Определение начальной нефтегазонасыщенности коллекторов в условиях ограниченной петрофизической информации тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.10, кандидат геолого-минералогических наук Полякова, Любовь Евгеньевна

• Полякова, Любовь Евгеньевна
• кандидат геолого-минералогических наук
• 2009

Оглавление диссертации кандидат геолого-минералогических наук Полякова, Любовь Евгеньевна

Список таблиц в тексте.

Список рисунков в тексте.

Введение.

Глава 1. Анализ методик определения начальной нефтегазонасыщенности по данным ГИС в условиях ограниченной петрофизической информации по керну.

1.1. Анализ методик доказанных аналогий при определении нефтенасыщенности.

1.2. Анализ теоретических и экспериментальных предпосылок адаптивного определения нефтенасыщенности.

1.3. Анализ фильтрационно-емкостных свойств низкопористых межзерновых трещиноватых коллекторов.

Глава 2. Обобщение петрофизических зависимостей Саратовской и

Ульяновской областей.

2.1. Литолого-фациальное стратиграфическое районирование территории.

2.2. Построение и нормализация петрофизических зависимостей для приведения к стандартному виду.

2.3. Обобщение петрофизических зависимостей в пределах выделенных зон.

Глава 3. Обоснование и выбор основных петрофизических зависимостей в условиях ограниченной петрофизической информации.

3.1. Применяемые алгоритмы определения нефтенасыщенности.

3.2. Алгоритм адаптивного способа определения нефтегазонасыщенности.

3.3. Выполнение необходимых и достаточных условий (ограничений) адаптивной методики.

3.4. Анализ погрешностей при оценке нефтенасыщенности по адаптивной методике.

3.5. Практическое применение разработанной методики.

3.5.1. Краткая геолого-геофизическая характеристика продуктивных пластов кунгурского яруса Карпенского месторождения в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.

3.5.2. Определение коэффициентов начальной нефтенасыщенности в условиях недостатка керновой информации.

3.6. Определение начальной нефтегазонасыщенности гидрофобных коллекторов.

Глава 4. Способ определения емкости в низконоровых карбонатных трещиноватых коллекторах.

4.1. Анализ сопоставлений типа «ГИС-ГИС».

4.2. Анализ сопоставлений типа «керн-керн».

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Определение начальной нефтегазонасыщенности коллекторов в условиях ограниченной петрофизической информации»

Введение Актуальность проблемы.

При подсчете запасов; для определения подсчетных параметров широко используются методы ГИС. Но зачастую геофизики сталкиваются с трудностями по обоснованию этих параметров для достижения основной цели-утверждения1 запасов в ГКЗ. Основная проблема связана с недоизученностью мелких и средних месторождений по данным петрофизических исследований по керну и глубинным-пробам нефти.

Наибольшие трудности возникают при определении по» данным электрического каротажа коэффициента нефтегазонасыщенности.

Отсутствие информации о зависимости параметра насыщения от водонасыщенности Р„ =f (Кв) по петрофизическим исследованиям, как правило, характерно при открытии новой залежи, при недостаточном отборе керна, при невозможности по отобранному керну получить искомую зависимость (гидрофобизированные коллекторы, низкопоровые коллекторы со вторичной пористостью). Достоверное определение начальной нефтегазонасыщенности в таких случаях, сдерживается отсутствием методических разработок по оценке нефтегазонасыщенности терригенных и карбонатных коллекторов в .условиях ограниченной петрофизической информации по керну.

Учитывая, что в последние годы в связи с сокращением бурения новых скважин на большинстве территорий и- месторождений отбор и исследование керна не выполняется, задача разработки методики определения начальной нефтегазонасыщенности в условиях ограниченной петрофизической информации по керну является своевременной и актуальной.

Цель работы - научное обоснование возможности определения начальной нефтегазонасыщенности коллекторов месторождений углеводородов в условиях ограниченной петрофизической информации.

Основные задачи исследований

1. Анализ геолого-промысловой эффективности- применяемых методик: определения; начальной; нефтегазонасыщенности по данным ГИС, керна и опробования, в открытых и обсаженных: скважинах терригенных и карбонатных коллекторов;

2. Анализ; петрофизической информации; и- региональных баз; данных для обоснования доказанных аналогий.: по применению* обобщенных зависимостей;

3:. Исследование обобщенных закономерностей' взаимосвязи? данных ГИС, коэффициента начальной , нефтегазонасыщенности? и емкости ;; коллекторов;: терригенных и карбонатных разрезов;, с учетом трещиноватости и гидрофобности.

4. Опробование разработанного способа определения начальной нефтегазонасыщенности в условиях ограниченной петрофизической информации.

Методы решения поставленных задач

1. Систематизация,, обобщение и анализ; научно-технической; информации-; и технологических, достижений при оценке начальных запасов; углеводородного сырья.

2. Систематизация научно-технической информации по региональным- базам данныхшетрофизических зависимостеюи-параметрам ФЕС коллекторов:

3: Теоретическое и. экспериментальное изучение взаимосвязи начальной нефтегазонасыщенности коллекторов- с данными методов ГИС, керна, опробования.

4. Опробование разработанной методики при подсчете запасов нефтегазовых месторождений]

Основные защищаемые положения:

1. В условиях ограниченной петрофизической:; информации по керну определение нефтегазонасыщенности коллекторов производится на основе обобщенных петрофизических зависимостей,, полученных для групп аналогичных залежей, приуроченных к единым геологическим условиям.

2. При недостатке петрофизических исследований определение нефтегазонасыщенности коллекторов производится по зависимости Ро=Р>/Ре=1/(построенной по данным ГИС и промысловым исследованиям.

3. Установлено наличие трещинных коллекторов в карбонатных породах девонского возраста, имеющих общую пористость ниже 0.04, и оценен их нефтенасыщенный объем.

Научная новизна

1. Впервые были установлены обобщенные петрофизические зависимости типа «керн-керн», необходимые для, оценки фильтрационно-емкостных свойств и нефтегазонасыщенности для групп месторождений, расположенных в пределах Саратовской и- Ульяновской областей, объединенных на основе - единства стратиграфии, литолого-фациальных и тектонических условий образования, глубины залегания коллекторов.

2. Разработан способ' оценки' нефтегазонасыщенности коллекторов на основе получения зависимости типа «ГИС-ГИС» по данным ГИС и промысловым исследованиям при отсутствии и/или недостатка петрофизической информации

3. Впервые в карбонатных породах девонских отложений с общей пористостью меньше 0.04 установлено наличие трещиноватых коллекторов.

Практическая ценность.

В результате исследований разработаны методические рекомендации по обобщению петрофизических зависимостей для месторождений Саратовской и Ульяновской областей, которые были одобрены Экспертно-техническим советом ФГУ ГКЗ и переданы для использования в ОАО «Саратовнефтегаз» и ОАО «Ульяновскнефть».

Предложенные разработки позволили повысить точность определения начальной нефтегазонасыщенности коллекторов в условиях ограниченной петрофизической информации.

Разработанные способы определения начальной нефтегазонасыщенности коллекторов были опробованы при подсчете и пересчете запасов углеводородов на следующих месторождениях: Северо-Мастерьельском (каменноугольные отложения серпуховского яруса), Восточно-Рогозинском (силурийские отложения) в Тимано-Печорской провинции; и на Карпенском (отложения кунгурского яруса), Лузянинском (отложения ардатовского горизонта), Куликовском и Белокаменном (малевский горизонт), Комаровском в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.

Апробация работы. Основные научные положения и практические результаты диссертационной работы докладывались на научно-практической конференции^ «Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и комплексное освоение высоковязких нефтей и природных битумов», Казань 2007 г., на П-ой межвузовской молодежной1 научно-практической конференции «Геоперспектива-2008», Москва 2008 г.

Региональные методические руководства по использованию доказанных аналогий на основе обобщенных петрофизических зависимостей по месторождениям Саратовской и Ульяновской областей, рассмотрены и утверждены Экспертно-техническим Советом ФГУ «FK3» (10.06.2009г.) и рекомендованы к практическому использованию для месторождений с ограниченной петрофизической информацией по керну.

Публикации. Основные положения диссертационной работы опубликованы в шести печатных работах по/геме диссертации.

Личный вклад. В? основу диссертации положены исследования и работы, выполненные автором в ОАО «Сибнефть» 2004-2006 г.г., и в ООО «Научно-Техническом Центре РуссНефть» с 2006 г.

Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав и заключения. Текст изложен на 158 страницах, включая 104 рисунков, 6 таблиц и список литературы из 72 наименования.

Заключение диссертации по теме «Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых», Полякова, Любовь Евгеньевна

Результаты исследования, приведенные в данной главе, посвящены обоснованию и выбору петрофизической связи «керн-керн» и «ГИС-ГИС» РП=/(КП) и Р„=^/(КВ), необходимых при оценке коэффициента нефтегазонасыщенности К„г по данным методов сопротивления в условиях ограниченной петрофизической информации.

Недостаток информации о начальной нефтегазонасыщенности коллекторов на исследуемых месторождениях возникает, как правило, в следующих наиболее распространенных случаях:

• месторождение находится на стадии поиска и/или начала разведки;

• месторождение по сути недоразведано и/или данные ГИС, керна, опробования получены очень давно и по разным причинам малоинформативны (в том числе при наличии гидрофобности и/или трещиноватости).

Определение емкостных параметров как терригенных, так и карбонатных коллекторов, как правило, особых затруднений не вызывает -используются стандартные методики, применяемые в данном регионе, или универсальные. Так, например, в карбонатном разрезе физические характеристики известняков и доломитов известны и достаточно устойчивы, например, интервальное время, плотность твердой фазы и т.п. Алгоритмы определения емкости коллекторов основаны на решении системы линейных уравнений для трех методов каротажа - НТК, АК, ГГКП. В терригенном разрезе, например, на месторождениях Западной Сибири в региональном плане ситуация еще более простая - пористость определяется из корреляционной связи СП с пористостью [37, 38] и/или по универсальным методикам В.Х. Ахиярова, Д.А. Кожевникова и др.

Определение нефтегазонасыщенности в открытом стволе, как правило, проводится по данным комплекса методов электрического сопротивления и пористости: с использованием характерных для исследуемых отложений зависимостей по данным только керна (связи типа керн-керн), или, связей типа «РИС-керн». В данной главе рассматривается авторская, адаптивная методика определения; нефтенасыщенности коллекторов; при отсутствии петрофизических связей типа «ГИС-керн», однако^ предполагается? наличие информации по опробованию пластов или хотя бы наличие: априорной информации о заведомо водонасыщенных пластах. Такие определения' остро необходимы, прежде всего, при выдаче оперативных заключений в поисковых скважинах, когда необходимо оценить характер насыщения и выделить межфлюидные контакты, а также в условиях полного отсутствия керна при оперативных подсчетах запасов- или, невозможности его использовать из-за неадекватности лабораторных измерений (гидрофобные коллекторы).

3il". Применяемые алгоритмы определения нефтенасыщенности

В практике определения нефтенасыщенности для прогнозирования УЭО водонасьпценного пласта: обычно используют следующие эмпирические математические модели неглинистых коллекторов в виде одномерных; (Арчи* - Дахнова) и многомерных связей; (М.М. Элланский, Б.Н. Еникеев) для глинистых коллекторов [15^69]:

1) модель параметра» пористости. Рп=аКп"ш (1), вместо которой» часто используют следующие линейные уравнения: .

Рп=а+Ь*Кп (2), In РГ1=1п А -ш *1пК„ (3);

2)модель - параметра насыщения Рн=вКв"п (4), вместо которой используют уравнения:

Рн=а+Ь*Кв (5), In Р„=1п В - п*1пКв (6);

3)модель сопротивления пласта рп = (G* рв)/(Кпш*Квп) (7), вместо которой используют следующие модели:

Рп = (С* рв)/(Кп*Кв)к (8),

In Рп = С In рв -m*lnKn-п*1пКв (9), In рп = С In рв - k*In (К„ * К„) (10);

Где рв-сопротивление пластовой воды; р„-сопротивление пласта; Кп— коэффициент пористости; ^-коэффициент водонасыщенности; т— коэффициент цементации; «-коэффициент, характеризующий смачиваемость. Все: коэффициенты определяются из петрофизических зависимостей типа «керн-керн», «ГИС-керн» по. результатам лабораторных исследований.

Впервые модель зависимости относительного сопротивления Р0 от объемной влажности юв, объединяющая параметры Рп и Рн, была предложена Ф.И. Котяховым и В.Н. Дахновым [12,30].

В последние годы достаточно1 эффективно используется петрофизическая зависимость относительного сопротивления Р0 от объемной^ влажности сов, объединяющий параметры Рп и Рн. Данную зависимость можно получить пересчетом через уже имеющиеся связи РП=^(К„) и Р0=У(сов), но. при этом возрастает погрешность оценки нефтенасыщенности,, чем при непосредственном определении объемной влажности и сопротивления- на керне. Зависимость Р0 = 1/со," также? выходит из «закрепленной» гипотетической точки «воды» Кп = юв = 1, а величина «п», рассчитывается по фактическим данным статистически. Определение нефтенасыщенности

1 /п производится; из следующего уравнения: K,f=(Kn-coB)/Kn; cou=(pB/p„) . Отсутствие керна (или невозможность использовать эти исследования) сразу приводит к неопределенности решений- об оценке характера насыщения коллекторов и нефтегазонасыщенности.

3.2. Алгоритм адаптивного способа определения? нефтегазонасыщенности

Предлагаемый автором способ основан на следующем допущении — продолжением зависимости УЭС от пористости; является зависимость УЭС -рп от объемной влажности - сов (единая закономерность), т.е т=п . Такое предположение впервые было высказано В.Н. Дахновым в работе [15] -результаты приведены на рис.3.1.

В этом случае выявление коэффициентов этой линейной (в логарифмических координатах - lg Кп и lg рп) закономерности - известных «а» и «п» в заведомо водонасыщенной части разреза (ниже ВНК, ГВК), позволяет получить зависимость р,/рв=а/((й^п справедливую для продуктивной части разреза. В случае, если а=1, требования к количеству опорных пластов снижается (достаточно выделить априорно водоносные интервалы) и проверка указанной закономерности производится по совпадению УЭС пластовой воды - рв, определенной по результатам опробования с УЭС воды, определенной как результат аппроксимации зависимости р,/рв= l/fcoj" в область сов = Кп = 1 (вода). Таким образом, для реализации предлагаемой методики должны, выполняться, одно первое или два условия (ограничения):

• необходимое «т=п»;

• достаточное «а=1» (достигается максимальная достоверность).

- Прототипом разработанной методики послужили подходы, реализованные для выделения нефтегазонасыщенных коллекторов на основе распределения водоносных и продуктивных коллекторов на зависимости параметра пористости Рп от пористости Кп и/или УЭС от К,„ предложенные Л.Б. Берманом, Б.Ю. Венделыптейном, B.C. Нейманом [8,11,12,25].

Рис. 3.1. Зависимость параметра Рп=рВгУрв от коэффициента пористости Кц и объемной влажности для различных типов песчано-глинистых пород и районов. I - слабо сцементированные песчаники миоценовых отложений Гольф-Коста; II - слабо- и среднесцементированные песчаники девонских отложений Западного Приуралья; III - слабо- и среднесцементированные песчаники и алевролиты палеогеновых отложений Северного Кавказа; IV -эоценовый песчаник Вилькокс (США); V - олигоценовый сцементированный песчаник Гольф-Коста; VI - мелко- и среднезернистые песчаники различной цементации додевонских (предположительно, силурийских) отложений Западного Приуралья; VII - сцементированный песчаник отложений района Луизианы; VIII - сцементированный песчаник отложений провинции Иллинойс.

3.3. Выполнение необходимых и достаточных условий (ограничений) адаптивной методики

В работе [22] на примере сеноманских отложений — крупнейших газовых месторождений Западной Сибири (Уренгойское ГКМ, Ямбургское ГКМ и др.) показано, что наиболее достоверные определения начальной газонасыщенности песчаников, глинистых песчаников и алевролитов в диапазоне пористости 0.18 — 0.4 достигаются из зависимости р,/рв—а//(coj" при условии а=1 и Кп=сов=1 (гипотетическая точка «воды»). По тщательно привязанному керну, при изменении минерализаций от 18 до 6 г/л в пределах продуктивной сеноманской толщи в результате уникальных исследований керна из скв, 41 Ямбургского ГКМ и скв 110 Уренгойского ГКМ, пробуренных на РНО, авторами работы были обоснованы значения объемной dD Суперкоплвспзр |-1 Улучшенный коллектор гитп Хэроший коллектор СЕЛ Ухудшеикьй коплен тор Лереслаив&ие Сигъчоглыистьй 1=34? и 48 ^—41 Ямбург

-48 Ям бург -Уренгой 110 влажности и УЭС и получена зависимость рп /рв = /(oj, выходящая из единицы (р„ /рв — 1; й)в = 1): рп /рв = <ов 181. Необходимо заметить при этом, необычайно широкий спектр изменения емкостных свойств продуктивных коллекторов в разрезе, за счет рассеянной и слоистой глинистости (см. рис. 3.2).

Рис.3.2. Гистограмма распределения пористости по керну и результаты группирования в сеноманских отложениях Ямбургского ГКМ (скв.41, 48) и Уренгойского ГКМ (скв.110)

Из представленных данных по терригенным коллекторам Западной Сибири следует, что при пористости коллекторов более 0.18 (К„>0.18) наиболее вероятна модель Р0- (от

Рассмотрим результаты, полученные автором в результате обобщения лабораторных исследований на керне по большому количеству месторождений (-45) по Саратовской области. Изучены связи РП=/(КП), РН=/(КВ) и Р(г!/(а>в) для карбонатных и терригенных пород изучаемых месторождений. Уравнения этих зависимостей приведены в таблице 3.1. Как видим, коэффициенты т и п в этих уравнениях близки, при этом значение коэффициента «а» в большинстве моделей равно 1.

Заключение

В' результате теоретических расчетов' опытно-методических исследованиис разработаны способы определения коэффициента начальной нефтегазонасыщенности в условиях отсутствия или, недостатка петрофизической информации, которые включают в себя следующие части:

1. При обобщении петрофизических зависимостей по керну в пределах групп месторождений (Саратовской, и Ульяновской.; областей), выделенных по? критериям - объединенная стратиграфия-; отложений;, расположение месторождений в соответствующей: зрне региональной литолого-фациальной схемы, приуроченности^ к соответствующему тектоническому блоку и для терригенных отложений - глубины залегания; достигается: достоверное определение нефтегазонасыщенности коллекторов по данным ГИС с погрешностью не:более 10%.

2. Региональные методические руководства по использованию доказанных аналогий подготовленные- на основе обобщенных » петрофизических; зависимостей; но месторождениям Саратовской и

Ульяновской областей» апробированы на Экспертно-техническом

Совете ФГУ «ГКЗ» и рекомендованы к практическому использованию для месторождений с ограниченной петрофизической информацией по керну.

3. Предложен способ? определения коэффициента начальной нефтегазонасыщенности на основе адаптивного выбора петрофизической зависимости по данным комплекса- ГИС (Электрометрии и методов? пористости) и результатам опробования; основанный' на представлении оi>единой; закономерности Рlc=f (К„) и. Р0=^/(а)в), который; апробирован при; подсчете запасов следующих месторождений: Северо-Мастерьельского (каменноугольные отложения серпуховского * яруса), Восточно-Рогозинского (силурийские отложения) в Тимано-Печорской провинции; и Карпенского (отложения кунгурского яруса), Лузянинского (отложения ардатовского горизонта), Куликовского и Белокаменного (малевский горизонт), Комаровского в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.

4. По данным исследования керна карбонатных трещинных и межзерново-трещинных коллекторов было установлено наличие коллекторов в девонских отложениях с пористостью < 0.04, а также была оценена трещинная емкость.

151

Список литературы диссертационного исследования кандидат геолого-минералогических наук Полякова, Любовь Евгеньевна, 2009 год

1. Автоматизированное определение коллекторских свойств нефтегазонасыщенности по данным каротажа (петрофизические модели и методы) /Обзор ВИЭМС. Мингео СССР.-М.: 1988.

2. Амнилов Ю.П. От сейсмической:интерпретации к моделированию и оценке месторождений: нефти и газа. — М.: ООО «Центральное издательство геофизической'литературы» «Спектр» , 2008 -3 84 с.

3. Ахияров В.Х. Система комплексных геолого-геофизических исследований полимиктового; разреза поисковых и разведочных скважин Западной Сибири. Диссертация; на соискание ученой степени докторо геолого-минералогических наук. Тюмень, 1986. — 251 с.

4. Багринцева К.И. Карбонатные породы-коллекторы нефти и raja. -М.: Недра, 1977. 257 с.

5. Басин Я.И., Новгородов В.А., Петерсилье В.И. Оценка подсчетных параметров газовых и нефтяных залежей в карбонатном разрезе по геофизическим данным — М.: Недра, 1987. — 160с.

6. Берман Л.Б., Нейман B.C. и др. Промысловая геофизика при ускоренной разведке газовых месторождений. — М.: Недра, 1987.-246 с.

7. Большаков А.А. Разработка программного1 комплекса настройки параметров петрофизических уравнений.,Вестник кибернетики №Г 2002

8. Будыко А.В. Возможен ли прогресс в российском, динамическом АК.//Каротажник. 2002. 95. - С. 39 - 63.

9. Венделыитейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов— М.: Недра, 1978. -318 с.

10. Временное методическое руководство по определению подсчетных параметров геофизическими методами для подсчета запасов нефти и газа./ Под ред. В.Н. Дахнова, Б.Ю. Венделыитейна, Р.А. Резванова и др. М.:МИНХ и ГП, 1979.

11. Гуторов Ю.А. и др. Методические возможности комплекса волнового акустического каротажа и акустического видеокаротажа при оценке карбонатных коллекторов в Башкирии. // Каротажник. — 1998. №46. — С. 59-64.

12. Дахкильгов Т.Д., Гончаров Ю.О., Ишханов В.Н. Определение пористости триасовых карбонатных пород по геофизическим данным. // Геология нефти и газа. 1987. №8. - С. 31-36.

13. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщения горных пород М.: Недра; 1985.-311с.

14. Денк С.О. Геотехнология межблоково-проницаемых коллекторов нефти и газа. Пермь, Пермский государственный технический университет, 2001.-214 с.

15. Добрынин В.М. и др. Новые возможности контроля за разработкой месторождений. // Нефтяное хозяйство. — 1996. №6. — С. 23-29.

16. Добрынин В.М. Изучение пористости сложных карбонатных коллекторов. М.:МИНГ. 1991.

17. Дьяконова Т.Ф., Латышова М.Г., Цирульников В.П. Достоверность геофизической и геологической информации при подсчете запасов нефти и газа. М.: Недра, 1986.

18. Еникеев Б.Н. Опыт построения и сопоставления различных петрофизических уравнений для терригенного разреза. М.: МОИП, 1983, -С.99-110.

19. Еникеев Б.Н., Еникеева С.Н. О некоторых функциональных соотношениях, применяемых в петрофизике. М.: МОИП, 1986. -С.91-103.

20. Ивакин Б.Н., Карус Е.В., Кузнецов O.JI. Акустический метод исследования скважин. -М.: Недра, 1978.-320 с.

21. Иванькова Ю.В. Петрофизическое обоснование оценки фильтрационно-емкостных свойств нижнепермских отложений вала Сорокина. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук. Москва, 2008.- 25 с.

22. Интерпретационные модели для определения водонасыщенности песчано-глинистых пород по данным ГИС (на примере Западной Сибири).// Разведочная геофизика. Обзор ВИЭМС. Мингео СССР. -М., 1988:

23. Итенберг С.С., Шнурман Г.А. Интерпретация результатов каротажа сложных коллекторов. М.: Недра, 1984 — 252 с.

24. Ищенко В.И. Система компьютеризированной обработки и интерпретации волновых сигналов-акустического каротажа в» нефтегазовых скважинах. Автореферат диссертации на соискание степени доктора технических наук. ВНИИГеосистем. Москва. 1994 — 45 с.

25. Кнеллер Л.Е., Рыскаль О.Е. (ВНИИГИС), Скрылев С.А. (Енисейнефтегазгеология) Выделение и оценка коллекторов в рифейских отложениях Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления. // Геология нефти и газа. 1990. № 12.

26. Козяр В.Ф. и др. Акустические исследования в нефтегазовых скважинах: состояние и направления развития. Обзор // Каротажник. 1999. №63.

27. Котяхов Ф.И. Об определении^некоторых физических параметров пород по данным; удельного электрического; сопротивления: // Труды; Акад. нефт. пром-тш -1956. № 3. -С: 162-202;

28. Котяхов; Ф.И. Определение полной трещиноватости пористо-кавернозно-трещиноватых пород. //Нефтяное хозяйство: 19731 № 5: - Gi 27301

29. Крутин В.Н., Марков М.Г., Юматов А.Ю. Нормальные волны в заполненной жидкостью цилиндрической полости, расположенной в насыщенной: пористой среде: // Прикладная математика и механика. 1988'. Том 52, вып. 1.

30. Кузнецов В:В. Определение средних коэффициентов поглощения и; коэффициентов отражения по:спектрам и амплитудам прямых и отраженных волн. // Тр. ИФЗ -1964. №37.

31. Кузнецов E.G., Леонтьев Е.И., Резванов Р.А. Геофизические методы контроля разработки нефтяных, и газовых; месторождений. М.: Недра, 1991.-223 с.

32. Кучурин; E.G., Поляченко А. Л. и др. Углеродно-кислородный* каротаж; нефтегазовых; скважин:. // Геофизические исследования в нефтегазовых скважинах. ОАО Hi 111 «ВНИИГИС» 1998г. Сб.статей. - С. 62-91.

33. ЛарионовВ.В. Радиометрияскважин. М.: Недра, 1969.

34. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. / Под ред. В.И. Петерсилье, В.И. Пороскуна, Г.Г. Яценко Москва-Тверь, ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003257 с.

35. Мусин К.М., Нуртдинова Г.Н: (ТатНИПИнефть), Кандаурова Г.Ф: (НГДУ «Лениногорскнефть»), Динмухамедов Р.Ш. (ОАО- «Татнефть»). Дифференциация карбонатных коллекторов! среднего1 карбона при исследовании керна. // Нефтяное хозяйство. 2005. №7.

36. Оперативный* подсчет запасов, по Куюмбинскому и Терско-Камовскому (северному) участкам. / Отв. исп. Конторович А.А., Красильникова Н.Б. — Красноярск, «Красноярскгеофизика», 2004.

37. Отчет опытно-методической- партии 22/2004 гг. Территориальное районирование петрофизических связей продуктивных палеозойскихотложений Башкортостана. / Сост. Р.Б. Булгаков, ОАО «Башнефте-геофизика», Уфа, 2005.

38. Подсчет запасов нефти и газа Карпенского месторождения Саратовской области. / Отв. исп. КиргинцеваТ.А; — Москва, 2006.

39. Подсчет запасов нефти и растворенного газа (включая ТЭО КИН) Дюсушевского нефтяного месторождения. / Отв. исп. И.С. Гутман. Москва, 2007.

40. Поляков Е.Е. Компьютеризированная технология "интегрирования скважинной геоинформации,• при1 изучении параметров* нефтегазовых залежей. Автореферат диссертации на соискание степени доктора геолого-минералогических наук. Москва, 1998. 48'с.

41. Полякова JI.E. Разработка геоинформационной петрофизической базы знаний* для.повышения достоверности подсчета запасов'углеводородов недоизученных месторождений: // Геоинформатика. 2009: №1'. - С. 57-63.

42. Постнова Е.В. Оценка ресурсного потенциала нераспределенного фонда недр Рязано-Саратовского прогиба и Волго-Уральской антеклизы наоснове переобработки и переинтерпретации геолого-геофизических данных. Фонды ФГУП НВНИИГГ, 2007.

43. Потапов В.П., Храмцов A.JI. Петрофизическое обеспечение волнового акустического каротажа. // Геофизика— 2000.Спец.выпуск. — С.128-133.

44. Соловьев' Б.А. Обосновать направление воспроизводства минерально-сырьевой^ базы углеводородов, юго-востока европейской части России. Фонды Ф¥УП ВНИГНИ, 1999:

45. Сохранов Н.Н. Машинные методы обработки и интерпретации результатов геофизических исследований скважин. — М., «Недра», 1973.

46. Топорков В.Г. и др. Изучение формирования остаточной водонасыщенности' в гидрофильных и гидрофобных коллекторах методом ядерно-магнитного резонанса. // Каротажник. 2003. 110. — С.85-97.

47. Топунова Г.Г., Шерман Г.Х. Литологическое расчленение и определение пористости1 коллекторов месторождений Оренбургской области. // Геофизический вестник. 2002. №11.

48. Тхостов Б.А., Везирова А.Д., Венделыптейн Б.Ю., Добрынин М.В. Нефть в трещинных коллекторах. Ленинград: Недра, 1970. - 222 с.

49. Федорова Е.А., Фельдман, А.Я. и др. Компьютерная методика определения текущей газонефтенасыщенности при контроле за разработкой месторождений-углеводородов. //Геоинформатика. 1999. № 2.

50. Фельдман А.Я., Полякова Л.Е. Методика определения подсчетных параметров-в трещиноватых карбонатных силурийско-девонских отложениях месторождений Тимано-Печорской провинции. // Каротажник. 2007. №8 (161). - С.44-55.

51. Фельдман А .Я., Полякова JI.E., Фёдорова Е.А. Оценка нефтегазонасыщенности коллекторов в условиях недостатка информации. // Геофизический вестник. -2006. №12. С.5-7.

52. Швидлер М.И. Эффективная проводимость неоднородных сред (Обзор). М.:МОИП, 1983. - С.3-11.

53. Шилов Г.Я., Джафаров И.С. Генетические модели осадочных и вулканогенных пород и технология из фациальной интерпретации по геолого-геофизическими данными. М.: Информационный центр ВНИИгеосистем, 2001.-394 с.

54. Элланский М.М. О создании петрофизического атласа продуктивных терригенных отложений Западной Сибири. ЗАО «Пангея», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2005. С. 23-29.

55. Элланский М.М., Еникеев Б.Н. Использование многомерных связей в нефтегазовой геологии. М.: Недра, 1991 - 205 с.

56. Юматов А.Ю. Распространение упругих продольных волн в пористых породах с трещинами и кавернами. Автореферат диссертации на соискание кандидата технических наук. ВНИИЯГГ. Москва, 1984. 15 с.

57. Bruggeman D.A.G. Title Calculation of various physical constants of heterogenous substances. // Annalen der physic 5. 1935. Folge Band 24. -P. 637664.

58. Sen P.N., Scala C., Cohen M.H. A self-similar model for sedimentary rocks with application to the dielectric constant of fused glass beads. // Geophysics. 1981. Vol. 46, №5. - P. 781-795.