Геометризация нефтяных залежей и математическое моделирование нефтеводонасыщенности на основе стадийности процессов нефтегазообразования: на примере месторождений Западной Сибири тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.16, кандидат технических наук Грищенко, Марина Афанасьевна

  • Грищенко, Марина Афанасьевна
  • кандидат технических науккандидат технических наук
  • 2008, ЕкатеринбургЕкатеринбург
  • Специальность ВАК РФ25.00.16
  • Количество страниц 215
Грищенко, Марина Афанасьевна. Геометризация нефтяных залежей и математическое моделирование нефтеводонасыщенности на основе стадийности процессов нефтегазообразования: на примере месторождений Западной Сибири: дис. кандидат технических наук: 25.00.16 - Горнопромышленная и нефтегазопромысловая геология, геофизика, маркшейдерское дело и геометрия недр. Екатеринбург. 2008. 215 с.

Оглавление диссертации кандидат технических наук Грищенко, Марина Афанасьевна

Введение.

1. Теоретические основы создания геологических моделей с целью подсчёта запасов.

1.1. Обоснование ВНК как основа структурной модели и модели. насыщенности залежи.

1.1.1. Общие представления о межфлюидных контактах.

1.1.2. Причины неровного положения ВНК.

1.1.3. Обзор и анализ существующих методик определения и. обоснования ВНК.

1.2. Основы капиллярно-гравитационной концепции.

1.2.1. Основные принципы капиллярных явлений.

1.2.2. Понятие и строение переходной зоны.

1.2.3. Применение принципов капиллярно-гравитационной концепции при анализе строения нефтяных залежей.

1.3. Основы моделирования насыщенности залежей.

1.3.1. Современные представления о строении насыщенности залежей.

1.3.2. Методические приемы моделирования насыщенности залежей с учетом переходной зоны.

1.4. Основы теории стадийности процессов нефтегазообразования и анализа нефтегазоносных систем.

2. Методические приемы создания геологических моделей.

2.1. Создание двумерных геологических моделей с целью подсчета запасов.

2.1.1. Создание структурной модели.

2.1.2. Построение карт эффективных нефтенасыщенных толщин.

2.1.3. Построение карт петрофизических параметров.

2.1.4. Подсчет запасов.

2.2. Создание трёхмерных геологических моделей с целью подсчета запасов и гидродинамического моделирования.

2.2.1. Создание структурной модели месторождения.

2.2.2. Построение фациальной модели.

2.2.3. Построение модели ёмкостных и фильтрационных свойств.

2.2.4. Построение модели насыщенности.

2.2.5.Подсчет запасов углеводородов.

3. Основные закономерности положения ВНК месторождений Нижневартовского района.

3.1. Основные черты геологического строения Нижневартовского района.

3.1.1. Географо-экономическая характеристика района.

3.1.2. Литолого-стратиграфическая характеристика района.

3.1.2. Тектоника.

3.1.3. Нефтегазоносность.

3.2. Геологические модели нефтяных залежей продуктивных пластов Пермяковского, Кошильского, Гун-Еганского, Никольского и Самотлорского месторождений.

3.2.1. Геологическая модель нефтяной залежи пласта ЮВ12 Пермяковского месторождения.

3.2.2. Геологическая модель нефтяной залежи пласта ЮВ12 Кошильского месторождения.

3.2.3 Геологическая модель нефтяных залежей пластов БВ8, БВ9 " , БВю " и БВц Гун-Еганского месторождения.

3.2.4. Геологическая модель нефтяных залежей пластов БВю' и БВ102 Никольского месторождения.

3.2.5. Геологическая модель нефтяных залежей пластов ЮВЬ

ABi " —АВ45 Самотлорского месторождения.

3.3. Основные закономерности и особенности положения ВНК залежей представленных моделей.

4. Методические приемы моделирования насыщенности при создании геологических моделей.

4.1 .Методические приёмы и недостатки моделирования насыщенности прошлых лет.

4.1.1. Модель насыщенности пласта ЮВ[ Пермяковского месторождения.

4.1.2. Модель насыщенности пласта IOBj2 Кошильского месторождения.

4.2. Современные приёмы моделирования насыщенности с учетом переходной зоны.

4.2.1. Модель насыщенности пластов БВ9'~2, БВ93, БВю'"2, БВц Гун-Еганского месторождения.

4.2.2. Модель насыщенности пластов БВю и БВю Никольского месторождения

4.2.3. Модель насыщенности пластов ABj1"2-АВ4.5 и ïOBi Самотлорского месторождения.

5. Подсчет запасов нефти на основе 2Д и ЗД моделей.

5.1. Подсчет запасов нефти на основе 2Д моделей.

5.2. Подсчет запасов нефти на основе ЗД моделей.

5.3. Сопоставление запасов, рассчитанных по 2Д и ЗД моделям.

Рекомендованный список диссертаций по специальности «Горнопромышленная и нефтегазопромысловая геология, геофизика, маркшейдерское дело и геометрия недр», 25.00.16 шифр ВАК

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Геометризация нефтяных залежей и математическое моделирование нефтеводонасыщенности на основе стадийности процессов нефтегазообразования: на примере месторождений Западной Сибири»

Актуальность темы

В последние годы геологам и разработчикам все чаще приходиться исследовать сложнопостроенные залежи нефти и газа, связанные с породами, которые характеризуются неоднородными коллекторскими свойствами.

По свидетельству Ф.З. Хафизова [81] в Западной Сибири за счет неверного определения контура залежи возникает до 47 % ошибок при подсчете запасов углеводородов. Часто несоответствие контура нефтегазоносности структуре пласта наблюдается у залежей, приуроченных к антиклинальным структурам, которые испытали активные неотектонические преобразования. Вероятно, для повышения точности разведки и подсчета запасов сложно построеннных залежей нефти и газа необходимо привлечение и рассмотрение данных о дополнительных факторах, участвующих в процессах нефтегазонакопления, которые в настоящее время практически не учитываются.

Очевидно, что в основе решения этих задач лежит геологическая модель, геологические запасы углеводородов и особенности их размещения в природных резервуарах. Геологические модели могут быть использованы также для определения остаточных запасов, что позволяет уточнить систему разработки залежей, наиболее оптимально произвести расстановку добывающих и нагнетательных скважин, учесть и снизить негативное влияние неоднородностей пласта на нефтеотдачу.

Создание постоянно-действующих геолого-технологических моделей месторождений - это новая важная и актуальная задача, которая экономит время и деньги на бурении пустых и нерентабельных скважин, а также требует разработки новых методических приемов компьютерного моделирования месторождений. Активное внедрение компьютерных технологий в последние годы обусловило появление новых задач, связанных с проблемой подсчета геологических запасов на основе двумерного и трёхмерного геологического моделирования.

В связи с активным развитием трехмерного геологического моделирования нефтегазовых месторождений происходит постоянный пересмотр с современных позиций практического решения проблемы определения водонефтяного контакта

ВНК), обоснования его по площади залежи и моделирования нефтеводонасыщенности с учетом переходной зоны, которая теоретически геологами и гидродинамиками давно решена. Объяснить причины сложного положения ВНК невозможно без анализа нефтегазоносной системы в целом и восстановления истории развития месторождения на основе стадийности процессов нефтегазообразования. До сих пор существуют неоднозначности в толковании таких понятий как положение ВНК, уровень зеркала чистой воды (ЗЧВ) и модель строения насыщенности залежи. Поэтому изучение положения ВНК и выявление его закономерностей в процессе создания геологических моделей сложно построенных залежей, а также моделирование нефтеводонасыщенности с учетом переходной зоны, оказывающих существенное влияние на подсчет запасов, является актуальным.

Объект исследований - геометризация нефтяных залежей месторождений Нижневартовского района на основе особенностей положения ВНК и распределение нефтеводонасыщенности в переходных зонах залежей для уточнения запасов.

Вопросам геологического моделирования сложно построенных залежей УВ посвящены исследования Ф.З. Хафизова, Т.Ф. Дьяконовой, С.И. Билибина, A.M. Дубиной, Т.Г. Исаковой, Е.А. Юкановой, И.С. Закирова, Ю.А. Тренина и многих других [3, 4, 5, 9, 17, 20, 21, 33, 34, 62, 64, 74]. Этими работами заложен фундамент существующих представлений о трёхмерном геологическом моделировании, разработаны методические приемы моделирования залежей УВ. Однако многие теоретические и практические вопросы этого научного направления разработаны недостаточно полно.

Изучением вопросов обоснования ВНК и моделирования насыщенности в разные годы занимались Д.В. Дженнингс, С.Д. Пирсон, Ф.А. Гришин, Ф.З. Хафизов, В.И. Шпильман, В.Г. Каналин, Ю.А. Тренин, В.И. Петерсилье и многие другие исследователи [12, 14, 16, 32, 38, 42, 45, 55, 71, 76, 84, 74]. Несмотря на то, что теоретически эти вопросы давно решены, с практической точки зрения они остаются дискуссионными и в настоящее время.

Предмет исследований - закономерности положения водонефтяного контакта и строение переходной зоны нефтяных залежей.

Цель работы - выявление закономерностей положения ВНК и математическое моделирование нефтеводонасыщенности пластов с учетом переходных зон для повышения точности подсчёта запасов и эффективности разведки нефтяных залежей.

Основные задачи исследований:

1. Обобщение, анализ и уточнение методических приемов обоснования ВНК при создании геологических моделей.

2. Выявление закономерностей положения ВНК на месторождениях ЗС на основе стадийности процессов нефтегазообразования.

3. Создание хмоделей переходных зон Гун-Еганского, Никольского и Самотлорского месторождений.

4. Разработка методических приемов моделирования насыщенности с учетом переходных зон при создании трехмерных (ЗД) геологических моделей.

5. Оценка высоты переходных зон в процессе моделирования насыщенности.

6. Оценка погрешностей существующих способов подсчёта начальных геологических запасов на основе двумерных (2Д) моделей.

Идея работы заключается в использовании стадийности процессов нефтегазообразования при геометризации нефтяных залежей и математического моделирования нефтеводонасыщенности пластов для более точного подсчёта запасов.

Фактический материал и методы исследований

Диссертация является результатом многолетних исследований, проводимых автором в производственных и научно-исследовательских организациях г. Тюмени (ОАО «Тюменнефтегеофизика», ОАО «СибНАЦ», ООО «Пурнефтегеофизика») и завершенных в ООО «Тюменский нефтяной научный центр».

Диссертация основана на обширном геолого-геофизическом материале, включающем результаты испытаний и гидродинамических исследований скважин, литологическое описание керна, описание шлифов, гранулометрический и минералогический анализы, результаты изучения коллекторских свойств керна, результаты анализов флюидов, материалы сейсморазведочных работ. Собрана геолого-геофизическая информация по Пермяковскому (270 скважин), Гун-Еганскому (300 скв.), Никольскому (50 скв.) месторождениям, а также использованы материалы ООО «ТННЦ» по Кошильскому (360 скв.) и Самотлорскому месторождениям (18000 скв.).

Методы исследований включают: обобщение и анализ отечественного и зарубежного опыта; анализ результатов геофизических исследований скважин (ГИС), обработка которых выполнена на современных программно-технических комплексах (Солвер, Геопоиск); компьютерное моделирование на основе программных продуктов Geofreme и Petrel (компании Shlumberger), IRAP RMS (компании ROXAR); изучение нефтегазоносной системы на основе палеотектонического, палеогеографического и сейсмофациального анализов; восстановление истории формирования месторождений на основе стадийности процессов нефтегазообразования; анализ данных капилляриметрии.

Защищаемые научные положения:

1. Геометризация нефтяных залежей на основе закономерностей положения

ВНК существенно уточнила контуры залежей продуктивных пластов Пермяковского, Гун-Еганского, Никольского, Самотлорского (пласты группы «АВ») месторождений.

2. Математическое моделирование нефтеводонасыщенности пластов при создании трехмерных моделей следует проводить на основе моделей переходных зон и J-функции, которое реализовано на Гун-Еганском, Никольском и Самотлорском месторождениях.

3. На основе данных капилляриметрии и J-функции определена формула для расчёта высоты переходных зон и оценена ПЗ пластов группы «АВ» Самотлорского месторождения.

4. Наибольшая точность подсчета запасов достигается на основе карт линейных запасов, что подтверждает оценка погрешностей существующих способов подсчёта начальных геологических запасов на основе двумерных моделей. На основе трехмерных моделей следует оценивать запасы нефти в переходных зонах, которые подсчитаны на Гун-Еганском, Никольском и Самотлорском месторождениях.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций подтверждается широким комплексом научных исследований, выполненных в результате многолетних работ по компьютерному моделированию нефтяных месторождений; отчетливой сходимостью теоретических предпосылок с фактическими материалами, характеризующими геологическое строение нефтяных

1 2 залежей Пермяковского, Гун-Еганского, Никольского и Самотлорского (АВ] " , АВ]3, АВ23, АВ4.5) месторождений; положительными результатами внедрения разработанных рекомендаций на производственных предприятиях ЗС: ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие», ОАО «ТНК-Нижневартовск», ОАО «Самотлорнефтегаз».

Научная новизна работы:

1. Выявлены закономерности положения ВНК на месторождениях Нижневартовского района (Пермяковское, Кошильское, Гун-Еганское, Никольское, Самотлорское), объяснившие природу сложного строения нефтяных залежей. Зависимость между кровлей пласта и отметкой ВНК использована для построения прогнозных карт поверхностей ВНК.

2. Существенно уточнены 2Д и впервые созданы ЗД геологические модели нефтяных залежей Пермяковского, Гун-Еганского, Никольского и л «5 л

Самотлорского (АВ] " , АВ] , АВ2 , АВ4.5) месторождений, послужившие основой для технико-экономического обоснования (ТЭО) коэффициента извлечения нефти (КИН) и планирования разработки залежей.

3. Разработаны методические приемы построения ЗД моделей насыщенности на основе моделей ПЗ и 3-функции.

4. Впервые на основе моделей ПЗ созданы ЗД модели насыщенности продуктивных пластов Никольского, Самотлорского (АВ]1"2 - АВ4.5) и Гун-Еганского месторождений. Для пластов Самотлорского месторождения дополнительно рассчитан вариант на основе З-функции, определена высота ПЗ для каждого из пластов.

5. Оценена погрешность расчёта начальных геологических запасов на основе 2Д моделей Пермяковского, Гун-Еганского, Никольского и Кошильского месторождений, выполненных различными способами: путем расчёта средневзвешенных параметров и на основе карт линейных запасов.

Практическая значимость работы заключается в разработке 2Д и ЗД геологических моделей нефтяных и газонефтяных залежей продуктивных пластов Пермяковского, Гун-Еганского, Самотлорского и Никольского месторождений, которые использовались для подсчета запасов нефти и растворенного газа, а также ТЭО КИН данных месторождений; выявленные закономерности положения ВНК учтены при планировании геологоразведочных работ в ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие» и ОАО «ТНК-Нижневартовск».

Реализация результатов работы. Результаты работ по подсчету запасов одобрены Государственной комиссией по запасам Российской Федерации (ГКЗ РФ), геологические модели внедрены на производственных предприятиях ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие», ОАО «ТНК-Нижневартовск», ОАО «Самотлорнефтегаз».

Апробация работы. Основные положения диссертации были доложены на научно-практических конференциях: «Перспективы нефтегазоносности ЗападноСибирской нефтегазоносной провинции», Тюмень, 2004 г.; «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО» Ханты-Мансийск, 2004 г, 2007 г.; на IX Международной конференции и выставке «Геомодель-2007», Геленджик, 2007 г.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 10 работ, в том числе 3 статьи в журналах, рекомендованных ВАК. В соавторстве с другими исследователями написано 5 статей.

Объем и содержание работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения и списка литературы (126 наименований). Работа изложена на 209 страницах, включающих 99 рисунков и 16 таблиц.

Похожие диссертационные работы по специальности «Горнопромышленная и нефтегазопромысловая геология, геофизика, маркшейдерское дело и геометрия недр», 25.00.16 шифр ВАК

Заключение диссертации по теме «Горнопромышленная и нефтегазопромысловая геология, геофизика, маркшейдерское дело и геометрия недр», Грищенко, Марина Афанасьевна

Выводы. Результаты моделирования насыщенности сложнопостроеннных залежей УВ позволяют сделать следующие выводы. Способы построения моделей насыщенности Пермяковского и Кошильского месторождений можно считать устаревшими, поскольку они формируют равновесные только по высоте залежей модели без учёта коллекторских свойств вмещающих пород. Данный прием можно использовать лишь на тех месторождениях, где залежи равномерно разбурены сеткой скважин, отсутствуют ПЗ и продуктивные пласты характеризуются однородностью ФЕС коллкторов.

В ЗС в юрских отложениях и отложениях неокома практически не существует месторождений с такими характеристиками. К существенным недостаткам таких моделей следует отнести отсутствие расчетов в ПЗ. Моделирование насыщенности происходит только выше поверхности ВНК, ниже которого сразу начинается зона 100 % водонасыщенности, и как следствие - резкий перепад значений Кн на уровне ВНК от 35 % до 68 %.

Создание МПЗ позволяет прогнозировать насыщенность в тех интервалах, где определение Кн затруднено по ряду причин (толщина пропластков менее 2 метров, брак ГИС и др.), на участках залежей, не охарактеризованных бурением, а также в ПЗ, где определение Кн по общепринятым методикам невозможно. Анализ МПЗ позволяет подчеркнуть, что положение ВНК меняется в зависимости от пористости пласта, при этом отметка ЗЧВ остается неизменной.

Моделирование насыщенности с использованием зависимостей Кн =/ (Кп, Н) и / - функции позволяет оценить размеры ПЗ и характер распределения насыщенности ниже уровня геологического ВНК. Оценить величину геологических запасов между геологическим ВНК и уровнем остаточной нефтенасыщенности, которые на сегодняшний день ушли из области интересов разработчиков, но вероятно будут интересны будущим поколениям.

Моделирование насыщенности на основе МПЗ наиболее полно отвечает современным требованиям ЗД геологического и гидродинамического моделирования. Рекомендуется при наличии данных капилляриметрии расчет насыщенности производить с использованием J - функции. Назрело решение о необходимости разработки методических приемов по вопросу определения уровня ЗЧВ, поскольку все предлагаемые варианты являются экспериментальными разработками отдельных авторов и не имеют официального признания в практике работ по моделированию насыщенности залежей.

5. Подсчет запасов нефти на основе 2Д и ЗД моделей 5.1. Подсчет запасов нефти на основе 2Д моделей

На основе уточнённых 2Д и ЗД моделей нефтяных залежей был произведен подсчет запасов нефти, после чего проведено сопоставление результатов расчета 2Д и ЗД моделирования.

Подсчет запасов по 2Д моделям в зависимости от исходных материалов можно производить объемным методом тремя способами (см. раздел 2.1.4).

Первый способ рекомендуется при оперативной оценке запасов. При создании геологических моделей с целью подсчета запасов используют второй способ расчета. Подсчет запасов нефти и растворенного газа Гун-Еганского, Никольского, Пермяковского, Кошильского и Самотлорского месторождений для сравнения был проведен двумя способами: путем расчета средневзвешенных параметров по объему и по картам линейных запасов.

По сложности геологического строения все месторождения относятся к сложным, по величине запасов Никольское относиться к мелким, Гун-Еганское - к средним, Пермяковское и Кошильское- к крупным, а Самотлорское месторождение является гигантом. По первым трём месторождениям подсчет произведен в программном комплексе Petrel (компания Shlumberger), по Кошильскому - в Geofreme (компания Shlumberger), а по Самотлорскому - в программном комплексе IRAP RMS (компания ROXAR).

Гун-Еганское месторождение. В работе представлена оценка запасов нефти Гун-Еганского месторождения по пластам БВ8, БВ91"2, БВ93, БВю1"2 и БВц по категориям B+Q и С2 (таблица 5.1). Существуют расхождения в расчетах запасов, выполненных различными способами, причем величины запасов второго способа закономерно ниже, чем третьего. Причины расхождений обьясняются следующим.

Третий способ позволяет рассчитывать объем запасов, определенный по картам линейных запасов каждого подсчетного объекта (Улз). Данный способ расчета сводит к минимуму погрешности определения величины геологических запасов, поскольку отсутствуют промежуточные расчеты каждого подсчетного параметра: Кп, Кн и обьема нефтенасыщенных пород (Ун). В качестве примера

Заключение

В диссертации получено решение научно-практической задачи - геометризации нефтяных залежей и моделирования нефтеводонасыщенности пластов с целью более точного подсчёта запасов, имеющей существенное значение для нефтегазодобывающих предприятий. Основные научно-практические результаты сводятся к следующему:

1. Выявлены закономерности положений ВНК на месторождениях Нижневартовского района, на основе которых выполнена геометризация залежей и создана структурная основа геологических моделей. Рассчитаны прогнозные поверхности ВНК через уравнение регрессии между уровнем ВНК и кровлей пласта.

Все залежи продуктивного горизонта ЮВ1 сформировались благодаря неотектоническим процессам в постсеноманское - палеогеновое время. Преобладающим фактором в формировании сложной структуры ВНК послужили неотектонические преобразования, подчиненную роль играли капиллярные явления, связанные с первичной неоднородностью литологического состава продуктивных пластов.

Залежи в отложениях неокома (пласты БВ и АВ) ещё моложе, незрелые и могли сформироваться не раньше эоцен-миоценового времени. В процессе формирования сложного положения ВНК большую роль сыграли два основных фактора: первичная литологическая неоднородность и неотектонические процессы. Первый послужил преобладающим фактором для пластов с большой фациальной неоднородностью, а второй - сыграл главную роль для пластов с хорошими ФЭС. Для пласта БВ8 Гун-Еганского месторождения с высокими ФЭС деформации поверхности ВНК не произошло.

2. Математическое моделирование нефтеводонасыщенности пластов при создании трехмерных моделей следует проводить на основе моделей переходных зон и Л-функции. Анализ моделей переходных зон свидетельствует о том, что положение ВНК меняется в зависимости от пористости пласта, при этом отметка зеркала чистой воды остается неизменной. При наличии данных капилляриметрии расчет нефтенасыщенности следует выполнять на основе ¡-функции.

Разработанные приемы моделирования насыщенности позволили спрогнозировать насыщенность в тех участках залежей, где определение коэффициента насыщения (Кн) было затруднено по ряду причин (толщина пропластков менее 2 метров, брак ГИС и др.), а также на участках залежей, не охарактеризованных бурением.

3. На основе данных капилляриметрии и Л-функции определена формула для расчёта высоты переходных зон и оценена ПЗ пластов группы «АВ» Самотлорского месторождения. Результаты расчётов констатируют, что высота переходных зон зависит от ёмкостных свойств коллектора: в пластах с хорошими ёмкостными свойствами (АВ2з, АВ4.5) высота переходных зон не превышает 3-8 м, а в пластах с низкими ёмкостными свойствами величина переходной зоны достигает 30-35 м (пласт

1 9

АВ1 " ). Следует учитывать особенности строения ПЗ при выборе объектов для создания моделей ПЗ.

4. Наибольшая точность подсчета запасов достигается на основе карт линейных запасов, что подтверждает оценка погрешностей существующих способов подсчёта начальных геологических запасов на основе двумерных моделей Пермяковского, Гун-Еганского, Никольского и Кошильского месторождений. Использование средневзвешенных параметров влечет за собой погрешности в расчете величины запасов, достигающие -7 % .

На основе трехмерных моделей следует оценивать запасы нефти в переходных зонах. Согласно расчётам, выполненным на Гун-Еганском, Никольском и Самотлорском месторождениях, запасы нефти в ПЗ ниже поверхности ВНК оцениваются в 5 - 11 % от общей величины запасов.

Таким образом, проблема достоверного подсчета геологических запасов в век компьютерного моделирования стоит довольно остро, так как она оказывает существенное влияние на общие объёмы УВ сырья. В настоящее время встал вопрос о необходимости устранения неоднозначностей в толковании таких понятий как положение ВНК, уровень ЗЧВ и моделирование насыщенности, которые особенно ярко проявляются в процессе ЗД моделирования.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Грищенко, Марина Афанасьевна, 2008 год

1. Басин Я. Н. О характере изменения нефтенасыщенности коллекторов Усть-Балыкского месторождения. / Я. Н. Басин, Б. М. Бикбулатов, JI. Г. Прохорова

2. Геология нефти и газа. -1977. №2. - С. 22-31.t

3. Билибин С. И. Построение трехмерной геологической модели Самотлорского месторождения / С. И. Билибин, Е. А. Юканова, М. В. Перепечкин // Каротажник. 2004. - №3-4. - С. 121-133.

4. Большаков Ю. Я. Динамическое моделирование залежей нефти и газа: Курс лекций / Тюмень: ТГНГУ, 2003. - 66 с.

5. Большаков Ю. Я. Теория капиллярности нефтегазонакопления. — Новосибирск: Наука, 1995. -182 с.

6. Большаков Ю. Я. Сложно построенные капиллярно — экранированные залежи нефти в Юрских отложениях Западной Сибири / Ю. Я. Большаков, Н. Н. Амербаев, И. В. Павлова // Геология и геофизика. 1998. - т.39. - №3. — С. 315-319.

7. Булыгин В.Я. Структурированная трехмерная трехфазная геолого-фильтрационная модель // Интервал. 2004. - №7-8 - С. 4-9.

8. Ю.Вендельштейн Б. Ю. Геофизические методы определения параметровнефтегазовых коллекторов / Б. Ю. Вендельштейн, Р. А Резванов. М.: Недра, 1978.-271 с.

9. Вендельштейн Б. Ю. Исследование разрезов нефтяных и газовых скважин методом собственных потенциалов. М.: Недра, 1966. - 215 с.

10. Геологический словарь. В 2-х томах. Ред. АН АрмССР, отв. ред. К.Н. Паффенгольц. М.: Недра, 1978. - 986 с.

11. Гиматудинов Ш. К. Физика нефтяного и газового пласта. Учебник для вузов. Изд. 3-е перераб. и доп. / Ш. К. Гиматудинов, А. И. Ширковский. М.: Недра, 1982.-311 с.

12. Граусман A.A. Закономерности изменения поровых коллекторов при погружении. Якутск: 1984. 136 с.

13. Гришин Ф.А. Подсчет запасов нефти и газа в США. 1993. 352 с.

14. Дубровский B.C. О флюидальной модели пласта / В. С. Дубровский, Р. Н. Абдуллин, JIM. Петрова, Г.В. Романов // Нефтяное хозяйство. 2005. -№10.-С. 28-30.

15. Дьяконова Т.Ф. Построение цифровых моделей нефтенасыщенности коллекторов месторождений Западной Сибири / Т.Ф. Дьяконова, С.И. Билибин, К.Е. Закревский // Геология нефти и газа. 2000. - №4 - С.41-45.

16. Елисеев В.Г. Новые сведения по строению недр ХМАО (Восточная часть региона) // Вестник недропользователя. 1999.- №2. - С.103-107.

17. Ефимов В.А. Уравнения ренормгруппы для задачи о перколяции бидисперсной системы / В.А. Ефимов, A.B. Малынаков // Проблемы освоения нефтегазовых ресурсов Западной Сибири: сб. межвуз. тр. / Тюмень, 1991. .-С. 57-69.

18. Жданов М.А. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа.-М.: Недра ,- 1970.-284 с.

19. Инструкция к применению классификации запасов месторождений перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. Москва, 1984.- 188 с.

20. Инструкция по охране недр, окружающей природной среды, техники безопасности, противопожарным мероприятиям и промышленной санитарии при строительстве глубоких скважин. Тюмень, 1987. — 156 с.

21. Исаев В.И. Палеотемпературное моделирование осадочного разреза и нефтегазообразование // Тихоокеанская геология. — 2004. т. 23. - №5. -С.101-115.

22. Иванова М.М. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа / М.М. Иванова, Л.Ф. Дементьев, И.П. Чоловский. М.: Недра, 1985. - 264 с.

23. Итенберг С.С. Интерпретация результатов каротажа скважин. М.: Недра, 1978.-389 с.

24. Каналин В.Г. Нефтепромысловая геология и гидрогеология. / В.Г. Каналин, С.Б. Вагин, М.А. Токарев, Г.А. Ланчаков, А.И. Пономарёв. М.: Недра, 2006. - 372 с.

25. Кашик A.C. Мониторинг разработки месторождений углеводородов на основе постоянного сопровождения компьютерных геологических моделей /

26. A.C. Кашик, С.И. Билибин, Г.Н. Гогоненков, С.А. Кириллов // Каротажник. -2004. -№3-4.-С. 106-120.

27. Кашик А.С Сопровождение компьютерных геологических моделей при мониторинге разработки месторождений углеводородов / A.C. Кашик, С.И. Билибин, Г.Н. Гогоненков, С.А. Кириллов // Нефтяное хозяйство. 2004.-№7. — С. 95-99.

28. Конторович А.Э. Литология, органическая геохимия и условия формирования основных типов пород Баженовской свиты / А.Э. Конторович,

29. B.Н. Меленевский, Ю.Н. Занин, А.Г. Замирайлова, В.А. Казаненков, В.В. Казарбин, E.H. Махнев, Л.С. Ямковая // Геология и геофизика. 1998. - т.39. -№11.-С. 1477-1491.

30. Конторович А.Э. Геология нефти и газа Западной Сибири / А.Э. Конторович, И.И. Нестеров, Ф.К. Салманов, B.C. Сурков, A.A. Трофимук, Ю.Г. Эрвье. -М.: Недра. 1975. - 679 с.

31. Кос И.М. Влияние литологических особенностей пород на процессы разведки и разработки юрских отложений Широтного Приобья / И.М. Кос, Е.П. Кропотова, Т.А. Коровина, Е.А. Романова, И.В. Федорцов // Нефтяное хозяйство. 2004. - №2.- С. 70-73.

32. Кузнецов Г.С. Геофизические методы контроля разработки нефтяных и газовых месторождений. Г.С. Кузнецов, Е.И. Леонтьев, P.A. Резванов. — М.: Недра, 1991.-280 с.

33. Курчиков А.Р. Геотермический режим углеводородных скоплений западной Сибири. // Геология и геофизика. 2001. -т.42. - №11-12. - С. 1846-1853.

34. Ларин В.И. О новой малоизвестной закономерности формирования залежей нефти и газа // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2003. - №1- С. 29-33.

35. Мальшаков A.B. Перколяционные представления о механизме образования остаточной нефтенасыщенности полимиктовых коллекторов при их заводнении // Нефтяное хозяйство. 2006. -№4. -С. 70-74.

36. Медведев Н.Я. Геология и нефтеносность Большого Сургутского месторождения на Сургутском своде / Н.Я. Медведев, И.М. Кос, В.Ф. Никонов, В.А. Ревнивых, О.В. Важенина // Нефтяное хозяйство. 2004. -№2. - С. 64-69.

37. Методические рекомендации по определению подсчетных параметров залежей нефти и газа по материалам геофизических исследований скважин с привлечением результатов анализов керна, опробований и испытаний продуктивных пластов. Калинин, 1990г. 428 с.

38. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. Под редакцией В.И. Петерсилье, В.И. Пороскуна, Г.Г. Яценко. М.-Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003. - С. 4-1 -4-13.

39. Муромцев B.C. Электрометрическая геология песчаных тел, литологических ловушек нефти и газа. JL: Недра, 1984. - 254 с.

40. Мясникова Г.П. Методы выявления перспективных зон и месторождений нефти и газа: Учебное пособие / Г.П. Мясникова, В.И. Шпильман. М.: Недра, 1995.- 125 с.

41. Мясникова Г.П. Научные результаты по геологии, поискам, разведке нефтяных газовых месторождений Западной Сибири (в диссертациях, защищенных в марте июне 1999г.) // Вестник недропользователя. - 1999.-№3. - С. 76-80.

42. Неймарк А. В. Бидисперсная перколяционная система // ЖТФ. 1989. - т.59. - вып. 6. - С. 46-65.

43. Нестеров И.И. Соотношения современных и максимальных палеотемператур в осадочном чехле Западно-Сибирской плиты / И.И. Нестеров, А.Р. Курчиков, Б.П. Ставицкий // Известия АН СССР. сер. Геол. - 1982. - №2. -С. 112-120.

44. Нефтепромысловая геология. Терминологический справочник. М.: АО «Твант», 1994. 328 с.

45. Песков A.B. Выявление расположения древних водонефтяных и газожидкостных контактов в продуктивных карбонатных пластах с помощью рентгеноструктурного анализа / A.B. Песков, Ю.П. Борисевич // Интервал. — 2003. №4.-С. 82-85.

46. Петерсилье В.И. К вопросу оценки параметров переходной зоны с использованием кривых капиллярного давления / В.И. Петерсилье, Ю.Я. Белов и др. М.: Тр. ВНИГНИ, 1976, вып. 242. - С. 35-64.

47. Пирсон С.Д. Учение о нефтяном пласте. М.: Гостоптехиздат, 1961. — 264 с.

48. Пирсон С. Справочник по интерпретации данных каротажа. М.: Недра, 1966.-276 с.

49. Плавник Г.И. Прогноз ловушек в Ачимовских отложениях на Нумтойском и Логачевском участках поисковых работ с использованием комплекса «Medium» / Г.И. Плавник, Г.Е. Толубаева, Е.В. Олейник // Вестник недропользователя. — 1999.- №3. — С. 59-65.

50. Потехин Д.В. Анализ учета изменения нефтенасыщенности в пределах переходной зоны при ЗД геологическом моделировании // Известия Вузов. Нефть и газ. -2004,-№5. С. 105-110.

51. Пуртова И.П. Моделирование сложнопостроенных залежей на примере Юрских отложений месторождений Нижневартовского района / И.П. Пуртова, Н.В. Янкова, J1.M. Кадочникова, В.И. Васильев, Н.В. Сытник // Интервал. 2006.- №7. - С. 38-42.

52. Рабинович С.Г. Погрешности измерений. JL: Энергия, 1978. - 234 с.

53. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. РД-153-39.0-047-00, М.:, 2000. - 186 с.

54. Рыбников A.B. Стохастические геологические модели — методы, технологии, возможности / A.B. Рыбников, Г.Г. Саркисов (компания Roxar) // Нефтяное хозяйство. 2001. -№6. -С. 22-25.

55. Рыбак В.К. Влияние неотектоники на изменение положения ВНК залежей нефти Красноленинского свода, сб. науч. тр. / Тектоника Западной Сибири, Тюмень: 1987. С.126-129

56. Саркисов Г.Г. Новые технологии компьютерного моделирования крупных и гигантских месторождений / Г.Г. Саркисов, Е. Макарова, А. Рыбников // Нефтяное хозяйство. 2004,- №6. - С. 101-104.

57. Сахибгареев. P.C. Вторичные изменения коллекторов в процессе формирования и разрушения нефтяных залежей // JL: Недра, 1989. -260с.

58. Скобелин Е.А. Природа первичной миграции нефти. // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО: Материалы X науч-практ. конф.- Ханты-Мансийск, 2006. С. 217-227.

59. Словарь по геологии нефти и газа (ред. К.А.Черникова) // Л.: Недра, 1988. -680 с.

60. Сохранов H.H. Определение положений водонефтяных и газонефтяных контактов по данным ГИС / H.H. Сохранов, Я.Н. Басин, В.М. Новиков // Разведочная геофизика, М.: Обзор ВНИИОЭНГ, 1986. - С. 68-89.

61. Сумбатов P.A. «Инструкция по проведению инклинометрических исследований в скважинах». Калинин, 1989. - 84 с.

62. Сурков B.C. Фундамент и развитие платформенного чехла ЗападноСибирской плиты» / B.C. Сурков, О.Г. Жеро. М.: Недра, 1981. - 167 с.

63. Сыртланов В.Р. Некоторые аспекты геолого-гидродинамического моделирования крупных месторождений для проектирования и мониторинга разработки / В.Р. Сыртланов, Н.И. Денисова, Ф.С. Хисматуллина // Нефтяное хозяйство. 2007. - №5. - С. 70-74.

64. Техническая инструкция по проведению геофизических исследований в скважинах. М.: Недра, 1985. - 148 с.

65. Тренин Ю.А. Некоторые особенности оценки промышленных запасов нефти (на примере месторождений Среднего Приобья ХМАО) // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО: Материалы VI науч-практ. конф. г. Ханты-Мансийск.- Тюмень. 2002.- т. 1. - С 298-305.

66. Трофимук A.A. Особенности геодинамических обстановок формирования гигантских месторождений нефти и газа / A.A. Трофимук, В.И. Молчанов, В.В. Параев // Геология и геофизика. 1998. - т.39. - №5. - С.673-682.

67. Усанина Т.В. Геологическая неоднородность и её связь с вторичными процессами в ачимовских песчаниках Уренгойского месторождения // Научные проблемы Западно-Сибирского нефтегазоносного региона: Тезисы докладов науч-техн. конф. Тюмень, 1999. - С.85.

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

69. Хафизов Ф.З. Повышение эффективности разведки залежей крупных нефтегазоносных комплексов / Ф.З. Хафизов, И.П. Варламов. Л.: Недра, Ленингр. отд-ние, 1991. -264с.

70. Хафизов Ф.З. Роль новейших тектонических движений в изменении положения ВНК залежей Среднего Приобья. // Труды ЗапСибНИГНИ. Сб. науч. тр. / Тюмень.- 1972- вып. 61. - С. 76-81.

71. Хисамов P.C. Повышение информативности исследований керна в ОАО «Татнефть» / P.C. Хисамов, Р.Ш. Динмухамедов, K.M. Мусин, A.B. Фомичев // Нефтяное хозяйство. 2007.- №7. - С. 26-29.

72. Шпильман В.И. Количественный прогноз нефтегазоносности. М.: Недра, 1982.-215 с.

73. Jennings J.B. Capillary Pressure Techniques Application to Exploration and Development Geology // AAPGBull / 1987. - Oct. - Vol. 71 - p. 1196-1209.б. Неопубликованная

74. Абабков K.B. Методы построения геологических моделей в связи с подсчетом запасов и разработкой месторождений Нефтеюганского района: Диссертация д-ра геол-мин. наук. Тюмень. - 2002. — 183 с.

75. Авторский надзор за разработкой Пермяковского, Кошильского, Хохряковского и Колик-Еганского месторождений / ЗАО «Аналитический Центр СИБИНКОР». Тюмень, 1999г. - 253 с.

76. Акбашев Ф.А. Подсчет балансовых запасов нефти и растворенного газа Кошильского месторождени. / СибНИИНП, Ф.А. Акбашев, J1.X. Алимчанова. Тюмень, 1995. - 275 с.

77. Акбашев Ф.А. Проект пробной эксплуатации Кошильского месторождения / СибНИИНП, Ф.А. Акбашев, И.В. Шпуров, А.Р. Заболотнов. Тюмень, 1991. - 247 с.

78. Акбашев Ф.С. Пояснительная записка к "Обоснованию подсчетных параметров для приростов и переводов запасов по месторождениям" на101.2002 г. Гуньеганское месторождение (пласт ЮВ!1) / СибНИИНП.-Тюмень,: 2001. 238 с.

79. Акбашев Ф.С. Пояснительная записка к "Обоснованию подсчетных параметров для прироста нефти и растворенного газа Гуньеганского месторождении / СибНИИНП. Тюмень, 2002. - 243 с.

80. Билибин С.И. и др. Изучение геологического строения юрских отложений на Восточно-Кошильском месторождении по результатам сейсмических съемок МОГТ-ЗД сезонов 1998-2000гг. и данным ГИС / Центральная геофизиечская экспедиция. М., 2001. - 203 с.

81. Бриллиант JI.C. и др. Отчет о НИР «Переоценка балансовых и извлекаемых запасов нефти Гуньеганского месторождения» / СибНИИНП, JI.C. Бриллиант, Ф.С. Акбашев. Тюмень, 1993. - 245 с.

82. Вайгель A.A. Проект разработки Пермяковского месторождения / «НижневартовскНИПИнефть», A.A. Вайгель, A.A. Филатова, О.Ю. Пряхин. -Нижневартовск, 1992. 236 с.

83. Газимов P.P. Детальные аэрокосмические исследования на Пермяковском месторождении нефти для составления структурной карты по Ю. в блочно-разломном варианте / P.P. Газимов, О.С. Мартынов М 1:25000. Тюмень, 1991.- 182 с.

84. Грищенко М.А. Создание геолого-технологической модели пласта Ю. Пермяковского месторождения / ОАО «СибНАЦ». Тюмень, 2000. - 288 с.

85. Грищенко М.А. Подсчет запасов нефти и растворенного газа Пермяковского месторождения / ЗАО «Тюменский нефтяной научный центр (ТННЦ)». -Тюмень, 2002.-210 с.

86. Дорошенко A.A. Дискретно-непрерывное моделирование нефтяных залежей с целью обоснования геолого-промысловых критериев эффективного применения методов повышения нефтеотдачи (на примере месторождений

87. Западной Сибири): Диссертация д-ра геол-мин наук. Тюмень. - 1999. -320с.

88. Елизаренко Б. Проект глубокого поискового бурения на Лабазной площади, п. Ваховск, 1966. 154 с.

89. Закиров И.С. Развитие теории и практики разработки месторождений нефти на основе компьютерного моделирования: Диссертация д-ра техн. наук. — М.: -2006.-382 с.

90. Заболотнов А.Р. Отчет по теме: « Технико-экономическое обоснование освоения Кошильского месторождения» / СибНИИНП, А.Р. Заболотнов, И.В. Пешков. Тюмень, 1996. -243 с.

91. Заболотнов А.Р. Технологическая схема разработки Кошильского месторождения / СибНИИНП, А.Р. Заболотнов, И.В. Пешков, С.Ю. Митрофанова. Тюмень, 1999. -228 с.

92. Заболотнов А.Р. и др. Дополнительная записка к технологической схеме разработки Пермяковского месторождения /- «СибНИИНП». Тюмень, 1997. -273 с.

93. Кирсанов B.B. Изучение геологического строения юрских отложений на Кошильском месторождении по результатам сейсмической съемки МОГТ-ЗД сезона 1998-99гг. и данных ГИС. Москва, 2000. - 175 с.

94. Курчиков А.Р. Палеогеотермические условия формирования зон преимущественного нефте- и газонакопления в Западной Сибири: Диссертация канд. геол-минер. наук. Тюмень. - 1982. - 188 с.

95. Курамшин P.M. Уточнение геологического строения Пермяковского месторождения / «СибНИИНП», P.M. Курамшин, И.В. Шпуров. Тюмень, 1992.- 162 с.

96. Лысянский A.B. Пересчет запасов нефти и растворенного газа Никольского месторождения / ЗАО «ИНКОНКО». Нижневартовск, 1993 . - 160 с.

97. Отчет о НИР «Технико-экономическое обоснование коэффициента извлечения нефти Гун-Ёганского месторождения АО «Черногорнефть» / СибНИИНП. Тюмень, 1993. - 234 с.

98. Отчет о результатах работ сейсморазведочной партии № 4/01-02 в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского АО Тюменской области / Сибнефтегеофизика, Губа A.B. Новосибирск, 2002. — 215 с.

99. Подсчет запасов нефти и газа пласта ABl Самотлорского месторождения Нижневартовского района Тюменской области / ГТПГУ, Тюменская тематическая экспедиция, Ю.А.Тренин, В.И. Ефименко. Тюмень 1987. -267 с.

100. Подсчет запасов нефти, конденсата, свободного и растворенного газа на основе геолого-технологической модели Самотлорского месторождения / Центральная геофизиечская экспедиция, A.C. Кашик и др.- Москва, 2001. — 248 с.

101. Созонова Н.М. и др. Отчет по интерпретации сейсмических данных МОГТ ЗД к договору «Создание геолого-технологической модели пласта Ю. Кошильского месторождения» / Ямалгеофизика. Тюмень, 2001. — 163 с.

102. Суетенков B.C. Пересчет балансовых запасов нефти и растворенного газа Пермяковского месторождения Тюменской области / «НижневартовскНИПИнефть», B.C. Суетенков, JI.B. Летуновская, С.А. Сергеева.— Нижневартовск, 1990. — 268 с.

103. Суетенков B.C. Оперативный пересчет балансовых запасов нефти и растворенного газа Никольского месторождения / НижневартовскНИПИнефть, B.C. Суетенков, A.A. Вайгель. Нижневартовск, 1989.- 185 с.

104. Тепляков Е.А. Подсчет запасов нефти и растворенного газа Хохряковского и Пермяковского месторождений Нижневартовского района Тюменской облает. / Главтюменьгеология, Е.А. Тепляков, Х.А. Иштирякова. — Тюмень, 1976 .- 234 с.

105. Тихомиров Ю.П. Проект разведки Кошильского месторождения / ЗапСибНИГНИ, Ю.П. Тихомиров, Ю.А. Стовбун. Тюмень, 1989. - 251 с.

106. Туманов H.H. Проект доразведки Кошильского месторождения» / СибНИИНП, Н. Н. Туманов, Ю. И. Тырцов, H.H. Минченков. Тюмень, 1996.-269 с.

107. Шарапова Н. В. Гидрогеология СССР. Промышленные воды ЗападноСибирской равнины / Совершенствование комплексного подхода к решению задач освоения Западной Сибири, сб. науч. тр. / ЗапСибНИГНИ. вып. 190. -Тюмень, 1983. С. 83 -98.О

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.