Моделирование фрактальной структуры и геофлюидодинамики нефтегазовых залежей тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.13.16, кандидат технических наук Харитонов, Виктор Иванович

• Харитонов, Виктор Иванович
• кандидат технических наук
• 2000

Оглавление диссертации кандидат технических наук Харитонов, Виктор Иванович

ВВЕДЕНИЕ.

Глава 1. ФРАКТАЛЬНАЯ СТРУКТУРА И ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ

ПАРАМЕТРЫ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

§ 1. Фрактальная структура нефтегазоносных систем.

§ 2. Фрактальная модель акустических и сейсмических процессов в нефтегазонасыщенных средах

§ 3. Моделирование геологических характеристик нефтегазовых залежей

§ 4. Геофизические характеристики нефтегазовых залежей

§ 5. Автоматизированная обработка материалов геофизических исследований скважин

Глава 2. ФРАКТАЛЬНОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРОПРОВОДНОСТИ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ПЛАСТОВ

§ 6. Фрактальные характеристики электропроводности нефтегазосодержащих пористых сред.

§ 7. Численное моделирование фрактальной структуры электропроводности песчаных нефтегазосодержащих пластов

§ 8. Выбор каротажного стандарта для промыслово-геофизического мониторинга.

Глава 3. МОДЕЛИРОВАНИЕ ГЕОФЛЮИДОДИНАМИКИ

НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

§ 9. Методы флюидодинамического моделирования нефтегазогеологических систем.

§10. Алгоритмические и программные средства построения геофлюидодинамической модели нефтегазовой залежи.

§11. Создание банка геолого-геофизических данных.

§12. Параметрическая характеристика геофлюидодинамической модели.

§13. Анализ результатов геофлюидодинамических исследований скважин и пластов

§14. Геофлюидодинамическая модель разработок залежи

§15. Фрактальные характеристики продуктивности нефтеносного пласта-коллектора.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Моделирование фрактальной структуры и геофлюидодинамики нефтегазовых залежей»

Заметный прогресс в области моделирования нефтегазовых месторождений, определяющего эффективные способы воздействия на продуктивные пласты, связан с ухудшением состояния мировых запасов нефти и газа, включая российские запасы углеводородного сырья. Основными причинами этого объективного процесса являются вступление многих известных месторождений в позднюю стадию разработки, когда уровень нефтегазодобычи снижается, и необходимость переоценки промыш-ленно извлекаемых запасов нефти и газа с учетом появления новых высокоэффективных технологий добычи и геофизического мониторинга, базирующихся на более адекватных реальности методах моделирования нефтегазовых залежей [1-12].

В настоящее время 80% добычи нефти России обеспечивается за счет 155 крупных и средних месторождений нефти с текущими извлекаемыми запасами более 50 млн.т каждое. Большая часть из них (60%) находится в состоянии падающей добычи, что обусловлено значительной выработанностью начальных высокопродуктивных запасов. Извлекаемые запасы нефти по текущим деби-там скважин разделяются следующим образом: меньше 10т/сут. = 55%; 10 - 25 т/сут. = 15%; 25-50т/сут. = 10%; 50- 100т/сут. - 7%; свыше 100 т/сут. = 3 % .

Следует отметить, что в Ханты-Мансийском автономном округе выявлено всего 2000 залежей, из них крупных и уникальных (более 30 млн.т) только 88, но в них сконцентрировано 70% текущих извлекаемых запасов. Остальные 1912 залежей содержат 30% запасов, и каждое из них имеет менее 10 млн.т.

Среднесуточный дебит нефти одной скважины по России составляет сейчас 7,4 т/сут., а рентабельным считается дебит не менее 7,5 т/сут. Даже в богатейшем регионе Западной Сибири, Ханты-Мансийском автономном округе, в 1996 году средний дебит составил 11,8 т/сут., а в 1998 г. менее 10 т/сут. Обводненность превышает 80%, а это значит, что с каждой тонной нефти добывается 4 тонны воды.

Ввод в разработку новых объектов не компенсирует падение добычи нефти на основных месторождениях. Парадокс заключается в том, что по валовому объему извлекаемых разведанных запасов нефти Российская Федерация по разным оценкам занимает от второго до седьмого места в мире, бесспорно уступая лишь Саудовской

Аравии. Но качество запасов во многих российских регионах оказалось низкое, как по природным, так и по технологическим причинам. Появилось понятие "трудноиз-влекаемые запасы" (ТИЗ) нефти и, даже газа, которые характеризуются малоэффективными промысловыми параметрами, в том числе низкой продуктивностью скважин и малыми темпами отбора. На долю ТИЗ в балансе страны сейчас приходится более половины промышленных запасов нефти, хотя более 20 лет назад они составляли единицы процентов [10,13-16].

В годы бурного расцвета нефтяной промышленности и крупных открытий недостаточно уделялось внимания геолого-промысловому изучению нефтегазонасы-щенных объектов. Среди специалистов длительное время природные резервуары ассоциировались с моделью порового однородного пласта-коллектора. Это считалось аксиомой при подсчете запасов и проектировании разработки. Однако в большинстве случаев запасы определялись первоначально с большой ошибкой и неоднократно уточнялись; фактические показатели разработки зачастую не соответствовали проектным. Отдельные исследователи на основе обширного геолого-промыслового материала приходят к выводу, что модель пласта-коллектора имеет более сложный характер, кроме пор в их строении принимают участие трещины и каверны. Поэтому геолого-геофизические данные поисково-разведочного этапа часто не согласуются с результатами испытаний и динамикой разработки.

Поведение нефтегазоносных коллекторов, представленных пористыми средами, в существенной мере определяется стохастическими факторами, включая хаотическое распределение зерен породы коллекторов по форме и размерам. При изучении неупорядоченных систем все более эффективно используется фрактально-геометрическое описание стохастических элементов их поведения (см., например, [17-22] и цитированную там обширную литературу). Основным для аппарата фрактальной математики является понятие дробной размерности, впервые введенное Хаусдорфом [17]. На языке фрактальной математики были сформулированы основные положения теории протекания [23-26]. В частности, установлена фрактальная природа так называемых вязких пальцев в пористых средах, где сильно вязкая жидкость (нефть) вытесняется слабо вязкой жидкостью (водой) [27-29].

Получен ряд интересных результатов, относящихся к вычислению проводимости фрактальных решеток.

Как известно, пористые вещества ведут себя как системы с фрактальной структурой [21,22]. Фрактально-геометрическое описание случайных факторов поведения неупорядоченных систем в последнее время весьма активно применяется в геологии и геофизике [2-4,30-32]. Так для нужд поисковой нефтяной геологии были исследованы вариации фрактальных характеристик соляно-купольных структур [33]. Дан анализ связи фрактально-геометрических показателей с нефтегазонос-ностью и проводимостью поровых коллекторов. Сформулирован фрактальный подход к изучению электропроводности горных пород [34]. Электрическая проводимость пористых нефтегазосодержащих пластов, исследуемая при их электромагнитном каротаже, также имеет фрактальную структуру, характерную для перколяцион-ного кластера [3,35].

Выдвигается вопрос о необходимости создания фрактальных флюидодинами-ческих моделей нефтяных и газовых залежей и их учета на стадии разведки и подготовки месторождений к разработке. Такое направление определяется новыми гео-флюидодинамическими концепциями в нефтяной геологии, теоретические основы которых в кратком изложении отражены в данной работе. Особое внимание уделяется современным геодинамическим процессам [4, 36-50].

Предлагаются новые подходы к нефтегеологическому районированию и выделяют флюидодинамическую систему, которая охватывает не только осадочные бассейны, но и весь разрез литосферы. Рассматривается классификация (типизация) бассейнов по флюидодинамическим критериям (поли-, гомо-, криптогенные бассейны). Предполагается, что интенсивность и специфика флюидодинамических процессов определяет не только масштабы генерации, но и масштабы нефтегазона-копления. Получила распространение концепция, что флюидодинамическая модель является основой разработки общей теории нефтеобразования.

Геофлюидодинамика охватывает широкий спектр объектов и процессов. В данной диссертационной работе отдается предпочтение локальным флюидодинамическим системам, каковыми являются залежи нефти и газа, т.е. природно-техногенным объектам в период их изучения и освоения. Такие объекты в отличие от нефтегазоносных бассейнов и крупных геосистем могут быть подвергнуты точным измерениям, систематическим наблюдениям и управлению отдельными процессами.

Представляется, что создание флюидодинамических моделей залежей является эффективным инструментом для решения многих задач: выделение различных типов коллекторов, повышения эффективности поисково-разведочных работ, уточнения подсчета запасов и их дифференциации, геолого-промыслового обоснования эффективных технологических показателей. В конечном счете это позволяет оптимизировать процесс выработки трудноизвлекаемых запасов и повысить текущие и конечные коэффициенты нефте- и газоотдачи, что особенно важно для таких крупных нефтегазоносных провинций, как Западная Сибирь.

Необходимо учитывать тенденции развития, а, следовательно, и действовать в соответствии с реально сложившейся ситуацией. В ближайшие два-три десятилетия придется работать с трудноизвлекаемыми запасами и малодебитными месторождениями, но работать эффективно и профессионально.

Актуальность. Анализ современных технических средств сейсморазведки полезных ископаемых позволяет констатировать, что реализация уникальных возможностей сейсмоакустических источников волновых полей сдерживаются вследствие применения чрезмерно упрощенных моделей рассеяния сейсмических и акустических волн, отсутствия должного математического обеспечения процессов обработки результатов измерений [6, 44, 51-55]. Подобная ситуация характерна для электроразведки [12] и в целом для геологии нефти и газа, нефтегазодобывающей промышленности [13, 56, 57]. Вероятно по этой причине остается низким коэффициент успешности в поисково-разведочных работах, все еще мал процент извлечения нефти из пластов. В силу этого необходимы новые подходы к изучению геодинамики и напряженного состояния нефтегазонасыщенных объектов.

Поэтому весьма актуальной является проблема моделирования и создания новых методов фрактального анализа нефтегазонасыщенных объектов как открытых динамических систем с быстро меняющимся состоянием, то резко напряженным, то близким к стабильному, что особенно характерно в период наложенных техногенных процессов (геологоразведка, разработка месторождений нефти и газа). Фрактальное моделирование как инструмент для изучения скрытого порядка в динамике неупорядоченных систем, каковыми являются нефтегазовые месторождения, стало технологической потребностью. Фрактальные модели упрощают анализ турбулентного движения жидкости или газа, а также процесса протекания, что важно для индустриальных технологий технологии разработки месторождений нефти и газа [2, 3, 13]. В частности, напряженные крупномасштабные фрактальные структуры возникают при закачке в пласт воды, газа и других агентов, поддерживающих пластовое давление. Наличие фрактальных структур может быть также связано с загрязнением прискважинных зон пласта [13].

Целью настоящей диссертационной работы является математическое моделирование фрактальной структуры и геофлюидодинамики нефтегазовых залежей. На- учно обоснованное решение этой комплексной задачи содержит следующие этапы, связанные между собой объектами и методами исследований:

- разработка фрактальной модели нефтегазовых месторождений, акустических и сейсмических процессов в нефтегазонасыщенных средах;

- фрактальное моделирование электропроводности нефтегазоносных пластов;

- разработка методов флюидодинамического моделирования нефтегазогеоло-гических систем, включая определение фрактальных характеристик продуктивности пласта-коллектора.

Научная новизна работы определяется ее основными положениями, выносимыми на защиту.

1) Разработана методология фрактального анализа месторождений нефти и газа при наложенных техногенных процессах, связанных с геологоразведкой и применением индустриальных технологий нефтегазодобычи.

2) Предложены методы существенного повышения информативности средств сейсмоакустической локации, применяемых для геологоразведки и мониторинга геофизической обстановки залежей нефти и газа, на основе фрактального моделирования рассеяния сейсмических и акустических полей. Исследована взаимосвязь фрактальной структуры нефтегазонасыщенной упругой среды и фрактонных особенностей сейсмических и акустических волн, распространяющихся и рассеиваемых в ней. Установлена возможность определения степени насыщенности упругой среды нефтью и (или) газом по пространственным изменениям фрактонных характеристик спектра сейсмоакустических сигналов, включая трансформацию фрак-тонов в фононный спектр на границе нефтегазового месторождения.

3) Разработаны принципы фрактального моделирования электрической проводимости нефтегазосодержащих пористых сред, образуемых терригенными коллекторами в виде песчаных пластов. Дан детальный численный анализ фрактальной структуры континуального кластера электропроводности нефтегазоносного коллектора, результаты которого могут быть использованы для повышения эффективности методов электроразведки месторождений нефти и газа.

4) Установлены варианты оптимизации выбора каротажного стандарта для промыслово-геофизического мониторинга.

5) Представлена математическая модель флюидодинамики нефтегазогеологи-ческих систем. Указаны алгоритмические и программные средства построения гео-флюидодинамической модели нефтегазовой залежи с учетом техногенных процессов. Определены фрактальные характеристики промысловой продуктивности нефтеносного пласта-коллектора на основе анализа его геофлюидодинамики.

Практическая ценность работы. В прикладном аспекте полученные результаты представляют интерес, прежде всего, с позиций перспектив появления и широкого распространения нового поколения методов комплексного анализа динамики нефтегазовых месторождений, необходимости существенного повышения информативности средств сейсмоакустической локации и электроразведки для детальной диагностики нефтегазоносных коллекторов, совершенствования критериев оценки их промысловой продуктивности, используемых при геологоразведке, геофизическом мониторинге и нефтегазодобыче. Определенная часть представленных в данной работе исследований использована при разработке модели геофлюидодинамики и технологической схемы Верх-Тарского месторождения нефти.

Апробация работы. Материалы диссертационной работы докладывались на Международной конференции «Геодинамика и напряженное состояние недр Земли» (Новосибирск, 1999); XV Губкинских чтениях «Перспективные направления, методы и технологии комплексного изучения нефтегазоносности недр» (Москва, 1999);

Научно-практической конференции «Пути развития и повышения эффективности электрических и электромагнитных методов изучения нефтегазовых скважин» (Новосибирск, 1999); научных семинарах Международного института нелинейных исследований РАН и Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина. »

Публикации. Основные результаты диссертации представлены в опубликованных работах [35,45,46-48, 58, 59].

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, трех глав, заключения и списка литературы по теме диссертации. Общий объем работы составляет 115 страниц, в том числе 28 иллюстраций, 11 таблиц; список литературы содержит 62 наименования.

Заключение диссертации по теме «Применение вычислительной техники, математического моделирования и математических методов в научных исследованиях (по отраслям наук)», Харитонов, Виктор Иванович

Основные результаты диссертационной работы и выводы, которые можно сделать на их основе, заключаются в следующем.

1. Разработана методология фрактального анализа месторождений нефти и газа при наложенных техногенных процессах, связанных с геологоразведкой и применением индустриальных технологий нефтегазодобычи.

2. Предложены методы существенного повышения информативности средств сейсмоакустической локации, применяемых для геологоразведки и мониторинга геофизической обстановки залежей нефти и газа, на основе фрактального моделирования рассеяния сейсмических и акустических полей. Установлены и исследованы эффекты взаимосвязи фрактальной структуры нефтегазонасыщенной упругой среды и фрактонных особенностей сейсмических и акустических волн, распространяющихся и рассеиваемых в ней. Предсказана трансформация во времени фрак-тонной части спектра сейсмоакустических сигналов в нефтегазонасыщенных системах под воздействием техногенных процессов. Указан новый метод диагностики нефтегазовых месторождений, позволяющий по пространственным изменениям фрактонных характеристик определять степень насыщенности упругой среды нефтью и (или) газом, включая возможность регистрации границы месторождения по переходу фрактонов в фононный спектр.

3. Разработаны принципы фрактального моделирования электрической проводимости нефтегазосодержащих пористых сред, образуемых терригенными коллекторами в виде песчаных пластов. Дан детальный численный анализ фрактальной структуры континуального кластера электропроводности нефтегазоносного коллектора, результаты которого могут быть использованы для повышения эффективности методов электроразведки месторождений нефти и газа.

4. Установлены возможные варианты оптимизации процесса выбора каротажного стандарта для промыслово-геофизического мониторинга.

5. Представлена математическая модель флюид о динамики нефтегазогеологи-ческих систем. Указаны алгоритмические и программные средства построения геофлюидодинамической модели нефтегазовой залежи с учетом техногенных |1роцессов. Определены фрактальные характеристики промысловой продуктивности нефтеносного пласта-коллектора на основе анализа его геофлюидодинамики.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Рассматривая перспективу развития нефтегазовой индустрии необходимо иметь в виду следующие направления: 1) поиски крупных и высокодебитных нефтегазовых скоплений в новых районах и перспективных толщах, включая шельфы и большие глубины земной коры; 2) эффективное освоение выявленных и предполагаемых ресурсов в «старых» районах. Существенные приросты добычи могут быть получены за счет извлечения углеводородного сырья из ныне считающихся неперспективными зон с трудно извлекаемыми запасами.

Основными статьями прироста запасов нефти и газа являются: ревизии, улучшение технологий, доразведка существующих и открытие новых месторождений; покупка готовых запасов. Под ревизией понимается переоценка запасов в процессе разработки месторождений на основе анализа параметров их динамики, а также пересмотр и переработка старых геолого-геофизических материалов.

Универсальная гео флюид о динамическая модель залежей нефти и газа должна учитываться на всех стадиях освоения месторождений. Мониторинговое моделирование геофлюидодинамики нефтегазовых залежей способствует одновременной выработке трещинной и поровой сред, уменьшению обводненности продуктивных отложений, снижению непроизводительных затрат и комплексной ревизии запасов.

Оперативное управление процессов разработки нефтяных и газовых месторождений должно осуществляться на основе постоянного геофлюидодинамического мониторинга, что обеспечит максимальные коэффициенты нефте- и газоотдачи за счет эффективного использования пластовой энергии и своевременной корректировки систем разработки. Значительный экономический эффект от использования геофлюидодинамического мониторинга может быть получен на каждом промъ!словом объекте или в целом на месторождении при учете их особенностей.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Харитонов, Виктор Иванович, 2000 год

1. Трофимук A.A., Черский Н.В., Царев В.П., Сорока Т.И. Новые данные по экспериментальному изучению преобразования ископаемого OB с использованием механических полей. Докл. АН СССР, 1981. Т. 257, N 1. С. 207 - 211.

2. Fractals in petroleum geology and Earth processes. Ed. Barton C.C. and La Pointe P.R., N.Y. and London: Plenum Press, 1995. P. 317.

3. Запивалов Н.П., Смирнов Г.И. О фрактальной структуре нефтегазовых месторождений. Докл. РАН, 1995. Т. 341, N 1. С. 110 112.

4. Запивалов Н.П. Фрактальная геофлюидодинамика нефтенасыщенных систем. Труды Всероссийской научной конференции "Фундаментальные проблемы нефти и газа". М.: Изд. РАЕН, 1996. Т. 4. С. 21 30.

5. Трофимук A.A. Сорок лет борения за развитие нефтегазодобывающей промышленности Сибири. Новосибирск: Изд. СО РАН, НИЦ ОИГГМ, 1997. С. 370.

6. ПузыревН.Н. Методы и объекты сейсмических исследований. Новосибирск: Изд.СО РАН, НИЦ ОИГГМ, 1997. С. 302.

7. Запивалов Н.П., Смирнов Г.И. Фрактальный анализ нефтегеологических систем. Тезисы Всероссийской конференции «Науки о Земле на пороге XXI века: Новые идеи, подходы, решения». М.: РФФИ, Научный мир, 1997. С. 62.

8. Трофимук A.A., Молчанов В.И., ПараевВ.В. Особенности геодинамических обстановок формирования гигантских месторождений нефти и газа. Геология и геофизика, 1998. Т. 39, N 5. С. 673 682. .

9. Запивалов Н.П., Богатырева O.A. Флюидодинамические системы на юге Западной Сибири и их связь с нефтегазоносностью. Известия вузов. Геология и разведка, 1999. N 3. С. 77 84.

10. Материалы научно-практической конференции «Пути развития и повышения эффективности электрических и электромагнитных методов изучения нефтегазовых скважин». Новосибирск: Изд. СО РАН, НИЦ ОИГГМ, 1999. С. 334.

11. Хисамутдинов Н.И., ХасановН.Н., ТелинА.Г., Ибрагимов Г.З., Латыпов А.Р., Потапов A.M. Разработка нефтяных месторождений. Т. 1. Разработка нефтяных месторождений на поздней стадии. М.: ВНИИ ОУЭНП, 1994. С. 240.

12. Еременко Н.А., Чилингар Г.В. Геология нефти и газа на рубеже веков. М.: Наука, 1996.

13. Халимов Э.М. Земельные отношения и оценка природных ресурсов России. Наука и технология углеводородов. 1999. N 4. С. 51 53.

14. Гарипов В.З. Состояние развития нефтегазового комплекса России. Разведка и охрана недр. 1999, N 5 6. С. 2 - 3.

15. Mandelbrot В.В. The fractal geometry of nature. San-Francisco, 1982.

16. Mandelbrot В.В. Fractals in physics: Squig clusters, diffusions, fractal measures, and- the unicity of fractal dimensionality. J. St. Phys., 1983. V. 34. P. 895 930.

17. PatersonL. Diffusion-limited aggregation and two-fluid displacements in porous media. Phys. Rev. Lett., 1984. V. 52. P. 1621 1624.

18. Зельдович Я.Б., Соколов Д.Д. Фракталы, подобие, промежуточная асимптотика. Успехи физ. наук, 1985. Т. 146, N 3. С. 493 506.

19. Смирнов Б.М. Физика фрактальных кластеров. М., Наука, 1991. С. 134.

20. Федер Е. Фракталы. М.: Мир, 1991. С. 260. j

21. Mandelbrot В.В., Given J.A. Physical properties of a new fractal model of percolation clusters. Phys. Rev. Lett., 1984. V. 52. P. 1853 1856.

22. O'Shaughnessy В., Procaccial. Diffusion on fractals. Phys. Rev. A, 1985.1. V. 32, N5. P. 3073-3083.

23. KatzA.J., Thompson A.K. Fractal sandstone pores: Implication for conductivity and pore formation. Phys. Rev. Lett., 1985. V. 54. P. 1325 1328.

24. Соколов И.М. Размерности и другие геометрические критические показатели в теории протекания. Успехи физ. наук, 1986. Т. 150, N 2. С. 221 256.

25. ChenJ.D., Wilkinson D. Pore-scale viscous fingering in porous media. Phys. Rev. Lett., 1985. V. 55. P. 1892 1895.

26. Engelberts W.F., Klinkenberg LJ. Laboratory experiments on the displacement of oil by water from packs of granular material. Petr. Congr. Proc. Third World, 1951. P. 544 554.

27. Ма1фу K.J., Boger F., Feder J., J(j>ssang Т., Meakin P. Dynamics of viscous-fingering fractals in porous media. Phys. Rev., 1987. V. A36, P. 318 324.

28. Turcotte D.L. Fractals and chaos in geology and geophysics. Cambridge University Press, 1992.

29. Fractals and dynamic systems in geoscience. Ed. KruhlJ.H. N.Y., Berlin, Heidelberg: Springer-Verlag, 1994. P. 421.

30. МанаповТ.Ф. Совершенствование методов повышения эффективности реализации геолого-технических мероприятий на поздней стадии разработки. Дисс. на соиск. уч. степени канд. техн. наук. Тюмень: 11 HI У, 1998. С. 54.

31. Грамберг И.С., Горяинов И.Н., СмекаловА.С. и др. Фрактальность соляно-купольных структур Суэцкого залива. Докл. РАН, 1994. Т. 336, N1. С. 80 83.

32. Исаев Г.А., Нигматулин Р., Полетаева Н.Г., СутугинН.Н. Фрактальный подход к изучению электропроводности горных пород. Геология и геофизика. 1995. Т. 36, N 3. С. 126- 132.

33. Голубятников В.П., Запивалов Н.П., Смирнов Г.И., Харитонов В.И. Фрактальная модель электропроводности нефтенасыщенных сред. Сиб. журн. инд. мат., 1999. Т.2, N 1. С. 36 41.

34. Файф У., Прайс Н., Томпсон А. Флюиды в земной коре. М.: 1981.

35. ГуревичА.Е. Геофлюидодинамика формирования нефтегазоносности в бассейнах с различными геодинамическими режимами. Флюидодинамический фактор в тектонике и нефтегазоносности осадочных бассейнов. М.: Наука, 1989. С. 46-53.

36. ПецюхаЮ.А. Влияние тектоногенных процессов на формирование очагов генерации углеводородов. Флюидодинамический фактор в тектонике и нефтегазоносности осадочных бассейнов М.: Наука. 1989. С. 202 209.

37. Запивалов Н.П., Белоносов А.Ю. О возможности энергоэнтропийного моделирования нефтегеологических систем и процессов. Книга I «Фундаментальные проблемы нефтегазогеологической науки». М.: ВНИИ ОЭНГ, 1990. С. 35-40.

38. Молчанов В.И., Гонцов A.A. Моделирование нефтегазообразования. Новосибирск. 1992. С. 219.

39. Запивалов Н.П. Геодинамическая эволюция и нефтегазоносность палеозойских бассейнов Западной Сибири. Труды Международного симпозиума. М. 1992.

40. Равдоникас О.В. Проблемы флюидодинамики (в связи с нефтегазо-носностью). Геология, методы поисков, разведки и оценки месторождений топливно-энергетического сырья. М., 1993. -С. 51.

41. Колмогоров В.Г. Современная геодинамика Сибири (по геодезическим и геолого-геофизическим данным). Дисс. на соиск. уч. степени доктора техн. наук. Новосибирск. 1996. 256 С.

42. Запивалов Н.П., Смирнов Г.И., Харитонов В.И. Фрактальная геодинамика нефтегазовых месторождений. Наука и технология углеводородов, 2000. N 2.

43. Сапрыгин С.М. Тектоническая флюидодинамика. Южно-Сахалинск: Сахалинское книжное изд-во, 1997. 80 с.

44. Гольдин C.B. Интерпретация данных сейсмического метода отраженных волн. М.: Недра, 1979. С. 334.

45. Кузнецов O.JL, Рукавицын В.Н., Яблоневский Б.И. Определение пространственного положения ствола скважины сейсмоакустическим метрдом. М.: Недра, 1978. С. 56-77.

46. Кузнецов O.JL, КрутинВ.П., Соферпггейн М.Б., ЦлавЛ.З. О нормальных волнах в скважине. Геология и геофизика. 1988. N 2. С. 102 108.

47. НаймаркА.А. Фрактальность геологической среды и проблема прогнозируемости сейсмогенного макроскалывания. Изв. вузов. Геология и разведка, 1997. N 2. С. 23 31.

48. Kouznetsov O.L., SimkinE.M., Chilingar G.V., KatzS.A. Improved oil recovery by application of vibro-energy to waterflooded sandstones. J. of Petroleum Science and Engineering. 1998. V. 15. P. 121 122.

49. Максимов М.И. Геологические основы разработки нефтяных месторождений. М. Недра, 1981. С. 401 -415,485-486.

50. Мирзаджанадзе А.Х., АхметовИ.М., Боксерман А.А., Филиппов В.П. Новые перспективные направления исследований в нефтегазодобыче. Нефтяное хозяйство, 1992. N 11. С. 14 16.

51. Голубятников В.П., Запивалов Н.П., Смирнов Г.И., Харитонов В.И. Метод фрактального моделирования сейсморазведки нефтенасыщенных систем. Сиб. журн. инд. мат., 1999. T.2,N 1. С. 41-46.

52. Запивалов Н.П., Смирнов Г.И., Харитонов В.И. О трансформации фракгонов в фононный спектр на границе нефтенасыщенной упругой среды. Препринт СОМИНИ РАН, 1999. N 99 5.

53. Неустроев Л.Н., Осипов В.В. К теории физических свойств фоточувствительных поликристаллических пленок типа PbS. Физика и техника полупроводников, 1986. Т. 20, N 2. С. 221 256.

54. Эфрос A.JI. Физика и геометрия беспорядка. М.: Наука. 1982.

55. Bak P., Tang Ch., Wiesenfeld К. Self-organized criticality: An explanation of 1/b noise. Phys. Rev. Lett., 1981. V. 59. P. 381 384.