Система петрофизического обеспечения моделирования залежей нефти и газа на основе эффективной пористости гранулярных коллекторов тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.10, кандидат наук Коваленко, Казимир Викторович

• Коваленко, Казимир Викторович
• кандидат наук
• 2015

Оглавление диссертации кандидат наук Коваленко, Казимир Викторович

СОДЕРЖАНИЕ

СОКРАЩЕНИЯ И УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ........................................ 6

ВВЕДЕНИЕ....................................................................12

ГЛАВА ПЕРВАЯ

СИСТЕМА ПЕТРОФИЗИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ МОДЕЛИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ УВ НА ОСНОВЕ ЭФФЕКТИВНОЙ ПОРИСТОСТИ...........................................21

1.1. Информационное ядро и элементы системы петрофизического обеспечения

моделирования.................................................................33

1.2. Функциональные модели системы петрофизического обеспечения.........34

1.3. Области применения системы петрофизического обеспечения............37

ГЛАВА ВТОРАЯ

ПЕТРОФИЗИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ ЭФФЕКТИВНОЙ И ДИНАМИЧЕСКОЙ

ПОРИСТОСТЕЙ. ПЕТРОФИЗИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ИНТЕРПРЕТАЦИИ

ДАННЫХ ГИС С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ХАРАКТЕРИСТИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ... 46

2.1. Петрофизическая модель эффективной пористости......................46

2.1.1. Модель гранулярного коллектора...................................46

2.1.2. Формирование зависимости остаточной водонасыщенности от пористости.50

2.1.3. Проверка модели по данными гранулометрического анализа...........59

2.1.4. Обоснование модели эффективной пористости..........................64

2.1.5. Петрофизический инвариант..........................................71

2.1.6. Связь остаточной водонасыщенности с нормированной эффективной

пористостью...................................................................73

2.2. Применение петрофизических моделей для описания свойств сложных коллекторов...................................................................79

2.2.1. Параметризация моделей эффективной пористости....................79

2.2.2. Свойства матрицы гранулярных коллекторов.........................86

2.2.3. Влияние минерального состава цемента на водоудерживающую способность

коллектора....................................................................94

2.2.4. Литологическое обоснование петрофизической модели................99

2.2.5. Определение набухания цемента по характеристическим параметрам

коллектора................................................................104

2.2.6. Петрофизическое обоснование адаптивной интерпретации данных ГИС.109

3

2.3. Учет нефтегазонасыщенности в петрофизических моделях............113

2.3.1. Доля У В в объеме общей, эффективной и динамической пористости.ИЗ

2.3.2. Инвариантность гидрофильного нефтенасыщенного коллектора......116

2.3.3. Связь коэффициента вытеснения с ФЕС гидрофильного коллектора..118

ГЛАВА ТРЕТЬЯ

МЕТОДИЧЕСКОЕ И ИНТЕРПРЕТАЦИОННО-АЛГОРИТМИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ ГИС ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОЙ ПОРИСТОСТИ.................................................................124

3.1. Петрофизические модели методов ГИС и адаптивные алгоритмы.......124

3.1.1. Метод потенциалов собственной поляризации (СП)................124

3.1.2. Методы удельных электрических сопротивлений...................130

3.1.3. Метод естественной радиоактивности............................141

3.1.4. Плотностной гамма-гамма метод.................................150

3.1.5. Стационарные нейтронные методы................................163

3.1.6. Импульсные нейтронные методы..................................171

3.1.7. Акустический метод............................................178

3.2. Адаптивная интерпретация данных ГИС..................................182

3.2.1. Структура адаптивной интерпретации данных комплекса ГИС.......182

3.2.2. Петрофизические модели методов ГИС............................184

3.2.3. Характеристические значения петрофизических параметров методов ГИС.188

3.2.4. Программная реализация методики...............................198

3.2.5. Погрешности определения эффективной пористости................202

3.2.6. Погрешности определения нефтегазонасыщенности.................207

ГЛАВА ЧЕТВЕРТАЯ

ПРИМЕНЕНИЕ ПЕТРОФИЗИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ЭФФЕКТИВНОЙ ПОРИСТОСТИ ДЛЯ РАСЧЕТОВ КОЭФФИЦИЕНТА СЖИМАЕМОСТИ ПОРОВОГО ПРОСТРАНСТВА И СЖИМАЕМОСТИ КОЛЛЕКТОРА ДЛЯ МОДЕЛИРОВАНИЯ ЗАМЕЩЕНИЯ ФЛЮИДОВ....................................................................211

4.1. Моделирование нефтеносных пластов с учетом неоднородности сжимаемости

порового пространства......................................................211

4.1.1. Коэффициент сжимаемости эффективного порового пространства....212

4.1.2. Петрофизическая модель сжимаемости порового пространства

В.М. Добрынина.............................................................212

4

4.1.3. Модифицированная петрофизическая модель сжимаемости порового

пространства.....................................................................213

4.1.4. Моделирование перераспределения давления в пласте в процессе разработки

залежи...........................................................................214

4.2. Расчет акустической жесткости по данным ГИС..........................218

4.2.1. Изучение упругих свойств коллекторов по результатам адаптивной интерпретации

данных ГИС......................................................................218

4.2.2. Точностные характеристики алгоритма определения акустической жесткости...223

4.2.3. Изучение пород-неколлекторов методами ГИС для определения упругих свойств

разреза.......................................................................224

4.3. Влияние характера насыщения на упругие свойства коллекторов нефти и

газа.......................................................................229

4.3.1. Анализ модели Ф.Гассмана сжимаемости предельно насыщенной породы.229

4.3.2. Модификация модели Ф.Гассмана....................................231

4.3.3. Неопределенности расчета объемной сжимаемости коллектора.........232

4.3.4. Реализация модифицированной модели замещения флюидов.............235

ГЛАВА ПЯТАЯ

МОДЕЛИ СВЯЗИ КАПИЛЛЯРНОГО ДАВЛЕНИЯ С ЭФФЕКТИВНОЙ ПОРИСТОСТЬЮ

И РАСЧЕТ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ В ПЕРЕХОДНОЙ ЗОНЕ КОЛЛЕКТОРА..........................239

5.1. Капиллярное давление...................................................239

5.1.1. Определение капиллярного давления....................................239

5.1.2. Связь капиллярного давления с текущей и остаточной водонасыщенностью.241

5.1.3. Определение «асимптотического» значения остаточной водонасыщенности..248

5.2. Переходная зона коллектора..................................252

5.2.1. Моделирование насыщения в переходной зоне.................252

ГЛАВА ШЕСТАЯ

МЕТОДИКИ И АЛГОРИТМЫ ПРИМЕНЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОЙ ПОРИСТОСТИ ДЛЯ РАСЧЕТОВ АБСОЛЮТНОЙ, ЭФФЕКТИВНЫХ И ФАЗОВЫХ ПРОНИЦАЕМОСТЕЙ

ПО ДАННЫМ ГИС..............................................................258

6.1. Абсолютная проницаемость........................................258

6.1.1. Теоретические связи проницаемости с ФЕС.......................258

6.1.2.Зависимость абсолютной проницаемости от глубины залегания......263

5

6.1.3. Влияние полиминерального состава терригенного коллектора на его фильтрационные характеристики...........................................269

6.2. Эффективные и фазовые проницаемости..........................275

6.2.1. Прогноз фазовых проницаемостей по данным ГИС...............275

6.2.2. Нормировки фазовых проницаемостей в концепции ЭПП..........278

6.2.3. Связи эффективных проницаемостей с ФЕС.....................280

6.2.4. Модели относительных фазовых проницаемостей (ОФП)..........284

6.2.5. Связи параметров моделей ОФП с ФЕС коллекторов.............288

ГЛАВА СЕДЬМАЯ

ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ НА ОСНОВЕ

ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ДИНАМИЧЕСКИХ ФЕС НА ПРИМЕРЕ НЕОКОМСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ОДНОЙ ИЗ ЗАЛЕЖЕЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ..............................292

7.1. Вопросы моделирования и пространственного положения

скважин..............................................................292

7.1.1. Модель погрешностей при дирекционных исследованиях скважин.297

7.2. Прогноз продуктивности и состава притока по промысловым геофизическим

данным..................................................................301

7.3. Построение геологической модели залежи с использованием динамических

ФЕС коллекторов.........................................................304

7.3.1. Построение распределений петрофизических свойств...........305

7.3.2. Построение моделей насыщения пластов флюидами..............307

7.3.3. Определение удельных продуктивностей по нефти и воде в межскважинном

пространстве............................................................307

7.3.4. Верификация начальных распределений продуктивности и обводненности

продукции...............................................................309

7.3.5. Рекомендации по выбору оптимальных направлений работ на

месторождении...........................................................314

ЗАКЛЮЧЕНИЕ..............................................................317

ЛИТЕРАТУРА..............................................................319

ПРИЛОЖЕНИЯ..............................................................340

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Система петрофизического обеспечения моделирования залежей нефти и газа на основе эффективной пористости гранулярных коллекторов»

ВВЕДЕНИЕ

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы

Эффективная разработка нефтяных и газовых залежей и повышение коэффициента извлечения нефти (газа) обеспечиваются использованием технологий разведки и разработки, адекватных геолого-физическим условиям продуктивного пласта при непрерывном контроле и анализе управления залежью в процессе бурения, вскрытия и эксплуатации на основе 3D геолого-технологической модели. Построение такой модели основано на синтезе данных геофизических исследований скважин (ГИС), сейсморазведки, лабораторных исследований кернового материала и пластовых флюидов, гидродинамических исследований скважин и данных их промысловой эксплуатации.

Очевидно, что на сегодняшний день к важнейшим результатам геологоразведочных и промысловых работ следует относить не только информацию о геологическом строении залежи и ее свойствах, необходимых для подсчета запасов, но и возможность количественного прогноза динамики свойств залежи в процессе разработки, определения добывных характеристик коллекторов и состава притока.

Для оценки фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллекторов нефти и газа традиционно оперируют «статическими» величинами общей пористости, объемной глинистости и абсолютной проницаемости. Открытая пористость характеризует емкость коллектора, но не полностью отражает его фильтрующие способности. Абсолютная проницаемость показывает фильтрационные свойства коллектора в сухом состоянии для воздуха или инертного газа. Последний, в отличие от пластовых флюидов, не взаимодействует с твердой фазой коллектора.

Для количественного описания поведения коллекторов в процессе разработки необходимо использовать коллекторские свойства, которые более тесно связаны с динамикой флюидов (йин&мическне Ф7ГС или з^фек/иибиые ллрал^/иры иорис/иой срейы) и позволяют полнее учитывать реальную структуру коллектора - эффеюиисную и Эиндииические иорисжости, а /иакэ/се фазояые м лроннқаемослш ио неф/ян (аазу) и бойс. Они же являются

базисными параметрами в концепции эффективного порового пространства (ЭПП) и могут

13

рассматриваться как основа «динамической» петрофизики, которая включает не только параметры, характеризующие движение флюидов, но и изменение этих параметров во времени.

Так как коллектор — фильтрующая среда, то важнейшими его свойствами являются флюидоудерживающие способности матрицы и цемента. Определение и изучение этих параметров, обусловленных адсорбционными процессами, поверхностными силами, сложной структурой порового пространства, капиллярными явлениями, имеет системообразующее значение, поскольку они явным образом присутствуют в дифференциальных уравнениях многофазной фильтрации и моделях эффективной и динамической пористостей.

Для непосредственного определения эффективной пористости может быть использован метод ядерно-магнитного резонанса, включая соответствующую петрофизическую настройку. По данным стандартного комплекса ГИС определение эффективной пористости проводится по корреляционным сопоставлениям «керн-керн» и «керн-ГИС» или путем решения системы петрофизических уравнений (при наличии соответствующей априорной информации о компонентах породы и их свойствах).

Арсенал методик интерпретации данных ГИС, используемый для определения эффективной пористости, может быть принципиально расширен путем совместного использования аналитических моделей взаимосвязей ФЕС и петрофизических моделей методов ГИС.

Прежде всего, эти задачи должны быть рассмотрены для существенно неоднородных гранулярных коллекторов, к которым приурочены значительные запасы углеводородов. «Простые» коллекторы в современной практике встречаются редко. Усложнение объектов исследования и разработки потребовало развития информационной базы технологии геомоделирования. Актуальным стало создание сис/яамы ле?ирофизическо2о ой^си^ч^ния ^о^иой^лиросания на основе йинаиинческих сяойснм

коллекиюрос.

Целью работы является разработка системы петрофизического обеспечения моделирования для повышения геологической информативности и достоверности геологотехнологических моделей месторождений нефти и газа на основе динамических фильтрационно-емкостных свойств коллекторов.

Основные задачи работы

1. Разработка аналитических петрофизических моделей эффективной и динамической пористостей для интерпретации данных ГИС при построении 3D геологических и

14

флюидодинамических моделей (геолого-технологическое моделирование, моделирование сжимаемости).

2. Разработка методического обеспечения на основе петрофизической модели эффективной пористости для количественной оценки коллекторов по величинам эффективной и динамической пористостей и фазовых проницаемостей.

3. Разработка системного объединения петрофизического и алгоритмического обеспечения

интерпретации данных ГИС с целью определения динамических ФЕС при геологотехнологическом моделировании.

4. Разработка способов определения текущей нефте- газонасыщенности пласта-коллектора с использованием динамических ФЕС.

5. Разработка способов оценки точностных характеристик интерпретирующих алгоритмов, прогноз неопределенностей и рисков.

6. Анализ связи капиллярного давления с нефтенасыщенностью и эффективной пористостью, разработка модели насыщения в переходной зоне с использованием динамических ФЕС.

7. Разработка способов прогноза удельной продуктивности и степени обводненности

продукции. Анализ связи эффективных и фазовых проницаемостей с динамическими ФЕС.

8. Анализ влияния неопределенности пространственного положения скважин на качество

результатов геологического моделирования месторождений нефти и газа.

9. Апробация системы петрофизического обеспечения на основе эффективной пористости в

геомоделировании.

Объекты исследований и методы решения поставленных задач

Объектами исследований являются сложные гранулярные полиминеральные коллекторы нефти и газа Европейского Севера, Каспийского региона, Западной и Восточной Сибири.

Методы исследований: петрофизическое моделирование на представительных коллекциях образцов керна; имитационное моделирование интерпретирующих алгоритмов с целью изучения их точностных характеристик; методы математической статистики; использование профессиональных пакетов программ для математической обработки данных; интерпретация данных ГИС; построение геологических и флюидальных 3D моделей; сейсмическое моделирование по скважинным данным.

15

Научная новизна работы состоит в том, что в ней впервые:

1. Разработаны элементы информационной технологии, позволяющие использовать эффективную пористость на всех этапах геомоделирования - от петрофизического обеспечения сейсмической инверсии и интерпретации данных ГИС до построения геологической и гидродинамической моделей.

2. Обоснованы аналитические петрофизические модели эффективной и динамической пористостей гранулярных коллекторов на основе характеристических (опорных) параметров - свойств граничных состояний коллектора (коллектор, обладающий максимальной эффективной пористостью и при нулевой эффективной пористости).

3. Величина нормированной эффективной пористости введена и обоснована как интерпретационный параметр методов ГИС (метод СП, ГМ, ННМ, ИНМ, ГГМ-П, AM).

4. Разработаны алгоритмы определения коэффициента нефтегазонасыщенности по данным метода сопротивлений и ИННМ (ИНГМ) на основе характеристических параметров коллектора (параметры водонасыщенного и предельно нефтегазонасыщенного коллектора при максимальной и нулевой эффективной пористости).

5. Обоснован методологический принцип петрофизической инвариантности коллекторов, заключающийся в том, что различные пласты, отмечающиеся одинаковым значением нормированной эффективной пористости, имеют одинаковый относительный объем подвижного флюида, а их разностные отношения по характеристическим петрофизическим и геофизическим параметрам совпадают между собой.

Основные защищаемые положения

* Изучение фильтрационно-емкостных свойств гранулярных коллекторов и определяющих их факторов по данным кернового анализа позволяет учитывать влияние количественного содержания и минерального состава матрицы и цемента на формирование эффективной и динамической пористостей коллектора путем применения разработанных петрофизических моделей.

* Результаты расчета эффективной пористости путем комплексной интерпретации данных ГИС с использованием характеристических показаний методов ГИС отражают фактический минеральный состав матрицы и цемента гранулярных коллекторов, свойства подвижного и остаточного флюида и соответствуют данным лабораторных исследований керна и методов расширенного комплекса промысловых геофизических исследований (ЯМР, ГДИС).

16

* Использование эффективной пористости как интерпретационного параметра стандартного комплекса ГИС существенно повышает его информационный потенциал путем привнесения новых параметров и новых алгоритмов расчета ранее определяемых параметров, что расширяет методологическую основу моделирования свойств коллекторов и позволяет определять динамические фильтрационно-емкостные свойства в межскважинном пространстве.

* Целесообразность применения эффективной пористости в геомоделировании обусловлена повышением надежности определения коэффициента нефтегазонасыщенности, эффективных и фазовых проницаемостей по данным ГИС, что открывает возможность прогноза удельной продуктивности, дебита и состава притока и ведет к улучшению соответствия геолого-технологических моделей залежей нефти и газа реальным геологическим объектам.

Практическая ценность работы

* Система петрофизического обеспечения является практическим инструментом, позволяющим использовать эффективную пористость для 3D моделирования залежей нефти и газа, обеспечивая переход к динамическим фильтрационно-емкостным свойствам коллекторов. Результаты диссертации использованы при построении геологических моделей в ИПНГ РАН, ОАО «ТНК-ВР Менеджмент», ООО «РусПетро», включены в отчеты по фундаментальным НИР, выполнявшимся в РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина для ОАО «Газпром».

* Разработаны алгоритмы применения петрофизической модели эффективной пористости для расчетов по данным ГИС коэффициента сжимаемости порового пространства и сжимаемости коллектора для моделирования замещения флюидов и акустической жесткости.

* Разработаны модели связи капиллярного давления с динамическими ФЕС и предложен способ определения коэффициента остаточной водонасыщенности в зависимости от изменения градиента давления.

* Разработана модель связи капиллярного давления с эффективной пористостью, на основе которой предложен и- успешно опробован алгоритм расчета нефтенасыщенности в переходной зоне нефтяных залежей.

о На основе динамических ФЕС разработаны методики и алгоритмы для расчетов эффективных и фазовых проницаемостей, прогноза коэффициента вытеснения, продуктивности скважин и доли воды в притоке на каждом кванте глубины исследований

17

методами ГИС, что позволяет существенно повысить информативность геологотехнологических моделей месторождений. Разработанные алгоритмы обеспечивают оперативный прогноз начальных дебитов и обводненности продукции для проектирования мест расположения скважин на этапе построения геологической модели до проведения гидродинамических расчетов.

* Разработан и применен математический аппарат для определения суммарных и парциальных погрешностей применяемых алгоритмов.

* Разработанный в диссертации способ совместного количественного анализа данных гранулометрии и ФЕС обеспечивает повышение информативности петрофизических исследований и может быть включен в повседневную практику изучения керна.

* Результаты работы использованы для создания системы обработки и интерпретации данных геофизических исследований. Программная реализация системы имеет свидетельство о регистрации № 2012610231.

ж Результаты работы доложены на 88-ой и 83-ей сессиях Научно-методического совета по геолого-геофизическим технологиям (НМС ГГТ) поисков и разведки полезных ископаемых Министерства Природных Ресурсов и Экологии Российской Федерации, где решено «одобрить результаты научно-исследовательской работы. Признать это направление как актуальное и приоритетное, обладающее научной новизной и высокой практической значимостью. Рекомендовать Федеральному агентству по недропользованию внедрение методики прогноза дебитов и обводненности продукции при проведении геологоразведочных работ на нефть и газ» (Заключение НМС ГГТ Минприроды РФ, 5.03.2013 г.).

* Результаты диссертации используются в учебном процессе кафедры ГИС в курсах «Теория методов ГИС» и «Современные проблемы геофизики».

Достоверность научных результатов подтверждена данными математического и натурного моделирования, методом Монте-Карло; практических - сравнением с данными лабораторных петрофизических и промысловых геофизических исследований, а также опытом внедрения и применения разработанных технологий, сравнением результатов моделирования с данными опробований, освоения и эксплуатации скважин.

Диссертация базируется на результатах многолетних исследований, выполненных автором лично или при его непосредственном участии и научным консультированием.

18

Личное участие автора в получении результатов, изложенных в диссертации

Вклад диссертанта состоит в разработке и совершенствовании методик интерпретации данных ГИС с целью определения нефтенасыщенности и динамических ФЕС коллекторов. При непосредственном участии автора выполнено петрофизическое моделирование гранулярных коллекторов, разработана модель эффективной пористости, величина нормированной эффективной пористости введена и обоснована как интерпретационный параметр методов ГИС. Автором разработаны алгоритмы определения коэффициента нефтегазонасьпценности по данным ГИС с использованием опорных (или характеристических) показаний. Разработаны модели связи капиллярного давления с динамическими ФЕС коллектора и предложен способ определения коэффициента остаточной водонасыщенности в зависимости от изменения градиента давления. Разработана модель связи капиллярного давления с эффективной пористостью, на основе которой предложен и опробован алгоритм расчета нефтенасыщенности в переходной зоне нефтяных залежей. Разработаны методики и алгоритмы для расчетов эффективных и фазовых проницаемостей, прогноза коэффициента вытеснения, продуктивности скважин и доли воды в притоке на каждом кванте глубины исследований методами ГИС.

Автором разработана и под его руководством внедрена технология моделирования залежей УВ, которая обеспечивают оперативный прогноз начальных дебитов и обводненности продукции для проектирования мест расположения скважин на этапе построения геологической модели до проведения гидродинамических расчетов.

При непосредственном участии автора разработаны алгоритмы применения петрофизической модели эффективной пористости для расчетов по данным ГИС коэффициента сжимаемости порового пространства и сжимаемости коллектора. Разработан и применен математический аппарат для определения суммарных и парциальных погрешностей применяемых алгоритмов.

В основу диссертации положены результаты более чем 18-летнего опыта изучения динамических ФЕС коллекторов на кафедре ГИС РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина.

Апробация работы

Основные положения диссертации были представлены и обсуждались на Международных симпозиумах «The 20th Formation Evaluation Symposium» (Япония, 2014), IV Международн. симпозиум «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов», ВНИИнефть (Москва, 2013), I Российский Нефтяной Конгресс (Москва, 2011), на Международных конференциях общества инженеров-нефтяников SPE «Asia Pacific Oil & Gas

19

Conference» (Индонезия, 2013), «Russian Oil and Gas Conference and Exhibition» (Москва, 2012, 2010), «SPE Arctic and Extreme Environments Conference and Exhibition» (Москва, 2011), американской ассоциации геологов-нефтяников AAPG «Annual Convention & Exhibition» (США, 2012), «AAPG International Conference & Exhibition» (Италия, 2011), Международн. геолого-геофизической конф. EAGE «Geosciences: Making the most of the Earth's resources» (Санкт-Петербург, 2012), на Международн. конференциях EUROPEC 73-, 74* и 75* (Австрия, 2011, Дания, 2012, Великобритания 2013), «10* Middle East Geoscience Conference and Exhibition» (Бахрейн, 2012), на XX, XIX и XVIII Губкинских чтениях (Москва, 2013, 2011,

2009) , Юбилейной международн. конф. «Промысловая геофизика в 21-м веке» (Москва, 2011), Юбилейной международн. конф. «Петрофизика: современное состояние, проблемы, перспективы», посвященная 100-летию со дня рождения проф. В.Н. Кобрановой (Москва,

2010) , X Международн. конф. «Геоинформатика» (Киев, 2011), XII международн. науч.-практич. конф. «Геомодель» (Геленджик, 2010), «Международн. науч.-практич. конф., посвящ. 50-летию ВНИИГИС» (Октябрьский, 2006), на Всероссийск. науч.-практич. конф. «Ядерно-магнитные скважинные и аналитические методы в комплексе ГИС при решении петрофизических, геофизических и геологических задач на нефтегазовых месторождениях» (Тверь, 2014), «Геофизические, геохимические и петрофизические исследования и геологическое моделирование при поиске, разведке и контроле эксплуатации нефтегазовых месторождений» (Бугульма, 2013), «Состояние и перспективы развития ядерно-магнитных методов исследований нефтегазовых и рудных скважин, каменного материала и флюидов» (Тверь, 2011), «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» (Москва, 2003, 2007, 2012), «Ядерно-геофизические методы в комплексе ГИС при контроле разработки нефтяных и газовых месторождений» (Бугульма, 2010), инф.-практич. семинаре «Новые программно-методические комплексы для исследования нефтегазовых и рудных скважин» (Октябрьский, 2010) и других форумах.

Основные результаты работы докладывались и обсуждались на семинарах и научнотехнических совещаниях НМС ГГТ Минприроды России (2014, 2013), кафедры ГИС РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина, Института проблем нефти и газа РАН (2013, 2010), ООО "Газпром-ВНИИГаз" (2013).

Выполненная в рамках развиваемых автором диссертационных исследований и при его научном консультировании работа аспиранта И.С.Дешененкова отмечена грантами памяти Густава Арчи Американской Ассоциации Нефтяных Геологов (AAPG, 2012, 2013 гг.).

20

Публикации

Основные результаты исследований по тематике работы изложены в монографии (в соавторстве). По теме диссертации опубликовано более 90 работ, 39 статей в журналах списка ВАК, остальные - в трудах отечественных и зарубежных изданий и конференций (в том числе 20 англоязычных). Получен 1 патент РФ и 1 свидетельство РФ на программу для ЭВМ.

Структура и объем диссертации. Работа состоит из введения, семи глав и заключения. Общий объем составляет 358 страниц текста, 155 рисунков, 20 таблиц. Библиография насчитывает 288 наименований.

Благодарности

Автор выражает глубокую признательность доктору физико-математических наук, профессору Дмитрию Александровичу Кожевникову за помощь в постановке проблемы и выборе тематики исследований, ценные консультации и постоянное внимание.

При выполнении работы на протяжении многих лет автор тесно сотрудничал с Н.Е.Лазуткиной, И.М.Индрупским, С.Б.Истоминым, С.В.Кузнецовым, которым автор выражает сердечную благодарность за практическую помощь и всестороннюю поддержку. Важное значение при проведении исследований имели полезные консультации и внимание со стороны

A. Н.Дмитриевского, С.Н.Закирова, Э.С.Закирова. Автор высоко ценит обсуждения работы и полезные замечания со стороны В.М.Добрынина, Г.М.Золоевой, В.В.Стрельченко, М.И.Кременецкого, Н.Н.Марьенко, А.В.Городнова, В.Н.Черноглазова, А.В.Дахнова, считает приятным долгом поблагодарить В.Г.Мартынова и сотрудников кафедры ГИС РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина. Автор чтит светлую память своих учителей Б.Ю.Венделыптейна и

B. Г.Виноградова. Отдельные этапы работы выполнялись в сотрудничестве с Е.Ю.Блиновой и Э.А.Исахановым, важные результаты были получены при консультировании автором аспирантов И.С.Дешененкова и А.Н.Петрова. Автор приносит искреннюю благодарность им и всем, кто содействовал выполнению этой работы.

21

Заключение диссертации по теме «Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых», Коваленко, Казимир Викторович

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Разработанная система петрофизического обеспечения геомоделирования характеризуется широкой областью применимости для решения ряда актуальных задач, включающих повышение достоверности выделения и оценки сложных коллекторов, расчет их динамических фильтрационно-емкостных свойств с учетом состава матрицы и цемента, синтез данных промысловой и разведочной геофизики, учет фильтрационной неоднородности коллекторов при разработке месторождений углеводородов.

Использование динамических фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, их связи с капиллярным давлением в переходной зоне ведет к повышению достоверности геологотехнологических моделей залежей нефти и газа, подсчета запасов и приводит к повышению эффективности разработки залежи.

Разработан и формализован способ качественного и количественного анализа результатов измерений ФЕС коллекторов на образцах керна, который обеспечивает повышение информативности петрофизических исследований и может быть рекомендован для включения в повседневную практику изучения керна. Этот способ позволяет определять пористость матрицы; водоудерживающие способности матрицы, цемента и коллектора в целом; выявить неоднородность коллектора по минеральному составу матрицы и оценить степень ее вторичных преобразований; выявить неоднородность коллектора по минеральному составу цемента, а также присутствие разбухающих минералов, влияющих на изменение ФЕС в процессе разработки.

Показано, что изменения минерального состава цемента влияют на физические свойства коллекторов (электрические, электрохимические, механические и акустические свойства, плотность, радиоактивность и водородосодержание, и др.). Этот факт учитывается при интерпретации данных ГИС путем применения петрофизических моделей динамических ФЕС коллекторов.

Нормированная эффективная пористость введена и обоснована как интерпретационный параметр методов ГИС, что позволило перейти к алгоритмам интерпретации, опирающимся на аналитические петрофизические модели коллекторов, отражающие совокупность условий их образования, залегания и вторичных преобразований. Адаптивная методика интерпретации данных ГИС основана на петрофизической модели гранулярного коллектора и настраивает интерпретационные алгоритмы по значениям характеристических (или опорных) параметров.

Функциональной части системы петрофизического обеспечения принадлежат элементы, соответствующие этапам решения отдельных задач 3D геомоделирования и представляющие методики и алгоритмы расчета отдельных параметров. К ним относятся разработанные и

318

опробованные алгоритмы определения ФЕС коллекторов, нефтегазонасыщенности, эффективных и фазовых проницаемостей, моделирования переходной зоны, капиллярного давления, расчета сжимаемости и прогноза продуктивности и дебитов для разработки месторождений нефти и газа, моделирования замещения флюидов, акустического импеданса.

На основе разработанной системы реализована технология прогноза продуктивности и начальной обводненности продукции в межскважинном пространстве по результатам интерпретации промысловых геофизических данных, включающая получение трехмерных распределений фазовых проницаемостей и прогноз продуктивности. Расчет продуктивностей базируется на построении корреляционных зависимостей между величиной эффективной пористости и удельными продуктивностями, которые находятся раздельно для каждого эксплуатационного объекта.

В работе приведены результаты оценок погрешностей расчета эффективной пористости, нефтенасыщенности, удельной продуктивности и по капиллярометрической модели

переходной зоны, которые позволили оценить погрешности прогноза дебитов в ячейках геомодели залежи.

Система петрофизического обеспечения геомоделирования реализует два важных аспекта использования эффективной пористости: первое - как одного из ценнейших интерпретационных параметров, определяемых по данным ГИС, второе - как необходимого звена взаимодействия различных нефтегазовых научных дисциплин.

319

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Коваленко, Казимир Викторович, 2015 год

ЛИТЕРАТУРА

1. Абдуллин Р.Н., Говорков М.Б., Рахматуллина А.Р. Применение петрофизического инварианта Д.А.Кожевникова для определения фильтрационно-емкостных свойств по параметрам волны Лэмба-Стоунли // Тр. VI Международной научно-практич. конф. «Нефтегазовые технологии». - Самара, 2009. — Том II. — С. 8-15.

2. Авдеева А.В., Сребродольский Д.М. Предпосылки применения ИННК для разделения пород по нефтеводонасыщенности на месторождениях Мангышлака // М.: ВИЭМС. Бюл. НТИ, сер. Региональная, разведочная и промысловая геофизика. - 1967. — №16.

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

4. Адам Н.К. Физика и химия поверхностей — М.-Л., Гостехтеориздат, 1947. — 553 с.

5. Аксельрод С.М. Современные проблемы определения положения скважины (по материалам американских публикаций) // НТВ АИС Каротажник. - 2007. — № 154.

6. Аксельрод С.М., Неретин В.Д. Ядерный магнитный резонанс в нефтегазовой геологии и геофизике - М.: Недра, 1990. - 192 с.

7. Алексеев Ф.А., Головацкая И.В., Гулин Ю.А. и др. Ядерная геофизика при исследовании нефтяных месторождений - М., Недра, 1978. - 359 с.

8. Амике Дж., Басс Д., Уайтинг Р. Физика нефтяного пласта: Перевод с англ. -М.: Гостоптехиздат, 1962. — 572 с.

9. Ампилов Ю.П., Барков А.Ю., Яковлев И.В. Почти все о сейсмической инверсии. Часть 1 // Технологии сейсморазведки. - 2009. — № 4. - С.3-16.

10. Афанасьев В.С., Афанасьев А.В., Афанасьев С.В. Адсорбционная активность пористого пространства терригенной горной породы // НТВ АИС Каротажник. — 2013. — № 233. — С. 59— 97.

И. Афанасьев В.С., Афанасьев А.В., Афанасьев С.В., Тер-Степанов С.В. Методика интерпретации данных ГИС для определения геологической неоднородности продуктивных песчано-алеврито-глинистых пород девона Ромашкинского месторождения // НТВ АИС Каротажник. — 2009.-№ 180.-С. 92-112.

12. Багринцева К.И. Условия формирования и свойства карбонатных коллекторов нефти и газа - М.: ВНИГНИ, РГГУ, 1999. - 285 с.

13. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах - М.: Недра, 1984. - 211 с.

14. Басин Л.Н., Новгородов В.А., Злотников М.Г., Фельдман А.Я., Чередниченко А.А. Методы

320

радиоактивного и электрического каротажа при определении подсчетных параметров в песчано-глинистых полимиктовых разрезах - М.: ВИЭМС, 1983. - 48 с.

15. Беляков М.А., Вендельштейн Б.Ю. Учет физически и химически связанной воды в осадочных породах при интерпретации материалов ГИС // ЭИ ВИЭМС Разведочная геофизика.

- 1985.-№8.-С. 9-18

16. Беляков М.А., Соколова Т.Ф., Мельников И.Г., Моисеенко А.С. О связи содержания кристаллизационной воды и физических свойств пород баженовской свиты // Геология и разведка. - 1987. -№.5.

17. Берлинская Н.В. Экспериментальное определение толщины слоя жидкости на внутренней поверхности горизонтального капилляра / В кн.: Нефть и газ и их продукты. — М.: Недра, 1971.

- С. 269-270.

18. Билибин С.И., Дьяконова Т.Ф., Гаврилова Е.В., Исакова Т.Г., Истомин С.Б., Юканова Е.А.. Особенности современного подхода к подсчету геологических запасов месторождений нефти и газа на основе трехмерных моделей // Нефтяное хозяйство. — 2006. — № 10.

19. Билибин С.И., Дьяконова Т.Ф., Исакова Т.Г., Истомин С.Б., Юканова Е.А. Трехмерная геологическая модель - необходимый и обязательный этап изучения нефтегазового месторождения. // Недропользование XXI век — 2007. — № 4.

20. Блинова Е.Ю., Индрупский И.М., Закиров Э.С., Коваленко К.В. Учет неоднородности сжимаемости коллектора при построении гидродинамических моделей продуктивных пластов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. — 2012. - №12. - С. 32— 35.

21. Блинова Е.Ю., Индрупский И.М., Коваленко К.В. Влияние неоднородности вещественного состава цемента на петрофизические и фильтрационные характеристики коллектора // Нефтяное хозяйство. - 2013. - № 7. - С. 76-80.

22. Блюменцев А.М., Цирульников В.П., Вайнтрауб А.А. Оценка метрологических характеристик методики выполнения измерений при плотностном гамма-гамма каротаже с аппаратурой СГП2-АГАТ - М.: ВНИИГеоинформсистем, 1989.

23. Боганик В.Н. Методы оперативного обобщения промыслово-геофизической информации — М.: Недра, 1983. - 144 с.

24. Большаков Ю.Я. Теория капиллярности нефтегазонакопления. - Новосибирск: Наука, 1995.

- 182 с.

25. Буряковский Л.А. Петрофизика нефтяных и газовых коллекторов продуктивной толщи Азербайджана. - Баку: Элм, 1985. - 195 с.

26. Велижанин В.А. Состояние интерпретационно-методического обеспечения аппаратуры

321

компенсированного нейтронного каротажа. // Геофизика. - 2002. - № 5. - С. 42^6.

27. Венделыптейн Б.Ю. Исследование разрезов нефтяных и газовых скважин методом собственных потенциалов. — М.: Недра, 1966. - 206 с.

28. Венделыптейн Б.Ю. Поспелов В.В. Роль минерального состава и адсорбционной способности полимиктовых песчаников и алевролитов в формировании их физических свойств // Тр. МИНХ и ГП. - 1969. - № 89. - С. 24-33.

29. Венделыптейн Б.Ю., Костерина В.А. Усовершенствованный способ выделения продуктивных терригенных коллекторов и их классификация по данным ГИС // НТВ АИС Каротажник. - 1999. — № 62.

30. Венделыптейн Б.Ю., Куликова Н.Г. Остаточная вода поровых карбонатных коллекторов // Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений (ВНИИгазпром). — 1971. — № 1.

31. Венделыптейн Б.Ю., Поспелов В.В., Петерсилье В.И. О роли дисперсности в формировании свойств терригенных пород // Тр. МИНХиГП. - 1967. — № 67. - С. 5—35.

32. Венделыптейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов — М.: Недра, 1978. - 316 с.

33. Виноградов В.Г. Исследование влияния вещественного состава глинистой фракции горных пород на их электрическое удельное сопротивление и диффузионно-адсорбционную активность: дис. ... канд. геол.- минер, наук. — М., 1975.

34. Витвицкий Я.С., Кожевников Д.А., Мархасин В.И., Свихнушин Н.М. Использование изменения минерализации пластовой жидкости в ближней зоне для выделения коллекторов в карбонатном разрезе // Нефтегазовая геология и геофизика (ВНИИОЭНГ). - 1972. — № 9. - С. 43^16.

35. Воскресенский Ю.Н. Изучение изменений амплитуд сейсмических отражений для поисков и разведки залежей углеводородов — М.: Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина, 2001. - 68 с.

36. Геофизические исследования скважин: справочник мастера по промысловой геофизике / под ред. В. Г. Мартынова, Н. Е. Лазуткиной, М. С. Хохловой. — М.: Инфра-инженерия, 2009. - 960 с.

37. Глебов А.Ф., Гузеев В.В., Закревский К.Е., Семянов А.А. Пути повышения точности и достоверности цифровых геологических моделей // Тр. V Международного технологического симпозиума «Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышения нефтеотдачи». - Москва, 2006.

38. Гольдберг В.М. Скворцов Н.П. Проницаемость и фильтрация в глинах — М.: Недра, 1986. -160 с.

322

39. Горбачев Ю.И. Геофизические исследования скважин: Учеб, для вузов - М.: Недра, 1990. — 398 с.

40. Городников М.А., Щемелинин Ю.А., Раздобреева Н.И. Закономерности вытеснения нефти водой в условиях месторождений ОАО «Томскнефть» ВНК ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК» // Тр. школы-семинара "Физика нефтяного пласта". - Томск, 2002.

41. Грищенко М.А., Бикбулатова Т.Г. Современные подходы к моделированию насыщенности при создании геологических и фильтрационных моделей // Нефтяное хозяйство. — 2008. — №12. -С. 18-21.

42. Гудок Н.С., Богданович Н.Н., Мартынов В.Г. Определение физических свойств нетеводосодержащих пород - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2007. - 592 с.

43. Гулин Ю. А. Гамма-гамма метод исследования нефтяных скважин - М., Недра, 1975. — 160 с.

44. Гулин Ю. А., Головацкая И.В. Временное методическое руководство по проведению гамма-гамма каротажа в нефтяных и газовых скважинах аппаратурой РГП-2 и интерпретации результатов измерений — М.: ВНИИГИС, Министерство геологии СССР, 1978. — 101 с.

45. Гулин Ю.А. О характере зависимости показаний нейтронного каротажа от пористости пород // Прикладная геофизика. - 1973. — № 72. - С.204—214.

46. Гулин Ю.А., Еникеева Ф.Х., Журавлев Б.К. Влияние поглощающих свойств пород на показания нейтронного каротажа в необсаженныхскважинах // Нефтегазовая геология и геофизика (ВНИИОЭНГ). - 1985. - № 6.

47. Гутман И.С. Методы подсчета запасов нефти и газа — М.: Недра, 1985. — 223 с.

48. Дахнов В.Н. Влияние глинистости коллекторов на точность подсчета запасов нефти и газа // Геология нефти и газа. — 1977. — №9. — С.58—60.

49. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасьпцения горных пород — М.: Недра, 1975. - 344 с.

50. Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин — М.: Недра, 1982.-448 с.

51. Дахнов В.Н., Кобранова В.Н. Изучение коллекторских свойств и нефтенасьпценности продуктивных горизонтов нефтяных месторождений по данным промысловой геофизики / В кн. Промысловая геофизика. - М.: Гостоптехиздат, 1952.

52. Дворак С.В., Зубков М.Ю., Романов Е.А и др. Водородосодержание терригенных пород Шеркалинского горизонта Талинского месторождения // Геология и геофизика (Сиб. отд. АН СССР). - 1990. -№ 1. - С.56-61

53. Дворкин И.Л., Кожевников Д.А. Условия выделения продуктивных коллекторов в обсаженных скважинах нейтронным методом на тепловых нейтронах // Нефтегазовая геология

323

и геофизика (ВНИИОЭНГ). - 1976. -№ 11. - С. 5-8.

54. Демушкин Ю.И., Сахибгареев Р.С., Свищев М.Ф. Изменение проницаемости продуктивного горизонта EBg Мегионского месторождения в процессе эксплуатации // Нефтегазовая геология и геофизика. - 1970. -№ 8. - С.7-10.

55. Дерягин Б.В., Чураев Н.В., Овчаренко Ф.Д. Вода в дисперсных системах - М.: Химия, 1989. -288 с.

56. Дешененков И.С. Повышение информативности моделирования нефтяных залежей на основе учета динамических свойств коллекторов (на примере неокомских отложений Западной Сибири): дис. ... канд. техн, наук: 25.00.17. -М., 2013. - 156 с.

57. Джафаров И.С., Сынгаевский П.Е., Хафизов С.Ф. Применение метода ядерного магнитного резонанса для характеристики состава и распределения пластовых флюидов - М.: Химия, 2002. -439 с.

58. Дзюбло А.Д. Литолого-петрофизические исследования глубокопогруженных терригенных отложений юры и нижнего мела севера Тюменской области как основа научного прогнозирования их коллекторских свойств: дис. ... канд. геол.- минер, наук. — М., 1983. -26 с.

59. Дияров Д.О., Иванов В.А., Храмова В.Г. О моделировании распределения и течения неоднородных жидкостей в пористой среде / В кн. Применение математических методов в геологии. — Алма-Ата: Наука, 1968. - С. 317-322.

60. Дмитриев М.Н., Дмитриев Н.М., Масленников В.В. К представлению функций относительных фазовых проницаемостей для анизотропных пористых сред // Известия Российской академии наук. Механика жидкости и газа. - 2005. - № 3. - С. 118 - 125.

61. Дмитриев Н.М., Кадет В.В., Михайлов Н.Н., Семенов А.А. Эффект ассиметрии при фильтрации в анизотропных пористых средах // Технологии нефти и газа. - 2007. — № 1. - С. 52-55.

62. Дмитриевский А.Н. Системный литолого-генетический анализ нефтегазоносных осадочных бассейнов - М.: Недра, 1982. - 230 с.

63. Дмитриевский А.Н. Фундаментальные проблемы разработки месторождений нефти и газа // Электронный журнал «Георесурсы, геоэнергетика, геополитика». — 2012. — №1(5). — режим доступа: www.oilgasjoumal.ru.

64. Добрынин В. М., Венделъштейн Б. Ю., Кожевников Д. А. Петрофизика (Физика горных пород): учеб, для вузов — М.: ФГУП Издательство «Нефть и газ», 2004. — 368 с.

65. Добрынин В.М. Деформации и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа — М.: Недра, 1970. - 239 с.

66. Добрынин В.М., Ковалев А.Г., Кузнецов А.М., Черноглазов В.Н. Фазовые проницаемости

324

коллекторов нефти и газа. — М.: Нефтяная промышленность, 1988. — 52 с.

67. Добрынин В.М., Кузнецов О.Л. Термодинамический градиент поровых вод и его роль в земной коре. - М.: ВНИИ Геоинформсистем, 1988.

68. Дорогиницкая Л.М. Еникеев Б.Н., Ефимов В.А. и др. Актуальные вопросы петрофизики сложнопостроенных коллекторов / под ред. И.Г.Шнурмана. — Краснодар: Просвещение-Юг, 2010.-306 с.

69. Дьяконова Т.Ф., Билибин С.И., Исакова Т.Г., Дубина А.М. и др. Проблемы обоснования водонефтяного контакта по материалам геофизических исследований скважин при построении детальных геологических моделей. // НТВ АИС Каротажник. - 2004. - №116-117. - С.83

70. Емалетдинов А.К., Байков И.В. Моделирование оптимальной скорости вытеснения нефти и минимальной нефтенасыщенности вокруг нагнетательных скважин. // Вестник ОТУ. — 2005. — №2.

71. Ендалова Ю.В., Закиров И.С., Корабельников А.И., Иванцов Н.Н. Корректное построение 3D геологической модели и подсчет запасов // Нефтяное хозяйство. — 2009. — № И. - С. 100— 109.

72. Еникеев Б.Н., Кашик А.С., Чуринова И.М., Шпикалов Ю.А. Системный подход к задаче оценки свойств пласта по данным каротажа (модели и методы) — М.: ВНИИОЭНГ. Обзорная информация. Серия «Нефтегазовая геология п геофизика», 1980. - 38 с.

73. Еременко Н.А., Чилингар Г.В. Геология нефти и газа на рубеже веков. - М.: Наука, 1996. — 176 с.

74. Жуков В.С. Динамика физико-механических свойств горных пород (динамическая петрофизика) // Горный информационно-аналитический бюллетень. — 2002. — № 9. — С.59—63.

75. Жуков В.С., Кузьмин Ю.О. Динамика комплекса физических параметров образцов горных пород перед их разрушением при постоянной скорости деформации // Горный информационноаналитический бюллетень. — 2005. — № 2. — С. 17-22.

76. Жуков В.С., Кузьмин Ю.О. Скворцова М.В. Влияние напряженного состояния на данные геофизических исследований в скважинах // Горный информационно-аналитический бюллетень. -2003. -№ 5. — С.76—81.

77. Закиров И.С. Развитие теории и практики разработки нефтяных месторождений — Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006. — 356 с.

78. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Индрупский И.М. Новые представления в 3D геологическом и гидродинамическом моделировании // Нефтяное хозяйство. — 2006. — № 1. — С. 34^41.

79. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С. и др. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. Часть 2 - М.- Ижевск: Ин-т компьютерных

325

исследований. НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2009. - 484 с.

80. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С., Аникеев Д.П. Последствия перехода на концепцию эффективного порового пространства // Нефтяное хозяйство. — 2008. — № 6. — С. 105-107.

81. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С., Аникеев Д.П., Баганова М.Н. Системный подход в нефтегазовой науке. Проблемы и решения // Электронный журнал «Георесурсы, геоэнергетика, геополитика». — 2010, - № 1. - режим доступа: www.oilgasjoumal.ru.

82. Закиров С.Н., Кожевников Д.А., Индрупский И.М., Коваленко К.В., Закиров Э.С., Аникеев Д.П. Развитие нефтегазовой науки на основе концепции эффективного порового пространства // Тр. всероссийской научно-практич.конф. «Ядерно-геофизические методы в комплексе ГИС при контроле разработки нефтяных и газовых месторождений. Современное состояние и перспективы развития». - Бугульма , 2010. - С. 17-25.

83. Закиров С.Н., Лапук Б.Б. Проектирование и разработка газовых месторождений - М.: Недра, 1974.-376 с.

84. Закиров Э.С. Трехмерные многофазные задачи прогнозирования, анализа и регулирования разработки месторождений нефти и газа - М.: Грааль, 2001. - 303 с.

85. Закревский К.Е. Геологическое 3D моделирование — М.: ИПЦ «Маска», 2009. - 376 с.

86. Заляев Н.З. Методика автоматизированной интерпретации геофизических исследований скважин - Мн.: Университетское, 1990. - 144 с.

87. Золоева Г.М. Оценка неоднородности и прогноз нефтеизвлечения по ГИС — М.: Недра, 1995. -212 с.

88. Золоева Г.М., Денисов С.Б., Билибин С.И. Геолого-геофизическое моделирование залежей нефти и газа. Учебное пособие - М.: МАКС Пресс, 2008. - 172 с.

89. Золоева Г.М., Фарманова Н.В., Царева Н.В. и др. Изучение карбонатных коллекторов методами промысловой геофизики — М.: Недра, 1977. — 176 с.

90. Зубков М.Ю. Остаточная водонасыщенность как функция капиллярного давления в углеводородной залежи // В сб.: Доклады Всероссийской научно-практич. конф. «Ядерно-геофизические методы в комплексе ГИС при контроле разработки нефтяных и газовых месторождений». — Бугульма, 2010.— С. 175-185.

91. Зхус И.Д, Саркисян С.Г., Макарова Л.Н., Власова Л.В. Глинистые минералы терригенных отложений — М.: Наука, 1977. - 115 с.

92. Иванов В.А. Фазовые проницаемости при фильтрации трехфазного потока в пористой среде // Изв. АН СССР, Механика. - 1965. - № 1. - С. 200-203.

93. Иванов В.Я., Султанов У.Ш., Гильманшин Т.А. и др. Приборы стационарного нейтронного

326

каротажа с улучшенными метрологическими характеристиками // НТВ АИС Каротажник. — 2006.- №150.-С. 83-23.

94. Иванова М.М., Дементьев Л.Ф., Чоловский И.П. Нефтепромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа. - М.: Недра, 1985. - 422 с.

95. Индрупский И.М. Об уравнениях многофазной фильтрации в концепциях абсолютного и эффективного порового пространства // Нефтяное хозяйство. — 2009. - № 8. — С. 60

96. Индрупский И.М. Учет капиллярно удерживаемой воды при моделировании двухфазной фильтрации в лабораторных и пластовых условиях // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - 2009. — № 11. — С. 45-53.

97. Инструкция по проведению нейтронного и гамма-каротажа аппаратурой СРК-42-220 и обработке результатов измерений. Ми 41-17-1397-04 / В.А.Велижанин, А.П.Глебов, В.А.Пантюхин и др. - Тверь, 2004.

98. Интерпретация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин: Справочник / Под ред. В.М.Добрынина. — М.: Недра, 1988. - 476 с.

99. Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов - М.-Ижевск: РХД, 2005. — 780 с.

100. Ипатов А.И., Кременецкий М.И., Гуляев Д.Н. Современные технологии гидродинамических исследований скважин и их возрастающая роль в разработке месторождений углеводородов // Нефтяное хозяйство. - 2009. — №5. — С. 2—7.

101. Исаченко В.Х. Инклинометрия скважин — М.: Недра, 1987. - 216 с.

102. Истомин С.Б. Учет макронеоднородностей при геолого-технологическом моделировании месторождений нефти и газа: дис. ... канд. техн. наук. — М., 2009.

103. Истомина Е.Е., Кирдяшкина И.Ф. Определение текущей нефтенасыщенности методом импульсного нейтронного каротажа на месторождении Узень // НТВ АИС Каротажник. — 2006. -№ 151-152.-С. 68-76.

104. Итенберг С.С. Промысловая геофизика - М.: Гостоптехиздат, 1961. - 194 с.

105. Кантор С.А., Кожевников Д.А., Поляченко А.Л., Шимелевич Ю.С. Теория нейтронных методов исследования скважин — М.: Недра, 1985.-241 с.

106. Клубова Т.Т. Глинистые коллекторы нефти и газа — М.: Недра, 1988. - 157 с.

107. Кобранова В.Н. К вопросу оценки эффективной пористости горных пород / В кн.: Тр. МНИ им. И.М.Губкина. - 1955. - № 15. - С.21-28.

108. Кобранова В.Н. Петрофизика - М.: Недра, 1986. - 392 с.

109. Коваленко К.В. Неопределенность пространственного расположения скважины и способы ее оценки // Журнал ассоциации буровых подрядчиков. - 2011. - № 4. - С. 10-13.

327

110. Коваленко К.В., Кожевников Д.А., Мартынов В.Г. Использование петрофизической модели эффективной пористости в геомоделировании // Тр. РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина. - 2012. - № 2 (267). - С. 24-28.

111. Коваленко К.В., Эксет Р., Руиз Э. Моделирование пространственного положения скважины и контроль геонавигации // Нефтегазовая вертикаль. - 2006. —№ 2. — С.43.

112. Кожевников Д.А. Гамма-спектрометрия в комплексе геофизических исследований нефтегазовых скважин -1,2 // НТВ АИС Каротажник. - 1997. - №39-40. - С.37-67, С. 17-57.

113. Кожевников Д.А. Интерпретация и петрофизическая информативность данных гамма-метода // Геофизика. — 2000. — № 4. - С.9-19.

114. Кожевников Д.А. Использование функций ценности в теории и интерпретации методов ядерной геофизики // Атомная энергия. — 1975. - т.32, вып.2.

115. Кожевников Д.А. Нейтронные характеристики горных пород и их использование в нефтегазопромысловой геологии -М.: Недра, 1982. -221 с.

116. Кожевников Д.А. Петрофизическая инвариантность гранулярных коллекторов // Г еофизика. — 2001. — № 4. — С.31-37.

117. Кожевников Д.А. Проблемы интерпретации данных ГИС // НТВ АИСКаротажник. — 1997.-№ 34.

118. Кожевников Д.А. Способ исследования скважин гамма-методами ядерной геофизики — Патент РФ № 2069377 от 4.05.1994.

119. Кожевников Д.А. Ядерная геофизика в нефтегазовой геологии и проблемы интерпретации // Геоинформатика . — 1998. — № 2. — С.3-17.

120. Кожевников Д.А., Коваленко К.В. Изучение коллекторов нефти и газа по результатам адаптивной интерпретации геофизических исследований скважин - М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2011.-219с.

121. Кожевников Д.А., Коваленко К.В. Петрофизическое обоснование адаптивной интерпретации данных ГИС // НТВ АИС Каротажник. - 2012. - № 211. - С. 79-88

122. Кожевников Д.А., Коваленко К.В. Принцип петрофизической инвариантности коллекторов и его применение при геомоделировании месторождений нефти и газа // Доклады Академии Наук. - 2011. - т. 440, № 4. - С. 530-532.

123. Кожевников Д.А., Коваленко К.В., Дешененков И.С. Влияние характера насыщения на упругие свойства коллекторов нефти и газа // НТВ АИС Каротажник. - 2012. - № 214. - С. 4359.

328

124. Кожевников Д.А., Коваленко К.В., Дешененков И.С. Определение акустической жесткости на основе адаптивной интерпретации данных ГИС // НТВ АИС Каротажник. - 2011. -№208.-С. 34^16.

125. Кожевников Д.А., Коваленко К.В., Дешененков И.С. Определение нефтенасыщенности по результатам адаптивной интерпретации данных электрометрии скважин // Нефтяное хозяйство. -2012. -№ 1. - С. 28-31.

126. Кожевников Д.А., Коваленко К.В., Дешененков И.С., Петров А.Н. Моделирование насыщения в переходной зоне коллекторов в концепции эффективного порового пространства // Теоретические основы и технологии поисков и разведки нефти и газа. - 2013. - № 4. - С.51-56.

127. Кожевников Д.А., Коваленко К.В., Лазуткина Н.Е., Жемжурова З.Н., Сафронов М.А. Адаптивная интерпретация данных ГИС в моделировании месторождений нефти и газа // Нефтяное хозяйство. - 2011. — № 4. - С. 80—84.

128. Кожевников Д.А., Кузьмина М.Г., Лазуткина Н.Е., Сурина И.И. Адаптивный компонентный анализ - новый метод комплексной интерпретации данных ГИС // в сб. "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России". 2-я научно-технич конф. — Москва, 1997. - С. 36-37

129. Кожевников Д.А., Лазуткина Н.Е. Выделение коллекторов по результатам петрофизической интерпретации данных комплекса ГИС // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. — 1993. — №11- 12. — С. 51—55.

130. Кожевников Д.А., Мархасин В.И., Марьенко Н.Н. Влияние параметров ближней зоны на показания стационарных нейтронных методов // Нефтегазовая геология и геофизика (ВНИИОЭНГ).- 1971. -№ 10.-С. 30-33.

131. Кожевников Д.А., Мельчук Б.Ю. О возможности использования группирования горных пород при определении пористости нейтронными методами // Нефтегазовая геология и геофизика (ВНИИОЭНГ). - 1985. - №1. - С. 2-6.

132. Кожевников Д.А., Чемоданова Т.Е. Определение коэффициентов эффективной пористости / В кн.: Методические рекомендации по определению подсчетных параметров залежей нефти и газа по материалам геофизических исследований скважин с привлечением результатов анализа керна, опробования и испытаний продуктивных пластов. / Ред.: Б.Ю. Венделыптейн, В.Ф. Козяр, Г.Г. Яценко. - Калинин: ВНИГИК, 1990. — С. 142-150

133. Кожевников Д.А., Элланский М.М. От лабораторной эмпирики к петрофизическим законам // Тез. док. науч. конф. «XV Губкинские чтения». — М.: РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 1999.

329

134. Козяр Н.Ф., Ручкин А.В., Синькова Т.Ф. Состояние и пути повышения эффективности использования данных ГИС при выделении продуктивных пластов и подсчете запасов нефти и газа в организациях бывшего Мингео СССР - Тверь: НПГП "ГЕРС", 1992. - 82 с.

135. Коллинз Р. Течение жидкостей через пористые материалы — М.: Мир, 1964. — 350 с.

136. Королев В.А. Связанная вода в горных породах: новые факты и проблемы // Науки о земле. — 1996. - № 9.

137. Коротков К.В., Велижанин В.А. Оценка эффективной пористости коллекторов по комплексу импульсного и стационарного нейтронных методов ГИС // НТВ АИС Каротажник. — 2011.- №201.-С.15-12.

138. Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов - М.: Недра, 1977. - 287 с.

139. Кошляк В.А., Семенов Е.В., Жувагин И.Г. Оценка емкостных свойств коллекторов радиоактивными методами — М.: Недра, 1988. - 102 с.

140. Кременецкий М.И., Ипатов А.И. Гидродинамические и промыслово-технологические исследования скважин: Учебное Пособие. - М.: МАКС Пресс, 2008. - 476 с.

141. Кременецкий М.И., Ипатов А.И., Рыжков В.И., Афанасьева Л.А. Повышение достоверности математического моделирования разработки месторождений нефти и газа на основе совместной интерпретации промыслово-геофизических, гидродинамических и промысловых данных в едином обрабатывающем комплексе // Геофизика. — 2005. — №4.

142. Кринари Г.А., Ковалев А.Г., Кузнецов В.В. Минералогические причины снижения нефтеотдачи и способы их выявления // Тр. международн. конф. "Проблемы комплексного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и природных битумов", том 6. — Казань, 1994. — С. 1993-2002.

143. Кузнецов О.Л., Симкин Э.М. Преобразование и взаимодействие физических полей в литосфере - М.: Недра, 1990. - 279 с.

144. Кулинкович А.Е., Кожевников Д.А. Циклостратиграфический анализ осадочных бассейнов по данным геофизических исследований скважин // Геофизика. — 1998. — № 3. — С. 39-51.

145. Курочкин П.А. Спектрометрический анализ естественно-радиоактивных элементов в горных породах с целью повышения геологической эффективности гамма-метода: дис. ... канд. геол.- минер, наук. — М., 1982.

146. Кусаков М. М., Мекеницкая Л. И. Толщина тонких слоев связанной воды // Тр. IV международного нефтяного конгресса, т. Ill — М.: Гостоптехиздат, 1956. — С. 261.

147. Кусаков М. М., Некрасов Д. Н. Подъем жидкости в капиллярах переменного сечения и капиллярной гистерезис // Докл. АН СССР. — 1958. - т. 119. - С. 907-109.

330

148. Ларионов В.В. Радиометрия скважин — М.: Недра, 1969. - 328 с.

149. Латышова М.Г., Мартынов В.Г., Соколова Т.Ф. Практическое руководство по интерпретации данных ГИС: учеб, пособие для вузов - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2007. — 327 с.

150. Лейбензон Л.С. Движение природных жидкостей и газов в пористой среде — М.-Л.: Гостехиздат, 1947. - 244 с.

151. Леонтьев Е. И., Дорогиницкая Л. М., Кузнецов Г. С. Изучение коллекторов нефти и газа месторождений Западной Сибири геофизическими методами — М.: Недра, 1974. - 240 с.

152. Леонтьев Е.И. Моделирование в петрофизике — М.: Недра, 1978. — 125 с.

153. Лукьянов Э.Е., Тренин Ю.А., Деревягин А.А. Достоверность геолого-геофизической информации для оценки извлекаемых (рентабельных) запасов нефти // Нефтегазовое дело, 2008.

154. Мамяшев В.Г. Особенности петрофизической характеристики пород-коллекторов Западной Сибири // НТВ АИС Каротажник. - 1998. — № 49. - С. 18—34.

155. Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти — Москва-Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2004. — 606 с.

156. Матигоров А.А. Учет влияния состава глинистого цемента при оценке глинистости и фильтрационно-емкостных свойств терригенных коллекторов. // Тез. док. XIV Губкинские чтения «Развитие идей И.М.Губкина в теории и практике нефтегазового дела». — Москва, 1996.

- С.110.

157. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемными методами / Под редакцией Петерсилье В.И., Пороскуна В.И., Яценко Г.Г. - Москва-Тверь: ВНИИГНИ, НПЦ "Тверьгеофизика", 2003. - 262 с.

158. Михайлов Н.Н. Изучение физических свойств горных пород в околоскважинной зоне — М.: Недра, 1987. — 152 с.

159. Михайлов Н.Н. Информационно-технологическая геодинамика околоскважинных зон — М.: Недра, 1996.-339 с.

160. Михайлов Н.Н. Новые направления повышения информативности геологогидродинамического моделирования залежи // Нефтяное хозяйство. — 2013. — №3. - С. 69-73.

161. Михайлов Н.Н. Физика нефтяного и газового пласта (физика нефтегазовых пластовых систем): Том 1. — М.: МАКС Пресс, 2008. — 448 с.

162. Михайлов Н.Н., Мухаметшин Р.З. Остаточные запасы нефти в техногенно-измененных пластах: перспективы и возможности доизвлечения // Методы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений в завершающей (четвертой) стадии: Материалы

331

расширенного заседания ЦКР Роснедра (нефтяная секция) 4-5 декабря 2007 г. - М.: НП НАЭН, 2008.-С.90-106.

163. Муллагалеева Н.Р., Борисова Л.К. Комплекс ГИС при исследовании морских инженерногеологических скважин // НТВ АИС Каротажник. — 2009. — № 181. — С.64-71.

164. Муромцев В. С. Электрометрическая геология песчаных тел - литологических ловушек нефти и газа - Л.: Недра, 1984. - 260 с.

165. Муслимов Р.Х., Шавалиев А.М., Хисамов Р.Б., Юсупов И.Г. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения. Том 1 — М.: ВНИИОЭНГ, 1995.

166. Муслимов Р.Х. Новый взгляд на перспективы развития супергигантского Ромашкинского нефтяного месторождения // Геология нефти и газа. — 2007. — № 1. — С. 3—12.

167. Мухаметшин Р.З. Геологические основы эффективного освоения и извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти: автореф. дис. ... доктора геол.- мнер. наук:25.0012, 25.00.17. -М., 2006.-50 с.

168. Мухаметшин Р.З. Зависимость коллекторских свойств карбонатных пород от условий седиментации // Нефтегазовая геология и геофизика. - 1980. - № 11. - С. 40^15.

169. Мухаметшин Р.З. Нерешенные проблемы и решаемые задачи инновационного проектирования разработки месторождений нефти // Георесурсы. - 2014. -№1(56). - С.11—18.

170. Мухаметшин Р.З. Основные результаты экспериментов по оценке остаточной нефтенасыщенности на опытных участках при вытеснении нефти водой и химреагентами // Трудноизвлекаемые и нетрадиционные запасы углеводородов: опыт и прогнозы: Матер. Междунар. научн.-практич. конфер. - Казань: Изд-во «Фэн» АН РТ, 2014. - С.59-62.

171. Нефедова Н.И. Об оценке глинистости и содержания химически связанной воды в полимиктовых коллекторах Западной Сибири // Нефтегазовая геология и геофизика. — 1982. — №8.

172. Орлов Л.И., Карпов Е.Н., Топорков В.Г. Петрофизические исследования коллекторов нефти и газа-М.: Недра, 1987. -217 с.

173. Пирсон С.Дж. Справочник по интерпретации данных каротажа: Пер. с англ. - М.: Недра, 1966.-413 с.

174. Пирсон С.Дж. Учение о нефтяном пласте: Пер. с англ. - М.: Гос. науч.-тех. изд. нефтяной и горно-топливной лит., 1961. —400 с.

175. Поляченко А.Л. Численные методы в ядерной геофизике - М.: Энергоатомиздат, 1987. -151 с.

176. Прошляков Б.К. Кузнецов В.Г. Литология: учеб, для вузов — М.: Недра, 1991. — 444 с.

332

177. Прошляков Б.К., Гальянова Т.И., Пименов Ю.Г. Коллекторские свойства горных пород на больших глубинах - М.: Недра, 1987. - 200 с.

178. Рахматуллина А.Р., Абдуллин Р.Н. Эффективность применения гамма-спектрометрии при оценке коллекторских свойств и нефтенасыщенности продуктивных пластов // Тез. док. всероссийск. научно-практич. конф. «Ядерно-геофизич. методы в комплексе ГИС при контроле разработки нефтяных и газовых месторождений». — Бугульма, 2010. - С. 120—124.

179. Роженос С.М., Мамяшев З.Г., Никонорова Т.Ф. Петрофизическое обоснование литологического расчленения отложений тюменской свиты сургутского свода по данным ГМ // В сб. 4: Исследование эффективности разработки нефтяных месторождений Западной Сибири.

- Тюмень, 1984.

180. Ромм Е.С. Структурные модели порового пространства - Л.: Недра, 1985. — 240 с.

181. Рынская Г.О. Разработка методики учета влияния набухания глин на петрофизические свойства песчано-глинистых пород: дис. ... канд. геол.- минер, наук. — М., 1985.

182. Салманов Ф.К. Закономерности распределения и условия формирования залежей нефти и газа - М.: Недра, 1974. - 260 с.

183. Сапожников В.М. Упрощенная модель электропроводности терригенных коллекторов, насыщенных свободной и связанной водой // НТВ АИС Каротажник. — 2008. — № 175. — С. 48— 57.

184. Сахибгареев Р.С. Вторичные изменения коллекторов в процессе формирования и разрушения нефтяных залежей - Л.: Недра, 1989. - 260 с.

185. Сахибгареев Р.С. Особенности эпигенетических изменений пород-коллекторов нефтяных месторождений Сургутского свода // Труды Гипротюменнефтегаза. — 1968. — № 8.

186. Селли Р.Ч. Древние обстановки осадконакопления: Пер.с англ - М.: Недра, 1989. — 294 с.

187. Семенов Е.В., Иванов В.Я., Крутова Т.Е. Специализированное вычислительное устройство для непрерывного определения плотности гамма-гамма методом // Уфа: ВНИИНПГ.

- 1975.-№ 5.-С.188.

188. Скибицкая Н.А. Об использовании метода СП для определения коллекторских свойств и остаточной водонасыщенности пород на месторождениях Зап. Сибири // Проблемы нефти и газа Тюменской области. — 1969.—№27.

189. Страхов В.Н. Методологические проблемы теории и практики интерпретации данных в прикладной геофизике // Тр. конф. "Вопросы методологии интерпретации геофизических данных в прикладной геофизике". - М.: изд. РАН-ЕАГО, 1996. — С.4—20.

190. Стрельченко В.В. Геофизические исследования скважин - М.: Недра-Бизнесцентр, 2008. -551 с.

333

191. Струков А.С. Развитие системы геофизических исследований нефтегазоразведочных скважин - М.: Недра, 1991. - 214 с.

192. Таужнянский Г.В. Закономерности изменения емкостных свойств и остаточной водонасыщенности коллекторов сеномана (пласт ПК1) месторождений Тюменской области // НТВ АИС Каротажник. - 2004. - № 120. - С. 45-52.

193. Таужнянский Г.В., Боброва О.Н. Петрофизический способ оценки остаточной нефтенасыщенности коллекторов // НТВ АИС Каротажник. — 2006. — № 146. — С. 11—23.

194. Таужнянский Г.В., Панов С.Ф., Румак Н.П., и др. Методика определения пористости и газонасыщенности коллекторов сеномана месторождений Тюменской области // НТВ АИС Каротажник. -2003. — № 110. - С. 112—123.

195. Тиаб Дж., Доналдсон Эрл Ч. Петрофизика: теория и практика изучения коллекторских свойств горных пород и движения пластовых флюидов: Пер. с англ - М.: ООО "Премиум Инжиниринг", 2009. - 868 с.

196. Тульбович Б.И. Методы изучения пород-коллекторов нефти и газа — М.: Недра, 1979. — 199 с.

197. Тульбович Б.И., Митрофанов В.П., Бейзман В.Б. Определение кондиционных значений коллекторских свойств по начальной и остаточной объемной нефтенасыщенности // Геология нефти и газа. - 1989. — № 11. - С. 28-31.

198. Урманов Э.Г., Шкадин М.В., Ширкин В.А., Баннов Д.К. Аппаратура радиоактивных методов каротажа для исследования сверхглубоких скважин // НТВ АИС Каротажник. - 2006. -№ 143-145. - С. 259-267 .

199. Фертл В.Х. Спектрометрия естественного гамма-излучения в скважине // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1983. - № 3-6, 8, 10.

200. Фокин А.Н., Сапожников А.Е. Комплексный петрофизический анализ при моделировании нефтенасыщенности в коллекторах нефти и газа // Нефтяное хозяйство. — 2004. -№ 12.-С. 50-52

201. Фоменко В.Г. Определение по данным ГИС подсчетных параметров и прогнозирование продуктивности коллекторов переходных зон (на примере месторождений Западной Сибири и Оренбуржья): дис. ... доктора геол.- минер, наук. - Тверь: ГЕРС, 1993.

202. Фоменко В.Г., Шальнова С.Г. Определение пористости полимиктовых песчаников с использованием акустического каротажа по скорости // В сб.: Использование материалов

т геофизических исследований скважин при комплексной интерпретации и подсчете запасов

нефти и газа. - М.: Недра, 1986.

334

203. Хабаров В.В., Волков Е.Н., Кудрин В.Я. и др. Петрофизическое обоснование радиоактивного каротажа в породах юры Западной Сибири // В сб. Нефтегазоносность отложений Западной Сибири по геофизическим данным. - Тюмень, 1986.

204. Хабаров В.В., Кузнецов Г.С. Петрофизическое обеспечение данных ГИС // Геофизика. — 1996.-№5-6.

205. Хаматдинов Р.Т., Зотов А.Ф., Еникеева Ф.Х. Методические указания по проведению плотностного гамма-гамма-каротажа в нефтяных и газовых скважинах аппаратурой СГП2-АГАТ и обработке полученных результатов — Калинин: ВНИГИК, 1988.

206. Ханин А.А. Остаточная вода в коллекторах нефти и газа. — М.: Гостоптехиздат, 1963. -208 с.

207. Ханин А.А. Петрофизика нефтяных и газовых пластов — М.: Недра, 1976. — 295 с.

208. Хуснуллин М.Х. Геофизические методы контроля разработки нефтяных пластов — М.: Недра, 1989. - 190 с.

209. Черемисин Н.А. Физические основы повышения эффективности разработки гранулярных коллекторов (Тюменское отделение «СургутНИПИнефть»). // Тр. школы-семинара "Физика нефтяного пласта". — Тюмень, 2002.

210. Шапиро Д.А. Физико-Химические явления в горных породах и их использование в нефтепромысловой геофизике - М.: Недра, 1977. - 191 с.

211. Шейдеггер А.Э. Физика течения жидкостей через пористые среды — М.: Гостоптехиздат, 1960.-250 с.

212. Шимелевич Ю.С., Кантор С.А., Школьников А.С.и др. Физические основы импульсных нейтронных методов исследования скважин. - М.: Недра, 1976. - 161 с.

213. Шнурман Г.А., Терентьев В.Ю., Афанасьев В.С. Методика определения пористости, нефтенасыщенности и компонентного состава терригенных гранулярных коллекторов с высоким содержанием алевритового материала // Нефтегазовая неология и геофизика. - 1980. -№ 11.-С. 40^15.

214. Щелкачев В.Н., Лапук Б.Б. Подземная гидравлика — М.: Гос. науч.-тех. изд. нефтяной и горно-топливной лит., 1949. — 525 с.

215. Элланский М.М. Инженерия нефтегазовой залежи. Том 1 — М.: «Техника» ООО «Тума-групп», 2001. — 288 с.

216. Элланский М.М. Петрофизические основы комплексной интерпретации данных геофизических исследований скважин: методическое пособие — ГЕРС, 2001. - 229с

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

335

218. Элланский М.М., Кожевников Д.А. От петрофизических законов к интерпретации данных ГИС // Тез. док. науч. конф. «XV Губкинские чтения». - М.: РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 1999.

219. Archie,G.E. The Electrical Resistivity Log as an Aid in Determining Some Reservoir characteristics // JPT. - 1942. - 5:1-8

220. Avseth P., Mukerji T., Mavko G. Quantitative Seismic Interpretation. Applying Rock Physics Tools to Reduce Interpretation Risk - Cambridge University Press, 2008.

221. Batzle M. L., Wang Z. Seismic properties of pore fluids // Geophysics. — 1992. — № 64.

222. Brooks,R.H., Corey, A. T. Hydraulic properties of Porous Media // Colorado State University Hydrology. — 1964. — № 3.

223. Burdine, N.T. Relative Permeability Calculations from Pore Size Distribution Data // Trans. AIME.- 1953.-№71.

224. Cable,A. et al. Experimental Techniques For The Measurement Of Relative Permeability and In-Situ Saturation in Gas Condensate Near Well Bore and Drainage Studies // Paper 9928, International Symposium of the Society of Core Analysts. - Colorado, 1999.

225. Coates, G.R. et al.The Magnetic Resonance Imaging Log Characterized by Comparison With Petrophysical Properties and Laboratory Core Data // Paper SPE 22723, 66th Annual Technical Conference and Exhibition of the Society of Petroleum Engineers. - Dallas, TX, 1991.

226. Coates, G.R., Dumanoir, J.L. A new approach to improved log-derived permeability // The Log Analyst. - 1974. — Vol. XV, No.l.

227. Delshad, M., Lenhard, R.J., Oostrom, M. and Pope, G.A.A Mixed-Wet Hysteretic Relative Permeability and Capillary Pressure Model for Reservoir Simulations // Paper SPE 86916, SPE Reservoir Simulation Symposium. - Houston, 1999.

228. Ekseth, R. Uncertainties in connection with the determination of well bore position -Trondheim: Norwegian University of Science and Technology, 1998.

229. Ekseth,R., Torkildsen,T., Brooks,A., Weston,J., Nymes,E., Wilson,H., and Kovalenko,K. High-Integrity Wellbore Surveying // SPE Drill & Compl. — 2010. - № 25 (4).

230. Ellis,D.V., Case,C.R., Chiaramonte,J.M. Porosity from Neutron Logs II; Interpretation // Petrophysics. - 2004. — v.45, No. 1. - P. 73 - 86.

231. Evans,M., Best,D. A Novel Approach for Compensated Neutron Porosity Logs for Borehole Effects // SPWLA 40^ Ann. Logg. Symp, 1999.

232. Gardner,G.H.F., Gardner,L.W., Gregory, A.R. Formation velocity and density - The diagnostic basics for stratigraphic traps // Geophysics. — 1974. - v. 39, №6.

233. Gassmann F. Uber die elastizitat poroser medien: Vierteljahrss-chrift der Naturforschenden

336

Gesellschaft, 96. —Zurich, 1951.

234. Goda,H.M. and Behrenbruch,P. Using a Modified Brooks-Corey Model to Study Oil-Water Relative Permeability for Diverse Pore Structure // SPE 88538, SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition. - Perth, Australia, 2004.

235. Han D., Batzle M. L. Gassmann's equation and fluid-saturation effects on seismic velocities // Geophysics. — 2004. — № 69.

236. Hassler, G. and Brunner, E. Measurement of capillary pressures in small core samples // Trans. AIME.- 1945.-v. 160.-P. 114.

237. Helland, J.O. and Skjasveland, S.M. Physically-Based Capillary Pressure Correlation For Mixed-Wet Reservoirs From A Bundle-Of-Tubes Model // SPE 89428, 2004.

238. Hill R. The elastic behavior of a crystalline aggregate // Proc. Phys. Soc. London Ser. A, 65, 1952.

239. Honarpour, M., Djabbarah N.F. and Kralik J.G. Expert-Based Methodology for Primary Drainage Capillary Pressure Measurements and Modeling // Paper SPE 99709, 11^ Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference. - Abu Dhabi, U.A.E., 2004.

240. Huet, C.C. Semi-Analytical Estimates of Permeability Obtained from Capillary Pressure // M.S., Texas A&M University, 2005

241. Jamiolahmady, M., Danesh, A., Henderson, G. and Tehrani, G.D. Variations of GasCondensate Relative Permeability with Production Rate at Near Wellbore Conditions: A General Correlation // Paper SPE 83960. - Aberdeen, UK, 2003.

242. Jennings J.B. Capillary Pressure Technigues: Application to Exploration and Development Geology//AAPG Bull. - 1987.-Vol. 71.-P. 1196-1209.

243. Kennedy, D. The Porosity-Water Saturation-Conductivity Relationship: An Alternative to Archie's Model // Petrophysics. - 2007. - Vol.48, No. 5.

244. Kjosavik, A., Ringen, J.K. and Skjaeveland,S.M.Relative Permeability Correlation for Mixed-Wet Reservoirs // Paper SPE 77328, 2002.

245. Kozhevnikov D.A., Kovalenko K.V., Gorodnov A.V., Deshenenkov I.S. Clay Minerals Properties as Downhole Formation Pressure Indicator // Journal of Chemistry and Chemical Engineering. -2011. - Vol.5.

246. Kozhevnikov, D.A. and Khatmullin, 1.РҺ. A method of geometrical factors in the theory and interpretation of formation density logging // Nucl.Geophys. — 1990. — V.4. — P. 413—424.

247. Kozhevnikov, D.A., Kovalenko, K.V., Deshenenkov, I.S. Clastic Reservoirs Productivity Index Estimation with Well Log Data // Paper SPE-165771-MS, 2013.

248. Leverett, M. Capillary behaviour in porous solids // Trans. AIME. - 1941. - v. 142. — P. 152.

337

249. Li, К. and Home, R.N.An Experimental Method of Measuring Steam-Water and Air-Water Capillary Pressures // Paper 2001-84, Canadian International Petroleum Conference. —Alberta, Canada, 2001.

250. Mavko G., Mukerji T., Dvorkin J. The Rock Physics Handbook — Cambridge University Press, 2009.

251. Mickael, M., Guo, P. New Corrections for Compensated Neutron Logs // SPWLA 40* Ann. Logg. Symp., 1997.

252. Mickael, M.W., Gilchrist, JR., W.A Evaluation of environmental corrections of compensated neutron instruments using Monte Carlo modeling // SPWLA 34* Ann. Logg. Symp., 1993.

253. Minette, D.C., Flynn, T. The accuracy and precision of FEMWD density tools // SPWLA 36th Annual Logging Symposium, 1995. - Paper B, 12p.

254. Moulu, J.-C., Vizika, O., Kalaydjian, F., and Duquerroix, J.-P. A New Model for Three-Phase Relative Permeabilities Based on a Fractal Representation of the Porous Medium // SPE 38891, SPE Annual Technical Conference and Exhibition. - San Antonio, TX, 1997

255. Nakomthap, K. and Evans, R.D. Temperature-Dependent Relative Permeability and Its Effect on Oil Permeability and Its Effect on Oil Displacement by Thermal Methods // SPE 11217, 1986.

256. Nelson, P.H. Permeability-porosity relationships in sedimentary rock // Log Analyst. - 1984. -№3.P. 38-62.

257. Nur A., Mavko G., Dvorkin J., Galmudi D. Critical porosity: a key to relate physical properties to porosity in rocks // The Leading Edge. - 1998. — № 3.

258. Papatzacos, P. and Skjaeveland S.M. Relative Permeability from Capillary Pressure // SPE 77540,2002.

259. Picton, D.J. et al. The effect of basic design parameters on the characteristics of a dual-detector density tool //Nucl.Geophys. — 1995. - V.9, No.4. - P. 283-289.

260. Picton, D.J., Harris, R.G., Randle, K. and Weaver, D.R. Parameterization of the spine-and-rib plot for a dual-detector density tool // Nucl.Geophys. — 1995. - V.9, No.4. - P. 291-295.

261. Pittman, E.D. Relationship of Porosity and Permeability to Various Parameters Derived from Mercury Injection-Capillary Pressure Curves for Sandstone // The American Association of Petroleum Geologists Bulletin. - 1992. - V. 76, No. 2. - P. 191 - 198.

262. Purcell, W.R. Capillary Pressures-Their Measurement Using Mercury and the Calculation of Permeability // Trans. AIME. — 1949. — 186, 39.

263. Ringrose, P.S. Total-property modeling: dispelling the net-to-gross myth // SPE Res. Eval. & Eng.-2008.-Vol. 11,№5.-P. 866-873.

338

264. Ringrose, P.S., Jensen, J.L. and Sorbie, K.S.The Use of Geology in the Interpretation of CoreScale Relative Permeability Data // Paper SPE 28448. - New Orleans, LA, U.S.A., 1994.

265. Russell B.R., Hedlin K., Hilterman F.J., Lines L.R. Fluid-property discrimination with AVO: A Biot-Gassmann perspective // Geophysics. - 2003. — № 68.

266. Saevareid, О et al. An Engineering approach to Measuring gas condensate relative permeability // Paper 9930, International Symposium of the Society of Core Analysts. - Colorado, 1999.

267. Sanders, L.G. The Application of Monte Carlo Computations to Formation Analysis by Neutron Interactions // Int. J. Appl. Rad. Isot. - 1983. - 34, No. 1. — P. 173—198.

268. Serra, O. Well logging and reservoir evaluation. - Editions Technip, 2007.

269. Shang, B.Z., Hamman, J.G., Chen, H.L. and Caldwell, D.H.A Model to Correlate Permeability with Efficient Porosity and Irreducible Water Saturation // Paper SPE 84303. - Denver, Colorado, U.S.A., 2003.

270. Smith T.M., Sondergeld C.H., Rai C.S. Gassmann fluid substitutions: A tutorial. // Geophysics. -2003.-№68.

271. Soeder, D.J., Randolph, P.L. Porosity, Permeability, and Pore Structure of the Tight Mesaverde Sandstone, Piceance Basin, Colorado // Paper SPE 13134, 1987.

272. Teige, G.M.G., Hermanrud, C., Thomas, W.H., Wilson, O.B. and Bolas, H.M.N. Capillary resistance and trapping of hydrocarbons: a laboratory experiment // Petroleum Geoscience. - 2005. -Vol. 11.-P. 125-129.

273. Theys, Ph.P. Log Data Acquisition and Quality Control. — Editions Technip, 1999.

274. Thomeer, J. H. Air Permeability as a Function of Three Pore-Network Parameters // SPE 10922,1983.

275. Timur, A. An Investigation of Permeability, Porosity, and Residual Water Saturation Relationships // SPWLA 9th Annual Logging Simposium, 1968.

276. Torkidsen, T., Havardestein, S., Weston, J., Ekseth, R. Prediction of wellbore position accuracy when surveyed with Gyroscope tools // SPE 90408, 2004.

277. Ward, J.S., Morrow N.R. Capillary Pressures and Gas Relative Permeabilities of Low-Permeability Sandstones // Paper SPE 13882, 1987.

278. Whitson, C.H., Fevang, O. and Saevareid, A.Gas Condensate Relative Permeability for Well Calculations // Paper SPE 56476, 1999.

279. Williamson, H. Accuracy prediction for Directional Measurement for Directional Measurement while Drilling // SPE 67616, 2000.

339

280. Wolff, C.J.M., deWardt, J.P. Borehole position uncertainty - analysis of measuring methods and derivation of systematic error model // Journal of Petroleum Technology. — December 1981. — P. 2339-2350.

281. Woodhouse, R. Accurate Reservoir Water Saturation from Oil-Mud Cores: Questions and Answers from Prudhoe Bay and Beyond // The Log Analyst. - 1998. - Vol.39, N3. — P. 23—47.

282. Worthington, P.F. Conjunctive interpretation of core and log data through association of effective and total porosity models in: Harvey, P.K., Lovell, M.A. Core-Log Integration. - Geological Society, London, 1998. - Special Publications, 136. — P. 213—223.

283. Worthington, P.F. Quality-assured evaluation of effective porosity using fit-for-purpose estimates of clay-mineral volume fraction // Journal of Applied Geophysics. — 2010. — № 71. — P. 3645.

284. Wu, T., Berg, R.R. Relationship of Reservoir Properties for Shaly Sandstones based on Effective Porosity // Petrophysics. - 2003. — Vol.44, No 5. — P. 328-341.

285. Wyllie, M. Some Theoretical Considerations Related to the Quantitative Evaluation of the Physical Characterizations of Reservoir Rock from Electrical Log Data // Journal of Petroleum Technology. - 1950.

286. Wyllie, M.R.J., and Gardner, G.H.F.The Generalized Kozeny-Carman Equation: Part II // World Oil. - 1958. - 146(5): 210-228.

287. Xu S., White R.E. Comparison of four schemes for modeling anisotropic P-wave and S-wave velocities in sand-shale system // EAGE 57 Conference and Exhibition, Expanded Abstracts, B002. 1995.

288. Zapata, J. F. Impact of Relative Permeability Models on Fluid Flow Behavior for Gas Condensate Reservoirs // Thesis, Texas A&M university, Texas, 2002.