Повышение информативности моделирования нефтяных залежей на основе учета динамических свойств коллекторов: на примере неокомских отложений Западной Сибири тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Дешененков, Иван Сергеевич

• Дешененков, Иван Сергеевич
• кандидат технических наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат технических наук Дешененков, Иван Сергеевич

СОДЕРЖАНИЕ:

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И ОБОЗНАЧЕНИЙ

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СВОЙСТВ КОЛЛЕКТОРОВ ДЛЯ МОДЕЛИРОВАНИЯ 10 МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

1.1. Расчет свойств коллекторов нефти и газа по промыслово-геофизическим 14 данным

1.2. Капиллярометрические исследования пластов-коллекторов

1.3. Моделирование относительных фазовых проницаемостей коллекторов 19 ч нефти и газа

1.4. Петрофизическая модель эффективной пористости 26 Результаты и выводы по главе 1

ГЛАВА 2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ

КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПО ДАННЫМ ПРОМЫСЛОВОЙ ГЕОФИЗИКИ

2.1. Определение эффективной пористости и нефтенасыщенности по 34 промыслово- геофизическим данным

2.2. Изучение переходной зоны нефтяных залежей на основе 52 капиллярометрических моделей

2.3. Прогноз эффективных и фазовых проницаемостей коллекторов по 67 промыслово-геофизическим данным

2.4. Оценка продуктивности неокомских коллекторов по промыслово- 77 геофизическим материалам

Результаты и выводы по главе 2

ГЛАВА 3. ИЗУЧЕНИЕ ДИНАМИКИ СВОЙСТВ КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗА 84 В ПРОЦЕССЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

3.1. Расчет динамики свойств пластов-коллекторов по данным промысловой 85 геофизики

3.2. Снижение проницаемостей при разработке нефтяного месторождения

3.3. Изменение капиллярометрических характеристик коллекторов при 99 разработке нефтяного месторождения

3.4. Снижение удельной продуктивности нефтяных скважин 101 Результаты и выводы по главе 3

ГЛАВА 4. ПОВЫШЕНИЕ ИНФОРМАТИВНОСТИ ГЕОЛОГО-

ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ^ НА ОСНОВЕ ДИНАМИЧЕСКОЙ ПЕТРОФИЗИКИ

4.1. Построение геологической модели нефтяного месторождения с 105 использованием динамических свойств коллекторов

4.2. Исследование достоверности результатов определения фильтрационно- 118 емкостных свойств

4.3. Рекомендации по выбору оптимальных направлений работ на 124 месторождении

Результаты и выводы по главе 4

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ОСНОВНЫХ ПУБЛИКАЦИЙ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЯ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И ОБОЗНАЧЕНИЙ:

К„ эф - эффективная пористость;

К„ дин - динамическая пористость;

К„- общая (открытая) пористость;

Квподв- коэффициент подвижной водонасыщенности;

Кв0- коэффициент остаточной водонасыщенности;

Кв- коэффициент текущей (Квподв + Кв0) водонасыщенности;

Квэф - эффективная водонасыщенность - доля воды в объеме эффективной пористости;

Кн - коэффициент нефтенасыщенности;

Кн подв~ коэффициент подвижной нефтенасыщенности;

Кн0- коэффициент остаточной нефтенасыщенности;

Кнэф - эффективная нефтенасыщенность - доля нефти в объеме эффективной пористости;

Кн0 эф - остаточная эффективная нефтенасыщенность - доля остаточной нефти в объеме

эффективной пористости;

Кг— коэффициент газонасыщенности;

М- пористость матрицы (М=К„ ск);

ц - полная водоудерживающая способность коллектора;

Итт - минимальная водоудерживающая способность неоднородного коллектора;

Итах - максимальная водоудерживающая способность неоднородного коллектора;

Но- водоудерживающая способность матрицы;

а - остаточная водонасыщенность матрицы, а = іл</М\

Арі - водоудерживающая способность цемента;

у— влажность цемента;

В - коэффициент набухания цемента;

Кпр- коэффициент абсолютной проницаемости;

к„р эф в ~ коэффициент эффективной проницаемости по воде;

Кпр эфн- коэффициент эффективной проницаемости по нефти;

Кпротнв- относительная проницаемость по воде;

Кпротнн— относительная проницаемость по нефти;

Квыт~ коэффициент вытеснения нефти водой;

Рс- капиллярное давление;

к - параметр кривизны капиллярных кривых;

Кгл - коэффициент объемной глинистости;

Кпгл- коэффициент пористости глинистого цемента;

г/ - относительная глинистость;

¥- петрофизический инвариант гранулярного коллектора;

а>гл- водородосодержание глин;

асп - относительная амплитуда аномалии СП;

рп - истинное УЭС породы;

Ров - Рп остаточной (связанной) воды с минерализацией Сов;

рв - рп подвижной воды с минерализацией Св;

Рн(К„ эф) - параметр насыщения;

Р„(1) - параметр насыщения при Кнэф=1;

£(Кнэф) = 1п[Рн(Кнэф)]Лп[Рн(1)];

1У - естественная радиоактивность, еіі;

а(К„ | сгц) - объемная плотность коллектора при текущей пористости К„\ о(М;ом) - объемная плотность для коллектора при К„ = М;

о(іх;ац)- объемная плотность «вырожденного» коллектора при отсутствии эффективной пористости (К„ = ¡л, максимальная глинистость); ам~ плотность матрицы; Оц — плотность цемента;

о0в- плотность остаточной (связанной) воды; ав- плотность подвижной воды; W- водородосодержание, %;

9? (К„; 9? ц) - интерпретационный (в некоторых случаях совпадающий с петрофизическим) параметр метода при текущей пористости Кп;

(М; 9? м) - интерпретационный параметр метода при Кп = М; 9? (¡л; 9? ц) - интерпретационный параметр метода при отсутствии эффективной пористости (К„ = ц, максимальная глинистость); 9? м~ свойство матрицы; 9? ц- свойство цемента;

9? в0 - свойство остаточной (связанной) воды;

9? фЛ - свойство подвижной воды;

9i „ - интерпретационный параметр породы.

API- American Petroleum Institute

AK - акустический метод

АПП - абсолютное поровое пространство

ВАК - волновой акустический каротаж

ВСП - вертикальное сейсмическое профилирование

ГГК-П - гамма - гамма метод плотностной

ГГК-С - гамма-гамма метод селективный

ГДИС - гидродинамические исследования скважин

ГДК - гидродинамический каротаж

ГИС - геофизические исследования скважин

ГК - интегральный гамма-метод

ГК-С - гамма-метод спектрометрический

ГРР - геологоразведочные работы

ДС - диаметр скважины (данные кавернометрии)

ДЭС - двойной электрический слой

ЗЧВ- «зеркало чистой воды»

КИН - коэффициент извлечения нефти

МОГТ - метод общей глубинной точки

МТП - метод теллурического профилирования

НГК - нейтронный - гамма метод

ННК - нейтрон - нейтронный метод

ОПК- опробователь пластов на кабеле

ОФП - относительная фазовая проницаемость

РИГИС - результаты интерпретации данных ГИС

РСА - рентгеноструктурный анализ

СП - потенциалы собственной поляризации

ССО - смешанослойные образования

УЭС - удельное электрическое сопротивление

ФБР - фильтрат бурового раствора

ФЕС - фильтрационно-емкостные свойства

ЭПП - эффективное поровое пространство

ЯМТК - ядерно - магнитный томографический каротаж

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение информативности моделирования нефтяных залежей на основе учета динамических свойств коллекторов: на примере неокомских отложений Западной Сибири»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы

Цифровые трехмерные геолого-технологические модели являются инструментом разведки, контроля и управления разработкой месторождений нефти и газа. На их основе осуществляются оценка геологических и извлекаемых запасов и полноты их выработки, проектирование мест расположения скважин, прогноз технологических показателей, энергетического состояния залежи, обосновывается оптимальная стратегия освоения ресурсов углеводородов.

Потенциальная продуктивность скважин достигается, когда в процессе заканчивания скважины и во время ее эксплуатации не происходит ухудшения фильтрационных свойств. Однако поражение пласта происходит на всех этапах его вскрытия и освоения, что обуславливает необходимость учета причин и характера изменения свойств коллекторов при проектировании разработки залежи с целью увеличения продуктивности скважин.

Проектирование разработки месторождений нефти и газа опирается на результаты моделирования залежей. Традиционно для их построения применяются статические свойства коллекторов (общая пористость и абсолютная проницаемость), которые не характеризуют фильтрационные процессы в пласте.

Для повышения точности проектирования системы выработки запасов углеводородов требуется определение характеристик, отражающих особенности фильтрации флюидов в процессе разработки месторождений, поэтому актуальна разработка методик, моделей и алгоритмов расчета фильтрационно-емкостных свойств (эффективной пористости, эффективных и относительных фазовых проницаемостей), капиллярных давлений, удельной продуктивности скважин во времени.

Цель работы

Повышение информативности данных для построения и обновления моделей залежей нефти и газа с использованием эффективной пористости как средства изучения динамики свойств пласта-коллектора в процессе разработки.

Основные задачи работы

1. Определение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллекторов (общая и эффективная пористость, абсолютная и эффективные проницаемости) неокомских отложений Западной Сибири по данным ГИС и петрофизических исследований керна.

2. Разработка моделей капиллярных давлений и функций относительных фазовых проницаемостей (ОФП) по нефти и воде для расчета нефтенасыщенности в переходной зоне нефтяных залежей и алгоритмов определения ОФП по данным ГИС и петрофизических исследований керна с использованием эффективной пористости.

3. Изучение динамики ФЕС коллекторов неокомских отложений Западной Сибири в процессе эксплуатации залежей вследствие влияния техногенных изменений пласта по данным промысловой геофизики и петрофизических исследований керна.

4. Оценка влияния динамики эффективной пористости и ОФП на изменение продуктивности скважин при длительной эксплуатации нефтяных залежей.

5. Определение точностных характеристик разработанных алгоритмов интерпретации геолого-геофизических данных и оценки динамических параметров моделей залежей на основе имитационного моделирования методом Монте-Карло.

6. Построение модели одного из нефтяных месторождений Западной Сибири с прогнозом динамических свойств коллекторов для проектирования мест расположения скважин.

Изучаемый объект, методы исследований

Объектами исследований являются гранулярные полиминеральные нефтенасыщенные коллекторы неокомских отложений Западной Сибири.

Методы исследований:

1. петрофизические исследования образцов горных пород;

2. петрофизическое моделирование на коллекциях образцов керна;

3. количественная обработка и интерпретация данных ГИС;

4. цифровое геолого-технологическое моделирование нефтяной залежи;

5. анализ изменений ФЕС коллекторов при разработке нефтяной залежи;

6. имитационное моделирование (метод Монте-Карло) с целью изучения точностных характеристик алгоритмов интерпретации геолого-геофизических данных.

Для математической обработки данных использованы профессиональные пакеты программ Excel, Statistica, MatLab; интерпретация данных ГИС проведена в программных комплексах PowerBench (CGG), TechLog (Schlumberger), Jazzer. Построение цифровой геологической модели реализовано в программной среде Petrel (Schlumberger).

Научная новизна

1. По результатам повторных замеров методами ГИС и петрофизических исследований керна выявлена динамика общей и эффективной пористости, остаточной водонасыщенности, абсолютной, эффективных и относительных фазовых проницаемостей по нефти и воде в процессе разработки неокомских залежей нефти Западной Сибири.

2. Разработана методика прогноза удельных продуктивностей по нефти и воде и их динамики при эксплуатации нефтяной залежи по величинам эффективной пористости и ОФП коллекторов, определяемых по данным ГИС и петрофизических исследований керна.

3. Впервые при помощи имитационного моделирования методом Монте-Карло проведена оценка точностных характеристик алгоритмов определения динамических свойств

коллекторов.

Основные защищаемые научные положения и результаты

1. Использование эффективной пористости позволяет прогнозировать динамику эффективных проницаемостей и функций ОФП по нефти и воде, а также удельной продуктивности при разработке месторождения в каждой ячейке геолого-технологической модели.

2. Совместное использование методик оценки удельных продуктивностей и ОФП при учете динамических свойств коллекторов обеспечивает прогноз дебитов и начальной обводненности продукции, который подтвержден результатами испытаний скважин.

3. Определение динамических свойств пластов-коллекторов сопровождается количественной оценкой погрешностей алгоритмов интерпретации геолого-геофизической информации.

4. Геолого-технологическое моделирование залежи с учетом динамических свойств коллекторов позволяет повысить эффективность выработки запасов нефти и газа.

Личный вклад автора Исследована динамика ФЕС коллекторов в процессе разработки одной из неокомских нефтяных залежей Западной Сибири. При непосредственном участии автора разработаны модели капиллярных давлений и функций ОФП по нефти и воде, алгоритмы расчета распределения нефти в переходной зоне и ОФП по данным геолого-геофизических исследований на каждом кванте глубины. Автором предложена методика оценки удельных продуктивностей гранулярных коллекторов в каждой ячейке модели залежи на основе эффективной пористости и промыслово-геофизических данных.

Выполнено петрофизическое моделирование гранулярных коллекторов с полиминеральным составом скелета и глинистого цемента, реализованы алгоритмы определения эффективной пористости по данным стандартного комплекса ГИС и эффективной нефтенасыщенности по результатам адаптивной интерпретации данных метода сопротивлений.

Построена модель одного из месторождений Западной Сибири с использованием методик и алгоритмов определения динамических параметров залежи по геолого-геофизическим данным.

Разработана методика определения погрешностей алгоритмов интерпретации геолого-геофизических данных посредством имитационного моделирования методом Монте-Карло.

Практическая значимость На примере неокомских отложений Западной Сибири установлена необходимость учета динамики ФЕС коллекторов для повышения эффективности разработки месторождений и заложения новых скважин с целью выработки остаточных запасов углеводородов.

Определение эффективной пористости и нефтенасыщенности, эффективных проницаемостей и ОФП по нефти и воде на каждом кванте глубины по данным ГИС позволило

существенно повысить информативность геолого-технологических моделей месторождений.

Разработанные алгоритмы обеспечивают оперативный прогноз начальных дебитов и обводненности продукции для проектирования мест расположения скважин на этапе построения геологической модели до проведения гидродинамических расчетов.

Методики моделирования ОФП, определения состава притока, моделирования насыщения в переходной зоне использованы при построении модели одного из нефтяных месторождений Западной Сибири. Капиллярометрическая модель, методики прогноза продуктивности и ОФП использованы в работах ОАО «ТНК-BP Менеджмент» и ООО «РусПетро».

Апробация результатов

Результаты диссертации доложены автором на 83-ей сессии Научно-методического совета по геолого-геофизическим технологиям (НМС ГГТ) поисков и разведки полезных ископаемых Министерства Природных Ресурсов и Экологии Российской Федерации, где решено «одобрить результаты научно-исследовательской работы. Признать это направление как актуальное и приоритетное, обладающее научной новизной и высокой практической значимостью. Рекомендовать Федеральному агентству по недропользованию внедрение методики прогноза дебитов и обводненности продукции при проведении геологоразведочных работ на нефть и газ» (Заключение НМС ГГТ Минприроды РФ, 5 марта 2013 г.).

Результаты диссертации включены в монографию «Изучение коллекторов нефти и газа по результатам адаптивной интерпретации геофизических исследований скважин» (Д.А.Кожевников, К.В.Коваленко, 2012), используются в научно-исследовательской и выпускных работах студентов и магистрантов кафедры ГИС РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина.

Работа награждена грантом памяти Густава Арчи Американской Ассоциации Нефтяных Геологов (AAPG, 2012, 2013 гг.).

Основные конференции: 73—, 74- и 75- EAGE Conference & Exhibition incorporating SPE EUROPEC, 2011, Вена, Австрия, 2012, Копенгаген, Дания, 2013, Лондон, Великобритания; GEO 2012 10- Middle East Geoscience Conference and Exhibition (AAPG, EAGE and SEG), Манама, Бахрейн; Российская техническая нефтегазовая конференция и выставка SPE по разведке и добыче, Москва, 2012; Международная геолого-геофизическая конференция EAGE «Санкт-Петербург-2012»; Конференция SPE по разработке месторождений в осложненных условиях и Арктике, Москва, 2011; XIX Губкинские чтения, Москва, 2011; Юбилейная международная конференция «Промысловая геофизика в 21-м веке», Москва, 2011; Юбилейная международная конференция «Петрофизика: современное состояние, проблемы, перспективы», Москва, 2010; Всероссийская научно-практическая конференция «Ядерная Геофизика - 2011», Тверь, 2011; I Российский Нефтяной Конгресс, Москва, 2011; X Международная конференция

«Геоинформатика», Киев, 2011; XI и XII международные научно-практические конференции «Геомодель», Геленджик, 2009 и 2010 и др.

Публикации

Результаты диссертации включены в 2 монографии. По теме диссертации опубликовано 25 основных работ, из них 7 статей в журналах списка ВАК, остальные в трудах отечественных и зарубежных изданий и конференций (в том числе 9 англоязычных; 10 - с международным индексом цитирования).

Структура и объем диссертации

Работа состоит из введения, четырех глав и заключения. Диссертационная работа изложена на 156 страницах машинописного текста, содержит 81 рисунок, 5 таблиц,

библиографию из 151 наименования и 14 приложений.

***

Автор выражает глубокую признательность научному руководителю профессору Дмитрию Александровичу Кожевникову и консультанту доценту Казимиру Викторовичу Коваленко.

Значительное влияние на направление исследований оказали совместная работа и творческие контакты с В.М.Добрыниным, А.В.Лобусевым, А.В.Городновым, Н.Е.Лазуткиной, В.Н.Черноглазовым (РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина), С.Н.Закировым, И.М.Индрупским, Э.С.Закировым (ИПНГ РАН), Н.Н.Богданович (Шлюмберже Лтд), О.В.Горбатюком (ЕАГО), Д.С.Уолкоттом (ООО «РусПетро»).

Автор приносит глубокую благодарность им и всем, кто содействовал выполнению этой работы.

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Дешененков, Иван Сергеевич

Результаты работы совершенствуют гидродинамические модели залежей. Результаты расчета ОФП в каждой ячейке геолого-технологической модели придают ей большее научное и физическое обоснование. Учет динамических свойств коллекторов при гидродинамическом моделировании позволяет повысить точность и надежность его результатов.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Для неокомских отложений Западной Сибири разработана технология определения дебитов и обводненности продукции и их изменений в процессе разработки по данным ГИС открытого ствола и повторным исследованиям соответственно на основе эффективной пористости с использованием петрофизических исследований керна.

Динамика продуктивности обуславливает необходимость учета причин и характера изменения свойств коллекторов при проектировании разработки рассматриваемой залежи.

Определены ФЕС коллекторов неокомских отложений Западной Сибири, получены зависимости изменений общей и эффективной пористости, остаточной водонасыщенности, абсолютной, эффективных и относительных фазовых проницаемостей по нефти и воде от срока эксплуатации нефтяной залежи вследствие влияния техногенных изменений пласта по данным промысловой геофизики и петрофизических исследований керна. Выявлено, что при разработке залежи меняются капиллярометрические характеристики коллекторов: увеличиваются остаточная водонасыщенность и давление входа в капилляр.

Для этого изучены взаимосвязи фильтрационных и емкостных свойств коллекторов, разработаны модели капиллярных давлений и ОФП по нефти и воде, алгоритмы расчета нефтенасыщенности в переходной зоне, определения ОФП по данным ГИС и петрофизических исследований керна с использованием эффективной пористости.

Определены точностные характеристики разработанных алгоритмов интерпретации геолого-геофизических данных и оценки прогнозных динамических параметров моделей залежей на основе имитационного моделирования методом Монте-Карло.

Построена геолого-технологическая модель одного из месторождений Западной Сибири, которая включает трехмерные распределения эффективной пористости и нефтенасыщенности, абсолютной, эффективных и относительных фазовых проницаемостей по нефти и воде, дебитов скважин и обводненности продукции, рассчитанных на каждом кванте глубины исследования методами ГИС, и их погрешностей. Сделаны рекомендации по комплексу ГИС и керновых исследований, проектированию расположения скважин. Показано, что использование динамической петрофизики повышает петрофизическую и геологическую информативность модели залежи.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Дешененков, Иван Сергеевич, 2013 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:

1. Anderson, М.А. Predicting reservoir condition pore-volume compressibility from hydrostatic-stress laboratory data // Paper SPE-14213, 60th SPE ATCE, Las Vegas, NV, Sept. 22-25, 1985.

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

3. Bennion, D.B., Bietz, R.F., Thomas, F.B. and Cimolai, M. Reductions in the Productivity of Oil and Gas Reservoirs Due to Aqueous Phase Trapping // JCPT, 44, Nov. 1994.

4. Bennion, D.B., Thomas, F.B., Bennion, D.W. and Bietz, R.F. Mechanisms of Formation Damage and Permeability Impairment Associated With the Drilling. Completion and Production of Oil Reservoirs // Paper SPE-30320.

5. Bennion, O.B., Bennion, O.W., Thomas, F.B. and Bietz, R.F. Injection Water Quality, A Key Factor to Successful Waterflooding // Paper CIM/AOSTRA 94-60 presented at the 46th ATM, Calgary, June 1994.

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

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

8. Coates, G.R. et al. The Magnetic Resonance Imaging Log Characterized by Comparison With Petrophysical Properties and Laboratory Core Data // Paper SPE-22723, 66th ATCE, Dallas, TX, October 6-9, 1991.

9. Dinariev, O.Yu and Mikhailov, D.N. Basics of Mesoscale Theory for Porous Materials // LLC "Publishing house Nedra", Moscow, 2012.

10. Ehrlich, R. and Crane, F.I. Model for two-phase flow in consolidated materials // SPEJ, 9, № 2, p. 221-231, 1969.

11. Geertsma, J. The effect of fluid pressure decline on volumetric changes of porous rocks // Trans. AIME, pp. 331-340, 1953.

12. Gnirk, P.F. The mechanical behavior of uncased wellbores situated in elastic/plastic media under hydrostatic stress // Trans. AIME, Vol. 253, 1972.

13. Goda, H.M. and Behrenbruch, P. Using a Modified Brooks-Corey Model to Study Oil-Water Relative Permeability for Diverse Pore Structure // Paper SPE-88538, SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition held in Perth, Australia, 18 - 20 October 2004.

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

15. Helland, J.O. and Skjseveland, S.M. Physically-Based Capillary Pressure Correlation for Mixed-Wet Reservoirs from a Bundle-of-Tubes Model // Paper SPE-89428, 17-21 April 2004.

16. Hoffman, R. A technique for the determination of capillary pressure curves a constantly accelerated centrifuge // SPEJ, 3, № 3, p. 227-235, 1963.

17. Honarpour, M., Koederitz, L. and Harvey, H. Relative Permeability of Petroleum Reservoirs // CRC Press Boston, 1986.

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

19. Jennings, J.B. Capillary Pressure Techniques. Application to Exploration and Development Geology // AAPG Bulletin, № 71, 1987.

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

21. Leverett, M. Capillary behaviour in porous solids//Trans. AIME, v. 142, p. 152, 1941.

22. Malik, M.A. and Lake, L.W. A Practical Approach to Scaling-Up Permeability and Relative Permeabilities in Heterogeneous Permeable Media // Paper SPE-38310, SPE Western Regional Meeting, Long Beach, California, 25-27 June 1997.

23. Mitchell, W.K. and Nelson, R.J. A Practical Approach to Statistical Log Analysis // SPWLA 29th Annual Logging Symposium, San Antonio, Texas, USA, 5-8 June 1988.

24. Morgan, I. and Gordon, D. Influens of pore geometry on water - oil relative permeability // JPT, 22, No. 10, 1990.

25. Morrow, N. and Harris, C. Capillary equilibrium in porous materials // SPEJ, 5, № 1, 1965.

26. Naar, J., Henderson, J. and Wygal, R. Les econlements en milieux consolides // «Rev. Inst. Franc. Petrole», XVIII, No. 3, p. 369, 1963.

27. Osoba, J. Practical field application of relative permeability data // «Producers Monthly», 17, No. 9, p. 15-24, 1953.

28. Papatzacos, P. and Skjaeveland, S.M. Relative Permeability from Capillary Pressure // Paper SPE-77540, SPE ATCE, San Antonio, Texas, 29 Spt. - 2 Oct. 2002.

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

30. Ringrose, P.S. Total-property modeling: dispelling the net-to-gross myth // SPE RE&E, Vol. 11, №5, p. 866-873,2008.

31. Ringrose, P.S., Jensen, J.L. and Sorbie, K.S. The Use of Geology in the Interpretation of Core-Scale Relative Permeability Data // Paper SPE-28448, SPE 69th ATCE, New Orleans, LA, 25-28 September 1994.

32. Rose, W. and Bruce, W.A. Evaluation of capillary characters in petroleum reservoir rock // Trans AIME, v. 186, p. 127-142, 1949.

33. Ruddy, I. et al. Rock compressibility, compaction and subsidence in a cretaceous reservoir - A case study // SPE Pet. Tech., pp. 741-746, July 1989.

34. Santarelli, S.J. et al. Reservoir Stress Path: the Depletion and the rebound // Proceedings of Eurock 98, PSE/ISRM Rock Mechanics in Petroleum Engineering, Norway, 10 July 1998.

35. Sarda, J.P., Kessler, N., Wicquart, E., Hannaford, K. and Deflandre, J.P. Use of Porosity as a Strength Indicator for Sand Production Evaluation // Paper SPE-26454 presented at the 68th ATCE, Houston, TX, 3-6 Oct. 1993.

36. Sayers, C.M. Geophysics under Stress: Geomechanical Applications of Seismic and Borehole Acoustic Waves // SEG/EAGE Distinguished Instructor Short Course, №13. 2010.

37. Schwartz, A. Capillary-theory and practice // «Industr. and Eng. Chem.», 61, No. 1, 1969.

38. Serra, O. Well logging and reservoir evaluation // Editions Technip, 2007.

39. Slobod, R., Chambers, A. and Prehm, W. Use of centrifuge for determining connate water, residual oil and capillary pressure curkes of small core samples // Trans AIME, v. 192, p. 127, 1951.

40. Teige, G.M.G., Hermanrud, C., et al. Capillary resistance and trapping of hydrocarbons: a laboratory experiment // Petroleum Geoscience, Vol. 11, 2005.

41. Teufel, L.W. and Rhett, D.W. Failure of Chalk during Waterflooding of Ekofisk Field // SPE ATCE, Washington, D.C., 4-7 Oct. 1992.

42. Thomeer, J. Introduction of a pore geometrical factor defined by the capillary pressure curve // «Petrol. Technol.», 12, No. 3, p. 73-77, 1960.

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

44. Timur, A. An Investigation of Permeability, Porosity and Residual Water Saturation Relationships // SPWLA 9th Annual Logging Simposium, June 23-26 1968.

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

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

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

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

49. Zoback, M.D. Reservoir Geomechanics // Published in the United States of America by Cambridge University Press, New York, 2007.

50. Абдуллин Р.Н., Говорков М.Б., Рахматуллина А.Р. Применение петрофизического инварианта Д.А.Кожевникова для определения фильтрационно-емкостных свойств по параметрам волны Лэмба-Стоунли // Труды VI Международной научно-практической конференции «Нефтегазовые технологии». Самара, том II, 8-15, 14-16 октября 2009.

51. Абдуллин Р.Н., Говорков М.Б., Рахматуллина А.Р. Количественная оценка эффективной пористости и проницаемости по затуханию энергии Лэмба-Стоунли с применением петрофизического инвариант // Труды конференции «Инновационные технологии в геологии и разработке углеводородов в республике Татарстан». Казань, 10 сентября 2009.

52. Аксельрод С.М., Неретин В.Д. Ядерный магнитный резонанс в нефтегазовой геологии и геофизике // М.: Недра, 1990.

53. Амикс Дж., Басс Д., Уайтинг Р. Физика нефтяного пласта: Перевод с англ. // М.: Гостоптехиздат, 572 е., 1962.

54. Берлинская Н.В. Экспериментальное определение толщины слоя жидкости на внутренней поверхности горизонтального капилляра. В кн.: Нефть и газ и их продукты // М.: Недра, с. 269-270, 1971.

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

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

57. Богомолова A.A., Максимов А.Ф. и др. Влияние свойств горных пород на движение в них жидкостей // М.: Гостоптехиздат, 275 е., 1962.

58. Богомолова А.Ф., Орлова H.A. Количественная характеристика структуры порового пространства // Журнал прикладной механики и технической физики, № 4, с. 77-81, 1961.

59. Большаков Ю.Я. Теория капиллярности нефтегазонакопления // Новосибирск: Наука, 182 е., 1995.

60. Венделынтей Б.Ю., Горбенко A.C. Исследование связи между параметром насыщения и коэффициентом водонасыщения для полимиктовых песчаников и алевролитов. В кн.: Петрофизика и промысловая геофизика // М.: Недра, с. 33-40, 1969.

61. Венделынтейн Б.Ю. Золоева Г.М. Царёва Н.В. и др. Геофизические методы изучения подсчётных параметров при определении запасов нефти и газа // М.: Недра, 1985.

62. Геология и нефтегазоносность Надым-Пур-Тазовского междуречья // ЗапСибНИГНИ, Пурнефте газ геология. Тюмень-Тарко-Сале, 1995.

63. Геофизические исследования скважин. Справочник мастера по промысловой геофизике (под ред. В.Г.Мартынова, Н.Е.Лазуткиной, М.С.Хохловой) // М.: Инфра-Инженерия, 2009.

64. Гиматудинов Ш.К., и др. Физика нефтяного и газового пласта // М.: Недра, 1982.

65. Глебов А.Ф., Гузеев В.В., Закревский К.Е., Семянов A.A. Пути повышения точности и достоверности цифровых геологических моделей. // Труды V Международного технологического симпозиума «Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышения нефтеотдачи». М.: Институт нефтегазового бизнеса, 2006.

66. Горбунов А.Т., Пугачева С.Г. Анализ кривых фазовых проницаемостей // НТС по добыче нефти ВНИИ, вып. 40, с. 52-59, 1971.

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

68. Гудок Н.С., Богданович H.H., Мартынов В.Г. Определение физических свойств нетеводосодержащих пород // М.: Недра-Бизнесцентр, 592 е., 2007.

69. Гулин Ю.А. Гамма-гамма метод исследования нефтяных скважин // М.: Недра, 1975.

70. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщения горных пород // М.: Недра, 1975.

71. Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин //М.: Недра, 1982.

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

73. Демушкин Ю.И., Сахибгареев P.C., Свищев М.Ф. Изменение проницаемости продуктивного горизонта BBg Мегионского месторождения в процессе эксплуатации.-«Нефтегазовая геология и геофизика», 8, с.7-10, 1970.

74. Дияров Д.О, Иванов В.А. Влияние капиллярных и гравитационных сил на вытеснение нефти водой в пластах большой мощности. В кн.: Геология и разведка месторождений нефти и газа Западного Казахстана // М.: Недра, с. 162-167, 1972.

75. Дияров Д.О., Иванов В.А., Храмова В.Г. О моделировании распределения и течения неоднородных жидкостей в пористой среде. В кн.: Применение математических методов в геологии // Алматы: Наука, с. 317-322, 1968.

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

77. Дмитриев Н.М., Максимов В.М. Нелинейные законы фильтрации для анизотропных пористых сред // Прикладная математика и механика. Т. 65. Вып. 6, с. 963-970, 2001.

78. Дмитриев Н.М., Кадет В.В., Михайлов H.H., Семенов A.A. Эффект ассиметрии при фильтрации в анизотропных пористых средах // Технологии нефти и газа, 1, с. 52-55, 2007.

79. Дмитриевский А.Н. Системный литолого-генетический анализ нефтегазоносных осадочных бассейнов // М.: Недра, 1982.

80. Добрынин В.М. Деформации и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа НМ.\ Недра, 1970.

81. Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Кожевников В.А. Петрофизика (Физика горных пород) // М.: Недра, 2004.

82. Добрынин В.М., Ковалев А.Г., Кузнецов A.M., Черноглазов В.Н. Фазовые проницаемости коллекторов нефти и газа // М.: Нефтяная промышленность, 1988.

83. Дорогиницкая JI.M. В сб.: Актуальные вопросы петрофизики сложнопостроенных коллекторов (под ред. И.Г.Шнурмана) // Краснодар, Просвещение-Юг, 2010.

84. Дьяконова Т.Ф., Билибин С.И., Исакова Т.Г., Дубина A.M. и др. Проблемы обоснования водонефтяного контакта по материалам геофизических исследований скважин при построении детальных геологических моделей // НТВ АИС Каротажник, №116-117, с. 83-97, 2004.

85. Еремин H.A. Моделирование месторождений углеводородов методами нечеткой логики //М.: Наука, 1994.

86. Ефимов В.А. Обобщенная модель терригенной породы как гетерогенной системы. В кн.: Леонтьев Е.И. Моделирование в петрофизике // М.: Недра, 1978.

87. Ефимов В.А., Малыпаков A.B. Анализ методов расчета фильтрационно-емкостных свойств коллекторов. В сб.: Актуальные вопросы петрофизики сложнопостроенных коллекторов (под ред. И.Г.Шнурмана) // Краснодар: Просвещение-Юг, 2010.

88. Жуков B.C. Динамика физико-механических свойств горных пород (динамическая петрофизика) // Горный информационно-аналитический бюллетень, №9, с.59-63, 2002.

89. Жуков B.C., Кузьмин Ю.О. Динамика комплекса физических параметров образцов горных пород перед их разрушением при постоянной скорости деформации // Горный информационно-аналитический бюллетень, №2, с. 17-22, 2005.

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

91. Закиров И.С. Развитие теории и практики разработки нефтяных месторождений // Ижевск, Институт компьютерных исследований, 2006.

92. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Индрупский И.М. Новые представления в ЗБ геологическом и гидродинамическом моделировании // Нефтяное хозяйство, №1, с.34-41, 2006.

93. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С., Аникеев Д.П., Баганова М.Н. Системный подход в нефтегазовой науке. Проблемы и решения // Электронный журнал «Георесурсы, геоэнергетика, геополитика», 1, 2010.

94. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С., Закиров И.С. и др. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. Часть II // М. - Ижевск, 2009.

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

96. Закревский К.Е. Геологическое ЗБ моделирование // М.: ИПЦ «Маска», 2009.

97. Закс С.Л. Методы исследования связанной воды в нефтяных коллекторах. В кн.: Труды совещания по развитию научно-исследовательских работ в области вторичных методов добычи нефти // Баку: изд. АН Аз. ССР, 1953.

98. Зубков М.Ю. Остаточная водонасыщенность как функция капиллярного давления в углеводородной залежи // Доклады Всероссийской научно-практической конференции «Ядерно-геофизические методы в комплексе ГИС при контроле разработки нефтяных и газовых месторождений». Бугульма, 2010.

99. Иванов В.А. Изучение остаточной водонасыщенности коллекторов с помощью центрифуги. В кн.: Геология, гидрогеология и разработка нефтяных месторождений Западного Казахстана//М.: Недра, 1971.

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

101. Индрупский И.М. Об уравнениях многофазной фильтрации в концепциях абсолютного и эффективного порового пространства // Нефтяное хозяйство, №8, 2009.

102. Интерпретация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин: Справочник. Под ред. В.М.Добрынина // М.: Недра, 476 е., 1988.

103. Кобранова В.Н. К вопросу оценки эффективной пористости горных пород // Труды МНИ им. И.М.Губкина, вып. 15. Вопросы промысловой геофизики, М.: Гостоптехиздат, 1955.

104. Кобранова В.Н. Петрофизика. 2-е изд // М.: Недра, 392 е., 1986.

105. Коваленко К.В., Кожевников Д.А., Мартынов В.Г. Использование петрофизической модели эффективной отрасли в геомоделировании // Труды Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина, 2012/2.

106. Коваленко Э.К., Сабиров И.Х. О влиянии скорости фильтрации на извилистость и структурный коэффициент потока. В кн.: Разработка и увеличение нефтеотдачи нефтяных месторождений // М.: Недра, с. 95-105, 1967.

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

108. Колесниченко A.B., Максимов В.М. Обобщенный закон фильтрации Дарси, как следствие соотношений Стефана-Максвелла для гетерогенной среды // Математическое моделирование, Т. 13, № 1, 2001.

109. Коллинз Р. Течение жидкостей через пористые материалы // М.: Мир, 1964.

110. Кочешков A.A., Кусаков М.М., Лубман Н.М. Механизм капиллярной пропитки и капиллярного вытеснения в пористых средах // Изв. вузов, «Нефть и газ», № 11, 1958.

111. Кринари А.И., Петруев Е. И. Методы лабораторного определения некоторых физических параметров терригенных пород - коллекторов. В кн.: Унификация методов определения коллекторских свойств горных по род // М.: Недра, 1966.

112. Кринари Г.А., Ковалев А.Г., Кузнецов В.В. Минералогические причины снижения нефтеотдачи и способы их выявления // Труды международной конференции «Проблемы комплексного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и природных битумов», том 6, Казань, 1994.

113. Кузнецов Г.С., Ровнин Д.В. О достоверности лабораторных определений ФЕС горных пород // Горные ведомости, 6, стр. 14, 2007.

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

115. Лейбензон Л.С. Движение природных жидкостей и газов в пористой среде // М.-Л.: Гостехиздат, 1947.

116. Леонтьев Е.И., Дорогиницкая Л.М., Кузнецов Г.С. Изучение коллекторов нефти и газа месторождений Западной Сибири геофизическими методами // М.: Недра, 1974.

117. Максимов В.М., Дмитриев Н.М., Николаевский В.Н. Построение математических моделей течений флюидов в пористых средах с учетом микроструктуры // Информационный бюллетень РФФИ. Т. 4, № 1, 1996.

118. Методическое указание по комплексной интерпретации данных БКЗ, БК, ИК // Калинин: НПО «Союзпромгеофизика», 1990.

119. Михайлов H.H. Информационно-технологическая геодинамика околоскважинных зон // М.: Недра, 1996.

120. Михайлов H.H. Новые направления повышения информативности геолого-гидродинамического моделирования залежи // Нефтяное хозяйство, №3, 2013.

121. Михайлов H.H. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов // М.: 1992.

122. Михайлов H.H. Физика нефтяного и газового пласта (физика нефтегазовых пластовых систем): Том 1 //М.: 2008.

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

124. Николаевский В.Н. Капиллярная модель диффузии в пористых средах // Изв. АН СССР, механика и машиностроения, № 4, с. 146-149, 1959.

125. Оркин К.Г., Кучинский П.К. Физика нефтяного пласта // М.: Государственное научно-техническое издательство нефтяной и горно-топливной литературы, 1955.

126. Павлова H.H. Деформационные и коллекторские свойства горных пород // М.: Недра, 1975.

127. Пирсон С.Дж. Справочник по интерпретации данных каротажа. Пер. с англ // М.: Недра, 1966.

128. Пирсон С.Дж. Учение о нефтяном пласте. Пер. с англ // М.: Государственное научно-техническое издательство нефтяной и горно-топливной литературы, 1961.

129. Поляков Е.А. Методика изучения физических свойств коллекторов нефти и газа // М.: Недра, 2005.

130. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153-39.0-047-00 // Минтопэнерго РФ, М.: 2000.

131. Русанов А.И. Фазовые равновесия и поверхностные явления // JL: Химия, 1967.

132. Рыжик В.М. О капиллярной пропитке водой нефтенасыщенного гидрофильного пласта // Изв. АН СССР, механика и машиностроение, № 2, с.149-151, 1960.

133. Рыжик В.М., Чарный И.А., Чень-Чжун-Сян. О некоторых точных решениях уравнений нестационарной фильтрации двухфазной жидкости // Изв. АН СССР, механика и машиностроение, № 1, с.121-126, 1961.

134. Таужнянский Г.В., Панов С.Ф., Румак Н.П., и др. Методика определения пористости и насыщенности коллекторов неокома месторождений Тюменской области // НТВ АИС Каротажник, № 110, 2003.

135. Техническая инструкция по проведению геофизических исследований в скважинах // М.: Недра, 1985 г.

136. Тиаб Д., Доналдсон Э. Петрофизика: теория и практика изучения коллекторских свойств горных пород и движения пластовых флюидов / Перевод с английского // М.: Премиум Инжиниринг, 2009.

137. Тульбович Б.И. Методы изучения пород-коллекторов нефти и газа // М.: Недра, 1979.

138. Фокин А.Н., Сапожников А.Е. Комплексный петрофизический анализ при моделировании нефтенасыщенности в коллекторах нефти и газа // Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений, № 12, 2004.

139. Фоменко В.Г., Шальнова С.Г. Определение пористости полимиктовых песчаников с использованием акустического каротажа по скорости. В сб.: Использование материалов геофизических исследований скважин при комплексной интерпретации и подсчете запасов нефти и газа // М.: Недра, 1986.

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

141. Ханин A.A. Остаточная вода в коллекторах нефти и газа // М.: Гостоптехиздат, 1963.

142. Ханин A.A. Петрофизика нефтяных и газовых пластов // М.: Недра, 1976.

143. Ханин A.A., Корчагин О.Ф. Определение остаточной воды методом центрифугирования // Новости нефт. техн., нефтепромысловое дело, № 1, 1962.

144. Храмова В.Г. К оценке структуры порового пространства коллекторов нефти и газа // Вест. АН КазССР, № 12, 1969.

145. Хуснуллин М.Х. Геофизические методы контроля разработки нефтяных пластов // М.: Недра, 1989.

146. Черненко A.A., Чизмаджев Ю.А. К теории капиллярного равновесия в пористом теле // Докл. АН СССР, т. 151, № 2, 1963.

147. Шейдеггер А.Э. Физика течения жидкостей через пористые среды // М.: Гостоптехиздат, 1960.

148. Щелкачев В.Н., Лапук Б.Б. Подземная гидравлика // М.: Гос. науч.-тех. изд. нефтяной и горно-топливной лит., 1949.

149. Элланский М.М. Петрофизические основы комплексной интерпретации данных геофизических исследований скважин (методическое пособие) // ГЕРС, 2001.

150. Элланский М.М., Кожевников Д.А. От петрофизических законов к интерпретации данных ГИС // Доклады конференции «XV Губкинские чтения». М.: РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 1999.

151. Яценко Г.Г., Петерсилье В.И. и др. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом // Москва-Тверь, 2003.