.

156. Isaac J.H. Seismic methods for heavy oil reservoir monitoring: [PHD Diss.] / J.H. Isaac; Department of Geology and Geophysics. - Calgary, Alberta, 1996. - 231 p.

157. Ito Y. Numerical simulation of the SAGD process in the Hangingstone oil sands reservoir / Y. Ito, S. Suzuki // Journal of Canadian Petroleum Technology. - 1999. - Vol. 38, № 09. - Paper PETS0C-99-09-02.

158. Jambu M. Exploratory and multivariate data analysis / M. Jambu. -Elsevier, 1991. - 473 p.

159. Javanbakhti A. Analysis of temperature dependency of elastic moduli in heavy oil deposits / A. Javanbakhti, L.R. Lines, D. Gray // The Leading Edge. -2018. - Vol. 37, № 5. - P. 372-380.

160. Ke G. Rock physics modeling of the frequency dispersion in bitumen saturated sands / G. Ke, H. Dong, M.H. Johnston // SEG Technical Program Expanded Abstracts 2010. - Society of Exploration Geophysicists, 2010. - P. 2552-2556.

161. Kuster G.T. Velocity and attenuation of seismic waves in two-phase media: Part I. Theoretical formulations / G.T. Kuster, M.N. Toksoz // Geophysics. -1974. - Vol. 39, № 5. - P. 587-606.

162. Marsh R. Canada's extra-heavy (bitumen) and heavy oil resources, reserves and development/ R. Marsh, F. Hein // Journal of Canadian Petroleum Technology. - 2008. - Vol. 47, № 5. - P. 7-11.

163. Mavko G. The rock physics handbook: Tools for seismic analysis of porous media / G. Mavko, T. Mukerji, J. Dvorkin. - Cambridge University Press, 1998.

- 330 p.

164. Mavko G. The rock physics handbook / G. Mavko, T. Mukerji, J. Dvorkin.

- 3nd ed. - Cambridge University Press, 2020. - 756 p.

165. Mitchell W.K. A practical approach to statistical log analysis / W.K. Mitchell, R.J. Nelson // SPWLA 29th, 1988. - P. 1-20.

166. Mitchell W.K. Statistical log analysis made practical / W.K. Mitchell, R.J. Nelson // World Oil. - 1991. - Vol. 212, № 6. - P. 115-119.

167. Mur A. Testing popular rock-physics models / A. Mur, L. Vernik // The Leading Edge. - 2019. - Vol. 38, № 5. - P. 350-357.

168. Murphy W.F. Acoustic measures of partial gas saturation in tight sandstones / W.F. Murphy // Journal of Geophysical Research: Solid Earth. -1984. - Vol. 89, № B13. - P. 11549-11559.

169. Nawras Al-Khateb. A look into Gassmann's Equation / Nawras Al-Khateb // CWLS GeoConvention 2013, Integration: Geoscience Engineering Partnership. - Calgary, AB, Canada, 2013. - P. 1-6.

170. Nolen-Hoeksema R.C. Modulus—porosity relations, Gassmann's equations, and the low-frequency elastic-wave response to fluids / R.C. Nolen-Hoeksema // Geophysics. - 2000. - Vol. 65, № 5. - P. 1355-1363.

171. Nur A. The effect of saturation on velocity in low porosity rocks / A. Nur, G. Simmons // Earth and Planetary Science Letters. - 1969. - Vol. 7, № 2. - P. 183-193.

172. Pang H. Evaluation of elastic property changes in Karamay oil sand reservoir during thermal stimulation / H. Pang, Y. Jin, Y. Gao // Energy Science & Engineering. - 2019. - Vol. 7, № 4. - P. 1233-1253.

173. Popravko A.A. Petrophysical Investigation for Selecting Seismic Inversion Type (Yamal Gas Condensate Field Case Study) / A.A. Popravko, T.F. Sokolova, V.I. Kuznetsov // 6th EAGE Saint Petersburg International Conference and Exhibition. - European Association of Geoscientists & Engineers, 2014. - Vol. 2014, № 1. - P. 1-5.

174. Properties of oil sand and bitumen in Athabasca / H. Mochinaga, S. Onozuka, F. Kono [et al.] // CWLS Convention, 2006. - P. 39-44.

175. Quijada M.F. Integration of Well Logs and Seismic Data for Prediction of Elastic Properties in a Heavy Oil Sand Reservoir: Manitou Lake, Saskatchewan / M.F. Quijada, R.R. Stewart // Frontiers+ Innovation: CSPG CSEG CWLS Convention. - Calgary, Alberta, Canada, 2009. - P. 673-676.

176. Rasolofosaon P. Petroacoustic Characterization of Reservoir Rocks for Seismic Monitoring Studies. Laboratory Measurement of Hertz and Gassmann Parameters / P. Rasolofosaon, B. Zinszner // Oil & gas science and technology. - 2003. - Vol. 58, № 6. - P. 615-635.

177. Reuss A. Berechung der Fliessgrenze von Mischkristallen [Calculation of yield strength in mixed crystals] / A. Reuss // ZAMM-Zeitschrift für Angewandte Mathematik und Mechanik. - 1929. - Vol. 9. - P. 49-58.

178. Rock physics laboratory experiments on bitumen-saturated carbonates from the Grosmont Formation, Alberta / A. Rabbani [et al.] // SEG Technical Program Expanded Abstracts 2016. - Society of Exploration Geophysicists, 2016. - P. 3464-3467.

179. Rock physics — The link between rock properties and AVO response / J.P. Castagna, M. Batzle, T.K. Kan, M.M. Backus // Offset-dependent reflectivity -Theory and practice of AVO analysis: SEG Investigations in Geophysics Series. - 1993. - Vol. 8. - P. 135-171.

180. Schön J.H. Physical properties of rocks: Fundamentals and principles of petrophysics / J.H. Schön. - 2nd ed. - Elsevier, 2015. - 512 p. - (Developments in Petroleum Science; Vol. 65).

181. Study of extraction and pyrolysis of Chinese oil sands / L. Shuyuan [et al.] // Fuel. - 1995. - Vol. 74, № 8. -P. 1191-1193.

182. Surface seismic techniques in the recovery of heavy oil / M. Rajab, I. Al-Hakim, J.M. Garrity [et al.] // EAGE 68th Conference & Exhibition. - Vienna, Austria, 2006. - P. 1788-1795.

183. The features of mineral composition of the rocks formed a geological section of Nizhne-Karmalskoye superviscous oil deposit / E.A. Yachmeneva, V.E. Kosarev, D.I. Khassanov [et al.] // SGEM. - 2019. - Vol. 19, № 1.1. - P. 601-608.

184. Trinnaman J. 2004 Survey of energy resources / ed. J. Trinnaman, A. Clarke. - Elsevier, 2004. - 464 p.

185. U.S. Geological survey. An estimate of recoverable heavy oil resources of the Orinoco Oil Belt, Venezuela. - 2009. - Text: electronic. - URL: https://pubs.usgs.gov/fs/2009/3028/pdf/FS09-3028.pdf (accessed: 19.08.2021).

186. Vernik L. Modeling elastic properties of siliciclastic rocks / L. Vernik, M. Kachanov // Geophysics. - 2010. - Vol. 75, № 6. - P. E171-E182.

187. Voigt W. Lehrbuch der Kristall Physik / W. Voigt. - Leipzig: Teubner, 1928. - XXVI, 978 p.

188. Wang G. Statistical Reverse Model to Predict Mineral Composition and TOC Content of Marcellus Shale / G. Wang, T.R. Carr, Y. Ju // SPE Unconventional Resources Conference. - Society of Petroleum Engineers, 2014. - Paper SPE-168989-MS.

189. Wang Z. Effect of temperature on wave velocities in sands and sandstones with heavy hydrocarbons / Z. Wang, A. Nur // SEG Technical Program Expanded Abstracts 1986. - Society of Exploration Geophysicists, 1986. - P. 3-5.

190. Watson I.A. Heavy-oil reservoir characterization using elastic wave properties / I.A. Watson, K.F. Brittle, L.R. Lines // CREWES Research Report. - 2001. - Vol. 13. - 2001. - P. 777-784.

191. Wolf K. Laboratory measurements and reservoir monitoring of bitumen sand reservoirs: [PHD Diss.] / K. Wolf. - Stanford University, 2010. - 220 p.

192. Xu S. Modeling elastic properties in carbonate rocks / S. Xu, M.A. Payne // The Leading Edge. - 2009. - Vol. 28, № 1. - P. 66-74.

193. Xu S. A new velocity model for clay-sand mixtures 1 / S. Xu, R.E. White // Geophysical prospecting. - 1995. - Vol. 43, № 1. - P. 91-118.

194. Xu Y. Lithology differentiation and bitumen/water separation in Athabasca oil sands: Rock physics study / Y. Xu, S. Chopra, L. Lines // Frontiers+ Innovation: CSPG CSEG CWLS Convention. - Calgary, Alberta, Canada, 2009. - P. 524-527.

195. Yan J. Effects of pore aspect ratios on velocity prediction from well-log data / J. Yan, X.Y. Li, L. Enru // Geophysical Prospecting. - 2002. - Vol. 50, № 3. - P. 289-300.

196. Yen L.C. A generalized equation for computer calculation of liquid densities / L.C. Yen, S.S. Woods // AIChE Journal. - 1966. - Vol. 12, № 1. - P. 95-99.

197. Yuan H. Pressure and temperature effect on heavy-oil sand properties / H. Yuan, D. Han // SEG Technical Program Expanded Abstracts 2013. - Society of Exploration Geophysicists, 2013. - P. 2984-2988.

198. Yuan H. The effect of pressure and temperature on bitumen saturated carbonate / H. Yuan, D. Han, W. Zhang // SEG Technical Program Expanded Abstracts 2015. - Society of Exploration Geophysicists, 2015. - P. 3151-3155.

199. Yuan H. Heavy oil sands measurement and rock-physics modeling / H. Yuan, D. Han, W. Zhang // Geophysics. - 2016. - Vol. 81, № 1. - P. D57-D70.

200. Yuan H. Rock-physics modeling of heavy oil sand / H. Yuan, D. Han, W. Zhang // SEG International Exposition and 86th Annual Meeting, 2016. - P. 3459-3463.

201. Zeolitic mineralization of permian clastic reservoirs of the ashalchinsky bituminous field / E.A. Korolev, A.A. Eskin, V.P. Morozov [et al.] // International Multidisciplinary Scientific GeoConference Surveying Geology and mining Ecology Management, SGEM. - 2017. - Vol. 17, №11. - P. 719724.

202. Zhang D.A. Seismic methods in heavy-oil reservoir monitoring / D.A. Zhang, L.R. Lines // CREWES Research Report. - 2004. - Vol. 16. - P. 1-17.

СПИСОК ИЛЛЮСТРАТИВНОГО МАТЕРИАЛА

Таблица 2.1 - Классификация нефтей

Таблица 2.2 - Геолого-физические характеристики продуктивного пласта и насыщающего флюида Нижне-Кармальской залежи

Таблица 3.1 - Сводная таблица петрофизических исследований керна

Таблица 3.2 - Комплекс методов ГИС

Таблица 3.3 - Приборы акустического каротажа в скважинах и качество материала

Таблица 4.1 - Сводная таблица дополнительных исследований кернового материала

Таблица 5.1 - Фракционный состав для пласта коллектора Р1и22

Таблица 5.2 - Матрица факторных нагрузок по данным гранулометрии

Таблица 5.3 - Минеральный состав для пласта коллектора Р1Ш2,

«лингуловых» глин и «спириферового» известняка

Таблица 5.4 - Карбонатность для пласта коллектора Р1Щ2

Таблица 5.5 - Изменение отношения Ур/У8, модуля Юнга и коэффициента

Пуассона при нагреве

Таблица 5.6 - Минеральные компоненты для моделирования Таблица 5.7 - Параметры для статистического моделирования

Рисунок 1.1. Элементарный объем породы (упрощенная модель) Рисунок 1.2. Различные схемы смачиваемости, определяющие различное распределение тяжелой нефти в песчанике

Рисунок 1.3. Зависимость скорости продольной волны от температуры в образце тяжелой нефти

Рисунок 1.4. Зависимость скорости продольной (а) и поперечной (б) волн от температуры в образце битума

Рисунок 1.5. Зависимость изменения скорости продольной и поперечной волн от температуры в четырех образцах песчаника с Аляски, насыщенных тяжелой нефтью

Рисунок 1.6. График зависимости скорости от температуры для карбонатного образца, насыщенного битумом

Рисунок 1.7. Зависимость скорости тяжелой нефти от температуры в трех фазах (стекло, квази-твердая, жидкость)

Рисунок 1.8. Нижняя и верхняя границы для сплава карбид вольфрама -кобальт (WC-Co)

Рисунок 1.9. Взаимосвязь между аспектным соотношением и упругими модулями по модели Kuster и Toksoz

Рисунок 1.10. Модуль упругости в зависимости от пористости для скважины 1 (а) и скважины 2 (б)

Рисунок 1.11. Сравнение модельных данных Gassmann, Solid-Gassmann, SGDC и новой модели тяжелых нефтеносных песков VSDC с лабораторными замерами на образцах керна (original data)

Рисунок 1.12. Сравнение модельных (prediction) и измеренных (observed) данных для неглубокой газовой скважины

Рисунок 2.1. Региональное распределение нефтегазоносных бассейнов тяжелых нефтей

Рисунок 2.2. Карта нефтегазоносности РТ Рисунок 2.3. Палеогеографическая схема уфимского яруса Рисунок 2.4. Схема размещения месторождений пермских битумов и битумоскоплений уфимского яруса Республики Татарстан

Рисунок 2.5. Схематический литолого-стратиграфический разрез Нижне-Кармальской залежи

Рисунок 2.6. Фотографии керна в видимом диапазоне спектра Рисунок 2.7. Схема дифференциации залежей сверхвязких нефтей песчаной пачки шешминского горизонта по глубине их залегания

Рисунок 2.8. Схема расположения и назначения скважин при разработке методом парогравитационного дренажа

Рисунок 3.1. Распределение коэффициента пористости Рисунок 3.2. Зависимость коэффициента проницаемости от коэффициента открытой пористости для коллекторов терригенного пласта P2u22

Рисунок 3.3. Зависимость коэффициента остаточного водонасыщения от коэффициента пористости для терригенного пласта P2u22

Рисунок 3.4. Зависимость количества связанной воды от коэффициента проницаемости для терригенного пласта P2u22

Рисунок 3.5. Распределение объемной (а) и минералогической (б) плотности по данным анализа керна для пласта P2u22

Рисунок 3.6. Сопоставление открытой пористости с объемной плотностью образцов керна пласта P2u22

Рисунок 3.7. Сопоставление открытой пористости с интервальным временем пробега продольной волны образцов керна

Рисунок 3.8. Графики зависимости керн-ГИС по пористости Рисунок 3.9. Графики зависимости акустического импеданса от пористости по керну

Рисунок 4.1. Проведение рентгенографического фазового анализа Рисунок 4.2. Общий вид установки «Кратор»

Рисунок 4.3. Установка ПИК-УЗ-УЭС-ПЛ для изучения электрических и упругих свойств образцов керна в пластовых условиях

Рисунок 4.4. Пример определения скорости продольный волны после фильтрации и скорости сдвига минимумов целевой функции невязки

Рисунок 4.5. Гистограммы показаний DTP в опорном интервале до (а) и после (б) нормализации

Рисунок 4.6. Гистограммы показаний ГГКп в опорном интервале до (а) и после (б) нормализации

Рисунок 4.7. Корреляция между кривой интервального времени продольной волны и а) нормализованной кривой гамма-каротажа; б) индукционного каротажа; в) нейтронного каротажа; г) бокового каротажа

Рисунок 4.8. Сопоставление синтезированных кривых в интервале от 0 до

50 м

Рисунок 4.9. Пример зарегистрированных и синтезированных кривых акустического каротажа

Рисунок 5.1. Сопоставление групп обломочного материала с пористостью Рисунок 5.2. Гистограммы значений для каждой фракции по данным гранулометрии

Рисунок 5.3. Разделение песчаного пласта коллектора на зоны Рисунок 5.4. Карта Нижне-Кармальской залежи в цвете факторных нагрузок с учетом зональности коллектора по глубине

Рисунок 5.5. Дифрактограмма образца песчаника

Рисунок 5.6. Средние значения содержания компонент по результатам рентгенофазового анализа исследования

Рисунок 5.7. Сопоставление общей карбонатности и открытой пористости Рисунок 5.8. Результат исследований полноразмерного керна методом гамма-спектрометрии

Рисунок 5.9. График распределения значений скорости продольной волны при температуре 20°С в зависимости от значений плотности для различных литологических разностей горных пород

Рисунок 5.10. Пример изменения скорости продольной волны для неэкстрагированного битумонасыщенного образца и образца, насыщенного дистиллированной водой после экстракции

Рисунок 5.11. Интенсивность изменения скорости продольной Ур (а) и поперечной У8 (б) волн на примере одного из образцов «лингуловых» глин при нагреве

Рисунок 5.12. Интенсивность изменения скорости продольной Ур (а) и поперечной У8 (б) волн на примере одного из образцов известняка при нагреве

Рисунок 5.13. Соотношение Vp - Vs по результатам лабораторных исследований

Рисунок 5.14. Гистограммы двойного разностного параметра НГК в контрольном интервале до (а) и после (б) нормализации

Рисунок 5.15. Гистограммы двойного разностного параметра ГК в контрольном интервале до (а) и после (б) нормализации

Рисунок 5.16. Гистограммы данных ГГКп в контрольном интервале до (а) и после (б) нормализации

Рисунок 5.17. Пример построения объемной модели статистическим методом и сравнение полученных результатов с данными керна по РФА

Рисунок 5.18. Схематическое представление породы для выполнения задач моделирования: 1 - кварц; 2 - карбонатная порода; fl- флюид Рисунок 5.19. Результаты моделирования для скважины 1 Рисунок 5.20. Результаты моделирования для скважины 2 Рисунок 5.21. Результаты моделирования для скважины 3 Рисунок 5.22. Результаты моделирования для скважины 4 Рисунок 5.23. Результаты моделирования для скважины 5 Рисунок 5.24. Результаты моделирования для скважины 6 Рисунок 5.25. Результаты моделирования для скважины 7 Рисунок 5.26. Результаты моделирования для скважины 8 Рисунок 5.27. Результаты моделирования для скважины 9 Рисунок 5.28. Результаты моделирования для скважины 10 Рисунок 5.29. Графики сопоставления модельной скорости по Ciz и Shapiro в сравнении с данными ГИС для скважины 1

Рисунок 5.30. Оценка ошибки модельных кривых в сравнении с каротажными данными

Рисунок 5.31. Разделение пород на коллектор и неколлектор в поле акустического импеданса

Рисунок 5.32. Разделение песчаного пласта на зоны в поле акустического импеданса

Рисунок 5.33. Разделение пород на литотипы в поле упругих параметров Vp/Vs - Л!, Уp/Уs - SI