Совершенствование подбора кривых фазовых проницаемостей при моделировании разработки нефтяных залежей тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Душейко, Денис Петрович
- Специальность ВАК РФ25.00.17
- Количество страниц 135
Оглавление диссертации кандидат технических наук Душейко, Денис Петрович
ВВЕДЕНИЕ.
1. ПОСТОЯННО ДЕЙСТВУЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ РАЗРАБАТЫВАЕМЫХ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ И ПРОБЛЕМА ПОДБОРА КРИВЫХ ОТНОСИТЕЛЬНЫХ ФАЗОВЫХ
ПРОНИЦАЕМОСТЕЙ ПРИ АДАПТАЦИИ МОДЕЛЕЙ.
1.1. Системно-структурное моделирование разработки нефтяных и газовых месторождений.
1.2. Постоянно действующие компьютерные геолого-технологические модели разрабатываемых нефтяных залежей (ПДГТМ).
1.3. Проблемы адаптации фильтрационных моделей по абсолютным и относительным фазовым проницаемостям пород-коллекторов.
2. АДАПТАЦИЯ ПОСТОЯННО ДЕЙСТВУЮЩЕЙ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ РАЗРАБАТЫВАЕМОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ БЕЗ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ АНАЛИТИЧЕСКИХ АППРОКСИМАЦИЙ МОДИФИЦИРОВАННЫХ КРИВЫХ ОТНОСИТЕЛЬНЫХ ФАЗОВЫХ ПРОНИЦАЕМОСТЕЙ.
2.1. Общие сведения о геологическом строении и истории разработки верхнемеловой залежи Гудермесского месторождения.
2.2. Адаптация геолого-технологической модели нефтяной залежи в верхнемеловых отложениях Гудермесского месторождения.
3. АНАЛИЗ ВОЗМОЖНОСТЕЙ АНАЛИТИЧЕСКОЙ (ФОРМУЛЬНОЙ) АППРОКСИМАЦИИ КРИВЫХ ОТНОСИТЕЛЬНЫХ ФАЗОВЫХ ПРОНИЦАЕМОСТЕЙ И ПРИМЕНЕНИЯ АППРОКСИМАЦИЙ ПРИ АДАПТАЦИИ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ.
3.1. Общие сведения об относительных фазовых проницаемостях и методах их определения по лабораторным и промысловым данным.
3.2. Формульные описания кривых относительных фазовых проницаемостей.
3.3. Качественный анализ экспериментальных кривых относительных фазовых проницаемостей.
3.4. Альтернативные формульные описания кривых относительных фазовых проницаемостей, опирающиеся на модели, используемые специалистами по физике нефтяного пласта.
3.5. Основные методики обеспечения геолого-технологических моделей разрабатываемых нефтяных залежей информацией о кривых относительных фазовых проницаемостей.
4. АДАПТАЦИЯ ПОСТОЯННО ДЕЙСТВУЮЩЕЙ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ РАЗРАБАТЫВАЕМОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ АНАЛИТИЧЕСКИХ АППРОКСИМАЦИЙ МОДИФИЦИРОВАННЫХ КРИВЫХ ОТНОСИТЕЛЬНЫХ ФАЗОВЫХ ПРОНИЦАЕМОСТЕЙ.
Рекомендованный список диссертаций по специальности «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», 25.00.17 шифр ВАК
Повышение эффективности разработки залежей углеводородов в низкопроницаемых и слоисто-неоднородных коллекторах2000 год, доктор технических наук Пономарев, Александр Иосифович
Создание усовершенствованной методологии проектирования и гидродинамического моделирования разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами: на примере месторождений ОАО "РИТЭК"2007 год, кандидат технических наук Слепцов, Дмитрий Игоревич
Повышение информативности моделирования нефтяных залежей на основе учета динамических свойств коллекторов: на примере неокомских отложений Западной Сибири2013 год, кандидат технических наук Дешененков, Иван Сергеевич
Создание и исследование методов проектирования, анализа и управления разработкой нефтяных месторождений на основе комплекса информационных технологий2011 год, доктор технических наук Насыбуллин, Арслан Валерьевич
Исследование процессов адаптации гидродинамических моделей разработки нефтяных месторождений2007 год, кандидат технических наук Леви, Владислав Борисович
Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование подбора кривых фазовых проницаемостей при моделировании разработки нефтяных залежей»
В результате появления в 2000г. утвержденного Минтопэнерго РФ «Регламента по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153-39.0-047-00» [54] прежняя отечественная практика использования постоянно действующих компьютерных геолого-технологических моделей (ПДГТМ) преимущественно на эксплуатационных объектах (ЭО), хорошо обеспеченных информацией, необходимой для инициализации и адаптации ПДГТМ, в одночасье сменилась применением ПДГТМ и на ЭО, исходную информационную обеспеченность моделирования которых с помощью ПДГТМ никак нельзя признать удовлетворительной. Особенно трудноразрешимой оказалась проблема получения адекватных действительности сведений о кривых относительных фазовых проницаемостей (КОФП), служащих основой для прогнозирования обводненности продукции добывающих скважин и (при забойных давлениях в добывающих скважинах, в связи с разработкой продуктивного пласта упавших ниже давления насыщения пластовой нефти газом) технологического газового фактора.
Проблему нельзя решить за счет простого увеличения количества и разнообразия представляющих моделируемый ЭО образцов пород-коллекторов, для которых КОФП построены по данным соответствующих лабораторных исследований: в ПДГТМ должны использоваться КОФП, характеризующие процесс двух- или трехфазной фильтрации не на уровне образцов, а на уровне гораздо более крупных элементов объема разрабатываемой залежи или всей залежи как единой целостности [32, 42, 62], т.е. так называемые модифицированные кривые относительных фазовых проницаемостей (МКОФП). Переход от обычных КОФП, отвечающих отдельным образцам, к МКОФП - задача, существующие методики решения которой [32, 62] вряд ли можно считать вполне корректными даже при наличии большого количества лабораторных КОФП и фактических данных, в рамках конкретной методики предполагаемых достаточными для восхождения от лабораторных КОФП к МКОФП (в первую очередь, данные о характеризующих ЭО или его части функциях распределения значений проницаемости пород-коллекторов). Весьма ограниченной является и ценность попыток построения КОФП по материалам геофизических исследований скважин (ГИС) [18, 23, 72, 73], так как не известно, какой геометрической базе (образец, прискважинная или более обширная зона пласта) соответствует та или иная «геофизическая» КОФП, да и в современных способах расчета «геофизических» КОФП слишком много разного рода условностей.
Отсюда ясно, что при работе с ПДГТМ желательно опираться на КОФП, полученные по промысловым данным [3, 30, 62, 74], обеспечивающим непосредственный выход на МКОФП. Речь может идти о построении МКОФП по промысловой информации, относящейся к отдельным скважинам, группам компактно расположенных скважин или ко всем разрабатывающим интересующий нас объект добывающим скважинам, что соответствует расчету МКОФП для зоны, дренируемой конкретной скважиной; для более или менее крупного участка залежи, дренируемого несколькими компактно расположенными скважинами; для всей залежи как единого ЭО.
Наиболее очевидные недостатки ориентации на отдельные скважины: искажение результатов из-за того, что в ходе процесса разработки конфигурация и размеры зоны, дренируемой определенной скважиной, могут существенно изменяться; отсутствие фактических данных для оценки поведения МКОФП при сочетаниях насыщенностей пород-коллекторов нефтью, газом и водой, которые в окрестностях скважины ни в один из моментов ее функционирования не реализовались; затруднительность точной оценки насыщенностей применительно к конкретным моментам работы скважины. В случае ориентации на группы компактно расположенных скважин первый и третий из перечисленных недостатков обычно выступают в существенно ослабленных проявлениях, а при ориентации на залежь, взятую в целом, те же недостатки зачастую вообще не проявляются, но за это приходится платить отказом от дифференциации объема залежи по характеризующим ее различные участки наборам МКОФП. Вывод ясен. Нужна комплексная обработка промысловой информации по всем действующим на рассматриваемом объекте скважинам, организованная таким образом, чтобы при возникновении требующей этого ситуации различным частям ЭО можно было приписать разные наборы МКОФП.
Фактически это означает, что заслуживающие высокого доверия МКОФП, как правило, приходится получать в ходе адаптации ПДГТМ к данным по истории разработки ЭО, действуя методом проб и ошибок - единственным поистине универсальным подходом к познанию действительности и овладению ею, но следует стремиться придать указанному методу, в своих наиболее неэкономных вариантах приобретающему форму нисколько не упорядоченного «метода тыка», как можно большую упорядоченность, позволяющую перейти к вариантам метода проб и ошибок, по отношению к которым допустимо использование терминов «метод последовательных приближений», «итерационный метод». Наша работа направлена на поиски приемов работы с ПДГТМ, обращение к которым способствует приданию процедурам подбора МКОФП, реализуемым при адаптации ПДГТМ, достижимо высокой упорядоченности. Ее актуальность определяется тем, что упорядочение подбора МКОФП - это путь к снижению пока что очень высоких затрат труда и машинного времени на адаптацию ПДГТМ, к повышению качества адаптации за счет ее частичной алгоритмизации, резко сокращающей число случаев существенно неполной реализации возможностей адаптации в отношении повышения прогностической мощи ПДГТМ.
Конечной целью работы является повышение качества и экономизация адаптации постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных залежей за счет использования обосновываемых в диссертации более эффективных, хорошо упорядоченных приемов подбора включаемых в модели модифицированных кривых относительных фазовых проницаемостей.
В соответствии с поставленной целью основные задачи исследований определяются следующим образом:
- Анализ проблемы подбора МКОФП в свете представления о системно-структурной природе опирающихся на ПДГТМ методов проектирования, анализа и регулирования разработки нефтяных залежей и признания «наилучшим» подходом к подбору МКОФП реализации подбора непосредственно в ходе адаптации ПДГТМ к данным по истории разработки конкретных ЭО с помощью, по возможности, максимально упорядоченного метода проб и ошибок.
- Обобщение сложившейся практики подбора МКОФП в ходе адаптации ПДГТМ и аргументация тезиса о решающем значении для упорядочения подбора обращения к аналитическим (формульным) описаниям МКОФП.
- Исследование возможностей аналитической аппроксимации КОФП.
- Апробация опирающегося на формульные аппроксимации подбора МКОФП при адаптации ПДГТМ конкретного эксплуатационного объекта.
Для решения поставленных задач используются следующие основные методы:
- Изучение и обобщение литературных данных и личного опыта диссертанта [13, 17, 21, 22, 24-27, 41, 43, 44] по адаптации ПДГТМ конкретных ЭО применительно к проблеме подбора используемых в ПДГТМ модифицированных кривых относительных фазовых проницаемостей.
- Анализ существующих и разработка новых подходов к аналитической аппроксимации КОФП.
- Вычислительные эксперименты с данными по истории разработки конкретных нефтяных залежей, проведенные с помощью программных средств комплекса ECLIPSE.
Содержащиеся в диссертации элементы научной новизны сводятся к нескольким наиболее существенным положениям:
- Трактовка осуществляемого с применением ПДГТМ проектирования, анализа и регулирования разработки нефтяных залежей как одной из лучших реализаций системно-структурного подхода к управлению процессами разработки, обеспечивающего высокую полноту учета при обосновании технологических управленческих решений индивидуальных, неповторимых особенностей, уникальности конкретных ЭО.
- Аргументация тезиса о методе проб и ошибок как основном орудии решения задач адаптации ПДГТМ, требующем постоянного совершенствования в направлении максимального упорядочения проб, сближения метода проб и ошибок с итерационными процедурами, т.е. с методами последовательного приближения.
- Признание наиболее надежным путем к получению адекватных действительности МКОФП подбора этих кривых в ходе адаптации ПДГТМ.
- Оценка обращения к аналитическим аппроксимациям КОФП как важнейшей предпосылки упорядочения (и экономизации) подбора МКОФП при адаптации ПДГТМ, разработка теоретических основ и практических приемов конструирования аналитических аппроксимаций КОФП, включая вывод новых аппроксимирующих формул, записанных с использованием так называемых пертурбационных множителей.
- Построение и апробация схемы адаптации ПДГТМ разрабатываемой нефтяной залежи, опирающейся (схема) на аналитические описания МКОФП, подобранные с помощью хорошо упорядоченного метода проб и ошибок в ходе непосредственного выполнения адаптации.
Предполагается, что практическая ценность работы определяется полезностью выполненных исследований и методических разработок для практики адаптации ПДГТМ, пока что требующей очень больших затрат труда и машинного времени из-за недостаточной упорядоченности процедур адаптации, а в условиях применения предложенных в диссертации приемов подбора МКОФП становящейся более упорядоченной и экономной.
Результаты, полученные в связи с работой над диссертацией, использованы при создании ПДГТМ по нефтяным залежам в верхнекаменноугольных и нижнепермских отложениях Сандивейского и Баганского месторождений (Республика Коми), в нижнемеловых отложениях месторождений Октябрьское, Правобережное, Хаян-Корт, в верхнемеловых отложениях Гудермесского месторождения, в среднемиоценовых (чокракских) отложениях Морозовского месторождения (Северный Кавказ).
В процессе работы над диссертацией получаемые результаты систематически докладывались на международных научно-практических конференциях «Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей» (Анапа, 2001г.; Анапа, 2003г.;
Геленжик, 2005г.), а также на заседаниях научно-технических советов ОАО РосНИПИтермнефть (2002г., 2004г.) и ООО «НК «Роснефть - НТЦ» (2005г.). По теме диссертации опубликовано 11 печатных работ, в том числе четыре [24, 25, 26, 27], непосредственно излагающие основные защищаемые положения работы.
Автор выражает признательность научному руководителю диссертационной работы д-ру геол.- минерал, наук, проф. Ю.В. Шурубору, д-ру т.н., проф. А.Р. Гарушеву, к.т.н. К.Э. Джалалову, к.т.н. B.C. Колбикову, А.П. Савченко, Т.М. Кичигиной за ценные консультации при постановке исследований и обсуждении результатов их выполнения.
Похожие диссертационные работы по специальности «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», 25.00.17 шифр ВАК
Совершенствование технологии индикаторных исследований для оценки фильтрационной неоднородности межскважинного пространства нефтяных пластов2008 год, кандидат технических наук Чернокожев, Дмитрий Александрович
Реактивизация разработки многопластового нефтяного месторождения на поздней стадии эксплуатации2005 год, кандидат технических наук Нурисламов, Наиль Баширович
Нефтяные залежи с зонами коллекторов повышенной водонасыщенности: геологическое моделирование, геометризация и пересчет запасов2006 год, кандидат геолого-минералогических наук Кичигина, Тамара Михайловна
Новые научно-методические и технологические решения применительно к разработке месторождений нефти и газа на основе модели эффективного порового пространства2010 год, доктор технических наук Индрупский, Илья Михайлович
Повышение эффективности разработки залежей высоковязких нефтей с применением биокомплексного воздействия: На примере Москудьинского месторождения2002 год, кандидат технических наук Чжан Хуэйин
Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Душейко, Денис Петрович
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
1. Проблема обеспечения постоянно действующих компьютерных геолого-технологических моделей (ПДГТМ) конкретных разрабатываемых нефтяных залежей информацией о модифицированных кривых относительных фазовых проницаемостей (МКОФП) исследована на основе представления, в рамках которого ПДГТМ рассматриваются в качестве в современных условиях наиболее эффективного средства реализации системно-структурного подхода к решению задач проектирования, анализа и регулирования разработки этих залежей. При этом системно-структурный подход трактуется как надежный инструмент наиболее полного учета индивидуальных, неповторимых, уникальных особенностей реальных залежей, процессов их разработки и эксплуатации.
2. Показано, что заслуживающие наибольшего доверия МКОФП можно получить лишь непосредственно в ходе адаптации ПДГТМ конкретных эксплуатационных объектов к данным по истории разработки объектов с помощью метода проб и ошибок как единственного вполне универсального орудия познания действительности и овладения ею.
3. Наиболее распространенные в настоящее время реализации указанного метода подбора МКОФП при адаптации ПДГТМ оцениваются как не способствующие упорядочению подбора и поэтому нередко ведущие к не всегда оправданному увеличению количества шагов адаптационной процедуры, затрат труда и машинного времени на выполнение адаптации. Доказывается, что, если подбор МКОФП вести, опираясь не на обычные в наши дни постепенно деформируемые таблично и графически заданные не имеющие аналитических аппроксимаций кривые, а на разумные малопараметрические аналитические (формульные) аппроксимирующие описания рассматриваемых кривых, от отмеченных недостатков во многих случаях можно избавиться, обеспечив большую упорядоченность подбора, придание ему итерационного характера за счет полного освобождения его от элементов «метода тыка».
4. На основе анализа соответствующих литературных данных и собственных исследований диссертанта выяснены возможности аналитической аппроксимации МКОФП с помощью формул различной степени сложности, в результате чего предложена претендующая на полноту классификация признаваемых разумными упорядоченных процедур подбора МКОФП при адаптации ПДГТМ. Часть из этих процедур апробирована при адаптации ПДГТМ нефтяных залежей в верхнемеловых отложениях Гудермесского (Чеченская Республика) и в нижнепермских отложениях Салюкинского (Республика
Коми) месторождений. На Салкжинском месторождении удовлетворительные результаты достигнуты при использовании самой простой из рассматривающихся упорядоченных процедур подбора МКОФП. На Гудермесском месторождении успех был достигнут лишь при использовании самой сложной из рассматривающихся процедур, опирающейся на выведенные в диссертации формулы, описывающие зависимости от насыщенности поровых пространств водой относительных фазовых проницаемостей по воде и по нефти с использованием до сих пор не применявшегося в физике нефтяного пласта понятия о так называемых пертурбационных множителях.
5. Полученные результаты оцениваются как имеющие непосредственное прикладное значение (экономизация подбора МКОФП при адаптации ПДГТМ) и обеспечивающие предпосылки для дальнейшего совершенствования теории и практики адаптации ПДГТМ (совершенствование контроля адаптированных ПДГТМ с точки зрения их прогностических возможностей; учет некоторых особенностей соотношений между модельной и фактической динамикой изменения текущего среднего пластового давления на эксплуатационных объектах, в объемах которых есть и нефтеносные и водоносные пласты, в выравнивании энергетических потенциалов которых определенную роль играют замедленно проявляющиеся негидродинамические факторы; постановка проблемы учета временной изменчивости МКОФП; тезис о возможном для относительной фазовой проницаемости по воде при 100-процентной насыщенности пор водой выходе на значения, которые меньше 1).
6. Намечены направления будущих исследований по теме, которой посвящена диссертация, связанные с выполнением экспериментов, близких к описанным в диссертации, на других эксплуатационных объектах.
Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Душейко, Денис Петрович, 2005 год
1. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004. 416с.
2. Амелин И.Д., Сургучев M.JI. Давыдов A.B. Прогноз разработки нефтяных залежей на поздней стадии. М.: Недра, 1994. 308с.
3. Амикс Дж., Басс Д., Уайтинг Р. Физика нефтяного пласта. М.: Гостоптехиздат, 1962. 572с.
4. Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Розенберг Г.Д. Нефтегазовая гидромеханика: Учеб. пособие для вузов. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2005. 544с.
5. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993. 414с.
6. Бойко B.C. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: Учебник для вузов. М.: Недра, 1990. 427с.
7. Болотин В.В. Статистические методы в строительной механике. М.: Стройиздат, 1965. 279с.
8. Борисенко З.Г. Методика геометризации резервуаров и залежей нефти и газа. М.: Недра, 1980. 206с.
9. Борисов Ю.П., Рябинина З.К., Воинов В.В. Особенности проектирования разработки нефтяных месторождений с учетом их неоднородности. М.: Недра, 1976. 285с.
10. Букринский В.А. Геометрия недр: Учебник для вузов. М.: Недра, 1986. 526с.
11. Булыгин В.Я. Гидромеханика нефтяного пласта. М.: Недра, 1974. 230с.
12. Бэр Я., Заславски Д., Ирмей С. Физико-математические основы фильтрации. М.: Мир, 1971.452с.
13. Гришин Ф.А. Промышленная оценка месторождений нефти и газа. М.: Недра, 1979. 199с.
14. Гутман И.С. Применение математических методов и ЭВМ в нефтегазопромысловой геологии / МИНХ и ГП. М., 1976. 96с.
15. Гутман И.С. Методы подсчета запасов нефти и газа: Учебник для вузов. М.: Недра, 1985. 223с.
16. Данильченко О.Н., Душейко Д.П., Тытянок В.Н. Исследование процессов конусообразования (газ вода) при установке изолирующих экранов, оптимизация их местоположения и размеров на трехмерной трехфазной модели // Интервал. 2003. №6-7 (53-54). С.37-47.
17. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасьпцения горных пород. М.: Недра, 1985. 310с.
18. Дементьев Л.Ф. Математические методы и ЭВМ в нефтегазовой геологии: Учеб. пособие для вузов. М.: Недра, 1983. 189с.
19. Дементьев Л.Ф. Системные исследования в нефтегазопромысловой геологии: Учеб. пособие для вузов. М.: Недра, 1988. 204с.
20. Добрынин В.М., Венделынтейн Б.Ю., Кожевников Д.А. Петрофизика: Учебник для вузов. М.: Недра, 1991. 368с.
21. Душейко Д.П. Обеспечение постоянно действующих геолого-технологических моделей разрабатываемых залежей информацией о кривых относительных фазовых проницаемостей // Нефтяное хозяйство. 2005. №8. С.82-84.
22. Имитационное моделирование разработки нефтяных месторождений и экспертные системы: Метод, разработка для самост. работы студентов / Сост. Ю.В. Шурубор; Перм. гос. техн. ун-т. Пермь, 1993. 39с.
23. Жданов М.А. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа: Учеб. пособие для вузов. М.: Недра, 1981. 453с.
24. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 1998. 365с.31.3акиров С.Н. О коэффициенте извлечения нефти и относительных фазовыхпроницаемостях//Нефтяное хозяйство. 2005. №6. С.97-99.
25. Каневская Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов: Учеб. пособие для вузов. Москва -Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2003. 128с.
26. Коллинз Р. Течение жидкостей через пористые материалы. М.: Мир, 1964. 350с.
27. Кочетов М.Н., Щербаков Г.В., Филиппов А.И. К вопросу определения средних величин параметров различными методами // Труды ВНИИнефть. Вып. 36. М., 1962. С. 188-197.
28. Кренделев Ф.П., Кренделев С.Ф. Эвристические методы в геологии. М., Наука, 1977. 151с.
29. Кричлоу Г.Б. Современная разработка нефтяных месторождений проблемы моделирования. М.: Недра, 1979. 303 с.
30. Лейбензон Л.С. Движение природных жидкостей и газов в пористой среде. М.-Л.: ОГИЗ, 1947. 244с.
31. Лысенко В.Д., Мухарский Э.Д. Проектирование интенсивных систем разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1975. 176с.
32. Майдебор В.Н. Особенности разработки нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. М.: Недра, 1980. 288с.
33. Максимов М.М., Рыбицкая Л.П. Математическое моделирование процессов разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1976. 264с.
34. Нефтегазопромысловая геология. Терминологический справочник / М.М. Иванова, В.А. Тимофеев, С.Б. Вагин и др. М.: Недра, 1981. 380с.
35. Основные результаты проектирования разработки месторождений Сладковско-Морозовского региона ОАО «НК «Роснефть-Краснодарнефтегаз» // Нефтяное хозяйство. 2004. №11. С. 71-72.
36. Оценка промышленных запасов нефти, газа и газоконденсата / Л.Ф. Дементьев, Ю.В. Шурубор, В.И. Азаматов и др. М.: Недра, 1981. 380с.
37. Оценка промышленных запасов нефти и газа объемным методом с применением ЭВМ / В.В. Стасенков, Ю.В. Шурубор, H.H. Марков, Н.М. Черновалова. М.: ВНИИОЭНГ, 1989. 48с.
38. Пирвердян A.M. Нефтяная подземная гидравлика. Баку: Азнефтеиздат, 1956. 332с.
39. Плынин В.В. Принципы корректной адаптации гидродинамической модели нефтяной залежи// Нефтяное хозяйство. 2005. №4. С.80-84.
40. Подземная гидравлика: Учебник для вузов/ К.С. Басниев, A.M. Власов, И.Н. Кочина, В.М. Максимов. М.: Недра, 1986. 303с.
41. Проектирование разработки нефтяных месторождений / А.П. Крылов, П.М. Белаш, Ю.П. Борисов и др. М.: Гостоптехиздат, 1962. 430с.
42. Пыхачев Г.Б., Исаев Р.Г. Подземная гидравлика. М.: Недра, 1973. 360с.
43. Рац М.В. Неоднородность горных пород и их физических свойств. М.: Наука, 1968. 110с.
44. Рац М.В. Структурные модели в инженерной геологии. М.: Наука, 1973. 216с.
45. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153-39.0-047-00. М.: Минтопэнерго РФ, 2000. 130с.
46. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153-39-007-96. М.: Минтопэнерго РФ, 1996. 203с.
47. Розенберг М.Д., Кундин С.А. Многофазная многокомпонентная фильтрация при добыче нефти и газа. М.: Недра, 1976. 335с.
48. Скворцов В.В. Математический эксперимент в теории разработки нефтяных месторождений. М.: Наука, 1970. 224с.
49. Современное состояние и перспективы применения ЭВМ при подсчете запасов нефти и газа / В.В. Стасенков, Г.Б. Курдюкова, Ю.В. Шурубор, H.H. Марков // Геология нефти и газа. 1975. №5. С. 36-42.
50. Coy С. Гидродинамика многофазных систем. М.: Мир, 1971. 536с.
51. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки / Ш.К. Гиматудинов, Ю.П. Борисов, М.Д. Розенберг и др. М.: Недра, 1983. 463с.
52. Учебная дисциплина «Геометризация нефтяных и газовых залежей»: Учебно-метод. пособие для студентов дневного и заочного обучения / Сост. Ю.В. Шурубор; Перм. гос. техн. ун-т. Пермь, 1999. 57с.
53. Учебная дисциплина «Проектирование разработки нефтяных и газовых залежей»: Учебно-метод. пособие для студентов дневного и заочного обучения / Сост. Ю.В. Шурубор; Перм. гос. техн. ун-т. Пермь, 2000. 47с.
54. Фазовые проницаемости коллекторов нефти и газа/ В.М. Добрынин, А.Г. Ковалев, A.M. Кузнецов и др. М.: ВНИИОЭНГ, 1988. 54с.
55. Христианович С.А. Механика сплошных сред. М.: Наука, 1981. 483с.
56. Чарный И.А. Подземная гидродинамика. М.: Гостоптехиздат, 1963. 346с.
57. Швидлер М.М. Фильтрационные течения в неоднородных средах. М.: Гостоптехиздат, 1963. 136с.
58. Шурубор Ю.В. Базовый алгоритм детальной корреляции разрезов продуктивных нефте- и газоносных толщ // Геология нефти и газа. 1995. №11. С. 27-32.
59. Шурубор Ю.В. Системно-структурный подход: точка зрения инженера-разработчика нефтяных и газовых месторождений // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 1996. №6-7. С. 11-17.
60. Щелкачев В.Н., Лапук Б.Б. Подземная гидравлика. Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2001. 736с.
61. Элланский М.М. Петрофизические связи и комплексная интерпретация данных промысловой геофизики. М.: Недра, 1978. 215с.
62. Элланский М.М. Петрофизические основы комплексной интерпретации данных геофизических исследований скважин. М.: ГЕРС, 2001. 229с.
63. Эфрос Д.А. Исследование фильтрации неоднородных систем. Л.: Гостоптехиздат, 1963.351с.
64. Burdine N.T., Gournay L.S., Reicherty P.O. Pore size distribution of reservoir rocks// Trans. AIME, 1950.
65. Fatt I., Dykstra H. Relative permeability// Trans. AIME, 1951.
66. Leverett M.C. Flow of oil-water mixtures through unconsolidated sands //Trans. AIME, 1939.
67. Leverett M.C., Lewis W.B. Steady flow of gas-oil-water mixtures through unconsolidated sands//Trans. AIME, 1941.
68. Pursell W.R. Capillary pressures their measurement using mercury and the calculation of permeability therefrom// Trans. AIME, 1949.
69. Rapoport L.A., Leas W.J. Relative permeability to liquid gas system// Trans. AIME, 1951.
70. Wickoff R.D., Botset H.G. Flow of gas liquid mixtures through sands //Physica, 1936.
Обратите внимание, представленные выше научные тексты размещены для ознакомления и получены посредством распознавания оригинальных текстов диссертаций (OCR). В связи с чем, в них могут содержаться ошибки, связанные с несовершенством алгоритмов распознавания. В PDF файлах диссертаций и авторефератов, которые мы доставляем, подобных ошибок нет.