Построение цифровой модели пористости гранитоидного коллектора по данным сейсморазведки и ГИС для оценки геологических запасов нефти тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.10, кандидат технических наук Лукина, Татьяна Юрьевна

• Лукина, Татьяна Юрьевна
• кандидат технических наук
• 2008

Оглавление диссертации кандидат технических наук Лукина, Татьяна Юрьевна

Введение

Общая характеристика работы

Актуальность темы Цели работы

Основные задачи исследования Научная новизна Защищаемые положения Практическая ценность Личный вклад Апробация работы

Глава

Краткие сведения об объекте, история изучения и современный этап развития

1.1 Геологическое строение объекта

1.2 Литолого-стратиграфическое строение

1.3 История геологического развития

1.4 Описание систем макротрещин в обнажениях побережья

1.5 Классификация пустотного пространства, принимаемая при построении геологической модели

1.6 История разработки месторождения

1.7 Оценка запасов. Обзор

Глава

Использование комплекса современных методов каротажа для оценки фильтрационно-емкостных свойств гранитоидных коллекторов нефти

2.1 Краткое описание методов каротажа и сложности проведения интерпретации

Постановка задачи

2.2 Особенности интерпретации стандартных методов каротажа для объекта ВН

Кавернометрия

Интегральный и спектрометрический ГК Нейтронный каротаж Плотностной каротаж ГГКП и ФЭП Акустический каротаж АК Удельное электрическое сопротивление БК

Выделение перспективных интервалов с использованием стандартного комплекса ГИС

2.3 Измерения электрическим сканером и их интерпретация

Краткое описание

DSI - Dipole Sonic Imager. Краткое описание Методика обработки, применяемая на объекте ВН Анализ параметров трещин выделенных микросканером FMI Анализ корреляции пористостей, определенной по КПНКТ и FMI

2.4 Особенности обработки измерений PLT для объекта ВН

Краткое описание методов

Термометрия

Расходометрия

2.5 Использование 2D- и ЗБ-интерпретации для выявления зон разуплотнения

2.6 Комплексная интерпретация каротажа

2.7 Минимальная мощность аномалий, выделяемая по каротажу

2.8 Практическое применение методики выделения интервалов притока

Глава

Особенности построения элементов геологической модели для коллекторов нетрадиционного типа

3.1 Трудности построения модели объекта ВН

3.2 Краткое описание программных пакетов

DV-SeisGeo IRAP RMS

3.3 Построение параметра пористости методом множественной регрессии

Исходные данные и постановка задачи Построение куба зональности

Поиск корреляции между сейсмическими атрибутами и данными ГИС Построение куба пористости с помощью уравнений линейной регрессии

3.4 Использование геостатистики для построения параметра пустотности

Краткое введение в геостатистику Проверка данных на стационарность Построение АКФ и вариограмм Вертикальные вариограммы Горизонтальная вариограмма

Сравнение методов кригинга и совместного кокригинга Кубы пористости, построенные методом совместного кокригинга

3.5 Оценка запасов

Оценка запасов объемным методом

Применение вероятностного подхода для оценки запасов объекта BH

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Построение цифровой модели пористости гранитоидного коллектора по данным сейсморазведки и ГИС для оценки геологических запасов нефти»

По мере развития нефтяной и газовой промышленности в мире происходит развитие геолого-разведочных работ с целью обеспечения все возрастающей добычи необходимыми запасами углеводородов. Поиск новых месторождений связан с ростом глубин, выходом на неизвестные ранее нефтегазоносные районы. Были открыты значительные запасы нефти и газа, приуроченные к коллекторам, которые отличаются трещиноватым строением. Большое число таких крупных месторождений открыто на Ближнем Востоке (Иран, Ирак, Саудовская Аравия и др.), в Северной Америке (США, Мексика, Канада) и других районах [7,25].

Было замечено, что на таких месторождениях характерны следующие явления: при бурении скважин происходит интенсивное поглощение промывочной жидкости, хотя проницаемость породы очень мала; при работе скважин наблюдаются высокие дебиты. Эти особенности говорят о том, что пласт пронизан системой сообщающихся между собой трещин. Трещинно-каверновые коллекторы типичны для карбонатных, а также вулканогенных пород.

Общая характеристика работы

Актуальность темы

В диссертации рассматривается нетрадиционный коллектор нефти, представляющий собой гранитоидное тело с чисто трещинной и каверново-трещинной пористостью. Изучаемый объект расположен на шельфе ЮжноКитайского моря. Мы будем называть его - объект ВН.

На месторождении ВН с момента открытия залежи в фундаменте было выполнено четыре подсчета запасов (ПЗ), три первых приводили к последовательному увеличению запасов нефти. Четвертый ПЗ был выполнен в 2002г. на основе 3D сейсморазведки, но без построения детальной трехмерной цифровой геологической модели (ЦГМ), которая позволяет спрогнозировать распространение коллекторов в межскважинном пространстве и более корректно подсчитать геологические запасы.

Основной причиной столь частого проведения пересчета запасов явилось то, что результат эксплуатации объекта каждый раз опровергал принятые концепции геологического строения залежи фундамента. Начальные оценки параметров недостаточно корректно учитывали особенности этого уникального объекта (в частности, величину трещинной пористости и ее распространения в объеме залежи, величину проницаемости и др.).

Помимо сложности определения геологического строения данного месторождения существует серьезная технико-экономическая проблема, требующая надежной оценки извлекаемых запасов. В течение 20 лет эксплуатации добываемая нефть вывозится на переработку в соседние страны (в основном, в Японию), что влечет серьезные финансовые потери для страны-владельца (по сравнению с переработкой на месте). И все эти 20 лет обсуждается вопрос о строительстве нефтеперерабатывающего завода, который должен быть обеспечен запасами на долгую перспективу.

Все это создало предпосылки для построения геолого-технологической модели залежи в фундаменте, как основного объекта разработки, с участием ОАО "ЦГЭ".

Построение ЦГМ для объекта ВН осложняется рядом особенностей, не характерных для месторождений в осадочном чехле. В связи с этим обстоятельством возникла необходимость в разработке новых методик и алгоритмов для изучения объектов данного типа, формулировки заново таких вопросов, как стандартный комплекс каротажа, оптимальный для изучения месторождений с коллектором в кристаллических породах фундамента, уточнение применяемых петрофизических связей, методики подсчета запасов и т.д.

Актуальность данного исследования определяется тем обстоятельством, что в последние годы число месторождений, подобных ВЫ, увеличивается. Еще несколько десятков лет назад в магматических породах фундамента нефть не искали. Однако в настоящее время, поскольку месторождения в осадочных чехлах постепенно исчерпывают свои ресурсы, проводят бурение скважин на фундамент. В Западной Сибири развернулась разведка пород доюрского фундамента, которые включают кислые магматические породы. Открыто около 60 новых месторождений, причем некоторые из них уже эксплуатируются.

Цели работы

Создание методики выделения интервалов притока на основе широкого комплекса геофизических методов.

Построение куба пустотности для ЦГМ и оценка запасов детерминированным и вероятностным методами.

Основные задачи исследования

1. Анализ качества исходных каротажных материалов, полученных различными сервисными компаниями, на предмет их использования для подсчета запасов.

2. Выбор информативного комплекса ГИС для выделения различных петротипов гранитоидного массива и интервалов притока.

3. Сопоставление результатов обработки литологических и сканерных методов ГИС для независимой оценки величины пористости.

4. Построение куба пористости в ЦГМ с использованием сейсмических атрибутов и методов геостатистики. Оценка погрешности построений.

Научная новизна

1. Впервые для объекта ВЫ проанализирован комплекс каротажа, расходометрии и термометрии с целью определения алгоритма выделения перспективных интервалов (интервалов возможного притока нефти), в том числе в скважинах, где замеры PLT отсутствуют.

2. Впервые для нетрадиционного коллектора в гранитоидах (объект ВЫ) совместно со стандартным комплексом ГИС рассмотрены результаты интерпретации сканерных измерений (FMI), что позволило надежно оценить трещинную пористость коллектора.

3. При создании цифровой геологической модели объекта ВЫ впервые куб пористости был построен с применением методов геостатистики, в частности, СКК (совместный кокригинг).

Защищаемые положения

1. Предложенный комплекс ГИС (КПНКТ, ГГКП, ГК, АК," ФЭП), обоснованный на материалах более чем ста скважин, является оптимальным для выделения перспективных аномальных интервалов в гранитоидном коллекторе, необходимых для дальнейшего использования при построении гидродинамической модели.

2. Построение параметра пористости в цифровой геологической модели для объекта с коллектором трещинно-кавернозного типа помимо результатов обработки ГИС требует использования результатов интерпретации данных 3D сейсморазведки, что позволяет повысить достоверность геологической модели, при этом в качестве метода интерполяции целесообразно применение геостатистического метода -совместного кокригинга.

3. Совместное применение детерминированного и вероятностного методов для оценки геологических запасов нефти позволяет впервые получить количественную оценку доверительных интервалов погрешностей геологических запасов нефти для месторождений с коллектором трещинно-кавернозного типа.

Практическая ценность

Результаты работ автора были использованы и включены в отчет по построению постоянно-действующей геолого-технологической модели залежи нефти в кристаллических породах фундамента объекта ВН 2004г. Построенные автором кубы трещинной и каверновой пористости были включены в геологическую модель и использованы при подсчете запасов. Статистический анализ данных, полученных в результате обработки замеров микросканера FMI, был использован для выделения основных направлений проницаемых зон (уточнение параметра проницаемости). Полученные интервалы притока были использованы при адаптации скважин в фильтрационной модели, построенной для объекта ВН отделом гидродинамического моделирования ОАО "ЦГЭ", что позволило более корректно спрогнозировать динамику добычи жидкости в скважинах и в целом повысить точность всей фильтрационной модели.

Личный вклад

1. Разработана методика выделения интервалов притока жидкости в скважинах с использованием широкого каротажного комплекса (ГИС, PLT, FMI).

2. Построение корреляционных зависимостей между данными ГИС и данными сейсморазведки.

3. Выбор метода интерполяции скважинных данных, оптимального для данного месторождения, и использование его для построения параметра пористости.

4. Применение статистического подхода для оценки запасов объекта ВН, получение погрешностей вычислений.

Апробация работы

Основные и практические работы докладывались и обсуждались на IV, VII и VIII Международных конференциях "Новые идеи в науках о Земле", на Международной нефтегазовой технической конференции SPE (2006г.) и на Научно-практической конференции "Ядерная геофизика-2004". По теме диссертации опубликовано 8 работ.

Заключение диссертации по теме «Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых», Лукина, Татьяна Юрьевна

Заключение

Итоги

В работе получены следующие основные результаты:

1. На основе данных ГИС (КПНКТ, ГГКП, ГК, СГК, АК) для объекта ВН определены характеристики аномальных интервалов разреза в скважинах (зоны дробления, разломы, трещинные зоны, нарушения, зоны брекчий и т.д.). В работе показано, что аномальные интервалы целесообразно включать в гидродинамическую модель, поскольку они могут быть высоко проницаемыми.

2. Автором выполнен сопоставительный анализ пористости коллектора, измеренной стандартными методами ГИС и сканерами FMI. Показано, что имеет место смещение средних величин пористости по FMI и КПНКТ в сторону увеличения пористости по FMI. Это смещение сохраняется как по всему разрезу, так и при разбиении разреза на литотипы; корреляция между нейтронной пористостью и пористостью FMI на отдельных интервалах достигает значения 0.95, тогда как средняя корреляция по разрезу принимает значения 0.3-0.7.

3. Анализ данных сканерных скважинных измерений (аппаратура FMI Schlumberger) показал, что свойства трещин, выделенных в массиве магматических пород объекта ВН на центральном и северном блоках, различны, что является следствием особенностей геологического строения и истории геотектонического развития. Различие геометрических свойств трещин является причиной различия продуктивности блоков.

4. При построении геологической модели для данного объекта впервые были применены методы геостатистики (в частности, метод совместный кокригинг) для интерполяции петрофизических параметров, полученных по данным ГИС на интервалы между скважинами. В результате кубы трещинной и каверновой пористости были получены с привлечением данных 3D сейсмики.

5. Для объекта ВН впервые с привлечением статистических методов получены оценки погрешностей геологических запасов.

Перспективы

В заключении следует сказать, что, несмотря на огромное количество исследований и представленную работу, месторождения в фундаменте, в том числе в гранитах, являются недоизученными и требуют продолжения изучения и создания новых петрофизических методик и методов построения геологических моделей. Предложенная методика построения куба пустотности также должна совершенствоваться. Дальнейший путь изучения залежей в кристаллических породах, по мнению автора, должен быть направлен на исследование систем трещин и их воспроизведение в геологической модели. Как известно, свойства трещин и их продуктивность связаны с напряженным состоянием геологической среды, построение которого в области цифрового моделирования находится на начальной стадии развития.

Благодарности

Над выполнением данного комплекса исследований работал большой коллектив специалистов ОАО "ЦГЭ" с участием автора данной работы (с 2003г.) и дипломников РГГРУ 2005-08 гг.: В.Смирнова, М.Белянушкиной, Н.Кривоконевой, А.Лапо, И.Мартынюком, Ю.Антоновой, Е.Шапошниковой и др. Автор руководил их дипломной практикой со стороны ОАО "ЦГЭ" при научном руководстве проф. Б.Е.Лухминского. Некоторые материалы диссертации обработаны совместно с Р.Б.Сержантовым. Автор благодарит сотрудников ЦГЭ: А.С.Кашика, Г.Н.Гогоненкова, М.Ю.Ахапкина, И.М.Чуринову, Е.Г.Арешева, Е.В.Ковалевского, А.Г.Авербуха, В.Л.Шустера, В.Б.Левянта, Е.Г.Привалову, Г.А.Габисиани, М.В.Устовицкого,

М.Л.Лейбина,

Н.А.Федчук и многих других за полезные обсуждения и помощь в работе. Для автора диссертации были исключительно полезны советы В.Д.Епишина

Особую признательность и благодарность автор выражает Величкиной Н.Ф. за помощь, интересные идеи и полезные советы.

Автор благодарит своего научного руководителя — профессора Лухминского Б.Е. — за помощь, терпение и понимание.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Лукина, Татьяна Юрьевна, 2008 год

1. Аксельрод С.М. Теория фракталов в геологии и геофизике (по материалам публикаций в американской печати). Каротажник, Выпуск 92, С. 9-35, 2002.

2. Аксельрод С.М. Введение фрактальных свойств разреза по данным каротажа и оценка неоднородности коллекторов в межскважинном пространстве (по материалам публикаций в американской печати). Каротажник, Выпуск 100, С. 105-123, 2002.

3. Аксельрод С.М. Панорамные изображения стенок скважин. Каротажник, Выпуск 8(121), С. 107-144, 2004.

4. Ампилов Ю.П. Сейсмическая интерпретация: Опыт и проблемы. Москва, Геоинформмарк, С. 89-145, 2004.

5. Арешев Е.Г., Гаврилов В.П., Поспелов В.В., Дзюбло А.Д., Шнип О.А., Донг Ч.Л., Киреев Ф.А., Тронов Ю.А. Характер пустотности и состава пород нефтесодержащего фундамента шельфа Южного Вьетнама. -Геология и геолого-разведочные работы, 1996.

6. Арешев Е.Г., Гаврилов В.П., Донг Ч.Л. и др. Геология и нефтегазоносность фундамента Зондского шельфа. Москва, Нефть и газ, 1997.

7. Басниев К.С., Кочина П.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика. Учебник для вузов. Москва, Недра, С. 350-370, 1993.

8. Белоусов В.В. Основы структурной геологии. Москва, Недра, С. 32, 1985.

9. Белянушкина М., Лапо А., Лукина Т. Особенности интерпретации каротажа на месторождении Белый Тигр. VII Международная конференция "Новые идеи в науках о земле". Москва. Апрель 2006.

10. Габриэлянц Г.А., Пороскун В.И., Коваленко Е.Г. Новая классификация запасов и ресурсов нефти горючего газа. Технологии ТЭК, №4, С. 6-14, август, 2004.

11. Гаврилов В.П. Влияние петрографической зональности фундамента месторождения Белый Тигр на степень продуктивности и нефтенасыщенности гранитов. Отчет по договору №31-05/85. Москва, АОЗТ "Нефтегазэкспертиза", С. 110-119, 2001.

12. Геофизические методы исследования скважин. Справочник геофизика/ Под ред. В.М.Запорожца. Москва, Недра, С. 146-176, 1983.

13. Глебочева Н.К., Егоров В.В., Козяр В.Ф., Козяр Н.В., Теленков В.М. Изучение эффузивных толщ средствами ГИС. Доклады всероссийской конференции: Ядерно-геофизические технологии в комплексе ГИС, Сургут, 2007.

14. Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А., Африкян А.Н. Промысловая геофизика: Учебник для вузов./ Под ред. В.М.Добрынина. Москва, Недра, С.56-75, 1986.

15. Дэвис Дж.С. Статистический анализ данных в геологии. Том2. Москва, Недра, С. 110-121, 1990.

16. Емельянова Н.М., Пороскун В.И. Возможность использования вероятностных оценок запасов при управлении углеводородными ресурсами. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, С. 67-71, декабрь, 2006.

17. Есюнин Д.В., Лухминский Б.Е., Тепляков А.В., Цымбал Д.В. Компьютерные модели Монте-Карло для нейтронных методов ГИС. Материалы научно-практической конференции "Ядерная геофизика — 2004", Санкт-Петербург, 2004.

18. Золоева Г.М., Денисов С.Б., Билибин С.И. Геолого-геофизическое моделирование залежей нефти и газа. Учебное пособие. Москва, ФГУП Изд-во "Нефть и газ" РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, С. 90-99, 2005.

19. Истомин С.Б. Учет литологической неоднородности терригенных пластов при построении геологических моделей. Научно-технический журнал "Геофизика", Евро-Азиатское геофизическое общество. Выпуск 4, С. 186-190,2007.

20. Кошляк В.А. Гранитоидные коллекторы нефти и газа. Уфа, Тау, 2002.

21. Латышова М.Г., Мартынов В.Г., Соколова Т.Ф. Практическое руководство по интерпретации данных ГИС. Учебное пособие. Москва, ООО "Недра-Бизнесцентр", С. 160-165, 2007.

22. Лукина Т.Ю., Пузанова О.Н. Обработка геофизических данных в системе ГЕММА. IV Международная конференция "Новые идеи в науках о земле". Москва. Апрель 2003.

23. Лукина Т.Ю. Уточнение цифровой геологической модели месторождения Белый Тигр в системах DV-SeisGeo и IRAP RMS. VII Международная конференция "Новые идеи в науках о земле". Москва. Апрель 2006.

24. Лукина Т.Ю. Использование комплекса современных методов каротажа для оценки фильтрационно-емкостных свойств нетрадиционных гранитоидных коллекторов нефти. Международная нефтегазовая техническая конференция SPE. Москва. Октябрь 2006.

25. Лукина Т.Ю. Применение геостатистики при создании геологической модели месторождения Белый Тигр. VIII Международная конференция "Новые идеи в науках о земле". Москва. Апрель 2007.

26. Лукина Т.Ю., Лухминский Б.Е. Сравнение данных стандартных методов ГИС и результатов обработки измерений микросканером FMI. Каротажник 3(168). Тверь. С.3-8, 2008.

27. Лухминский Б.Е., Рогов А.Д. Современный этап компьютерного моделирования Монте-Карло для модернизации ядерно-геофизическихтехнологий исследования скважин с использованием системы MCNP. Каротажник, Выпуск 93, 2002.

28. Лухминский Б.Е., Лукина Т.Ю., Сержантов Р.Б. Расширение компьютерных геофизических систем путем использования информации, полученной при эксплуатации скважин. Каротажник 8(121). Тверь. Август 2004.

29. Немченко Н.Н., Зыкин М.Я., Москвичева В.Г., Пороскун В.И. Достоверность определения балансовых и извлекаемых запасов нефти (по материалам рассмотрения пересчетов запасов нефти в ГКЗ). Минеральные ресурсы России, С. 23-26, 1997.

30. Оливье Дюбрул. Использование геостатистики для включения в геологическую модель сейсмических данных./Пер. с англ. Ковалевского Е.В. SEG EAGE, С. 55-60, 86, 123-138, 2002.

31. Осипов М.А. Формирование расслоенных плутонов с позиций термоусадки. Москва, 1982.

32. Петерсилье В.И., Пороскун В.И., Яценко Г.Г. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. Москва-Тверь, ВНИГНИ, НПЦ "Тверьгеофизика", С. 3-1-3-29, 2003.

33. Пороскун В.И., Стернин М.Ю., Шепелев Г.И. Вероятностная оценка запасов на начальных стадиях изучения залежей нефти и газа. Oil and gas geology, С. 59-63, 1999.

34. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. Под ред. Закревского К.Е., Максимова М.М., Динариева О.Ю.

35. Министерство топлива и энергетики Российской Федерации. Москва, С.34-54, 2000.

36. Резванов Р.А. Радиоактивные и другие неэлектрические методы исследования скважин. Учебник для вузов. Москва, Недра, С.96-118, 1982.

37. Селяков В.И., Кадет В.В. Перколяционные модели процессов переноса в микронеоднородных средах. Москва, Недра, С.28-52, 1995.

38. Усманов И.Ш., Куриленкова Г.А., Штепа Е.Г. Перспективы нефтегазоносности доюрского фундамента западных участков Сургутского района. Нефтяное хозяйство, сентябрь, 2007.

39. Ферштатер Г.Б., Бородина Н.С. Петрология магматических гранитов (на примере Урала). Москва, Наука, С.21-25, 242-267, 1975.

40. Хаврошкин О.Б., Урдуханов Р.И. и др. Исследование напряженного состояния геосреды месторождения Белый Тигр с целью выявления, трассирования и прогноза высокодебитных зон разуплотнений фундамента. НТО, РВО "ЗАРУБЕЖНЕФТЬ", Москва, С.39-57, 2002.

41. Чанг Ле Донг и др. Пересчет запасов нефти и растворенного газа месторождения Белый Тигр по состоянию на 01.01.2002г. Отчет НИПИморнефтегаз. ВунгТау, С. 145-149, 167-176, 2002.

42. Шурыгин A.M. Статистика при подсчете запасов месторождений. Москва, Издательство Московского университета, С.7-45, 1978.

43. Шустер B.JL, Левянт В.Б., Элланский М.М. Нефтегазоносность фундамента (Проблемы поиска и разведки месторождений углеводородов). Москва, Издательство "Техника", С.26-49, 2003.

44. Bourbiax В., Basquet R., Daniel J.M., Ни L.Y., Jenni S., Lange A., Rasolofosaon P. Modeling of Fracture Reservoir. First Break, Volume23, P.33-40, September, 2005.

45. Claudio Casciano, Livio Ruvo, Bruno Volpi, Franco Masserano. Well test simulation through Discrete Fracture Network modeling in a fractured carbonate reservoir. Petroleum Geoscience, VolumelO, №4, EAGE, P. 331342, 2004.

46. Deutsch C.V., Srinivasan S., Mo Y. Geostatistical Reservoir Modeling Accounting for Precision and Scale of Seismic Data. SPE 36497, P.9-19, 1996.

47. Doyen P.M., L.D. den Boer, Pillet W.R. Seismic Porosity Mapping in the Ekofisk Field Using a New Form of Collocated Cokriging. SPE 36498, P.21-30, 1996.

48. Dubrule O., Basire C., Bombarde S., Samson Ph., Segonds D., Wonham J. Reservoir Geology Using 3D Modeling Tools. SPE 38659, P.181-196, 1997.

49. Hornby B.E., et al. Comparison of Fracture Apertures Computed from Electrical Borehole Scans and Reflected Stoneley Waves: an Integrated Interpretation. The Log Analyst, Volume33, 1992.

50. Jeffrey M. Yarns, Richard L. Chambers. Practical Geostatistics An Armchair Overview for Petroleum Reservoir Engineers. JPT,P. 78-88, November, 2006.

51. Jody R. Augustine. Fracture Flow Modeling and Visualization. SPE, Baker Oil Tools, 2004.

52. Journel A.G., Huijbregts Ch. J. Mining Geostatistics. New York, Academic Press Inc., P. 236-241, 324-340, 1978.

53. Journel A.G., Gomes-Hernandez J.J. Stochastic Imaging of the Wilmington Clastic Sequence. SPE Formation Evaluation 19857, P.33-40, 1993.

54. Keith Rawnsley, Lingli Wei. Evalution of a new method to build geological models of fractured reservoirs calibrated to production data. Petroleum Geoscience, Volume7, №1, EAGE, P. 23-33, 2001.

55. Lamy P., Swaby P.A., Rowbotham P.S., Dubrule O., Haas A. From Seismic to Reservoir Properties with Geostatistical Inversion. Reservoir Eval. & Eng., Volume2, №4, SPE 57476, P.334-340, 1999.

56. Phung Dac Hai, Khuat Duy Tien, Bui Nu Them Loan, Peter Lloyd, Tran Hung Dung, Nguyen Thanh Trung. Integrated FMS/FMI-DSI Reservoir Study: Bach Ho Offshore Vietnam. Отчет об интерпретации. Schlumberger, Vietnam, 2000.

57. Sung Jin Chang, Nguyen Tien Long. О системах трещин Южного Вьетнама. Отчет. Вунг Тау, 1999.

58. Xu W., Tran Т.Т., Srivastava R.M., Journel A.G. Integrating Seismic Data in Reservoir Modeling: The Collocated Cokriging Alternative. SPE 24742, P.833-842, 1992.