Совершенствование методов определения подсчетных параметров для уточнения начальных запасов нефти тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.12, кандидат наук Миннуллин Андрей Генадиевич

• Миннуллин Андрей Генадиевич
• кандидат наук
• 2019

Оглавление диссертации кандидат наук Миннуллин Андрей Генадиевич

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1 СОСТОЯНИЕ ИЗУЧЕННОСТИ ПРОБЛЕМЫ

1.1 Сущность объемного метода подсчета запасов

1.2 Геометризация залежей нефти

1.3 Определение объема нефтенасыщенных пород

1.4 К вопросу о подсчете запасов по 3D-модели

1.5 Научные достижения в изучении фациальных структур

1.6 Учет капиллярных явлений при моделировании

Выводы по главе

ГЛАВА 2 ПОВЫШЕНИЕ ТОЧНОСТИ ОЦЕНКИ ОБЪЕМА

НЕФТЕНАСЫЩЕННЫХ ПОРОД ПРИ ПОДСЧЕТЕ

ЗАПАСОВ

2.1 Методика построения аналитической зависимости капиллярного давления смещения от ФЕС

2.2 К вопросу о потере запасов при традиционном способе подсчета

2.3 Потери запасов при традиционном способе подсчета по 2D-модели

2.4 Оценка запасов по 3D-модели

2.5 Совершенствование методики построения карт эффективных нефтенасыщенных толщин для 2D-модели

Выводы по главе

ГЛАВА 3 УТОЧНЕНИЕ ОЦЕНКИ ПОРИСТОСТИ ДЕТАЛИЗАЦИЕЙ ЗАЛЕЖИ ПУТЕМ ФАЦИАЛЬНОГО АНАЛИЗА ПЛАСТОВ МЕТОДОМ

РАСПОЗНАВАНИЯ ОБРАЗОВ

3.1 Построение фациальной модели пласта

3.2 Теория распознавания образов

3.3 Выделение фаций на основе автоматизированной обработки каротажных кривых

3.4 Методы проверки стационарности на участках нефтяных пластов, разделенных на фации

3.5 Детализация по геологическим структурам карбонатных пород

Выводы по главе

ГЛАВА 4 ИЗУЧЕНИЕ И УТОЧНЕНИЕ НАСЫЩЕННОСТИ

ПЛАСТА И ОСНОВНЫЕ ЗАКОНОМЕРНОСТИ ОБНАРУЖЕНИЯ ПРОПУЩЕННЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ

4.1 Уточнение нефтенасыщенности пласта

4.1.1 Опыт моделирования нефтенасыщенности дифференцированием пористости коллектора

4.1.2 Моделирование куба нефтенасыщенности в неоднородных по фильтрационно-емкостным свойствам пластах

4.2 Основные закономерности обнаружения пропущенных запасов

нефти

4.2.1 Опыт детализации геологического строения залежи и выделения линз в разрезе продуктивных отложений кыновского и пашийского горизонтов Алькеевской площади Ромашкинского месторождения

4.2.2 Особенности построения карт расчлененности

4.3 Оценка приращения запасов нефти по турнейскому ярусу Алексеевского месторождения

Выводы по главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование методов определения подсчетных параметров для уточнения начальных запасов нефти»

Актуальность темы исследования

Истощение запасов нефти на многих разрабатываемых нефтяных месторождениях России привело к изменению структуры остаточных запасов и росту доли трудноизвлекаемых. В связи с этим, наряду с вопросами технологии и разработки месторождений (т.е. повышения нефтеотдачи пластов), особо важное значение приобретают вопросы совершенствования геологического моделирования (с целью уточнения и возможного увеличения начальных запасов углеводородов), сущность которых заключается в следующем:

• поиск и разведка новых нефтяных месторождений;

• поиск новых нефтенасыщенных пластов и залежей, пропущенных ранее на уже разрабатываемых месторождениях;

• повышение достоверности обоснования подсчетных параметров и на этой основе пересчет и уточнение запасов нефти в разрабатываемых пластах и залежах.

Решение этих вопросов основывается на углубленном изучении геологического строения нефтесодержащих пород и совершенствовании геологических моделей залежей нефти, в первую очередь, в условиях сложнопостроенных коллекторов, характеризующихся:

• неоднородностью по петрофизическим и коллекторским свойствам и расчлененностью пластов;

• многопластовостью залежей;

• трещиноватостью или кавернозностью;

• наличием тектонических нарушений и осложнениями, связанными с несогласным залеганием (клиноформы, врезы);

• существенным влиянием капиллярных сил на нефтенасыщение породы (переходные зоны);

• различиями в механизме осадконакопления групп пород (фации)

и т.д.

В связи с вышеизложенным насущным является применение в этих условиях новых подходов для геологического моделирования, в число которых входят переход от двумерных геологических моделей нефтяных залежей к трехмерным, создание фациальных моделей с изучением палео- и литофаций как основного структурного элемента продуктивного пласта, использование для моделирования результатов капиллярных исследований пород и др. Все это будет способствовать более глубокому обоснованию подсчетных параметров и достоверной оценке запасов нефти.

Поэтому задача разработки и совершенствования методов определения подсчетных параметров и повышения точности оценки начальных геологических и извлекаемых запасов является актуальной.

Степень разработанности темы

Созданные научно-методические основы поиска и выявления нефтенасыщенных пород путем разведки и изучения структур пород, в частности, литолого-фациальных условий формирования нефтенасыщенных коллекторов, позволили открыть и подтвердить запасы нефти на значительных территориях России и за рубежом. Благодаря работам М.М. Ивановой, И.П. Чоловского, Ю.И. Брагина, Р.Х. Муслимова, В.Н. Щелкачева, В.М. Добрынина, Б.А. Соколова, В.Г. Уметбаева, Р.А. Валиуллина, В.Е. Андреева, Ю.В. Котенева, А.А. Баренбаума, Р.Х. Масагутова, Ш.Х. Султанова, Buckley J.S., Sorbie K.S., Morrow N.P. и многих других, получили дальнейшее развитие методы поиска и выявления залежей нефти, а также были изучены новые методы определения величины запасов углеводородов. Однако научно-технические задачи выявления нефтегазовых структур и уточнения запасов нефти требуют дальнейшего расширенного изучения и совершенствования, в особенности, выявления нефтенасыщенных структур в

многопластовых залежах, ранее не учтенных в геологических разрезах нефтяных залежей.

Цели и задачи

Научное обоснование совершенствования методов определения подсчетных параметров для уточнения оцененных величин начальных геологических и извлекаемых запасов нефти.

В диссертации решались следующие задачи:

1 Оценка состояния изученности проблемы.

2 Исследование особенностей построения различных видов геологических карт: структурных карт, карт толщин и геологических параметров (пористости, нефтенасыщенности) при подсчете запасов.

3 Уточнение достоверности методик обоснования подсчетных параметров.

4 Исследование гидродинамических характеристик вытеснения нефти из неоднородных по ФЕС пластов с учетом капиллярных эффектов.

5 Изучение и уточнение построения палеофациальных моделей продуктивных пластов по данным обработки геофизических исследований скважин и керна.

6 Моделирование куба нефтенасыщенности в неоднородных по фильтрационно-емкостным свойствам пластах для оценки состояния выработки запасов нефти.

7 Уточнение концептуальной и седиментационной моделей нефтяных залежей на поздней стадии разработки.

8 Апробация усовершенствованных методов обоснования подсчетных параметров.

Научная новизна

1 Установлена аналитическая зависимость между величиной капиллярного давления смещения и фильтрационно-емкостными свойствами

пласта, в соответствии с которой давление смещения обратно пропорционально квадратному корню отношения проницаемости к пористости.

2 Выявлено, что при подсчете запасов нефти по 2D-модели в массивных и пластовых залежах с большой площадью ВНЗ и отсутствием вблизи внешнего контура ВНК скважин с песчанистостью нефтенасыщенной части, равной единице, имеют место потери в оценке запасов, величина которых зависит от коэффициента песчанистости нефтенасыщенной части, толщины верхнего прослоя-коллектора и угла наклона структурной поверхности кровли коллектора.

3 Усовершенствована методика построения карт эффективных нефтенасыщенных толщин, учитывающая повышение коэффициента песчанистости к контуру ВНК до значения, равного единице.

4 Предложен способ автоматизированной обработки каротажных кривых (ПС) при построении фациальной модели продуктивного пласта на основе методов распознавания образов путем деления кривой на непроизводные элементы с обозначением в виде символов.

Теоретическая и практическая значимость работы

Теоретическая значимость работы заключается в уточнении возможности появления капиллярного барьера для данной пористости и проницаемости коллектора, ориентировочной оценке потерь нефтенасыщенного объема при подсчете запасов нефти по 2D-модели и создании алгоритма автоматического распознавания образов при анализе каротажных кривых ПС для определения типа фаций.

Практическая значимость работы заключается в создании методик и подходов, использование которых повышает точность определения начальных геологических и извлекаемых запасов нефти, что подтверждается приращением запасов Алексеевского месторождения на величину более 2 млн. т.

Методология и методы исследований

В процессе выполнения диссертационной работы использовались методы математической статистики (в том числе обработки результатов эксперимента), распознавания образов, корреляции геологических разрезов, картопостроения, математического моделирования, численных экспериментов, а также методы петрофизических, геофизических, керновых, капиллярных, фациальных и других исследований на основе геолого-промысловых материалов.

Положения, выносимые на защиту

1 Методика построения зависимости величины капиллярного давления смещения от ФЕС, предназначенная для уточнения границ залежи при подсчете запасов нефти объемным методом.

2 Методика определения величины потерь в объеме нефтенасыщенных пород, позволяющая ориентировочно оценить величину неучтенных запасов.

3 Методика построения карт эффективных нефтенасыщенных толщин, учитывающая повышение коэффициента песчанистости к контуру ВНК до значения, равного единице.

4 Способ автоматизированной обработки каротажных кривых (ПС) при построении фациальной модели продуктивного пласта на основе методов распознавания образов, позволяющий достоверно выделить участки с однородными петрофизическими свойствами и повысить точность оценки начальных геологических запасов нефти.

Степень достоверности и апробация результатов

Достоверность и обоснованность научных выводов и практических рекомендаций, изложенных в работе, базируется на использовании теоретических и методических положений, сформулированных в

исследованиях российских и зарубежных ученых, применении широко апробированных и современных методов и методик экспериментальных исследований, осуществленных на оборудовании, прошедшем государственную поверку.

Основные результаты работы докладывались на следующих конференциях и семинарах: конференция, проведенная в ОАО НПФ "Геофизика" ("Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти, экономика и управление") - г.Уфа - 2006 г.; III Молодежная научно-практическая конференция "Геолого-геофизические исследования нефтегазовых пластов" - 24 мая 2018 г. (г. Уфа, Башкирский государственный университет); научно-технические семинары ООО НПО "Нефтегазтехнология": Школа профессора Н.И. Хисамутдинова "Изучение механизма вытеснения нефти с использованием технологии физико-химического воздействия на пласт" (г. Уфа, 2015, 2016, 2017, 2018 гг.).

Публикации

Основное содержание диссертации опубликовано в 15 печатных трудах, 12 из которых в рецензируемых изданиях, входящих в перечень ВАК Министерства образования и науки РФ, одна статья подготовлена самостоятельно.

В рассматриваемых исследованиях автору принадлежат постановка задач, подготовка данных, их решение, анализ и обобщение полученных результатов.

Объем и структура работы

Диссертация объемом 142 страницы состоит из введения, 4 глав, заключения, списка литературы из 91 наименования, включает в себя 48 рисунков и 4 таблицы.

ГЛАВА 1 СОСТОЯНИЕ ИЗУЧЕННОСТИ ПРОБЛЕМЫ

Оптимизация разработки нефтяных месторождений неразрывно связана с совершенствованием геологического моделирования. Немаловажную роль при этом на всех этапах разработки (как на стадии геологоразведки и поиска новых залежей, так и на поздней стадии разработки) играет адекватность и достоверность геологических моделей и точность оценки запасов нефти (как начальных, так и текущих, как геологических (балансовых), так и извлекаемых).

1.1 Сущность объемного метода подсчета запасов

Из литературы известно, что «подсчет запасов представляет собой комплекс исследований по обобщению данных полевых геофизических исследований, геологоразведочных работ, опробования и исследования скважин, данных ГИС и лабораторных исследований керна и флюидов, на основе которых создается геологическая модель залежей, определяется количество углеводородов и содержащихся в них полезных компонентов, а также устанавливается их промышленное значение» [47].

Из различных методов подсчета запасов широко известен объемный метод, «который наиболее часто используется для подсчета запасов на всех этапах и стадиях геологоразведочных работ, а также в процессе опытной эксплуатации и разработки месторождений нефти и газа» [47].

Согласно литературе по подсчету запасов, «Сущность объемного метода подсчета запасов заключается в определении массы нефти или объема свободного газа, приведенных к стандартным условиям залегающих в пустотном пространстве пород-коллекторов» [26, 27, 33, 47, 73].

В «Методических рекомендациях...» [47] излагается, что «Подсчет запасов объемным методом проводят в следующей последовательности:

• определение объема пород-коллекторов, содержащих углеводороды;

• определение средней пористости пород-коллекторов;

• определение средней нефтегазонасыщенности пород-коллекторов;

• приведение объема углеводородов к стандартным условиям» [47]. Там же сказано, что «Начальные геологические запасы нефти

подсчитываются по формуле:» [47]

£я0 = р• нэф.н • кп • кн , (1.1)

где «^Н0 - начальные геологические запасы нефти, тыс. т; Р - площадь

Л

залежи, тыс. м ; ИЭФЯ - эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м; КП - коэффициент открытой пористости, доли ед.; КН - коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.; 0 - пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти, доли ед.; аН - плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3» [47].

При этом площадь залежи и эффективная нефтенасыщенная толщина в

-5

совокупности определяют объем нефтенасыщенных пород УН, тыс.м в формуле (1.2):

Ун = Р-ЛэфЛ. (1.2)

Отсюда следует, что на точность оценки запасов нефти объемным методом по формуле (1.1), в основном, влияют следующие важные факторы:

1) достоверность определения границ залежи;

2) достоверность определения нефтенасыщенной толщины коллектора;

3) достоверность определения коэффициента пористости коллектора;

4) достоверность определения коэффициента нефтенасыщенности коллектора.

1.2 Геометризация залежей нефти

Геометризация (определение границ) залежей нефти достаточно подробно описывается в [47].

Согласно [47], «Для определения границ и расчета объема определяют положение поверхностей, ограничивающих залежь:

• кровли и подошвы залежи, отделяющие продуктивные пласты от перекрывающих и подстилающих непроницаемых пород;

• дизъюнктивных нарушений, обуславливающие смещение (а в ряде случаев и гидродинамическое разобщение) одновозрастных блоков пород относительно друг друга;

• зоны замещения пород-коллектров на породы неколлектора, связанные со сменой литологического состава пород-коллекторов, со стратиграфическим несогласием;

• разделяющие части продуктивного пласта с разным характером насыщения флюидом (поверхности ВНК, ГНК и ГВК)» [47].

«Пересечения этих поверхностей образуют линии, которые являются границами залежи - внешний контур залежи, линия выклинивания пород-коллекторов, линия дизъюнктивного нарушения и др.» [47].

Следует отметить, что приведенные здесь границы залежи не являются единственными. Так, Ю.Я. Большаков обосновывает в [8] такой вид границ залежей, как капиллярный барьер (экран). Упоминает о капиллярном барьере (со ссылкой на того же Ю.Я. Большакова) и К.Е. Закревский [14].

1.3 Определение объема нефтенасыщенных пород

При оценке начальных геологических запасов нефти объемным методом одним из самых важных параметров является объем нефтенасыщенных пород. Величина данного объема рассчитывается по карте

эффективных нефтенасыщенных толщин, поэтому точность его определения напрямую зависит от корректности и достоверности построения карт.

Самый простой способ построения карт эффективных нефтенасыщенных толщин - по данным базы ГИС.

Согласно И.Д. Амелину [4], «Для пластовых залежей основой для определения нефтегазонасыщенного объема служат карты эффективных толщин пласта, на которые наносятся внешний и внутренний контуры нефтегазоносности. В пределах внутреннего контура карта эффективной нефтегазонасыщенной толщины полностью соответствует карте эффективной толщины. В водонефтяной <...> зоне, между внутренним и внешним контурами, изопахиты проводят путем интерполяции между значениями изопахит в точках их пересечения с внутренним контуром и нулевым на внешнем контуре <....>. При этом учитываются данные об эффективной толщине в скважинах, расположенных в водонефтяной <. > зоне» [4].

Там же сказано, что «Для массивных залежей карты изолиний нефтегазонасыщенных толщин составляются путем интерполяции между значениями в скважинах и нулевым на внешнем контуре»[4].

Способ обычно применялся при построении карт вручную и имел недостаток: при построении не учитывалась структура поверхности в межскважинном пространстве, из-за чего в зоне локальных куполов имело место занижение толщины, а во впадинах - завышение.

При построении карт эффективных нефтенасыщенных толщин на ЭВМ применяется другой способ [4, 47], учитывающий структуру залегания пласта, с помощью карт общих толщин.

Согласно И.Д. Амелину, формирование карты общей толщины «сводится к синтезу верхней и нижней границ залежи посредством арифметических операций над полями кровли, подошвы, ВНК» [4]. При этом «Поле общей толщины залежи находится как разность между нижней и верхней границами залежи» [4].

Карту же эффективной нефтенасыщенной толщины «получают как произведение поля общей толщины на поле коэффициента нефтенасыщенной толщины» [4].

При этом, чтобы значения полей общей и эффективной нефтенасыщенных толщин в чисто нефтяной зоне (ЧНЗ) численно совпадали, И.Д. Амелин в [4] предлагает следующее: «Для нефтяной залежи поле коэффициента нефтенасыщенной толщины вычисляется раздельно для двух областей определения: чисто нефтяной зоны НЗ и водонефтяной зоны ВНЗ. В обоих случаях исходные данные определяют на полном множестве скважин, но на этапе восстановления поля нефтенасыщенной толщины в НЗ данными являются коэффициенты песчанистости в традиционном понимании (для НЗ они численно совпадают с коэффициентами нефтенасыщенной толщины), а на этапе восстановления поля в ВНЗ в соответствующем подмножестве скважин коэффициенты песчанистости заменяют на коэффициенты нефтенасыщенной толщины. Эта процедура гарантирует совпадение эффективной и нефтенасыщенной толщин в приконтурной области НЗ» [4].

В [47] также изложена методика построения карт эффективных нефтенасыщенных толщин.

Согласно [47], карты эффективной нефтенасыщенной толщины для пластового типа залежи «строят раздельно для зоны полного нефтенасыщения и для водонефтяной» [47]. «Вначале строят карту эффективной толщины, на которую наносят внутренний контур нефтеносности, ограничивающий зону полного нефтенасыщения пласта. Для водонефтяной зоны изопахиты проводят путем интерполяции между значениями нефтенасыщенной толщины на внутреннем контуре и нулевым значением на внешнем контуре с учетом значений этих толщин, установленных в отдельных скважинах этой зоны» [47].

Если залежь массивного типа, «учитывая то, что величина эффективной насыщенной толщины, как правило, связана с высотой залежи,

построение карты эффективных толщин следует проводить следующим образом» [47].

«1. Строится карта общих насыщенных толщин массивной залежи, которая получается вычитанием из карты кровли продуктивного пласта карты поверхности флюидального контакта» [47].

«2. В скважинах, находящихся в контуре залежи, определяется величина доли коллекторов в насыщенной части разреза и строится карта изменения доли коллекторов в пределах контура залежи. На линию внешнего контура так же насчитываются значения величины доли коллекторов» [47].

«3. Карты эффективных насыщенных толщин получаются перемножением карт общих насыщенных толщин и доли коллекторов в насыщенной части разреза» [47].

Следует отметить, что и в [4], и в [47] построение карт эффективных нефтенасыщенных толщин основано на построении карт коэффициента песчанистости нефтенасыщенной части залежи. Только в [4] этот параметр называется «коэффициент нефтенасыщенной толщины», а в [47] - «доля коллекторов в насыщенной части разреза». Независимо от терминологии, и в [4], и в [47] не указано поведение данного параметра на внешнем контуре ВНК. В связи с этим построение карт коэффициента песчанистости нефтенасыщенной части сводится к решению задачи экстраполяции (прогноза) коэффициента песчанистости за пределы области разбуренности залежи в направлении к внешнему контуру ВНК, что ведет к невысокой достоверности результата по сравнению с интерполяцией между скважинами.

1.4 К вопросу о подсчете запасов по 3Б-модели

В последние десятилетия широко развивается технология создания трехмерных геолого-математических моделей (ЭЭ-моделей) нефтяных залежей и использования этих моделей для подсчета запасов.

Как правило, основными геолого-промысловыми задачами, которые решаются в процессе построения 3D-модели, являются оценка распространения коллекторских характеристик пласта, подсчет геологических запасов нефти, подготовка базы для создания гидродинамической модели, а также выбор точек для бурения новых скважин.

В связи с этим важную роль в процессе создания геологической 3Э-модели играют требования адекватности и достоверности результата.

Однако на практике было обнаружено, что результаты использования стандартных методов и методик в трехмерном геологическом моделировании не всегда удовлетворяют предъявляемым требованиям достоверности модели, из-за чего возникла необходимость разработки новых подходов, которые учитывали бы особенности геологического строения месторождений.

В связи с этим разработанные за это время подходы и накопленный практический опыт послужили материалом для ряда публикаций ([14, 34] и т.д.).

Например, в работе Закревского К.Е. «обобщаются все накопленные практические навыки и теоретические подходы, которые формировались у большого коллектива авторов на протяжении многих лет при решении широкого спектра геолого-геофизических задач, направленных на формирование актуальных представлений о геологическом строении целевого интервала и реализацию этих представлений в виде трёхмерных моделей» [14]. Эти материалы «позволяют тиражировать опыт авторов при создании цифровых моделей продуктивных пластов горизонта для

выполнения производственных задач по подсчету запасов и проектированию разработки залежей» [14]. Как надеется автор, его книга «будет полезна не только для начинающих модельеров и геологов, поскольку может являться шаблоном аналогичных работ для других нефтегазоносных разрезов и территорий» [14].

Согласно Закревскому К.Е., построение геологических 3Э-моделей «можно разделить, как обычно, на несколько традиционных этапов:

• сбор, обработка и загрузка исходных данных;

• определение границ моделирования, формирование сетки и разбиение модели на сегменты с учетом разломов;

• построение каркаса модели, нарезка на слои, перенос результатов интерпретации ГИС на сетку вдоль траекторий скважин;

• моделирование литотипов, песчанистости с учетом концептуальной седиментационной модели;

• моделирование фильтрационно-емкостных характеристик пород;

• геометризация залежей, подсчет запасов, определение величин подсчетных параметров, оформление результатов» [14].

Однако процесс создания 3Б-модели довольно сложный, гораздо сложнее работ по традиционному подсчету запасов. И следует заметить следующее.

1 Подсчет запасов и 3Э-моделирование в принципе имеют различные цели.

Цель подсчета запасов - получение достоверной (при всех допущениях и упрощениях) оценки одного-единственного показателя - величины начальных геологических запасов.

Цель 3Б-моделирования - создание достоверной (в пределах условностей и возможностей аппаратного и программного обеспечения) цифровой модели залежи, включающей как распространение характеристик пласта в трехмерном пространстве (т.е. по площади и высоте пласта, горизонта), так и размещение скважин в этом пространстве.

2 При сложном пространственном геологическом строении (например, при наличии клиноформ) 3Э-модель имеет приоритет по сравнению с 2Э-моделью для подсчета запасов.

3 Созданная геологическая 3Э-модель используется далее для построения гидродинамической 3Э-модели, необходимой при такой работе, сопутствующей подсчету запасов, как технико-экономическое обоснование коэффициента извлечения нефти (ТЭО КИН).

1.5 Научные достижения в изучении фациальных структур

Для повышения достоверности при определении распространения петрофизических свойств пласта по различным участкам залежи в качестве одного из основных структурных элементов пласта используют фации. Фациальный анализ позволяет также более точно определить как коэффициент подвижности нефти, так и коэффициент вытеснения [30, 35, 63, 80], а значит, начальные извлекаемые запасы нефти.

Так, при построении модели и подсчете запасов с целью повышения достоверности залежь углеводородов необходимо разделять на отдельные части (детализировать) по классификационным признакам. Одним из приемов разбиения пластов является фациальный анализ, который позволяет разделить объект на участки со схожей литологией и обстановкой осадконакопления. В рамках выделенной фации выделяют ряд свойств, присущих только данной фациальной категории.

Однако на практике вследствие особенностей конкретного исследуемого объекта, состояния его изученности, а также в соответствии с целями и возможностями исследования описать процедуру построения фациальной модели стандартной последовательностью действий невозможно.

Надо отметить, что изучением фациальных структур и особенностями осадконакопления при формировании продуктивных пластов занимались

многие специалисты, например, такие как С.И. Филина, Г.Ф. Крашенинников, В.А. Гроссгейм, О.В. Бескровная, И.Л. Геращенко, Н. М. Страхов, В.С. Муромцев, Ю.Н. Карагодин, Н.В. Короновский, Н.В. Мельников, А.А. Трофимук, В.И. Кислухин, В.Н. Бородкин, А.Ф. Якушова, Г.Г. Шемин и др. Работы данных авторов являются основополагающими в вопросах фациального моделирования продуктивных пластов [38]. Понятие «литофация» появилось благодаря этим работам, включая и зарубежных геологов Э.Депплза, В.Крумбейна, Л.Слосса [90, 91]. Отметим, что в настоящее время число научных публикаций по рассматриваемой тематике растет из года в год.

В процессе выполнения представленной работы использованы основные коллективные труды и отдельные монографии отечественных ученых, посвященные вопросам фациального районирования и построения моделей осадочных отложений продуктивных пластов.

Так, например, в работах [30, 36] авторы рассматривают фациально-палеогеографическую характеристику продуктивных отложений ярактинского горизонта на основе результатов геофизических исследований скважин, детального макроскопического изучения керна скважин, количественного петрографического и гранулометрического анализов. Как отмечено авторами, ярактинский горизонт имеет ярко выраженное циклитовое строение, в разрезе которого выделены три пачки, для охарактеризования которых изучены условия осадконакопления отложений ярактинского горизонта, путем выявления факторов, влияющих на формирование горной породы. По данной работе отмечается согласованность результатов лабораторных исследований керна и фациальной принадлежности породы. Причем различными исследователями используются и различные приемы изучения.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Миннуллин Андрей Генадиевич, 2019 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1 Абдульмянов, С.Х. Частотный анализ взаимовлияния соседних скважин по изменению объемов закачки и обводненности продукции по истории эксплуатации / С.Х. Абдульмянов, Д.К. Сагитов, И.Р. Сафиуллин, А.Н. Астахова // Нефтепромысловое дело. - 2012. - № 11. - С.20-24.

2 Александров, Б.Л. Изучение карбонатных коллекторов геофизическими методами / Б.Л. Александров. - М.: Недра, 1979. - 200 с.

3 Александров, В.М. Палеофациальное районирование осадочных отложений пласта ЮС Фаинского месторождения / В.М. Александров, В.В. Мазаев // Вестник Тюменского Государственного Университета. - 2005. -№4. - С. 142-148.

4 Амелин, И.Д. Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентах: Справочник / И.Д. Амелин [и др.]; под ред. В.В. Стасенкова, И.С. Гутмана. М.: Недра, 1989. - 270 с.

5 Бакиров, И.И. Опыт моделирования куба нефтенасыщенности в неоднородных по фильтрационно-емкостным свойствам пластах на поздней стадии разработки / И.И. Бакиров, А.А. Махмутов, А.Г. Миннуллин, В.Г. Уметбаев, А.Г. Талалай, А.С. Беляева // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2017. - № 12. - С.69-70.

6 Большаков, Ю.Я. Воздействие капиллярных сил на распределение воды и нефти в природных ловушках Когалымского месторождения / Ю.Я. Большаков, Ю.В. Батыров // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2016. - № 2. - С. 25-29.

7 Большаков, Ю.Я. Капиллярная модель залежи нефти как критерий размещения нагнетательных скважин / Ю.Я. Большаков, Ю.В. Батыров, О.С. Маркушина // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2013. - № 1. - С. 42-45.

8 Большаков Ю.Я. Теория капиллярности нефтегазонакопления / Ю.Я. Большаков. - Новосибирск: Наука, 1995. - 182 с.

9 Вапник, В.Н. Теория распознавания образов. Статистические проблемы обучения / В.Н. Вапник, А.Я. Червоненкис. - М.: Наука, 1974. -416 с.

10 Вафин, Р.В. Уточнение геологического строения фаменских отложений Алексеевского месторождения путем выделения локальных зон замещений коллектора и прирост запасов нефти в них / Р.В. Вафин, А.Ф. Егоров, А.А. Махмутов, Р.З. Хуснутдинова, Э.Р. Мустаева // Нефтепромысловое дело. - 2014. - № 3. - С. 5-9.

11 Верхаген, К. Распознавание образов: состояние и перспективы / К. Верхаген, Р. Дейн, Ф. Грун. - М.: Радио и связь, 1985. - 104 с.

12 Виноходов, М.А. Влияние минералогического состава пород на показания методов сопротивления на примере Ново-Покурского месторождения / М.А. Виноходов, А.Б. Петрушин, Р.Х. Гильманова // Нефтепромысловое дело. - 2013. - № 10. - С. 44-48.

13 Владимиров, И.В. Проблемы разработки водонефтяных и частично заводненных зон нефтяных месторождений / И.В. Владимиров, Н.И. Хисамутдинов, М.М. Тазиев. - М.: ВНИИОЭНГ, 2007. - 360 с.

14 Геологическое моделирование горизонта Ю1 Томской области / под ред. К.Е. Закревского. - Томск: Издательский Дом Том. гос. ун-та, 2016. -154 с.

15 Гильманова, Р.Х. Влияние кавернозности коллекторов на формирование геологических запасов окского надгоризонта / Р.Х. Гильманова, Р.Г. Сарваретдинов, И.Ф. Рустамов, А.А. Хальзов, М.М. Галиуллин // Нефтепромысловое дело. - 2013. - № 3. - С. 8-13.

16 Гильманова, Р.Х. Влияние литологии на сопротивление нефтенасыщенных карбонатных коллекторов в переходной зоне и их разработка / Р.Х. Гильманова, А.Ф. Егоров, С.А. Кротов, Р.Р. Зиятдинов // Нефтепромысловое дело. - 2012. - № 1. - С. 84-89.

17 Гильманова, Р.Х. Выделение циклитов в результате уточнения геологического строения пласта БС10 Западно-Усть-Балыкского

месторождения / Р.Х. Гильманова, Э.Р. Мустаева, М.Д. Идрисов, В.С. Никитин // Нефтепромысловое дело. - 2013. - № 10. - С. 27-30.

18 Гильманова, Р.Х. Исследование гидродинамической связи между пластами через литологические окна / Р.Х. Гильманова, Р.Г. Сарваретдинов, Н.З. Ахметов, М.М. Салихов, Ф.Ф. Халиуллин, Р.В. Вафин, Р.Р. Зарипов // Нефтепромысловое дело. - 2003. - №4. - С. 4-13.

19 Гильманова, Р.Х. Методы уточнения базы данных для формирования ГТМ / Р.Х. Гильманова. - М.: ВНИИОЭНГ, 2002. - 168 с.

20 Гильманова, Р.Х. Моделирование кавернозности при построении 30-моделей по Сорочинско-Никольскому месторождению / Р.Х. Гильманова, Л.У. Давлетова, Р. Г. Сарваретдинов, Э. М. Альмухаметова, Р. Р. Еникеев, В. И. Соболев // Нефтепромысловое дело. - 2013. - № 3. - С. 15-18.

21 Гильманова, Р.Х. Опыт оценки эффективности ввода ранее недренируемых запасов в разработку / Р.Х. Гильманова, И.Р. Сафиуллин, И.Ш. Щекатурова, А.Г. Миннуллин, И.Р. Мухлиев // Нефтепромысловое дело. - 2018. - № 7. - С. 18-23.

22 Гильманова, Р.Х. Особенности моделирования куба нефтенасыщенности сложно построенных залежей с переходной зоной «нефть-вода» на примере Северо-Покурского месторождения / Р.Х. Гильманова, ДМ. Васильев, А.А. Махмутов // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - 2014. - № 12. - С. 21-25.

23 Гильманова, Р.Х. Совершенствование изучения геологической модели с помощью автоматизированных корреляционных разрезов / Р.Х. Гильманова, А.З. Нафиков, Р.Г. Сарваретдинов, И.Н. Файзуллин // Нефтяное хозяйство. - 2001. - № 8. - С. 75-77.

24 Гиматудинов, Ш.К. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений: учебн. пособие / Ш.К. Гиматудинов и др. - М.: Недра, 1983. - 463 с.

25 Глебов, С.Д. Опыт построения палеофациальной модели пластов

1 9

ЮВ1 , ЮВ1 Ново-Покурского месторождения / С.Д. Глебов, С.Н. Смирнов, А.Р. Мигранов // Нефтепромысловое дело. - 2013. - № 10. - С. 8-13.

26 Гришин Ф.А. Промышленная оценка месторождений нефти и газа / Ф.А. Гришин. - М.: Недра, 1985. - 277 с.

27 Гутман И.С. Методы подсчета запасов нефти и газа / И.С. Гутман. -М.: Недра, 1985. - 223 с.

28 Данилова, Т.Е. О некоторых причинах неоднородности высокопродуктивных нефтяных пластов / Т.Е. Данилова // Сб. научных трудов ТатНИПИнефть, 1971. - Вып. 20.

29 Демьянов, В.В. Геостатистика: теория и практика / В.В. Демьянов, Е.А. Савельева; под ред. Р.В. Арутюняна; Ин-т проблем безопасности развития атомной энергетики РАН. - М.: Наука, 2010. - 327 с.

30 Добрынин, В.М. Петрофизика / В.М. Добрынин, Б.Ю. Вендельштейн, Д. А. Кожевников. - М.: Недра, 1991. - 368 с.

31 Дюбрюль, О. Геостатистика в нефтяной геологии / О. Дюбрюль. -М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2009. - 256 с.

32 Дюбрюль, О. Использование геостатистики для включения в геологическую модель сейсмических данных / О. Дюбрюль. - Европейская ассоциация геостатистики, Zeist, 2002 г. - 296 с.

33 Жданов, М.А. Нефтепромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа: учебное пособие для вузов / М.А. Жданов. - М.: Недра, 1981. - 453 с.

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

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

36 Колотовкина, М.Ю. Фациальное районирование продуктивных отложений венда Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения /

М.Ю. Колотовкина // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2018. - № 3. - С. 14-25.

37 Копытов, А.В. Определение извлекаемых запасов нефти в карбонатных коллекторах при разработке их на истощение / А.В. Копытов // Нефтяное хозяйство. - 1970. - № 2. - С. 32-34.

38 Крашенинников Г.Ф. Учение о фациях / Г.Ф. Крашенинников. -M.: Высшая школа, 1971. — 368 с.

39 Кристьян, И.А. Опыт прогнозирования и выявления залежей нефти на примере территории Больше-Кинельского вала / И.А. Кристьян, В.А. Лепихин, Р.Х. Гильманова, Р.Г. Сарваретдинов, В.Ш. Шаисламов, А.А. Махмутов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2014. - № 6. - С. 60-65.

40 Кропачев, Н.М. Методика литолого-фациального моделирования пласта Ю, васюганской свиты в пределах Сургутского свода по данным сейсморазведки и бурения / Н.М. Кропачев, В.В. Рысев, А.П. Кориков, А.Н. Корнев, М.В. Мордвинцев, К.Г. Скачек // Технологии сейсморазведки. -2004. - № 2. - С. 81-91.

41 Ларочкина, И.А. Геологические основы поисков и разведки залежей нефтегазовых месторождений на территории Республики Татарстан / И.А. Ларочкина. - Казань: ПФ ГАРТ, 2008. - 210 с.

42 Лутфуллин, А.А. Методика определения оптимальных режимов работы нагнетательных скважин на поздней стадии разработки нефтяных месторождений / А.А. Лутфуллин, И.Р. Сафиуллин, А.Г. Миннуллин, Р.И. Галлямов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2017. - № 10. - С.58-61.

43 Лысенко, В.Д. Разработка нефтяных месторождений. Теория и практика / В.Д. Лысенко. - М.: Недра, 1996. - 206 с.

44 Максимов, С.П. Геология нефтяных и газовых месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции / С.П. Максимов. - М.: Недра, 1969. - 801 с.

45 Манапов, Т.Ф. Научно-методические основы выработки остаточных запасов нефти из неоднородных по проницаемости пластов: дис. ... д-ра техн. наук: 25.00.17 / Манапов Тимур Фанузович - Уфа, 2011. - 314 с.

46 Махмутов, А.А. Способ оценки послойной неоднородности нефтяных пластов по проницаемости в условиях недостаточной информативности / А.А. Махмутов, Р.З. Нургалиев, Н.И. Хисамутдинов // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 2016. - № 12. - С.56-58.

47 Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом / под ред. В.И. Петерсилье, В.И. Пороскуна, Г.Г. Яценко. - М.-Тверь: ВНИГНИ, НПЦ "Тверьгеофизика", 2003.

48 Миннуллин, А.Г. К вопросу моделирования куба нефтенасыщенности дифференцированием параметра пористости коллектора / А.Г. Миннуллин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2018. - № 7. - С.9-12.

49 Миннуллин, А.Г. Опыт выделения линз в разрезе продуктивных отложений кыновского и пашийского горизонтов Алькеевской площади Ромашкинского месторождения / А.Г. Миннуллин, Л.Р. Сагидуллин, А.Р. Шарифгалеев, А.А. Рахматуллин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2017. - № 10. - С.40-45.

50 Миннуллин, А.Г. Опыт моделирования куба нефтенасыщенности дифференцированием параметра пористости коллектора / А.Г. Миннуллин // 3-я Всероссийская молодежная научно-практическая конференция «Геолого-геофизические исследования нефтегазовых пластов». 24 июня 2018 г. Башкирский Государственный университет. Сборник статей по итогам конференции, С.19-22, г. Уфа.

51 Миннуллин, А.Г. Повышение нефтеотдачи методом радиального вскрытия пластов / А.Г. Миннуллин // Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти. Экономика и управление. Сборник статей

аспирантов и молодых специалистов. - ОАО НПФ "Геофизика" (Учебно-научный центр "Геофизика"). - Вып. 3. - Уфа, - 2006г. - С.144-148.

52 Миннуллин, А.Г. Технологии применения твердых химических реагентов (шашек) для интенсификации добычи нефти / А.Г. Миннуллин // Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти. Экономика и управление. Сборник статей аспирантов и молодых специалистов. - ОАО НПФ "Геофизика" (Учебно-научный центр "Геофизика"). - Вып. 3. - Уфа, -2006 г. - С.149-158.

53 Михайлов, А.Н. Основные представления о переходных зонах и водяных контактах в неоднородных пластах / А.Н. Михайлов // Георесурсы. Геоэнергетика. Геополитика. - 2012. - № 1 (5). - С. 150-160.

54 Морозов, В.П. Анализ, петрофизические и гидродинамические исследования керна ЗАО "АЛОЙЛ" в 2006 году / В.П. Морозов, Е.А. Юдинцев. - Бугульма: Наука, 2006. - 26 с.

55 Морозов, В.П. Минералого-литологический анализ керна для оценки перспективности карбонатных пластов турнейского яруса Алексеевского месторождения / В.П. Морозов. - Казань: КГУ, 2006. - 93 с.

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

57 Мурыгин, А.П. Литолого-фациальное моделирование и прогноз песчаных тел среднего карбона на территории северо-донбасского НГР / А.П. Мурыгин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2016. - № 9. - С. 36-41.

58 Муслимов, Р.Х. Влияние особенностей геологического строения на эффективность разработки Ромашкинского месторождения / Р.Х. Муслимов. - Казань: КГУ, 1979. - 300 с.

59 Муслимов, Р.Х. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения / Р.Х. Муслимов, А.М. Шавалиев,

Р.Б. Хисамов, И.Г. Юсупов // Издание в 2 т. - М.: ВНИИОЭНГ, 1995. - Т. 1. -492 с.

60 Мухлиев, И.Р. Некоторые приемы по реликвидации скважин на примере Алькеевской площади / И.Р. Мухлиев, Л.Р. Сагидуллин, А.Г Миннуллин, А.А. Махмутов, Р.Г. Сарваретдинов, И.Ш. Щекатурова // Нефтепромысловое дело. - 2018. - № 5. - С. 22-27.

61 Насыбуллин, А.В. Создание и исследование методов проектирования, анализа и управления разработкой нефтяных месторождений на основе комплекса информационных технологий: Автореф. дис. ... д-ра техн. наук: 25.00.17 / Насыбуллин Арслан Валерьевич -Бугульма, 2012. - 50 с.

62 Патент РФ №2526037.CL Е21В 43/20 Способ разработки трещиноватых коллекторов / Бакиров И.И., Бакиров А.И., Музалевская Н.В., Заявлен № 20131296/03 от 27.06.13 Опубликовано 20.08.2014. БИ №23.

63 Пахомов, В.И. Литология природных резервуаров с использованием фациально-циклического метода и промыслово-геофизических данных: учеб. пособие / В.И. Пахомов, В.Н. Косков. - Пермь: Изд-во Перм. гос. техн. Ун-та, 2011. - 168 с.

64 Пересчет запасов Алексеевского нефтяного месторождения: Отчет ЗАО «Алойл». - Казань, 2004. - 367 с.

65 Подсчет запасов нефти Алексеевского и Подгорного участков Алексеевского месторождения: Отчет ЗАО «Алойл». - Казань, 2006. - 212 с.

66 Поротов, Г.С. Математические методы моделирования в геологии / Г.С. Поротов // Учебник. СПб.: Санкт-Петербургский государственный горный институт (технический университет), 2006. - 223 с.

67 Сарваретдинов, Р.Г. К вопросу о потере запасов нефти при традиционном способе подсчета / Р.Г. Сарваретдинов, Р.Х. Гильманова, А.Г. Миннуллин // Нефтепромысловое дело. - 2019. - № 2. - С. 33-36.

68 Сарваретдинов, Р.Г. Метод геометризации залежи на основе обобщенной капиллярной кривой / Р.Г. Сарваретдинов, Р.Х. Гильманова,

А.А. Махмутов, А.М. Тупицин // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - 2016. - № 11. - С. 41-45.

69 Сарваретдинов, Р.Г. Методика построения аналитической зависимости капиллярного давления смещения от ФЕС / Р.Г. Сарваретдинов, А.Г. Миннуллин, А.А. Махмутов, Р.И. Галлямов, М.И. Вышенская // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. -2017. - № 10. - С.34-40.

70 Сарваретдинов, Р.Г. Предпосылки к уточнению концептуальной и седиментологической моделей нефтяных пластов на поздней стадии разработки / Р.Г. Сарваретдинов, А.А. Махмутов, С.Н. Смирнов, А.Н. Астахова, А.Г. Миннуллин, И.И. Бакиров // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2017. - № 10. - С.45-50.

71 Сафиуллин, И.Р. Выявление слабоохваченных заводнением зон нефтяной залежи на основе частотного анализа взаимодействия скважин / И.Р. Сафиуллин, З.А. Лощева, Л.К. Хабирова, М.Ш. Магдеев, Р.И. Галлямов, А.Г. Миннуллин // Нефтепромысловое дело. - 2017. - № 5. - С. 5-9.

72 Сафиуллин, И.Р. Способ построения палеофациальной модели продуктивных пластов путем автоматизированной обработки данных ГИС / И.Р. Сафиуллин, А.А. Махмутов, А.Г. Миннуллин, И.И. Бакиров, М.М. Салихов, И.Р. Мухлиев // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности и газовых месторождений. - 2017. - № 5. - С.16-19.

73 Справочник по нефтепромысловой геологии / под ред. Н.Е. Быкова, М.И. Максимова, А.Я. Фурсова. - М.: Недра, 1981. - 525 с.

74 Ту, Дж. Принципы распознавания образов / Дж.Ту, Р.Гонсалес. - М.: Мир, 1986. - 413 с.

75 Тюкавкина, О.В. Фациальное районирование центральной части Западно-Сибирской плиты для осуществления разведки тектонических структур, перспективных на добычу углеводородов / О.В. Тюкавкина // Горный журнал. - 2015. -№ 6. - С.98-102.

76 Уточнение геологического строения низкоомных коллекторов верхнетурнейского подъяруса Алексеевского месторождения: Отчет о НИР // НПФ «Востокнефтегазтехнология». - Уфа, 2012. - 239 с. - (Фонды ЗАО «Алойл»).

77 Уточнение геологического строения фаменских отложений Алексеевского месторождения с целью поиска новых запасов нефти: Отчет о НИР / НПФ «Востокнефтегазтехнология». - Уфа, 2013. -114 с. - (Фонды ЗАО «Алойл»).

78 Файзуллин, И.Н. Геолого-геофизическое доизучение Ромашкинского нефтяного месторождения на поздней стадии разработки: Автореф. дис. ... канд. геол.-мин. наук: 25.00.12 / Файзуллин Илфат Нагимович. - Уфа, 2010. - 24 с.

79 Фу, К. Структурные методы в распознавании образов / К. Фу. -М.:Мир, 1977. - 317с.

80 Ханин, А.А. Петрофизика нефтяных и газовых пластов / А.А. Ханин. М.: Недра,1976. - 295 с.

81 Хантер, Р. Основные концепции компиляторов / Р. Хантер. - М.: «Вильямс», 2002. - 256 с.

82 Хисамов, Р.С. Проблемы геологического моделирования залежей в старых нефтедобывающих регионах / Р.С. Хисамов, В.Г. Базаревская, Т.И. Тарасова, Н.А. Бадрутдинова // Тр. ТатНИПИнефть. - 2012. - Выпуск № LXXX. - С. 7-10.

83 Хисамутдинов, Н.И. Изучение эффективности извлечения нефти из карбонатных коллекторов / Н.И. Хисамутдинов, Р.Х. Гильманова, А.А. Махмутов, З.А. Лощева, И.И. Бакиров, А.Ф. Егоров, А.Г. Миннуллин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. -2017. - № 5. - С.31-36.

84 Хисамутдинов, Н.И. Проблемы сохранения продуктивности скважин и нефтенасыщенных коллекторов в заключительной стадии

разработки / Н.И. Хисамутдинов, И.В. Владимиров, Т.Г. Казакова. - СПб.: Недра, 2007. - 232 с.

85 Хисамутдинов, Н.И. Разработка нефтяных месторождений / Н.И. Хисамутдинов, Г.З. Ибрагимов. - М.: ВНИИОЭНГ, 1994. - Т. I. -240 с.; Т. II.

- 272 с.; Т. Ш.-149с.; Т. IV-263 с.

86 Хисамутдинов, Н.И. Разработка нефтяных пластов в поздней стадии. Том 1. Геология и разработка нефтяной залежи в поздней стадии / Н.И. Хисамутдинов, Р.Х. Гильманова, И.В. Владимиров, Н.З. Ахметов, Р.Г. Абдулмазитов, Р.Г. Сарваретдинов. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ». - 2004.-252 с.

87 Хисамутдинов, Н.И. Технологии интенсификации отбора нефти из истощенных месторождений / Н.И. Хисамутдинов, Д.К. Сагитов, Р.Х. Гильманова, Т.Р. Вафин. - М.:ВНИИОЭНГ - 2015. - 312 с.

88 Шашель, В.А. Способы выделения литологически экранированных нефтенасыщенных линз и их разработка на Михайловско-Коханском месторождении / В.А. Шашель, В.Н. Кожин, А.А. Пакшаев, Р.Х. Гильманова, Р.Г. Сарваретдинов, Э.Р. Мустаева // Нефтепромысловое дело. - 2006. - № 8.

- С. 15-19.

89 Leverett, M. C. Capillary behaviour in porous solids / M. C. Leverett // Transactions of the AIME. - 1941. - 142. - Р. 159-172.

90 Paleosols and Weathering Through Geologic Time. Geological Society of America, special paper, 1988. - 216 p.

91 Paleosols in Silisiclastic Sequences. University of Reading, 1989.