Повышение геологической достоверности цифровых моделей месторождений углеводородов (с коллекторами порового типа) на основе системного анализа тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.06, доктор наук Закревский Константин Евгеньевич

• Закревский Константин Евгеньевич
• доктор наук
• 2021

Оглавление диссертации доктор наук Закревский Константин Евгеньевич

Введение

Глава 1. Современное состояние геологического 3D

моделирования месторождений углеводородов

1.1. Возникновение и развитие цифрового геологического

3D моделирования месторождений углеводородов

1.2. Этапность методов контроля технологических процессов и менеджмента качества продукции

1.3. Современные разработки в области контроля и менеджмента качества геологических моделей

1.3.1. Зарубежные разработки

1.3.2. Отечественные разработки

1.3.3. Программные пакеты контроля качества

1.4. Тестирование ПО геологического моделирования

1.5. Информационная поддержка создания моделей

1.5.1. Базы данных и базы знаний

1.5.2. Системы управления знаниями

1.6. Выводы по первой главе

Глава 2. Оценка качества моделей

и программных пакетов

2.1. Способы и критерии оценки качества ЦГМ

2.1.1. Экспертиза исходной информации

2.1.2. Экспертиза структурного каркаса

2.1.2.1. Экспертиза корреляционных построений. 64 2.1.2.2.Экспертиза структурных поверхностей

и нарушений

2.1 .З.Экспертиза сетки (грида)

2.1.4.Экспертиза апскейлинга (ремасштабирования)

2.1.5. Экспертиза распространения свойств

2.1.5.1. Экспертиза фациального

и литологического моделирования

2.1.5.2.Экспертиза куба флюидов

2.1.5.3.Экспертиза куба пористости

2.1.5.4.Экспертиза куба проницаемости

2.1.5.5. Экспертиза кубов насыщенности

2.1.6. Экспертиза подсчета запасов

2.1.7. Особенности экспертизы моделей резервуаров углеводородов со сложным типом коллектора

2.1.8. Экспертиза расчетов достоверности

и неопределенности

2.1.9. Выводы

2.2. Комплексный параметр качества ЦГМ

2.3. Набор тестов ПО геологического моделирования

2.3.1. Автокорр еляция

2.3.2. Картопостроение

2.3.3. Геометризация

2.3.3.1. Расчет площади

2.3.3.2. Расчет объема (массивная залежь)

2.3.3.2. Расчет объема (пластовая залежь)

2.3.4. Апскейлинг

2.3.5. Вариограммы

2.3.6. Распределение свойств

2.3.6.1. Кригинг

2.3.6.2. Гауссова симуляция

2.3.7. Выводы

2.4. Выводы по второй главе

Глава 3. Информационная поддержка процесса моделирования

адресные методические рекомендации

3.1. Принципы создания АМР

3.2. Приоритетность создания АМР

3.3. Содержание АМР

3.4. Примеры создания АМР

3.4.1. Клиноформные отложения неокома

Западной Сибири

3.4.2. Пласт АВ1 (АВ11+2+АВ13) Самотлорского месторождения

3.4.3. Отложения горизонта Ю1 Томской области

3.5. Выводы по третьей главе

Глава 4. Практические примеры оценки качества геологических

моделей и программных пакетов

4.1. Примеры оценки качества ЦГМ

4.1.1. Игоревское месторождение

4.1.2. Грибановское месторождение

4.1.3. Калабосо месторождение

4.1.4. Красноселькупское месторождение

4.1.5. Виньлонг месторождение

4.1.6. Западно-Сибирское месторождение

4.1.7. Восточно-Кубанское месторождение

4.1.8. Фрязевское месторождение

4.1.9. Купавненское месторождение

4.1.10. Бисеровское месторождение

4.1.11. Ковригинское месторождение

4.1.12. Выводы

4.2. Применение комплексного параметра качества

4.3. Тестирование пакетов геологического моделирования

4.3.1. Автокорреляция

4.3.2. Картопостроение

4.3.3. Геометризация

4.3.4. Апскейлинг

4.3.5. Вариограммы

4.3.6. Распределение свойств между скважинами

4.3.7. Выводы

4.4. Выводы по четвертой главе

Глава 5. Примеры создания цифровых геологических моделей

на основе адресных методических рекомендаций

5.1. Ачимовские отложения пласта Ач3-4

Уренгойского месторождения

5.2. Секторная модель пласта АВ1

Самотлорского месторождения

5.3. Отложения горизонта Ю1

Игольско-Талового месторождения

5.4. Подтверждаемость моделей

5.5. Выводы по пятой главе

Заключение

Список литературы

Список рисунков

Список таблиц

Список сокращений

ВВЕДЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение геологической достоверности цифровых моделей месторождений углеводородов (с коллекторами порового типа) на основе системного анализа»

Актуальность работы

Одним из ключевых факторов развития нефтяной и газовой промышленности России в настоящее время является повышение качества и эффективности технологических процессов каждого этапа цикла поисков, разведки, добычи, подготовки, транспортировки и продажи углеводородов. Обеспечение эффективности этапа разведки и добычи, стоящего в начале этого цикла, в значительной мере связано с формированием адекватного представления о геологическом строении резервуаров, вмещающих промышленные скопления углеводородов.

В своей цифровой форме представления специалистов о геологическом строении резервуаров формализуются в виде трехмерных компьютерных моделей. Цифровые геологические модели (ЦГМ) являются основой постоянно действующих геолого-технологических моделей (ПДГТМ) - современного инструмента прогноза показателей добычи, оценки выработки запасов, размещения точек бурения скважин, планирования системы заводнения, геолого-технологических мероприятий, обеспечивающего экономически оптимальное управление процессом разработки резервуаров.

Эффективность и стоимость технологических решений, принимаемых на основе геологической модели, зависит от ее качества. Поэтому разработки в области повышения качества и достоверности трехмерных цифровых геологических моделей востребованы как со стороны менеджмента добывающих компаний, так и со стороны государственных органов.

Поскольку цифровое геологическое моделирование является достаточно новым направлением в науках о Земле, то и проблемы повышения качества и достоверности ЦГМ являются весьма актуальными, требующими всестороннего анализа и методического обоснования путей их решения. Научное обоснование методологии оценки качества ЦГМ, разработка системного подхода к геологическому моделированию, обеспечивающему повышение достоверности

геологических моделей резервуаров углеводородов, представляют собой новое научное направление в нефтяной геологии.

Результаты, полученные в ходе исследований в области повышения качества геологических моделей, имеют важное научное и практическое значение, поскольку обеспечивают технологическое развитие отрасли. Авторские разработки в области повышения качества и достоверности цифровых геологических моделей, одни из первых в этом направлении, послужили базой для создания корпоративных и отраслевых регламентных документов, а также специализированных программных пакетов.

Автором на основе системного подхода и с учетом стадийности разведки и разработки резервуаров были выполнены исследования по созданию концепции повышения качества и достоверности цифровых геологических моделей. В рамках этой концепции была разработана технология оценки качества геологических моделей, которая нашла широкое применение на производстве.

Под руководством автора и им лично было выполнено более тысячи экспертиз полномасштабных и секторных цифровых геологических моделей, создаваемых при подсчете запасов и мониторинге разработки. Разработаны адресные методические рекомендации (АМР) по созданию геологических моделей терригенных отложений юры и неокома Западной Сибири. На основе АМР построено двадцать глобальных и пятьдесят секторных моделей.

Настоящая диссертационная работа содержит изложение системного подхода к повышению качества и достоверности цифровых геологических моделей и разработанной технологии оценки качества ЦГМ с коллекторами порового типа. Тема работы и содержание исследований соответствуют пунктам 2 и 3 области исследований, определяемой паспортом специальности 25.00.12 -«Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений»: пункт 2 -«Прогнозирование, поиски, разведка и геолого-экономическая оценка месторождений; пункт 3 - «Геологическое обеспечение разработки нефтяных и газовых месторождений».

Цель работы

Цель работы - разработка системного подхода к повышению качества и достоверности цифровых геологических моделей на основе технологии оценки корректности создания моделей и адресного геологического моделирования, с учетом стадийности освоения месторождений.

Для этого решались следующие задачи:

• изучение отечественных и мировых подходов к повышению качества цифровых геологических моделей,

• разработка и опробование системы тестирования пакетов геологического моделирования,

• создание технологии оценки качества 3D моделей на основе сопоставления моделей с исходными данными и адаптацией истории разработки в гидродинамических моделях,

• разработка совокупности методов адресной интеллектуальной поддержки процесса моделирования неокомского клиноформного комплекса,

• опробование разработанного подхода к повышению качества и достоверности моделей на месторождениях УВ различной сложности и степени изученности для верхнеюрского и мелового (апт) комплексов.

Методика исследований

Для решения поставленных задач использовались современные методы обобщения и анализа теории и практики повышения качества в различных областях знаний, особенно при моделировании месторождений и подсчете запасов углеводородов. Выполнялся многомерный статистический анализ и многовариантное моделирование. Были опробованы различные практические подходы к оценке качества и достоверности ЦГМ (проверка бурением, кросс-валидация). Аналитически и численно решались тестовые задачи проверки корректности работы расчетных алгоритмов, использующихся в пакетах геологического моделирования. Проводился сопоставительный анализ расчетов в

различных программных пакетах на синтетических моделях и реальных месторождениях.

Научная новизна

• впервые обоснован набор статистических и аналитических методов оценки качества цифровых геологических моделей для различных этапов их построения и стадий освоения залежей углеводородов с использованием статистического и корреляционного анализов, а также анализа детерминистского тренда и локальных аномалий, экспертной оценки,

• впервые предложен комплексный параметр качества, позволяющий количественно оценивать качество создания геологической модели. Параметр качества определяется количественными экспертными оценками качества этапов построения модели с учетом весовых коэффициентов, учитывающих тип анализируемой модели,

• впервые разработана совокупность методов адресной интеллектуальной поддержки цифрового геологического моделирования, учитывающая разномасштабность и достоверность методов изучения резервуаров на разных стадиях освоения залежей углеводородов,

• впервые предложена концепция оценки работоспособности алгоритмов, используемых при геологическом моделировании, которая представлена комплексом контрольных тестов (геометрический, стохастический, вариограммный),

• впервые обоснован набор основных особенностей цифрового геологического моделирования терригенных отложений Западной Сибири различного возраста и генезиса.

Защищаемые положения

1. Оценка качества цифровых геологических моделей для различных этапов их построения и стадий освоения залежей углеводородов должна включать статистический и корреляционный анализ данных, а также анализ детерминистского тренда и локальных аномалий, позволяющий количественно

оценивать качество создания геологической модели с помощью весовых коэффициентов достоверности. Работоспособность алгоритмов, используемых при геологическом моделировании, проверяется комплексом контрольных тестов (геометрических, стохастических и вариограммных), а также сравнением пакетов между собой.

2. При построении моделей залежей в проградационных клиноформных отложениях неокомского нижнемелового возраста Западной Сибири стратиграфический каркас модели формируется по трансгрессивным морским глинистым пачкам, соответствующим поверхности максимального затопления, а для отложений подошвы склона, склона и шельфа применяются различные принципы учета данных керна, каротажа и сейсморазведки, изменчивости пород и их пространственной геометризации.

3. Для аптских отложений Самотлорского месторождения, сформированных в часто меняющихся условиях приливно-отливной равнины, создание каркаса необходимо проводить на основе циклостратиграфической модели осадконакопления с единой трехмерной сеткой для пойменных и меандрирующих русловых отложений, с использованием динамического анализа волнового поля в качестве низкочастотного тренда распространения песчаников в межскважинном пространстве. Гидродинамический режим залежи определяется единой субгоризонтальной поверхностью газонефтяного и наклонной поверхностью водонефтяного контакта со скачками на границах тектонических нарушений - безамплитудных горизонтальных сдвигах.

4. Для горизонта Ю1 верхней юры Томской области Западной Сибири при построении каркаса геологических моделей ключевую роль играют основные корреляционные реперы: битуминозные аргиллиты баженовской свиты, региональный уголь У и низкоомные глины нижневасюганской подсвиты. Для межскважинной корреляции и распределения фильтрационно-емкостных свойств пород в объеме резервуара необходимо использовать кинематические характеристики волнового поля и учитывать разнообразие литотипов при построении непрерывного куба песчанистости. Гидродинамический режим залежи

свидетельствует о многофакторности причин негоризонтальности флюидных контактов (тектоника, гидродинамический напор вод, капиллярные эффекты при изменении свойств пород).

Практическая значимость работы

Практическим результатом работ является более адекватное описание геологического строения объектов. Это обеспечивает уточнение величин запасов углеводородов, локализацию зон с остаточными запасами при выполнении гидродинамических расчетов, обоснованное размещение проектных эксплуатационных и разведочных скважин при многовариантных расчетах технологических вариантов разработки, выбор геолого-технологических мероприятий.

Экспертные оценки показывают, что экономическая эффективность повышения качества создания ЦГМ при подсчете запасов составляет около 0,5% затрат на подготовку запасов промышленных категорий. Кроме того, системный подход к управлению качеством создания ЦГМ, основанный на комплексе критериев оценки качества, позволяет снизить трудозатраты на построение ЦГМ за счет уменьшения количества ошибок. Так, например, статистическая оценка информации по процессу построения ЦГМ в компании ТНК-ВР позволила получить среднюю величину оценки снижения трудозатрат 15-20%.

Результаты последующего бурения и проверка методом «слепой скважины» показывают повышение достоверности на 15-25% ЦГМ, построенных на основе адресных рекомендаций по созданию ЦГМ.

Автор руководил и непосредственно участвовал в массовой (более тысячи) оценке качества цифровых геологических моделей залежей, расположенных в разных регионах России и мира. Эти модели создавались как при подсчете запасов, так и при составлении технологических документов. В их числе были модели уникальных по размерам и сложности строения месторождений: Самотлорского, Приобского, Красноленинского, Юрубчено-Тохомского, Ванкорского, Русского, Ватьеганского, Ватинского, Тевлинско-Русскинского, Куюмбинского, Повховского и др.

Авторские идеи и алгоритмы технологии оценки качества ЦГМ, касающиеся анализа исходных данных, создания каркаса, кубов свойств пород, поверхностей контактов, применения сейсмических атрибутов и принципиальных моделей, а также точности и корректности работы математических алгоритмов использовались при создании следующих программных пакетов и модулей: пакет «РН-Геосим» (Роснефть), пакет «АТЛАС-Экспертиза» (ТИНГ), плагин в Petrel (Шлюмберже-ТНК-ВР), модуль «ReXLab» в «РН-КИМ» (Роснефть).

Разработки соискателя были использованы при составлении корпоративных и отраслевых руководств и инструкций, связанных с экспертизой ЦГМ:

• Положение «О порядке приемки и экспертизы трехмерных цифровых геологических и гидродинамических моделей, создаваемых при подсчете и пересчете запасов месторождений углеводородного сырья» [М., ГКЗ, 2010],

• Рекомендации к методике построения геологических моделей при подсчете запасов углеводородного сырья [М., ГКЗ, 2015],

• Методические рекомендации по контролю качества построения цифровых геологических моделей терригенных коллекторов [М., ОАО «ЛУКОЙЛ», 2006],

• Стандарт и критерии качества построения геологических и гидродинамических моделей [М., ОАО «ТНК-ВР Менеджмент», 2011],

• Методика и критерии оценки точности и применимости геологических и гидродинамических моделей [М., ОАО «ТНК-ВР Менеджмент», 2012],

• Методические рекомендации по геологическому 3Д моделированию клиноформных отложений неокома Западной Сибири [Москва-Тюмень, ОАО «ТНК-ВР Менеджмент», ООО «Тюменский нефтяной научный центр», 2012],

• Методические рекомендации по 3D геологическому моделированию прибрежно-морских отложений (на примере пласта АВ1 (ÁBi1+2+ÁBi3) Самотлорского месторождения) [Москва-Тюмень, ОАО «ТНК-ВР Менеджмент», ООО «Тюменский нефтяной научный центр», 2013],

• Локальный нормативный документ «Экспертиза геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений» [М., ПАО «НК «Роснефть», 2017].

Апробация результатов

Основные научные положения, различные аспекты и практические результаты диссертационной работы докладывались на международных и российских научно-практических конференциях, форумах и семинарах:

• международных - 4-ой конференции EAPG, Париж, Франция, 1992; международном симпозиуме «Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы его освоения», Санкт-Петербург, 1992; 57-ой конференции EAGE, Глазго, Шотландия, 1995; международной конференции и выставке «Геологоразведка - 2000», Санкт-Петербург, Россия, 2000; 64-ой конференции EAGE, Флоренция, Италия, 2002; технологическом форуме Шлюмберже, Париж, Франция, 2004; конференции SPE/EAGE «Описание пласта и гидродинамика, Взаимодействие геологической и гидродинамической моделей», Москва, Россия, 2010; семинаре «Digital subsurface mapping in geological surveys: the state of the art and prospect for the future», Краков, Польша, 2012; международной конференции и выставке SPE, Москва, Россия, 2012; международной геолого-геофизической конференции и выставке «Современные технологии изучения и освоения недр Евразии» ГеоЕвразия - 2018, Москва, Россия, 2018; международной научно-практической конференции «Новые идеи в геологии нефти и газа», Москва, Россия, 2019, международной конференции и выставке SPE, Москва, Россия, 2019, международной конференции и выставке SPE, Москва, Россия, 2020;

• российских - технологическом форуме Шлюмберже, Сочи, 2002; семинаре «Новое в применении сейсмических методов на этапах разведки и разработки нефтяных месторождений», Москва, 2003; научно-практическом семинаре «Информационные технологии при разработке месторождений», Уфа, 2007; форуме компании ТНК-ВР «Моделирование в поддержку бизнеса», Тюмень, 2011; семинаре «НАЭН» «Основные вопросы геолого-гидродинамического моделирования для целей подсчета геологических запасов и

ТЭО КИН», Москва, 2012; форуме по технологиям ГРР компании Роснефть, Самара, 2014; семинаре «НАЭН» «Основные вопросы геолого-гидродинамического моделирования для целей подсчета геологических запасов и ТЭО КИН», Москва, 2015; научно-технической конференции «Современные вызовы при разработке и обустройстве месторождений нефти и газа», Томск, 2016; научно-практической конференции EAGE по вопросам геологоразведки и разработки месторождений нефти и газа «Геомодель 2018», Геленджик, 2018; научно-практическом семинаре «Цифровые технологии в разработке месторождений. Современные методы геологического моделирования», Уфа, 2018, научно-практической конференции «Цифровые технологии в добыче и переработке углеводородов: от моделей к практике», Уфа, 2020.

Публикации

Автор опубликовал 13 монографий (книг и учебных пособий), результаты проведенных исследований по теме диссертации изложены в 32 статьях, их них в 25, входящих в список ВАК.

Благодарности

Автор благодарит свою супругу Закревскую М.А, без помощи которой не удалось бы написать эту работу. Автор признателен своим коллегам, которые помогали в создании законченного варианта работы и ее защите: Гузееву В.В., Лозину Е.В., Хисматуллиной Ф.С., Сыртланову В.Р., Газизову Р.К., Нассоновой Н.В., Грищенко М.А., Аксарину В.А., Горкальцеву А.А., Попову В.Л. Автор благодарен за помощь Калмыкову Г.А. и, особенно, Ступаковой А.В., давшей ценные замечания к работе.

Структура и объем диссертации

Диссертация состоит из введения, 5 глав и заключения. Общий объем составляет 379 страниц, включая 4 таблицы, 190 рисунков и список литературы из 259 наименований. Структура работы построена в соответствии с выполненными исследованиями и примерами их положительного применения на конкретных объектах.

ГЛАВА 1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО 3Б МОДЕЛИРОВАНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

В первой главе рассматриваются возникновение и развитие цифрового геологического 3Б моделирования месторождений углеводородов и системы повышения качества продукции, способы оценки качества моделей и программных пакетов, применение приемов менеджмента качества к процессу моделирования, информационное обеспечение процесса моделирования. На основе анализа данной информации формулируются актуальные вопросы повышения качества трехмерных цифровых геологических моделей, решение которых рассматривается в следующих главах.

1.1. Возникновение и развитие цифрового геологического 3Б моделирования

месторождений углеводородов

Построение трехмерных цифровых геологических моделей в настоящее время уже стало естественной составляющей технологических процессов обоснования бурения скважин и составления планов разработки месторождений углеводородов, включая оценку экономической эффективности предлагаемых геолого-технологических мероприятий [Закревский К.Е., 2009]. В значительной степени это связано с усложнением строения разрабатываемых месторождений и новыми технологиями добычи, например, бурением горизонтальных скважин.

Несмотря на богатейшие традиции геологической науки России (более трехсот лет основания горного дела в России согласно указу Петра I), построение трехмерных цифровых геологических моделей нефтяных и газовых месторождений является в нашей стране относительно молодым направлением в прикладной нефтегазовой геологии, возникнув и развиваясь около 25 лет.

Появление трехмерного геологического моделирования как самостоятельного направления оказалось возможным вследствие следующих основных факторов (рис.1.1):

• разработки математических принципов и алгоритмов трехмерного моделирования,

• развития смежных областей геологического и геофизического знания -обработки и интерпретации 3D сейморазведки, сиквенс-стратиграфии, а также трехмерного гидродинамического моделирования,

• появления достаточно мощных компьютеров и рабочих станций, позволяющих выполнять сложные математические расчеты с достаточным быстродействием и визуализацией результатов,

• разработки коммерческих программ, обеспечивающих цикл построения трехмерных моделей (загрузка, корреляция, картопостроение, построение кубов фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), визуализация, анализ данных, выдача графики и др.),

• накопления обширного опыта двумерного геологического моделирования, подсчета запасов и нефтегазопромысловой геологии.

Рис.1.1. Возникновение цифрового геологического 3Б моделирования

Таким образом, начало работ по трехмерному моделированию в России естественным образом началось с появлением на рынке в 1993-94 годах и началом продаж программ Stratamodel (Landmark), IRAP RMS (Smedvig Technologist), несколько позже - 3D Property (Shlumberger). Широкомасштабные продажи пакетов трехмерного моделирования начались в 1996-97 годах (не рассматриваются пакеты двумерного моделирования типа Charisma-RM или Tigress, позволяющие строить псевдотрехмерные модели).

В настоящее время фирма Shlumberger распространяет пакет Petrel, пришедший на смену 3D Property, пакет IRAP RMS распространяется компанией Roxar - преемником Smedvig Technologist (это наиболее распространенные в России зарубежные пакеты). Разработка и продажа российских пакетов трехмерного моделирования началась с задержкой примерно на 4-5 лет после выхода на российский рынок западного софтвера (например, пакет DV разработки Центральной Геофизической Экспедиции).

Впервые на отраслевом уровне задача построения трехмерных геологических и гидродинамических моделей при проектировании разработки российских месторождений углеводородов была поставлена в Регламенте по проектированию [Регламент, 1996], что послужило толчком к массовому началу работ по построению трехмерных геологических моделей.

Большую роль в дальнейшем развитии 3D геологического моделирования в России сыграли принятое под руководством Лисовского Н.Н. постановление Центральной комиссии по разработке о необходимости построения 3D геологических и гидродинамических моделей при создании проектных документов [Денисов С.Б., Закревский К.Е., 2000; Лисовский Н.Н., Закревский К.Е. и др., 2000], а также подготовка (с участием автора) отраслевых документов в области 3D моделирования: Регламента по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений [Регламент, 2000] и Методических указаний по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений [Методические указания, 2003].

В настоящее время 3D геологическое моделирование продолжает активно развиваться. В качестве ведущих научных коллективов и научных школ, занимающихся разработкой математических принципов и алгоритмов трехмерного геологического моделирования, следует упомянуть работы ученых Стэнфордского университета [Clayton V.Deutsch, Andre G.Journel, 1998], Норвежского компьютерного центра [Abrahamsen и др., 2018; Hauge и др., 2017], Французского института Бейсип-Франлаб [Hugo Caetano, Ghislain de Joussineau и др., 2016] и Научной школы в Нанси [Amy Cheng, 1997].

Развитие программных пакетов геологического моделирования обеспечивается, с одной стороны, появлением новых принципов и алгоритмов 3D моделирования (нейронные сети, многоточечная статистика - MPS, спектральное моделирование), с другой - расширением функциональности за счет включения и интеграции новых модулей (анализ данных сейсморазведки, сопровождение бурения горизонтальных скважин, апскейлинг).

Разработка программных пакетов геологического моделирования в России осуществляется независимыми сервисными фирмами (Rock Flow Dynamics -модуль «Дизайнер Геологии» в «tNavigator», ГридПойнт Дайнамикс - «Geoplat Pro-G», МГУ - «ArtGeo», ТИНГ - «ПК Атлас») и добывающими УВ компаниями (ОАО «Сургутнефтегаз» - «Недра», ПАО «НК «Роснефть» - «РН-Геосим»).

Для разведочного и поискового этапа изучения месторождений все чаще используется стыковка геологического моделирования залежей со смежными областями геологической науки - седиментационными бассейновым моделированием. Накопление и обобщение практического опыта построения геологических моделей позволило коллективу специалистов (с участием автора) под руководством ФБУ ГКЗ создать новые отраслевые методические рекомендации по геологическому моделированию месторождений УВ [Рекомендации, 2015].

Однако, следует отметить, что программные пакеты геологического моделирования в последнее время принципиально не меняются и становятся все более похожими друг на друга по интерфейсу и функционалу.

1.2. Этапность методов контроля технологических процессов и менеджмента

качества продукции

Качество было объектом внимания людей с древних времен [Валентинова Н.И. и др., 2010; Басовский Л.Е., Протасьев В.Б., 2004; Гиссин В.И., 2003]. Так, в древнем Египте обеспечивалось качество строительства пирамид соблюдением параметров и технологии, в средние века обращалось внимание на изготовление продукции из качественного сырья. В 17-м столетии в Великобритании был принят закон о гильдии, в соответствии с которым вводился надзиратель за качеством работы и готовых изделий. Существует пять основных этапов развития систем управления качеством: 1 этап - 1900-1920 гг., 2 этап -1921-1950 гг., 3 этап - 1951-1970 гг., 4 этап - 1971-1990 гг., 5 этап - 1991-2005 гг. и далее.

Первый этап охватывает первые два десятилетия 20-го века и соответствует начальному периоду системного подхода, когда появилась первая система -система Тейлора (1905 г.). Она устанавливала требования к качеству изделий и деталей в виде полей допусков или определенных шаблонов, настроенных на верхнюю и нижнюю границы допусков. Были введены понятия проходные и непроходные калибры. Взаимоотношения с поставщиками и потребителями строились на основе требований, установленных в технических условиях, выполнение которых проверялось при приемочном контроле - входном для сырья и материалов и выходном для готовой продукции.

Второй этап представлен периодом с начала 20-х - до начала 50-х годов 20-го столетия. На втором этапе развитие получили статистические методы контроля качества. Появились контрольные карты (карты У.Шухарта), обосновывались выборочные методы контроля качества продукции и регулирования технологических процессов [Шиндовский Э., Шюрц О., 1976]. Деминг и Джуран активно пропагандировали статистические подходы к производству, однако именно они первыми обратили внимание на организационные вопросы обеспечения качества, показали роль высшего руководства в решении проблем качества [Деминг Э., 2012, Joseph M.Juran, A.Blanton Godfrey, 1998].

Список литературы диссертационного исследования доктор наук Закревский Константин Евгеньевич, 2021 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Абабков К.В. Построение карт геолого-геофизических параметров и геометризация залежей нефти и газа: уч.пособие. // Уфа - УГНТУ - 2008 - 270 с.

2. Абабков К.В., Сулейманов Д.Д., Султанов Ш.Х., Котенев Ю.А., Варламов Д.И. Основы трехмерного цифрового геологического моделирования. Учебное пособие. // Уфа - изд-во «Нефтегазовое дело» - 2010 - 199 с.

3. Абросимова О.О., Кулагин С.И. Выявление ловушек углеводородов неантиклинального типа в верхне-среднеюрских отложениях (юго-восточная часть Томской области). // Известия ТПУ - 2008 - с.51-53.

4. Адлер Ю.П. Новое направление в статистическом контроле качества -методы Тагути. // М. - Знание - 1988 - с.3-25.

5. Байков В.А., Бочков А.С., Яковлев А.А. Учет неоднородности при геолого-гидродинамическом моделировании Приобского месторождении. // Нефтяное хозяйство - №5 - 2011 - с.50-54.

6. Байков В. А., Бакиров Н. К., Яковлев Л. А. Математическая геология: T.I: Введение в геостатистику. // М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований - 2012 -228 с.

7. Байков В.А., Бочков А.С., Яковлев А.А. Учет неоднородности при геолого-гидродинамическом моделировании Приобского месторождения. // Нефтяное хозяйство - 2011 - №5 -с.50-54.

8. Баскаков С.И. Радиотехнические цепи и сигналы: учебник. // М. -Высшая школа - 1983 - 536 с.

9. Басовский Л.Е., Протасьев В.Б. Управление качеством. // М. - изд-во «ИНФРА-М» - 2004 - 211 с.

10. Белозеров Б.В., Буторин А.В., Герасименко П.Н., Журавлева Е.В., Фаизов Р.З. Практические советы по 3D геологическому моделированию. // СПб -ООО «Газпромнефть НТЦ» - 2015 - 354 с.

11. Белозеров Б.В., Викторов Е.В., Кирьянов Е.Л. Когнитивные технологии как новый этап развития систем менеджмента знаний. // PROнефть. Профессионально о нефти - 2018 - №9 - с.78-80.

12. Белозёров В.Б. Роль седиментационных моделей в электрофациальном анализе терригенных отложений. // Известия Томского политехнического университета - 2011 - т.319 - №1 - с.116-123.

13. Белозёров В.Б. Седиментационные модели верхнеюрских резервуаров горизонта Ю1 Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции как основа для оптимизации систем их разведки и разработки. // Авт. дисс. на соиск. уч. ст. д.г.-м.н. Новосибирск, 2008.

14. Белозеров В.Б., Брылина Н.А., Даненберг Е.Е. Литостратиграфия отложений васюганской свиты юго-востока Западно-Сибирской плиты. // Региональная стратиграфия нефтегазоносных районов Сибири. Новосибирск -СНИИГГиМС - 1988 - с.75-83.

15. Белозеров В.Б., Брылина Н.А., Даненберг Е.Е., Ковалева Н.П. Литостратиграфия континентальных отложений нижней и средней юры юго-восточной части Западно-Сибирской плиты. // Региональная стратиграфия нефтегазоносных провинций Сибири. Новосибирск - СНИИГГиМС - 1985 - с.111-119.

16. Бембель С.Р., Задоенко Л.А. Природа аномальных разрезов баженовской свиты на Южно-Ватьеганской площади (верхняя юра Западной Сибири). // Бюл.МОИП, разд.Геология - М. - 1993 - т.68 - вып.1 - с.115-119.

17. Берман Л.Б., Афонина Н.М., Закревский К.Е., Чуринова И.М., Юдин В.А., Емельянова Н.М. Прогноз зон промышленной нефтеносности на месторождениях сложного строения. // Геология нефти и газа - №12 - 1991 - с.25-29.

18. Беляков Е.О., Ефимов В.А., Мальшаков А.В. Анализ эффективности методик определения параметров пластов песчано-алевролито-глинистых пород неоднородной текстуры по результатам интерпретации геофизических исследований скважин на примере пласта АВ1 Нижневартовского свода. // В

межвузовском сб.: Научно-технические проблемы Западно-Сибирского нефтегазового комплекса. Тюмень - ТюмГНГУ - 1995 - с.92-95.

19. Билибин С.И. Технология создания и сопровождения трехмерных цифровых геологических моделей нефтегазовых месторождений (на основе интеграции данных петрофизики, ГИС и сейсморазведки). Автореф. дисс. на соиск.уч.степ.д.т.н. // М. - 2010.

20. Бирун Е.М., Гаврилова Е.В., Левин Д.Н., Лисунова О.В., Меркушкина О.В., Охотина С.В., Савичев К.С., Сальникова Н.В., Сидоркина Е.А., Ставинский П.В., Федчук В.В. Типичные ошибки геологического моделирования (или как не наступать на одни и те же грабли). // ОАО «НК «Роснефть» - Москва - 2009 - 84 с.

21. Бородкин В.Н., Кислухин В.И. Сейсмогеологическое моделирование ачимовского нефтегазоносного комплекса Западной Сибири. // Учебное пособие. Тюмень - ТюмГНГУ - 2009 - 88 с.

22. Бородкин В.Н., Дещеня Н.П., Нестеров И.И. (мл.), Пенягин П.В., Каримова Н.А. Стратиграфо-корреляционная основа построения региональной сейсмогеологической модели неокомских шельфовых и клиноформных отложений севера Западной Сибири. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений - №4-5 - 2003 - с.34-40.

23. Бриллиант Л.С., Аржиловский А.В., Цой В.Е. Экспертиза геологических и гидродинамических моделей - основа качества исполнения проектной документации. // Вестник Российской академии естественных наук, том 5 - № 6 - 2005.

24. Бриллиант Л.С., Александров В.М., Козлова Т.Н., Баракин В.А. Основные принципы построения литолого-фациальной модели залежей нефти Самотлорского месторождения. // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО - Ханты-Мансийск - 2002 - с.281-290.

25. Бриллиант Л.С., Шарифуллин Ф.А., Баракин В.А., Александров В.М. Уточнение седиментационной модели объекта АВ11-2 Самотлорского месторождения с помощью литофациального анализа. // Нефтяное хозяйство - №9 - 2000 - с.17-22.

26. Булыгин Д.В., Ганиев Р.Р. Геологические основы компьютерного моделирования нефтяных месторождений. // Казань - Каз.гос.ун-т - 2011 - 368 с.

27. Бурлева О.В. Седиментологические особенности пластов ЮС11-2 (оксфорд) Юганского Приобья и их связь с коллекторскими свойствами. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений - №5 -2004 - с.19-26.

28. Валентинова Н.И., Бочков В.Е., Валентинов В.А. Под ред. Бочкова В.Е. Управление качеством: учебное пособие. // Моск. гос. инд. ун-т, ин-т дист. образования. М. - МГИУ - 2010 - 252 с.

29. Волокитин Я.Е., Хабаров А.В., Сахибгареев Р.Р., Быдзан А.Ю., Боркент Э.-Я. Методика интеграции каротажных и промысловых данных с целью прогноза продуктивности скважин и их начальной обводненности. // Каротажник - 2009 - вып.89 - с.212-226.

30. Волокитин Я.Е., Хабаров А.В. Комплексная методика оценки коэффициента нефтенасыщенности гетерогенных коллекторов. // Каротажник -2009 - вып.189 - с.143-166.

31. Всеобщее управление качеством. Глудкин О.П., Горбунов Н.М., Гуров А.И. и др. // М. - Горячая линия - Телеком - 2001 - 599 с.

32. Высоцкий В.И. Нефтегазовая промышленность мира в 2016 г. Информационно-аналитический обзор. // М. - «ВНИИЗАРУБЕЖГЕОЛОГИЯ» -2017 - 60 с.

33. Габдуллин Р.Р., Копаевич Л.Ф., Иванов А.В. Секвентная стратиграфия. // М. - МАКС Пресс - 2008 - 113 с.

34. Гаврилов С.С., Славкин В.С., Френкель С.М. Использование данных сейсморазведки при трехмерном геологическом моделировании на примере одного из месторождений Западной Сибири. // Геология нефти и газа - №5 - 2006 -с.44-51.

35. Геологическое строение и нефтеносность ачимовского клиноформного комплекса в пределах Среднеобской нефтегазоносной области. Кучерявенко Д.С. // Автор. дисс. на соиск. уч. ст. к.г-м.н. Москва - 2007.

36. Геологическое моделирование с использованием программной системы GeoplatPro-G. // М. - 2017.

37. Геологическое моделирование в пакете DV-Geo: учебное пособие. Крестелев А.И. // Самара - Самар. гос. техн. ун-т - 2014 - 80 с.

38. Геостатистика: теория и практика. Демьянов В.В., Савельева Е.А. Под ред. Р.В.Арутюняна. // РАН, Институт проблем безопасного развития атомной энергетики. М. - Наука - 2010 - 327 с.

39. Гизатуллин Р.З., Анищик В.В. Базы данных как основа работы геологического направления. // PROНЕФТЬ - №3 - сентябрь 2017 - с.76-79.

40. Гиссин В.И. Управление качеством. // М. - Ростов-на-Дону - изд-во «Мар.Т» - 2003- 395 с.

41. Глебов А.Ф., Гузеев В.В., Закревский К.Е., Семянов А.А. Пути повышения точности и достоверности цифровых геологических моделей. // Труды V Международного технологического симпозиума. М. - Институт нефтегазового бизнеса - 2006.

42. Гогоненков Г.Н. и др. Сейсмостратиграфическая модель неокома Западной Сибири. // М. - ВИЭМС - 1989 - 49 с.

43. Голященко А.В. Поиск и разведка нефтяных залежей с наклонным водонефтяным контактом. // Нефтяное хозяйство - №8 - 2006 - с.50-52.

44. ГОСТ Р 56448-2015. Месторождения газовые, газоконденсатные, нефтегазовые и нефтегазоконденсатные. Программное обеспечение для геологического моделирования месторождений. Основные функциональные и технические требования.

45. ГОСТ Р ИСО 13053-1-2013. Статистические методы. Методология улучшения процессов «Шесть сигм». Часть 1. Методология DMAIC.

46. ГОСТ Р ИСО 13053-2-2013. Статистические методы. Методология улучшения процессов «шесть сигм». Часть 2. Методы и приемы.

47. ГОСТ Р ИСО 3951-4-2013. Статистические методы. Процедуры выборочного контроля по количественному признаку. Часть 4. Процедуры оценки заявленного уровня качества.

48. ГОСТ Р ИСО 7870-1-2011. Статистические методы. Контрольные карты. Часть 1. Общие принципы.

49. ГОСТ Р ИСО 9000-2015. Системы менеджмента качества. Основные положения и словарь.

50. ГОСТ Р ИСО 9001-2015. Системы менеджмента качества. Требования.

51. Гребнева И.Д., Игошкин В.П., Карнеев М.А., Мкртчян О.М., Нежданов А.А., Филина С.И. Сейсмогеологическое изучение клиноформных отложений Среднего Приобья. // М. - Наука - 1990 - 106 с.

52. Гречнева О.М., Малыгина О.С., Игнатьев А.Э., Закревский К.Е. Опыт изучения геологического строения и геологического моделирования ачимовских пластов Уренгойского месторождения по данным керна, каротажа и сейсморазведки. // SPE 162004, 2012.

53. Грищенко М.А., Авраменко Э.Б. Опыт внедрения критериев качества для количественной оценки цифровых геологических моделей. // Нефтяное хозяйство - №9 - 2015 - с.24-29.

54. Гурари Ф.Г. Строение и условия образования клиноформ неокомских отложений Западно-Сибирской плиты (история становления представлений). // Новосибирск - СНИГГиМС - 2003 - 140 с.

55. Гутман И.С., Балабан И.Ю., Постнова О.В., Руднев С.А., Саакян М.И. Программный комплекс ACDV для изучения осадконакопления в залежах углеводородов сложного геологического строения. // Геофизика - №4 - 2010 -с.17-25.

56. Дальберг Э.Ч. Использование данных гидродинамики при поисках нефти и газа. Пер. с англ. Е.В.Кучерука. // М. - Недра - 1985 - 149 с.

57. Даненберг Е.Е., Белозеров В.Б., Брылина Н.А. Геологическое строение и нефтегазоносность верхнеюрско-нижнемеловых отложений юго-востока Западно-Сибирской плиты (Томская область). // Томск - ТПУ-2006 - 291 с.

58. Деминг Э. Выход из кризиса: Новая парадигма управления людьми, системами и процессами. // Пер. с англ., 5-е изд. М. - Альпина Паблишер - 2012 -419 с.

59. Денисов С.Б., Закревский К.Е. Промысловая геофизика в свете современных экономических условий и новых требований к нефтяным компаниям со стороны государственных органов. // Каротажник - №66 - 2000 - с.22-27.

60. Дьяконова Т.Ф., Билибин С.И., Закревский К.Е. Построение цифровых моделей нефтенасыщенности коллекторов месторождений Западной Сибири. // Геология нефти и газа - №4 - 2000 - с.15-24.

61. Ежова А.В. Определение характера насыщения низкоомных коллекторов на примере нефтяных месторождений Томской области. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений - №12 - 2007 - с.11-13.

62. Ермолкин В.И., Керимов В.Ю. Геология и геохимия нефти и газа: Учебник для вузов. 2-е изд., перераб. и доп. // М. - ООО «Издательский дом Недра» - 2012 - 460 с.

63. Ершов С.В. Закономерности вертикального и латерального размещения залежей нефти в неокомских клиноформах Северного Приобья Западной Сибири. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений - №10 - 2004 - с.12-19.

64. Ершов С.В., Букреева Г.Ф., Красавчиков В.О. Компьютерное моделирование геологического строения клиноформного комплекса неокома северных и арктических районов Западной Сибири. // Геология и геофизика - 2009 - №9 - с.1035-1048.

65. Ефимов В.А. Петрофизические модели сложно-построенных глинистых коллекторов для оценки их нефтегазонасыщения по данным электрометрии скважин. // Дисс. на соиск. уч. ст. к.г.-м.н. Тюмень - 1984 - 227 с.

66. Жуковская Е.А. Условия формирования и фациальные особенности средне-верхнеоксфордских отложений Каймысовского свода (Томская область). // Труды II регионального совещания, посвященного 100-летию со дня рождения доктора геолого-минералогических наук Л.Н. Ботвинкиной. Томск - изд-во ЦППС НД-2012 - с.222-229.

67. Забоева А.А., Закревский К.Е., Предеин А.С., Белкина А.В. Учет зональности исходной информации при построении трехмерных геологических моделей. // Нефтяное хозяйство - №10 - 2011 - с.80-82.

68. Закревский К.Е. Геологическое 3D моделирование. // М. - «ИПЦ «МАСКА» - 2009 - 376 с.

69. Закревский К.Е. Практикум по геологическому 3D моделированию. Построение тестовой модели в Petrel 2009. // М. - ООО «Ритм» - 2010 - 110 с.

70. Закревский К.Е. Об оценке горизонтального радиуса вариограмм. // Нефтяное хозяйство - №11 - 2017 - с.32-33.

71. Закревский К.Е., Аксарин В.А., Анохина М.С., Буякина И.В., Грищенко М.А., Зверев К.В., Зундэ Д.А., Кудаманов А.И., Кузнецов А.Г., Мальшаков А.В., Нассонова Н.В., Хабаров А.В., Черновец Л.В. Геологическое моделирование прибрежно-морских отложений (на примере пласта АВ1 (АВ11+2+АВ13) Самотлорского месторождения). Под ред. Закревского К.Е. // Тюмень - Вектор Бук - 2017 - 314 с.

72. Закревский К.Е., Ананьев С.А. Оценка точности расчетов объемов пород в пакетах геологического моделирования месторождений нефти и газа. // Газовая промышленность - №11 - 2009.

73. Закревский К.Е., Скоробогатько А.В. Кинематическая модель пликативных и дизъюнктивных деформаций Губкинского НГР. // Геофизика - №6

- 2009 - с.31-39.

74. Закревский К.Е., Аржиловский А.В., Тимчук А.С., Грищенко М.А., Бикбулатова Т.Г. Повышение качества геолого-гидродинамического моделирования. // Нефтяное хозяйство - №10 - 2012.

75. Закревский К.Е., Бобров А.В., Воробьев Д.В., Горкальцев А.А., Залялиева А.Р., Иваницкий М.Ю., Парфенов Н.А., Поднебесных А.В., Попов В.Л., Шпиндлер А.А., Яковенко О.В., Яшков Д.С. Геологическое моделирование горизонта Ю1 Томской области. Под ред. Закревского К.Е. // Томск-изд. дом ТГУ

- 2016 - 154 с.

76. Закревский К.Е., Бузова О.Е., Букреева О.А. Оценка точности подсчета запасов углеводородов при построении цифровых геологических моделей. // Геофизика, специальный выпуск - 2002 - с.69-74.

77. Закревский К.Е., Кундин А.С. Особенности геологического 3D моделирования карбонатных и трещинных резервуаров. // М. - ООО «Белый Ветер» - 2016 - 404 с.

78. Закревский К.Е., Майсюк Д.М., Сыртланов В.Р. Оценка качества 3D моделей. // М. - «ИПЦ «МАСКА» - 2008 - 272 с.

79. Закревский К.Е., Нассонова Н.В. Геологическое моделирование клиноформ неокома Западной Сибири. // Тверь - ООО «Издательство ГЕРС» -2012 - 80 с.

80. Закревский К.Е., Газизов Р.К., Каримова Е.Н., Лепилин А.Е. Система тестов для оценки качества пакетов геологического моделирования. // Территория «НЕФТЕГАЗ» - №9 - 2018 - с.36-49.

81. Закревский К.Е., Лепилин А.Е., Новиков А.П. Анализ взаимозависимости параметров геологических моделей месторождений углеводородов. // Территория «НЕФТЕГАЗ» - №10 - 2018 - с.22-28.

82. Закревский К.Е., Попов В.Л. Оценка точности интерполяционных геологических моделей. // Экспозиция Нефть Газ - №3 - 2017 - с.12-14.

83. Закревский К.Е. Об оценке горизонтального радиуса вариограмм. // Нефтяное хозяйство - №11 - 2017 - с.32-33.

84. Закревский К.Е., Попов В.Л. Вариограммный анализ геологических тел. // Экспозиция Нефть Газ - №1 - 2018 - с.27-31.

85. Закревский К.Е., Романова Н.В. Особенности построения геологических моделей залежей пласта Ю1 Западной Сибири. // Вестник ЦКР Роснедра - №5 - 2010. - с.36-41.

86. Закревский К.Е., Сыртланов В.Р., Хисматуллина Ф.С. Оценка качества геологических моделей для гидродинамического моделирования. // Нефть. Газ. Новации - №2 - 2018 - с.77-82.

87. Закревский К.Е., Чернуха М.Н. Связность резервуаров при геологическом моделировании. // Вестник ЦКР Роснедра - №3 - 2010 - с.18-23.

88. Зубков М.Ю. Влияние наличия проводников и процессов окисления пирита на электрические свойства пласта Ю1 (Западная Сибирь). // Горные ведомости - №5 - 2017 - с.16-36.

89. Зундэ Д.А., Горланов А.А., Шаламов И.П., Давлетшин А.И., Белянский В.Ю., Лознюк О.А., Закревский К.Е., Абрашов В.Н. Итерационный подход при геологическом и гидродинамическом моделировании. // Нефтяное хозяйство - №5 - 2019 - с.58-61.

90. Иванов Д.Н., Михеев Ю.В. Механизм построения трехмерной геологической модели клиноформных отложений пласта БВ10 Мыхпайской площади Самотлорского месторождения. // Сборник трудов десятой научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО-Югры». Ханты-Мансийск - 2007.

91. Иванов И.А., Конторович А.Э., Степаненко Г.Ф. Роль капиллярных экранов в формировании и сохранении залежей углеводородов. Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы его освоения. // СПб. - ВНИГРИ -1992 - 200 с.

92. Иванчук П.П. Рифы нерифового происхождения. // Природа - 1972 -№11 - с.54-59.

93. Иванчук П.П. Гидровулканизм в осадочном чехле земной коры // М. -Недра - 1994 - 156 с.

94. Извеков Б.И. Методика промышленной оценки глинистых коллекторов горизонта AB1 Самотлорского месторождения. // Дисс. на соиск. уч. ст. к.г.-м.н. М. - 1982 - 150 с.

95. Изучение низкоомных продуктивных коллекторов на примере месторождений ОАО «Газпром нефть». Теплоухов А.В., Москаленко Н.Ю. // Нефтяное хозяйство - №12 -2010 - с.59-53.

96. Изучение природы низкоомности пласта с привлечением данных керна, ГК и НКТ. Семенов В.В., Питкевич В.Т., Сокова К.И., Солонин А.М.,

Мельник И.А. // Сборник трудов IX научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО-Югры» - Ханты-Мансийск - 2006 -с.243 - 252.

97. Инюшкина А.А. Изучение геологического строения клиноформных резервуаров Западной Сибири по данным сейсморазведки и каротажа. // Дисс. на соиск. уч. ст. к.г.-м.н. Москва - 2008.

98. Исикава Kaopy. Японские методы управления качеством. // М. -Экономика - 1988 - 215 с.

99. Карогодин Ю.Н., Ершов С.В., Сафонов В.С. и др. Приобская нефтеносная зона Западной Сибири: системно-литмологический аспект. // Новосибирск - изд-во СО РАН - НИЦ ОИГГМ - 1996 - 252 с.

100. Карогодин Ю.Н., Казаненков В.А., Рыльков С.А., Ершов С.В. Северное Приобье Западной Сибири. Геология и нефтегазоносность неокома (системно-литмологический подход). // Новосибирск - изд-во СО РАН, филиал «Гео» - 2000 - 200 с.

101. Керусов И.Н., Страхов П.Н., Мирошниченко Д.Е., Керусова И.Э., Нестеренко Н.П., Мордвинцев М.И., Потрясов А.А., Скачек К.Г. Факторы, определяющие сложное положение ВНК. // Сборник трудов IX научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО-Югры» - Ханты-Мансийск - 2006 - с.42-47.

102. Кириллов С.А. Информационно-аналитическая система для четырехмерного моделирования залежей углеводородов по комплексу сейсмических и скважинных данных. // Дисс. на соиск.уч. ст. д.т.н. М. - 2011.

103. Кирнос Д.Г., Закревский К.Е. Повышение качества создания сейсмогеологических моделей. // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть» - №2 - 2014 - с.60-63.

104. Козяев А.А., Смоленцев Е.И., Бибик А.Н., Закревский К.Е. Подходы к моделированию карбонатного трещиноватого коллектора на примере месторождения Восточной Сибири. // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть» - №1 - 2016 - с.11-15.

105. Козяев А.А., Щуковский Р.М., Закревский К.Е. Моделирование трещиноватости. Практикум по DFN в Petrel 2016-2019. Под ред. К.Е.Закревского. // М. - изд-во МАИ - 2019 - 96 c.

106. Конев В.В. Линейная алгебра. Учебное пособие. // Томск - из-во ТПУ - 2008 - 65 с.

107. Контроль качества материалов при проведении количественной интерпретации сейсмических данных. Нургуль Косназарова. // SPE 182578-RU -2016.

108. Концепция модуля геологического моделирования ArtGeo. Шелепов В.В., Булыгин Д.В., Рамазанов Р.Г. // Нефть. Газ. Новации. - №1 - 2016 - с.48-53.

109. Коровина Т.А., Кропотова Е.П., Романов Е.А. Природа коллекторов в битуминозных отложениях баженовской свиты Западной Сибири. Сб. материалов «Органическая минералогия», материалы 2-го Российского совещания по органической минералогии. // Петрозаводск - 2005 - 271 с.

110. Кропотова Е.П., Коровина Т.А., Федорцов И.И., Романов Е.А., Муравенкова М.Г. Закономерности формирования и распространения зон «аномальных разрезов» баженовской свиты на Сургутском своде. // В сб. «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО». Ханты-Мансийск - вып.6 -2003 -с.238-246.

111. Кудаманов А.И., Потапова А.С., Королёв Е.С. Обстановки седиментации пограничных отложений «баррем-аптского» возраста Самотлорского месторождения. // VII Всероссийское литологическое совещание. «Осадочные бассейны, седиментационные и постседиментационные процессы в геологической истории». Новосибирск - ИНГГ СО РАН - 2013 - т.11 - с.113-118.

112. Куликов С.С. Тестирование программного обеспечения. Базовый курс. // Минск - Четыре четверти - 2015 - 294 с.

113. Лисовский Н.Н., Закревский К.Е., Максимов М.М., Динариев О.Ю. Нормативные документы по созданию постоянно действующих моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. // Каротажник - №73 - 2000 - с.12-14.

114. Литолого-седиментационная модель Вахского месторождения -основа статической модели резервуара. Губарева О.В., Полькин Р.В. // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть» - №2 - 2008 - с.6-10.

115. Локальный нормативный документ «Экспертиза геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений». // М. -ПАО «НК «Роснефть» - 2017.

116. Майер В.П. О тестировании гидродинамических фильтрационных моделей. // Вестник ЦКР Роснедра - 2009 - №1 - с.68-78.

117. Мазур И.И., Шапиро В.Д. Управление качеством. // М. - изд-во «Омега-Л» - 2005 - 399 с.

118. Мальшаков А.В., Ошняков И.О., Кузнецов Е.Г., Лознюк О.А., Суртаев В.Н., Шайбаков Р.А. Инновационные подходы к изучению гетерогенных анизотропных коллекторов отложений туронского возраста для достоверной оценки их фильтрационно-емкостных свойств. // Нефтяное хозяйство - №11 - 2016 - с.18-22.

119. Мальшаков А.В. Разработка петрофизических моделей терригенных пород-коллекторов для оценки их фильтрационно-емкостных свойств по данным геофизических исследований скважин (на примере месторождений Западной Сибири). // Дисс. на соиск. уч. ст. к.г.-м.н. ТИИ - Тюмень - 1994.

120. Малышева Л.В., Попова Л.Ю., Козлова Т.Н. Закономерности вовлечения в разработку различных литофаций пород-коллекторов горизонта АВ11-2 Самотлорского месторождения по данным промыслово-геофизических исследований. // Оптимизация технологий разработки нефтяных месторождений. Екатеринбург - 2003 - с.58-65.

121. Мамяшев Т.В., Ананченко А.С., Гроцкова Т.П. Анализ особенностей поведения водонефтяных контактов юрских залежей. // Сборник трудов IX научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО-Югры» - Ханты-Мансийск - 2006 - с.32-41.

122. Маркова Л.Г., Скуратенко А.В., Ткачева Л.Г., Чеснокова В.С. Палиностратиграфия поздней юры Томской области. // Материалы по палеонтологии и стратиграфии Западной Сибири - Томск - ТГУ - 1988.

123. Медведев А.Л. Комплекс заполнения врезанных долин - новый нефтепродуктивный объект в меловых отложениях Красноленинского свода Западной Сибири (на примере Каменного месторождения). //Дисс. на соиск. уч. ст. к.г.-м.н. - СПб - ВНИГРИ - 2010.

124. Мельник И.А. Выделение нефтенасыщенных интервалов на основе переинтерпретации ГИС в низкоомных коллекторах песчаниках. // Нефтяное хозяйство - №4 - 2008 - с.34-36.

125. Мельник И.А. Выявление нефтегазонасыщенных низкоомных коллекторов на основе определения геохимических показателей по данным ГИС. // Дисс. на соиск. уч. ст. д.г.-м.н. - Томск - ТПУ - 2014.

126. Методические аспекты использования сейсморазведки при освоении залежей углеводородов, приуроченных к клиноформным месторождениям, на примере ряда месторождений ОАО «Газпромнефть». Савельев В.А., Типикин С.И., Страхов П.Н., Верташ Н.Н. // Материалы симпозиума «Тюмень-2011» -«Продуктивные клиноформные комплексы и возможности современной сейсморазведки». Россия - Тюмень - март - 2011.

127. Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. Часть 1. Геологические модели. Авербух А.Г., Закревский К.Е. и др. // М. - ОАО «ВНИИОЭНГ» - ФГУ «Экспертнефтегаз» - 2003 г. - 164 с.

128. Методика и критерии оценки точности и применимости геологических и гидродинамических моделей. // М. - ОАО «ТНК-ВР Менеджмент» - 2012.

129. Методические рекомендации по геологическому 3Д моделированию клиноформных отложений неокома Западной Сибири. // Москва-Тюмень, ОАО «ТНК-ВР Менеджмент» - ООО «Тюменский нефтяной научный центр» - 2012.

130. Методические рекомендации по контролю качества построения цифровых геологических моделей терригенных коллекторов. // М. - ОАО «ЛУКОЙЛ» - 2006.

131. Методические рекомендации по созданию цифровых геологических моделей терригенных коллекторов. // М. - ОАО «ЛУКОЙЛ» - 2006.

132. Методические указания по осуществлению контроля качества геолого-гидродинамических моделей. // СПб - ООО «Газпромнефть НТЦ» - 2013.

133. Методические указания по созданию и экспертизе геологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений Группы компаний АО «Зарубежнефть» (№ МТ РД-03.2-01, ред. 1.00). // М. - АО «Зарубежнефть» - 2018.

134. Микрюкова А. iKnow: единая точка доступа к техническим знаниям. // Управление производством, март, 2014 - http://www.up-pro.ru/print/library/information_systems/management/iknow-bz.html.

135. Микуленко К.И., Острый Г.Б. Оползневые образования в мезозойских отложениях Западно-Сибирской низменности. // Литология и полезные ископаемые. - 1968 - №5 - с.111-18.

136. Михайлов А.Н. Основные представления о переходных зонах и водяных контактах в неоднородных пластах. // Георесурсы. Геоэнергетика. Геополитика - №1 - 2012 - http://oilgasjournal.ru/vol_5/mikhailov-senior.html.

137. Мкртчян О.М. Новое в модели строения и формирования баженовской свиты Западной Сибири. // Нефтегазовая геология и геофизика - 1984 - №7 - с.1-6.

138. Невоструев Э.Г., Ухлова Г.Д., Лаптева Е.Ю., Губа А.В., Яневиц Р.Б. Возможности сейсморазведки 3D при построении моделей клиноформных неокомских отложений Западной Сибири. // Материалы симпозиума «Тюмень-2011» - «Продуктивные клиноформные комплексы и возможности современной сейсморазведки». Россия, Тюмень, март, 2011.

139. Нейман В.Б. Теория и методика палеотектонического анализа. // Москва - Недра - 1984 - 80 с.

140. Нежданов А.А. Геологическая интерпретация сейсморазведочных данных. Курс лекций. // Тюмень - ТюмГНГУ - 2000 - 133 с.

141. Нежданов А.А., Пономарев В.А., Туренков Н.А., Горбунов С.А. Геология и нефтегазоносность ачимовской толщи Западной Сибири. // Москва -изд-во Академии горных наук - 2000 - 247 с.

142. Нежданов А.А., Туманов Н.Н., Корнев В.А. Аномальные разрезы баженовской свиты и их сейсмогеологическая характеристика. Сейсморазведка для литологии и стратиграфии. // Труды ЗапСибНИГНИ - Тюмень - 1985 - с.64-71.

143. Некрасов А.С. Геолого-геофизическое моделирование карбонатных коллекторов нефтяных месторождений. Дисс. на соиск. уч. ст. д.г.-м.н. // Пермь -2006.

144. Новые методы интерполяции поверхностей для геологического моделирования. Халтгрин Т., Андерсен О. // Нефтяное хозяйство - №10 - 2004 -с.20-25.

145. Онищук Т.М., Наумов А.Л., Векслер Л.А. Корреляция продуктивных пластов нижнего мела в Среднеобской НГО. // Геология нефти и газа - № 6 - 1977 - с.32-37.

146. Опыт применения гидродинамического каротажа на месторождениях СПД. Волокитин Я.Е., Хабаров А.В., Золотарев А.В. // Каротажник - №12 - 2009 -с.167-211.

147. Опыт построения палеофациальной модели пластов ЮВ11, ЮВ12 Ново-Покурского месторождения. Глебов С.Д., Смирнов С.Н., Мигранов А.Р. // Нефтепромысловое дело - №10-2013 - с. 8-14.

148. Основы трехмерного геологического моделирования залежей нефти и газа. Лобусев А.В., Исянгулова Н.Р., Потемкин Г.Н., Руднев С.А. // М. - изд-во РГУ им.И.М.Губкина - 2015 - 147 с.

149. Особенности геологического строения пласта Ю11, влияющие на распределение нефтенасыщенности. Дручин B.C., Панов С.Ф., Аржиловская Н.Г., Хлызов П.В., Музыченко А.А. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений - №10-2014 - с.7-12.

150. Особенности строения залежи нефти в горизонте ЮС1 Грибного месторождения. Гутман И.С., Султаншина Т.Р., Халяпин С.В. // Нефтяное хозяйство - №5-2014 - с.60-64.

151. Осыка А.В. Условия формирования аномальных разрезов баженовской свиты на Тевлинско-Русскинском месторождении. // Вестник недропользователя - №11- 2002 - с.61-63.

152. Панде П., Холп Л. Что такое «шесть сигм»? Революционный метод управления качеством. // П. с анг., М. - Альпина Бизнес Букс - 2006 - 158 с.

153. Папоротная А.А. Геолого-геофизическое моделирование разрабатываемых залежей: лабораторный практикум. // Ставрополь - изд-во СКФУ - 2016 - 147 с.

154. Пергамент А.Х., Минниахметов И.Р., Ахметсафина А.Р., Балашов А.Д. Система тестов для алгоритмов геологического моделирования. // Вестник ЦКР Роснедра - №5 - 2009 - с. 16-23.

155. Перепечкин М.В. Технология построения геологических моделей по геолого-геофизическим данным в программном комплексе DV-Geo. Дисс. на соиск. уч. ст. к.т.н. // М. - 2007.

156. Пинус Олег, Легеза Сергей. Методика геологического моделирования пласта Ю1 на примере Верх-Тарского нефтяного месторождения. // Технологии ТЭК - октябрь - 2006 - с.12-18.

157. Позднемезозойская тектоно-магмато-метасоматическая активизация Западно-Сибирской плиты и ее отражение в структуре нефтегазоносного бассейна. Колокольцев В. Г., Ларичев А. И. // Актуальные проблемы прогнозирования, поисков, разведки и добычи нефти и газа в России и странах СНГ. Геология, экология, экономика. - СПб. - 2006. - с.270-283.

158. Положение «О порядке приемки и экспертизы трехмерных цифровых геологических и гидродинамических моделей, создаваемых при подсчете и пересчете запасов месторождений углеводородного сырья». // М. - ФБУ «ГКЗ» -2010.

159. Потехин Д.В., Путилов И.С. Количественное обоснование параметров многовариантного моделирования для повышения достоверности трехмерных геологических моделей нефтяных месторождений. // Территория НЕФТЕГАЗ -№2 - 2014 - с.20-23.

160. Потулова В.В. Методы обеспечения качества продукции в Японии. // М. - изд-во стандартов - 1970 - 59 с.

161. Практический курс геологического моделирования. Золоева Г.М., Жемжурова З.Н., Рыжков В.И., Чекунова В.А., Черноглазов В.Н. Под общ.ред. Жемжуровой З.Н. Учебное пособие. // М. - Недра - 2010 - 319 с.

162. Протокол заседания ЦКР Роснедра №4155 от 13.12.2007 «О разработанных РАЕН дополнительных тестах и методиках испытания программного обеспечения разработки месторождений». // Вестник ЦКР Роснедра

- №1 - 2008 - с.45.

163. Прогноз ловушек нефти в клиноформных комплексах отложений на основе современных технологий сейсморазведки МОГТ 3Д. Киселев В.В., Гурина С.В., Скачек К.Г. // Материалы симпозиума «Тюмень-2011» - «Продуктивные клиноформные комплексы и возможности современной сейсморазведки». Тюмень

- март - 2011.

164. Путилов И.С. Трехмерное геологическое моделирование при разработке нефтяных и газовых месторождений: учеб.-метод. пособие. // Пермь -изд-во Перм. нац. исс. полит.ун-та - 2011 - 72 с.

165. Пьянков В.Н., Сыртланов В.Р., Филев А.И. Экспертная система оценки качества построения геолого-технологических моделей месторождений. // Нефтяное хозяйство - №6 - 2002 - с.31-34.

166. Раабен В.Ф. Размещение нефти и газа в регионах мира. // М. - Наука -1978 - 144 с.

167. Рамперсад Хьюберт К. Общее управление качеством. // М. - ЗАО Олим-Бизнес - 2005 - 256 с.

168. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений (РД 15339.0-047-00). // М. - Минтопэнерго - 2000.

169. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153-39-007-96. // М. -Минтопэнерго - 1996.

170. Рекомендации к методике построения геологических моделей при подсчете запасов углеводородного сырья. // ФБУ «ГКЗ» - М. - 2015.

171. Решение 5-го Межведомственного регионального стратиграфического совещания по мезозойским отложениям Западно-Сибирской равнины, Тюмень, 1990 г. // Тюмень - ЗапСибНИГНИ - 1991 - 54 с.

172. Решение 6-го Межведомственного стратиграфического совещания по рассмотрению и принятию уточненных стратиграфических схем мезозойских отложений Западной Сибири, Новосибирск, 2003 г. (объясн.зап). // Новосибирск-СНИИГГиМС - 2004 - 113 с.

173. Романов А.В. Автоматизация решения геологических задач, связанных с подсчетом запасов углеводородного сырья. Дисс. на соиск. уч. ст. к.т.н. // Тюмень - 2012.

174. Романов Е.А. Геолого-физические особенности глинистых низкопроницаемых коллекторов алымской свиты Нижневартовского свода и их учёт при подсчёте запасов нефти. // Дисс. на соиск. уч.ст.к.г.-м.н. Тюмень - 1985 -220 с.

175. Савин Р. Тестирование Дот Ком, или Пособие по жестокому обращению с багами в интернет-стартапах. // М. - Дело - 2007 - 312 с.

176. Саката Сиро. Практическое руководство по управлению качеством. // Пер. с яп., под ред. В.И.Гостева. М. - Машиностроение - 1980 - 215 с.

177. Светлов К.В., Смагина Т.Н., Алимчанова Л.Х. Влияние неотектонических подвижек на положение водонефтяного контакта нефтяных залежей Западной Сибири. // Нефтяное хозяйство - №11-2014 - с.17-19.

178. Свихнушин Н., Тухтаев Р., Шмыгля К. Исследование тонкослоистых коллекторов нефти и газа. // Новые технологии ГИС. Нефтегазовое обозрение -осень - 2002 - с.46-51.

179. Семенов С.С. Оценка качества и технического уровня сложных систем: Практика применения метода экспертных оценок. // М. - ЛЕНАНД - 2015 - 352 с.

180. Соколова Т.Ф., Василевская Г.Р., Изюмова Е.А. Обоснование положения водонефтяного контакта в верхнеюрских пластах в условиях фациальной изменчивости. // Нефтяное хозяйство - №1 - 2011 - с.24-27.

181. Стандарт и критерии качества построения геологических и гидродинамических моделей. // М. - ОАО «ТНК-ВР Менеджмент» - 2011.

182. Струкова О.В., Закревский К.Е. Геологическое моделирование в RMS. Практические упражнения. 2D и 3D моделирование. // М. - изд-во Roxar - 2012 г. -694 с.

183. Суханова О.Н., Федоров Б.А., Сидоренко Н.Ю. Роль капиллярных явлений в распределении залежей на Двуреченском месторождении. // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть» - №1 - 2008 - с.39-41.

184. Сыртланова В.С., Фогель Н.С., Тихонов А.С. Программный комплекс «Автоэкспертиза TimeZYX» - автоматизированная система для оценки качества геолого-гидродинамических моделей. // Вестник ЦКР Роснедра - №4 - 2010 - с.57-68.

185. Теплоухов В.М., Наконечный А.В., Теплоухов А.В. Выделение низкоомной фации и ее влияние на геологическую модель пласта Ю11 Шингинского месторождения. // Нефтяное хозяйство - №6 - 2013 - с.85-87.

186. Томашев Д.В., Нелепов М.В., Папоротная А.А., Луценко О.О., Закревский К.Е.. Особенности геологического моделирования клиноформ нижнего мела Восточного Предкавказья. // Нефтяное хозяйство - №12 - 2015 -с.88-91.

187. Требования к построению трехмерных геолого-гидродинамических моделей. Оценка качества построения геолого-гидродинамических моделей. // ОАО «Сургутнефтегаз» - 2013.

188. Трушкин В.В. Физические и геологические основы изучения движения вод в глубоких горизонтах. // Томск - изд-во ТПУ-2006 - 156 с.

189. Тузовский А.Ф., Чириков С.В., Ямпольский В.З. Системы управления знаниями (методы и технологии). Под общ. ред. В.З.Ямпольского. // Томск - изд-во НТЛ - 2005 - 260 с.

190. Управление знаниями и интеллектуальным капиталом (учеб. пособие). С.В.Паникарова, М.В.Власов. // Министерство образования и науки Российской Федерации -Урал.федер.ун-т - Екатеринбург - изд-во Урал.ун-та -2015 - 140 с.

191. Урсегова Н.А.Технология проектирования и разработки методических рекомендаций. В сб. Педагогика: традиции и инновации: материалы IX Междунар. науч. конф. // Казань - изд-во «Бук» - 2018 - 106 с. - с.96-98.

192. Фациально-ориентированные геологические модели как фактор снижения неопределенностей геологического строения нефтяных месторождений Западной Сибири. Парначев С.В., Жуковская Е.А., Кравченко Г.Г., Поднебесных А.В., Михальченко Д.С., Сизиков И.А. // Нефтяное хозяйство - №3 - 2011 - с.26-30.

193. Фейгенбаум А.В. Контроль качества продукции. // М. - Экономика -1986 - 471 с.

194. Филиппович Ю.В., Монастырева Н.А. Крупные обвально-оползневые дислокации в неокомском клиноформном комплексе Западной Сибири. // Вестник недропользователя - №11 - 2002 - с.70-74.

195. Хафизов Ф.З. Роль новейших тектонических движений в изменении положения ВНК залежей Среднего Приобья. // ТрудыЗапСибНИГНИ. Сб. науч. тр.,вып.61 - Тюмень - 1972 - с.76-81.

196. Хромовских А.Ю. Основной механизм и факторы формирования верхнеюрских залежей углеводородов Кайсымовского свода (Томская область). // Дисс. на соиск. уч.ст.к.г.-м.н. - Томск - ТПУ - 2014.

197. Цыкало А.Л. Александр Михайлович Ляпунов. 1857-1918. // М. -Наука - 1988 - 244 с.

198. Чебышев П.Л. Избранные математические труды. // М.-Л. -Гостехиздат - 1946 - 200 с.

199. Чикишев А.Ю., Чикишев Ю.А., Ковалева Н.П., Резниченко В.А., Жуковская Е.А. и др. Причина наличия низкоомных коллекторов юрских отложений Каймысовского свода. // Нефтяное хозяйство - №8 - 2006 - с.42-45.

200. Шайбаков Р.А., Мухамадеев Д.С., Султанов Ш.Х. Разработка комплексного метода детальной автокорреляции разрезов скважин. // Нефтегазовое дело - №5 - 2013 - с.131-151.

201. Шевяков В.А. Закономерности размещения скоплений нефти и газа: Курсовая работа. // М. - РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина - 2018 - 36 с.

202. Шелепов В.В. Геолого-геофизическое моделирование и геометризация природных резервуаров нефти в терригенных формациях (на примере Когалымского региона). // Автор. дисс. на соиск. уч. ст. д.г-м.н. Пермь -2004.

203. Шиндовский Э., Шюрц О. Статистические методы управления качеством. Контрольные карты и планы контроля. // М. - Мир - 1976 - 598 с.

204. Шпильман В.И., Мясникова Г.П., Трусов Л.Л. Перерывы при формировании неокомских клиноформ в Западной Сибири. // Геология нефти и газа - №6 - 1993 - с.2-6.

205. Шпуров И.В., Шиманский В.В. Геолого-технологическое моделирование средневерхнеюрских отложений Западной Сибири с целью поиска и разработки месторождений углеводородов. // СПб. - Недра - 2012-160 с.

206. Шурыгин Б.Н., Пинус О.В., Никитенко Б.Л. Сиквенс-стратиграфическая интерпретация келловея и верхней юры (васюганский

горизонт) юго-востока Западной Сибири. // Геология и геофизика - 1999 - т.40 -№6 - с.843-862.

207. Щергина Е.А. Уточнение и детализация геологического строения отложений васюганской свиты западной части Нижневартовского свода в связи с разработкой цифровых литолого-фациальных моделей пласта ЮВ11. // Дисс. на соиск. уч. ст. к.г.-м.н. Тюмень - ТюмГНУ - 2011.

208. Эванс Джеймс Р. Управление качеством: учеб. пособие для студентов вузов, обучающихся по специальности «Менеджмент организации». Пер. с англ. под ред. Э.М. Короткова. // М. - ЮНИТИ-ДАНА - 2007 - 671 с.

209. Юдин В.А., Нейман В.С., Закревский К.Е. Построение геологических и фильтрационных моделей залежей. // Нефтяное хозяйство - №9 - 1994 - с.35-36.

210. Юканова Е.А. Технология систематизации геолого-геофизической информации для цифрового геологического моделирования крупных длительно разрабатываемых месторождений УВ. // Автореф.дисс. на соиск.уч.степ.к.т.н. М. -2009.

211. Юсупов Р.М., Сыртланов В.Р., Закревский К.Е., Маркин А.П., Ситников А.А. Первый отраслевой. // iTime - №2 - 2007 - с.20-23.

212. Ясович Г.С. Перспективы нефтегазоносности зон развития аномальных разрезов баженовской свиты Среднего Приобья. // Труды ЗапСибНИГНИ - Тюмень -1981 - с.51-60.

213. Abrahamsen P., Kvernelv V.Berg, Barke D.Martin L. Simulation of Gaussian Random Fields Using the Fast Fourier Transform (FFT). // In: ECMOR XVI -16th European Conference on the Mathematics of Oil Recovery, 3-6 September 2018, Barcelona, Spain.

214. 3D Porosity Estimation Using Multiattribute Analysis Methods in One of the Persian Gulf Oil Fields. H.Khoshdel, M.A.Riahi. // SPE 106057 - 2007.

215. A multi-objective optimization method for creating reservoir models that simultaneously match seismic and geologic data. Mohammad Emami Niri, David E.Lumley. // http://dx.doi.org/10.1190/segam2014-0065.1.

216. Analysis of flow in spatially correlated systems by applying the percolation theory. M.C.Salomao. // SPE390395 - 1997.

217. A Recipe to Balance «Black Box» and Deterministic Methods When Designing Geological Models. Oliver Kuhn, Rien Descamps. // IPTC 14069 - 2009.

218. Anna Usakova, Radoslav Vargic, Ivan Kotuliak. Statistical signal analysis using wavelet transform. // Dept. of Telecommunications, Slovak University of Technology - Bratislava - Slovakia - 2015.

219. Application of the Multiwell productivity index-based method to evaluate interwell connectivity. D.Kaviani et al. // SPE 129965 - 2010.

220. Aziz K, Odeh A.S. Comparison of Solutions to a Three-Dimensional Black-Oil Reservoir Simulation Problem. // JPT- January - 1981 - vol.33 - p.13025.

221. Best Practice for Static & Dynamic Modeling and Simulation «History Match Case - Model QA/QC Criteria for Reliable Predictive Mode». Faisal Al-Jenaibi, Lutfi A.Salameh, Reda Recham, Said Meziani, Bader Saif Al Badi, Mostapha Adli. // SPE 148279 - 2011.

222. Bhattacharya J.P., Giosan L. Wave-influenced deltas: geomorphological implications for facies reconstruction. // Sedimentology - vol.50- 2003 - pp.187-210.

223. Bridge J.S. River and floodplains: form, processes and sedimentary record. // Blackwell Publishing company - 2003 - 487 p.

224. Bouma A.H., Stone C.G. (eds). Fine-Grained Turbidite Systems. //AAPG Memoir - №72 - 2000 - ix+32 pp.

225. Bouma A.H. Sedimentology of some Flisch Deposits: A graphic approach to facies interpretation. // Amsterdam - Elsevier - 1962 - 168 p.

226. Connectivity of channelized reservoirs: a modelling approach. D.K.Larue, J.M.Hovadik. // Petroleum Geoscience - vol.12 - 2006 - pp.291-308.

227. Davis J.C. Statistics and data analysis in geology, 3rd ed. // Wiley-NewYork - 2002 - 638 p.

228. Dual Porosity, Dual Permeability Modeling of Carbonate Reservoir with Integration of Fracture Characterization. Hugo Caetano, Reza Iskandar, Sahid Sutanto,

Elena Niculescu, Magdy Hozayen, Umer Farooq, Vincent de Groen, Solenne Roosz, Ghislain de Joussineau. // Presented at GEO 2016 - Manama-Bahrain - March - 2016.

229. Einsele G. Sedimentary basin: evolution, facies and sediment budget. // Springer eds. - 2000 - 792 p.

230. Enhancing the Geological Models Consistency in Ensemble Based History Matching an Integrated Approach. A.Perrone, F.Pennadoro, A.Tiani, E.Delia Rossa, J.Saetrom. // SPE-186049-MS - 2017.

231. Jennings J.B. Capillary Pressure Techniques Application to Exploration and Development Geology. // AAPG Bull. - vol.71 - 1987 - pp.1196-1209.

232. Ghazi Al-Naymat, Sanjay Chawala, Javid Taheri. Sparse DTW: A Novel Approach to Speed up Dynamic Time Warping. // Proc. of 8th Australasian Data Mining Conference (AusDM'09) - 2012 - pp.117-127.

233. GOCAD in a Hurry. Amy Cheng. // Nancy - ASGA - 1997 - 184 p.

234. GSLIB: Geostatistical Software Library and User's Guide (Applied Geostatistics Series). Clayton V.Deutsch, Andre G.Journel. // Oxford University Press -1998 - 369 p.

235. Haecker M.A. Convergent Gridding: A new approach to surface reconstruction. // Geobyte - June - 1992.

236. Hauge R., Vigsnes M., Fjellvoll B., Vevle M.Lund, Skorstad A. Object-Based Modeling with Dense Well Data. // Quantitative Geology and Geostatistics - 19 -2017 - pp.557-572.

237. Horne Inferring interwell connectivity using production data. C.Tian R.N. // SPE-181556-MS - 2016.

238. Improved Resources and Reserves Estimation with the Combined Use of Scenario-Based Geological Models and Flow-Based Connectivity. L.Mace, A.Bogush. // SPE 183916-MS - 2017.

239. Incised valleys in time and space. Robert W.Dalrymple, Dale A.Leckie, Roderick W.Tillman. // Tulsa - Oklahoma - USA - SEPM - 2006 - 357 p.

240. Integrated Static and Dynamic Big-Loop Modeling Workflow for Assisted History Matching of SAGD Process with Presence of Shale Barriers. Ngoc T.B.Nguyen,

Cuong T.Q.Dang, Chaodong Yang, Long X.Nghiem, Zhangxin Chen. // SPE - 189725-MS - 2018.

241. Integrated Static and Dynamic Uncertainties Modeling Big-Loop Workflow Enhances Performance Prediction and Optimization. Sarwesh Kumar, Xian-Huan Wen, Jincong He, Wenjuan Lin, Hrant Yardumian, Irvan Fahruri, Yanfen Zhang, Jose M.Orribo, Yousef Ghomian, Iryna Petrovska Marchiano, Ayanbule Babafemi. // SPE - 182711 - MS - 2017.

242. Introducing a Universal System Design and Workflow for Efficiently Capturing and Managing Geological Modelling Data Assets. Mohamad A.Ibrahim, Abdulelah Bin Mahfoodh, Maan Hawi. // SPE - 188083-MS - 2017.

243. Jensen J.L, Lake L.W., Corbett P.W.M., Goggin D.J. Statistics for petroleum engineers and geoscientists, 2nd ed. // Elsevier - Amsterdam - 2000 - 338 p.

244. Juran's quality handbook. Joseph M.Juran, A.Blanton Godfrey, 5th ed. // McGraw-Hill Companies-USA- 1998 - 1730 p.

245. Long Nghiem, David A.Collins, Ravi Sharma. Seventh SPE Comparative Solution Project: Modelling of Horizontal Wells In Reservoir Simulation. // SPE 21221 - 1991.

246. Lyle W.D., Williams D.M. Deconvolution of well log data, an innovations approach. // presented at the SPWLA annual logging Symposium - Houston - 1986.

247. Mutti E., Normark W.R. Comparing examples of modern and ancient turbidite systems: problems and concepts. // Marine Clastic Sedimentology - 1987 -pp.1-38.

248. QC of the Reservoir Model Using Seismic, Well Logging and Petrophysical Data. Weisheng He, Yun Ling, Xiangyu Guo. // IPTC 16723 - 2013.

249. Quality Control of Static Reservoir Models. J.A.Spilsbury-Schakel. // SPE 101875 - 2006.

250. Quality Control of 3D GeoCellular Models: Examples from UAE Carbonate Reservoirs. J.Gomes, H.Parra, D.Ghosh. // SPE 193128-MS - 2019.

251. Rich J.L. Three critical environments of depositionand criteria for recognition of rocks deposited in each of them. // Geological Society of America Bulletin - 62(1) - 1951 - pp.1-20.

252. Seismic-Based Heterogeneous Earth Model Improves Mapping Reservoir Quality and Completion Quality in Tight Shales. R.Suarez-Rivera, G.V.Dahl, H.G.Borgos, D.R.Paddock, D.Handwerger. // SPE 164544 - 2013.

253. Static Model QC: Technical Aspects and Practice from A to Z. Darhim M.Noureldien, Ibrahim Merghany. // SPE 175825-MS - 2015.

254. Static Modeling of Deepwater Syn-Rift Reservoir Using Trend Analysis and Conceptual Geological Model in Absence of Effective Seismic Attributes: A Case Study from Mesozoic Reservoir, Offshore East Coast of India. Suvajit Chakraborty, Satyapal Negi, Alok Kumar, Nitesh Pandey. // SPE 185416-MS - 2017.

255. Stochastic surface-based modeling of turbidite lobes. Michael J.Pyrcz, Octavian Catuneanu, Clayton V.Deutsch. // AAPG Bulletin - v.89 - no.2 - 2005 -pp.177-191.

256. Studio - среда управления знаниями по разведке и разработке. // http://sis.slb.ru/upload/iblock/25e/studio_ep_environment_rusfinal.pdf.

257. Tevis Jacobs, Till Junge, Lars Pastewka. Quantitative characterization of surface topography using spectral analysis. // Surf. Topogr.: Metrol.Prop.5 - 013001 -2017.

258. Thomas E.C., Stieber S.J. The distribution of shale in sandstones and its effect upon porosity. // Annual Logging Symposium SPWLA - paper T - 1975.

259. Van Wagoner J.C., Mitchum Jr.R.M., Campion K.M., RahmanianV.D. Siliciclastic sequence stratigraphyin well logs, core, and outcrops: concepts for high resolution correlation of time and facies. // American Associationof Petroleum Geologists. Methods in Exploration Series - 7- 1990 - 55 p.

СПИСОК РИСУНКОВ

Рис.1.1. Возникновение цифрового геологического 3D моделирования.... 16 Рис.1.2. Выявление несоответствия смещения пластов на разных

горизонтах и зон негеологичного выклинивания ячеек........................ 23

Рис.1.3. Сравнение гистограмм пористости....................................... 24

Рис.1.4. Сравнение фактического и синтетического волнового поля........ 24

Рис.1.5. Сравнение пористости по керну и каротажу до(слева)

и после (справа) сдвига кривых по глубине....................................... 25

Рис.1.6. Анализ песчанистости (NTG) и пористости (PHIE).................. 25

Рис.1.7. Сравнение водонасыщенности по каротажу (расчет

по Арчи-Дахнову) и по керну (расчет по ККД)................................... 26

Рис.1.8. Пример менеджера задач в PetrelRE

для процесса «большой петли»...................................................... 29

Рис.1.9. Ошибки определения абсолютных отметок пластопересечений

для инклинометров типа КИТ........................................................ 31

Рис.1.10. Выявление ошибки построения куба пористости -

некорректный выбор рангов ................... 31

Рис.1.11. Выявление ошибки несоответствия поверхности

разлома маркеру разлома в скважине.......................................................... 34

Рис.1.12. Сопоставление расчетных кривых накопленной добычи нефти при изменении исходных геологических параметров

(квадратиками обозначены фактические данные)............................... 35

Рис.1.13. Примеры анализа данных в различных российских

программных пакетах экспертизы геологических моделей.................... 36

Рис.1.14. Примеры модулей оценки качества данных в RMS

(слева) и Petrel (справа)................................................................ 37

Рис.1.15. Подробная классификация тестирования.............................. 38

Рис.1.16. Примеры некоторых тестов SPE......................................... 40

Рис.1.17. Фрагмент «матрицы ГКЗ» апробации программных

комплексов по геологическому моделированию................................. 42

Рис. 1.18. Пути информационной поддержки геолога-модельера............. 43

Рис.1.19. Примеры баз данных месторождений нефти и газа.................. 47

Рис.1.20. Схема архитектуры Фонда геолого-гидродинамических

моделей.................................................................................... 50

Рис.1.21. Главная страница базы знаний Жпо,№.................................. 53

Рис.1.22. Схема управления обучением............................................ 55

Рис.2.1. Анализ карты амплитуд и величин альтитуд скважин

одного куста.............................................................................. 62

Рис.2.2. Анализ ГСР пласта БВ при оценке вертикальной

изменчивости разреза.................................................................... 64

Рис.2.3. Анализ карт изохор при оценке латеральной

изменчивости пласта................................................................... 65

Рис.2.4. Выявление областей некорректного построения

структурного каркаса.................................................................. 67

Рис.2.5. Диагностика областей аномального поведения структурного

плана и сопоставление глубин отбивок пласта в скважинах и в модели.... 67

Рис.2.6. Пример некорректного (вверху) и отредактированного (внизу)

создания нарушения.................................................................... 68

Рис.2.7. Пример нарушенной корреляции «время-глубина».................. 69

Рис.2.8. Горизонтальные скважины в структурном каркасе................... 69

Рис.2.9. Выбор ориентации сетки по латерали.................................... 71

Рис.2.10. Анализ толщин ячеек грида.............................................. 72

Рис.2.11. Сечение куба литологии при разных схемах нарезки слоев....... 72

Рис.2.12. Проверка ремасштабирования в окне корреляции

и на кросс-плоте......................... 74

Рис.2.13. Пример фациального моделирования ТОБ............................ 75

Рис.2.14. Распределение литотипов в областях

с разными условиями осадконакопления.............. 75

Рис.2.15. Анализ ГСР, карт песчанистости и вариограмм..................... 76

Рис.2.16. Анализ связности ячеек-коллекторов построением куба CV...... 77

Рис.2.17. Анализ расчлененности куба литологии (слева) и

гистограмм толщин проницаемых пропластков (справа)...................... 78

Рис.2.18.Зависимость погрешности прогноза коллекторов А

от отношения латерального радиуса вариограмм R к сетке скважин L..... 80

Рис.2.19.Выявление зон слияния между пластами построением карт

толщин (а) и гистограмм (б) глинистой перемычки............................. 82

Рис.2.20. Введение поправок в инклинометрию с учетов поведения

флюидных контактов.................................................................. 83

Рис.2.21. Изменения песчанистости и пористости по разрезу (слева) и

связь средней пористости с эффективными толщинами (справа)............ 84

Рис.2.22. Выявление скважин для проверки правильности расчета

пористости по РИГИС................................................................. 85

Рис.2.23. Неучет характера насыщения пласта при использования

данных сейсморазведки при построении куба пористости..................... 86

Рис.2.24. Зависимости насыщения от пористости

и расстояния от контакта.............................................................. 88

Рис.2.25. Зависимость относительной величины расхождения запасов

по 3Д модели и по подсчету запасов (2Д) от размеров месторождений.... 90

Рис.2.26. Изменение плотности трещин в зависимости от пористости

и расстояния до ближайшего нарушения.............. 92

Рис.2.27. Сравнение прогнозных (по модели)

и фактических (бурение) ФЕС....................................................... 94

Рис.2.28. Оценка неопределенности запасов...................................... 95

Рис.2.29. Пример гистограммы распределения запасов и торнадо-плота... 96

Рис.2.30. Иерархия и взаимоотношение моделей................................ 104

Рис.2.31. Использование разных типов геологических моделей.............. 105

Рис.2.32. Использование геологических моделей на разных

стадиях жизни месторождения...................................................... 106

Рис. 2.33. Процессная диаграмма создания геологической модели.......... 108

Рис.2.34. Схема и последовательность работ при оценке

качества геологических моделей различных типов............................... 113

Рис.2.3 5. Расстановка маркеров при автокорреляции........................... 117

Рис.2.36. Усложнение поверхности при уменьшении

шага дискретизации............................................119

Рис.2.37. Расчет площади фигуры................................................... 121

Рис.2.38. Типы залежей................................................................. 122

Рис.2.39. Результаты апскейлинга синусоидального сигнала................... 125

Рис.2.40. Расчет вариограмм........................................................... 126

Рис.2.41. Сеточная модель для кригинг-теста...................................... 129

Рис.2.42. Схема проведения стохастического теста............................... 130

Рис. 3.1. Примерное распределение запасов нефти по стратиграфическим подразделениям Томской области (слева)

и Краснодарского края (справа)...................................................... 136

Рис.3.2. Распределение запасов УВ уникальных и крупнейших

месторождений мира по стратиграфическим подразделениям............... 137

Рис.3.3. Фрагмент региональной стратиграфической схемы неокома Широтного Приобья, составленной А.А.Неждановым

с учетом клиноформной модели строения.................................................. 142

Рис.3.4. Модель строения циклов и фациальных последовательностей

для шельфа с бровкой.................................................................. 144

Рис.3.5. Модель строения клиноформы и положения песчаных тел......... 145

Рис.3.6. Седиментационная схема клиноформ неокома Западной Сибири. 146 Рис.3.7. Схемы корреляции и основные границы для шельфовых пластов 147 Рис. 3.8. Различные классификации зон осадконакопления

конусов выноса.......................................................................... 148

Рис.3.9. Схемы корреляции для фондоформенных отложений.................... 150

Рис.3.10. Типы и механизмы формирования аномальных разрезов баженовской свиты и ачимовских отложений.................................... 153

Рис.3.11. Варианты использования сейсмических данных..................................................156

Рис.3.12. Выделение элементов конуса выноса на сейсмических разрезах 157

Рис. 3.13. Примеры интерпретации каротажных данных..............................................158

Рис. 3.14. Анализ данных керна и ГИС..........................................................................................160

Рис. 3.15. Анализ данных испытаний и оценка положения флюидных

контактов..................................................................................................................................................................161

Рис. 3.16. Схемы обоснования ВНК..................................................................................................163

Рис.3.17. Перепады в положении флюидных контактов................................................165

Рис.3.18. Анализ глинистых разделов между коллекторами пластов................168

Рис.3.19. Выбор ориентации сетки по латерали....................................................................171

Рис.3.20. Варианты нарезки слоев для шельфовых и ачимовских пластов. 173

Рис.3.21. Варианты моделирования куба фаций (литологии)....................................174

Рис.3.22. Пример моделирования фанов методом MPS................................................176

Рис.3.23. Горизонтальные тренды для шельфовых пластов......................................177

Рис.3.24. Горизонтальные тренды для ачимовских пластов......................................178

Рис.3.25. Вертикальные тренды............................................................................................................179

Рис.3.26. Пример моделирования пористости

турбидитов (конусов выноса)..................................................................................................................183

Рис.3.27. Зависимости для построения кубов насыщенности коллекторов 186 Рис.3.28. Схематизированный разрез и классификация фациальных зон,

выделяемых в отложениях пласта АВ11-2....................................................................................191