Прогноз флюидодинамических параметров нефтегазоносных бассейнов по сейсмическим данным тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.12, доктор геолого-минералогических наук Писецкий, Владимир Борисович

• Писецкий, Владимир Борисович
• доктор геолого-минералогических наук
• 2005

Оглавление диссертации доктор геолого-минералогических наук Писецкий, Владимир Борисович

ВВЕДЕНИЕ

СОДЕРЖАНИЕ

1. ДИСКРЕТНАЯ СТРУКТУРА ОСАДОЧНОГО БАССЕЙНА.

1.1. Общие особенности трещинной системы в осадочном бассейне.

1.2. Элементы механики разрушения слоистой среды с дефектной структурой.

1.3. Эффекты трения в дискретных моделях.

1.4. Выводы.

2. ФЛЮИДОДИНАМИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ОСАДОЧНЫХ КОМПЛЕКСОВ.

2.1. О геодинамических процессах в осадочных бассейнах.

2.2. Упругие модули и современная блоковая динамика осадочного бассейна.

2.3. Флюидные течения в активных дискретных средах.

2.4. Выводы.

3. ОСОБЕННОСТИ РАСПРОСТРАНЕНИЯ УПРУГИХ ВОЛН В МОДЕЛЯХ ДИСКРЕТНЫХ СРЕД.

3.1. Общие особенности распространения упругих волн в моделях с начальным напряженным состоянием.

3.2. Экспериментальные исследования упругих волн в моделях дискретных сред.

3.3. Анализ сейсмических изображений на основе концепции моделей дискретных сред с неоднородными напряжениями.

3.4. Выводы.

4. МЕТОДИКА ОЦЕНКИ ФЛЮИДОДИНАМИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ НЕДР ПО СЕЙСМИЧЕСКИМ ДАННЫМ (ДФМ - ТЕХНОЛОГИЯ).

4.1. Трансформация атрибутов сигналов отраженных волн в оценки давления.

4.2. Учет масштабного эффекта параметров дискретных сред.

4.3. Общая методика прогноза параметров флюидодинамических процессов в интервалах осадочного чехла и фундамента.

4.4. Выводы.

5. ПРИМЕНЕНИЕ ДФМ - ТЕХНОЛОГИИ НА СТАДИЯХ РАЗВЕДКИ И РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА.

5.1. Прогноз параметров геодинамических процессов в системе "осадочный чехол - фундамент".

5.2. Оценка флюидодинамических параметров нефтегазовых коллекторов на стадиях разведки и разработки месторождений.

5.3. Направления развития ДФМ-технологий прогноза флюидодинамических параметров нефтегазовых коллекторов.

ВЫВОДЫ.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Прогноз флюидодинамических параметров нефтегазоносных бассейнов по сейсмическим данным»

Levorsen A.I.,. /79/ размышляя о закономерностях размещения месторождений углеводородов, пришел к общему фундаментальному выводу: ". нефтяная геология, это геология флюида". В основе этого вывода лежит анализ многогранных проблем миграции и аккумуляции углеводородов. Здесь же, Levorsen A.I. остроумно замечает, что поскольку никто не видел процессов миграции и аккумуляции нафтидов, все многочисленные теории по этой проблеме навсегда останутся умозрительными. Неоспоримой принимается только общая схема образования нефтяной или газовой залежей: генерация — миграция — аккумуляция.

Действительно, коллектором чаще всего является породный комплекс, не имеющий никакого отношения к первичному источнику углеводорода. Соответственно, необходимо принять вероятность миграции флюидных смесей содержащих углеводороды по вертикальным или (и) по горизонтальным направлениям (дальняя миграция). Совсем уж неоспоримым является факт перемещения нефти в контуре ловушки в процессе разработки месторождения (ближняя миграция). Иначе говоря, при всех возможных вариантах механизмов генерации углеводородов, процессы миграции играют ключевую роль в образовании залежей нефти и газа.

Соколов Б.А., /134/ формулирует причинный механизм образования залежей углеводородов на основе флюидодинамической концепции, в которую он включает два основополагающих процесса: блоковую геодинамику и флюидные потоки. Совместно эти два процесса обеспечивают необходимый тепловой обмен между различными интервалами осадочного бассейна в непрерывном режиме дефлюидизации системы "осадочный чехол - фундамент " и, таким образом, формируют цепочку: миграция нагретой флюидной смеси -генерация углеводородных растворов в нефтегазоматеринских интервалах - миграция углеводородных растворов — аккумуляция в зонах снижения температур и давлений. В такой постановке проблемы генезиса залежей углеводородов процессы миграции флюида выполняют главную роль. В этой же монографии автор утверждает, что залежи сдерживают только разность температур и давлений.

Очевидно, что отношение к проблеме миграции флюида определяется двумя основными вариантами формулировки исходной посылки:

- твердая и жидкая фазы среды несжимаемые и энергия миграционного потока флюида определяется исключительно гравитационными силами: (гидростатическая система или модель идеального грунта),

- твердая и жидкая фазы среды деформируемы и энергия миграционного потока непрерывно изменяется в результате некоторого силового межфазового взаимодействия (флюидодинамическая система).

В самом деле, если считать резервуары нефти и газа статичной, жесткой системой, то реальные параметры процессов извлечения флюида решительно опровергает это предположение (Щелкачев В.Н., /172/, Дияшев Р.Н., /46/, Дюнин В.И., /48/, Mouchet J-P., /90/ и многие др.) по следующим причинам:

- скважины в пределах одной или нескольких залежей на больших расстояниях активно взаимодействуют между собой,

- динамика взаимодействия скважин происходит в чрезвычайно разнообразной форме замедленных, нелинейных процессов, а этого не должно быть в варианте несжимаемых твердых и жидких фаз коллекторов.

Большой фактический материал гидродинамических исследований скважин, в особенности накопленный в последнее время на истощающихся месторождениях, свидетельствует о том, что резервуар любого генезиса представляет собой активную деформируемую систему, в которой флюидное давление и компоненты напряжений в твердой фазе являются взаимозависимыми параметрами. Общий характер такой взаимозависимости не выявлен и не поддается экспериментальным исследованиям в естественных пластовых условиях, поскольку отсутствуют систематические и надежные методы прямых измерений компонент напряжений в твердой фазе горных пород на промысловых глубинах.

Ясно одно, диапазон изменчивости флюидных давлений в пределах одного и того же пласта может изменяться в широких пределах (от единиц до нескольких сотен процентов от гидростатического уровня) как на начальных стадиях разработки месторождения, так, в особенности, в период его эксплуатации. Судя по такой изменчивости флюидного давления, можно предположить, что и внешние силовые нагрузки на пласт в разных его точках и в разное время могут сильно изменяться в ту и другую сторону от нормального литостатического уровня. Достаточно вспомнить факты значительных по масштабу сейсмических процессов техногенного характера в окрестностях крупных месторождений нефти на первых стадиях их варварской разработки (Сидоров В.А.,/131/). к

В уравнении течения флюида (закон Дарси) V---VP., тензор J абсолютной проницаемости к в общем случае может быть выражен через тензор напряжений твердой фазы в предположении о каком либо формальном способе организации пустотного пространства (порового, трещинного или смешанного типов по Баренблатт Г.И., /8/). На основании известного факта замедленной реакции пласта на флюидное взаимодействие скважин, можно так же предположить непрерывность градиента флюидного давления Pf и градиента компонент тензора напряжений в твердой фазе и далее считать их взаимозависимыми (Biot, М.А., /14-16/, Zobac M.D.,/53,54/, Буевич Ю.А., /23/, Николаевский В.Н., /95/, Костерин А.В., /70/, Дияшев Р.Н.,/46/, Писецкий В.Б., /114/, Дюнин В.И., /48/ и многие др.). В таком случае, все параметры, входящие в уравнение Дарси, следует считать флюидодинамическими (функции пространства и времени) и оценку компонент напряжений в какой-либо точке пласта принимать за основную процедуру для решения задачи прогноза относительных или абсолютных значений к и VPу.

В такой постановке, модель вектора флюидного течения V (флюидодинамическая модель), по существу, определяется через геодинамическую модель пласта. При этом, в понятие геодинамической модели пласта должна входить некоторая структура пустотного пространства, общий объем и свойство проницаемости которого могут изменяться под воздействием естественных и вызванных процессов изменения флюидного давления и компонент напряжений в твердой фазе (динамические факторы).

Действительно, любая флюидодинамическая проблема базируется в первую очередь на концепции структуры пустотного пространства в слоистых толщах (концепции идеального грунта, фиктивного и т.п.). Известно, что матричная (поровая) проницаемость в независимости от способа ее определения в большинстве литологических типов пород слагающих коллектор не соответствует значениям общей интегральной проницаемости найденной по факту эксплуатации месторождения или по данным гидродинамических исследований скважин. Эти расхождения могут колебаться в пределах нескольких порядков, что обусловлено, в основном, реальной трещиной системой. Кроме того, широко распространен и исключительно трещинный тип коллектора с нулевой пористостью матрицы породы. В таких коллекторах проницаемость сильно зависит от пространственной плотности трещин, степени их раскрытости, протяженности и т.п. Например, широко известны эмпирически установленные зависимости типа:

-6 ЬЪ к = 8.5-10 — , где b - раскрытие трещины, a L — расстояние между

Lj соседними трещинами в регулярной системе трещин (Ромм Е.С., /46/, Golf-Racht T.D., /33/ и многие другие близкие по структуре зависимости). Таким образом, при наличии трещин, проницаемость коллектора чрезвычайно чувствительна к величине раскрытости каждой из них (кубическая зависимость). В свою очередь, величина раскрытости трещин управляется напряженно - деформированным состоянием среды. В работе Дияшева Р.Н., /46/ приведен расчет проницаемости для трещины длиной в 2см с раскрытием 1 мкм, в результате чего получено увеличение проницаемости этой трещины в 8 раз при изменении давления смыкания ее берегов на 1 МПа.

Известно, что фильтрационно — емкостные свойства коллекторов (ФЕС) по данным многочисленных гидродинамических исследований скважин, теоретических и экспериментальных работ могут существенно изменяться в ту и другую сторону в процессах разработки месторождений и, особенно, с применением активных методов воздействия на пласт. Результаты гидроразрыва пласта (ГРП) прежде всего, свидетельствуют о несовершенстве перфорационных методов вскрытия пласта в скважине и основной роли дальней зоны подвода флюида. Отсюда можно сделать принципиальный вывод о том, что флюидодинамический режим пласта в целом формируется в значительном объеме его пространства, измеряемом многими кубометрами породы.

Таким образом, отмеченные факты и особенности изменчивости реальных значений флюидодинамических параметров залежей углеводородов выдвигают на первый план две основных проблемы:

1. Геодинамический режим осадочного бассейна.

2. Дискретная структура осадочных комплексов, соответствующая истории разрушения в процессах седементационного и тектонического развития бассейна.

Модель среды с дискретной структурой естественным образом переходит в разряд активной подвижно-вязкой геодинамической системы с большим запасом диссипативной составляющей энергии трения. Поведение и флюидодинамические параметры такой системы в основном будут определяться текущим (современным) геодинамическим состоянием. Если в этой модели разрешить самостоятельно деформироваться каждому блоку за счет горизонтального "проскальзывания" их относительно друг друга, то величина проницаемости и упругие модули некоторого объема среды составленного из множества блоков будут определяться: - количеством блоков включенных в модель и их абсолютными размерами (масштабный фактор),

- знаком и величиной силовой нагрузки, приложенной с внешней стороны к этому дискретному объему (геодинамический фактор),

- коэффициентом трения по границам блоков (флюидный фактор или фактор смазки).

В предложенной модели ключевой идеей является предсказуемая (измеряемая) структура разрушения слоистой системы, которая в сочетании со второй идеей проскальзывания блоков выводит на общую причинно - следственную цепочку функциональных связей между упругими модулями пород коллектора, параметрами его напряженно -деформированного состояния (НДС) и проницаемостью.

На основе названных принципиальных предположений представляется возможным сконструировать различные варианты связей между: упругими модулями и параметрами сейсмических волн, упругими модулями и градиентом общего горного давления, градиентом общего горного давления и проницаемостью и т.п.

Особым образом следует заметить, что проблема изучения напряженно - деформированного состояния земной коры более 100 лет разрабатывается в: сейсмологии, геотектоники, горной механики, гидрогеологии, инженерной геологии, поземной гидравлики и других науках о твердой земле (Петухов И.М., /108/, Сидоров В.А., /131/, Хаин В.Е.,/159/, Фадеев А.Б. /154/ и др.). Известны научно-практические разработки в нефтяной геологии, связанные в основном с оценкой напряженного состояния горных пород в скважинах (Zobac M.D., /52/, Карус Е.В. /61/, Кузнецов O.JL, /75/ и др.).

Но, несмотря на большой теоретический интерес многих ученых к этой проблеме, на практике до сих пор не востребована методика оценки НДС нефтегазовых коллекторов по ряду причин. Основная причина, на наш взгляд, спровоцирована отсутствием надежных методов прямых измерений НДС в скважинах. Другими словами, компоненты напряженного состояния находятся в разряде не метрологических величин, что и является психологическим барьером включения этих параметров в схемы расчета гидродинамических моделей разработки месторождений углеводородов.

В настоящей работе предпринята попытка анализа ряда ключевых проблем изучения параметров флюидодинамических процессов по сейсмическим данным и обсуждаются результаты многолетних научно -методических и практических работ, направленных на выявление связей параметров напряженно — деформированного состояния с нефтегазонасыщенностью интервалов осадочных отложений. В процессе этой работы создана технология интерпретации сейсмических данных с целью прогноза параметров флюидодинамической модели интервалов осадочного чехла и фундамента (далее применяется сокращение: ДФМ -технология).

Опыт применения ДФМ-технологии в различных бассейнах мира позволил, в конечном счете, убедиться в перспективности предлагаемых подходов по следующим основным направлениям: 1. На стадиях поиска месторождения.

В тех нередких ситуациях, когда стратегия обнаружения искомого типа ловушки по некоторым ее характерным структурным, стратиграфическим или литологическим признакам исчерпана, или приводит к противоречивым выводам, стратегия оценки » параметров миграционного процесса течения флюида позволяет определиться с предыдущим логическим звеном в цепочке процессов образовании залежи. В самом деле, когда мы ищем ловушку, то не задаемся вопросом, как попала туда нефть или газ, мы по опыту знаем, что в таком месте залежь можно обнаружить. Но логичнее рассуждать иначе - если мы увидели, что векторы течения флюида направлены внутрь некоторого контура, в котором к тому же прогнозируется и область пониженного общего горного давления, то искать ловушку нужно именно в этом контуре по двум причинам:

- наличие ловушки и обусловили такие параметры миграции флюида вокруг ее на значительном расстоянии,

- геодинамические процессы в прошлом и настоящем в сочетании со всеми петро - физическими параметрами сформировали в данном интервале благоприятную ситуацию по возникновению аномальной зоны пониженного давления.

Другими словами, обнаружение зон аномальных общих горных давлений с большой степенью вероятности выводит нас и на объективный прогноз ловушки и на общий механизм миграции и аккумуляции флюида.

2. На стадиях разведки и разработки месторождений углеводородов.

Карты флюидодинамических параметров по продуктивным интервалам осадочного чехла, восстановленные по сейсмическим данным, могут являться основой для уточнения контуров нефтегазонасыщенности коллектора, планирования оптимальных схем размещения эксплуатационных скважин и организации мониторинга флюидодинамических параметров в процессах разработки месторождения.

В целом, идея и содержание работы основаны на общей позиции автора, которая связывает модели седиментации, тектоногенеза и флюидных течений в активную флюидодинамическую модель системы "осадочный чехол - фундамент". В такой модели основные флюидодинамические параметры нефтегазоносных коллекторов проницаемость и вектор течения флюида функционально связаны с компонентами современного напряженного состояния породного массива с дискретной (блоковой) структурой. В свою очередь, упругие модули породного массива с дискретной структурой в объеме, соизмеримом с длиной сейсмической волны, оказываются зависимыми от знака и величины компонент упругих напряжений (геодинамический фактор) и фазового состава флюида (фактор смазки). Таким образом, рассматриваемая модель упругих дискретных сред является вполне изучаемым объектом сейсмических исследований, данные которых могут быть положены в основу развития методик и технологий прогноза относительных значений проницаемости и направления флюидного потока в пределах разреза осадочного чехла и фундамента по параметрам сигналов отраженных волн.

Работа выполнялась в процессе научно-практической деятельности лаборатории геофизических систем Уральского государственного горного университета по программам бюджетного (1980-1990 г.г.) и договорного (1990- 2004 г.г.) финансирования.

Актуальность работы. Разработка теории, методов и технологий оценки флюидодинамических параметров разреза осадочного чехла и фундамента по сейсмическим данным открывают новые возможности в организации процессов поиска и разработки месторождений углеводородного сырья. Особую актуальность надежный прогноз параметров флюидодинамического состояния недр приобретает в поисках ловушек неясного генезиса и в районах длительных, активных разработок месторождений, в которых произошли существенные процессы переформирования залежей.

Объектами исследований являлись: а) экспериментальные и теоретические модели осадочных комплексов, учитывающие дискретную структуру и флюидо динамическое состояние горных массивов осадочного генезиса; б) сейсмические и флюидодинамические параметры осадочных отложений в различных условиях накопления углеводородного потенциала (бассейны терригенного, карбонатного и смешанного генезисов).

Цель исследований - развитие теоретических, экспериментальных и методических основ прогноза параметров флюидодинамической модели осадочного бассейна по сейсмическим данным с целью оценки относительных значений давления, проницаемости и векторов течения флюида в продуктивных интервалах осадочного чехла и фундамента.

Достижение этой цели потребовало решение следующих основных задач:

1. Разработать флюидодинамическую модель (ДФМ) осадочных комплексов, которая включает в себя следующие ключевые параметры:

- дискретность среды (модель разрушения),

- напряженно - деформированное состояние (модель геодинамики дискретных сред),

- флюидную компоненту как элемент управления динамическим состоянием твердой фазы среды (модель трения).

2. Исследовать особенности распространения упругих волн в моделях дискретных сред и выявить связи между атрибутами сигналов сейсмических волн и флюидо динамическими параметрами осадочных комплексов.

3. Разработать методику и технологию прогноза флюидодинамических параметров по данным 2-3 D сейсморазведки (ДФМ - технология).

4. Выполнить анализ результатов применения ДФМ—технологии в осадочных бассейнах различного генезиса и определить ее роль в задачах поиска, разведки и разработки углеводородного сырья. Фактический материал и методы исследования. В основу работы положены материалы более чем 20-ти летних теоретических и экспериментальных исследований: с 1980 по 1992 годы в целенаправленной бюджетной научной тематике отраслевой лаборатории геофизических систем при Уральском государственном горном университете, с 1992 -1999 годы на договорной основе в научных центрах Institut Francais du Petrole (Paris), SHEVRON и UNOCAL (Los-Angeles), Stanford University, Michigan Technological University, Research Institute of geophysical prospecting for petroleum (Nanjing, P.R.China),

- с 1995-го года начаты научно-производственные работы по применению ДФМ - технологии в нефтегазоносных бассейнах, материалы которых изложены в более 60 отчетах методического или производственного характеров.

Собран фактический материал по геологическому строению нефтегазовых бассейнов различного генезиса, сейсмических и других геофизических и тектонофизических данных, материалы гидродинамических исследований эксплуатационных и разведочных скважин и т.д.

В диссертационной работе автор защищает следующие основные положения и научные результаты:

1. Схему системного механизма преобразования слоистой седиментационной среды в дискретную (блоковую) структуру, в которой установлены соотношения размеров блоков по формационному принципу и обоснован механизм трения по границам отдельных блоков и их ансамблей.

2. Флюидодинамическую модель блоковой структуры на основе функциональных связей между упругими модулями и параметрами дискретности, давления и трения.

3. Теоретико-экспериментальные зависимости между параметрами упругих волн и флюидодинамическими параметрами коллекторов с дискретной структурой.

4. Методику и технологию оценки параметров флюидодинамики по атрибутам сейсмических сигналов отраженных волн.

5. Результаты практического прогноза флюидодинамических параметров по данным сейсморазведки на стадиях поиска, разведки и разработки месторождений углеводородного сырья.

Научная новизна, личный вклад: 1. Разработана флюидодинамическая модель осадочных отложений, которая учитывает:

• схему механизма трансформации сплошной слоистой среды в дискретную систему,

• связь упругих модулей с масштабным фактором дискретности осадочных отложений, давлением и трением,

• регулярную структуру блоковой реакции дискретных сред на изменение параметров современных геодинамических процессов в системе "осадочный чехол - фундамент".

2. Исследованы особенности распространения упругих волн в дискретных флюидонасыщенных средах с переменными силовыми нагрузками и обоснован функциональный подход к оценке относительного уровня напряженного состояния среды в точке отражения сейсмической волны.

3. Разработаны методические принципы и технологии прогноза геодинамических и флюидодинамических параметров осадочного чехла по атрибутам сейсмических сигналов отраженных волн (ДФМ-технология).

4. Рассмотрены и исследованы возможности ДФМ-технологии прогноза флюидодинамических параметров по данным сейсморазведки на стадиях поиска, разведки и разработки месторождений нефти и газа в различных сейсмогеологических обстановках.

Достоверность научных выводов и заключений определяется:

1. Сопоставительным анализом известных результатов исследований в различных приложениях наук о твердой земле: механики упругих сред, геодинамики, гидродинамики, горной геомеханики, сейсмологии и др.

2. Теоретическими и экспериментальными исследованиями упругих модулей и параметров распространения упругих волн в моделях неоднородно-напряженных сред с дискретной структурой.

3. Опытом практического применения разработанной технологии интерпретации сейсмических данных в разнообразных геологических условиях и тектоно-физических обстановках накопления и разработки углеводородного сырья.

Теоретическая и практическая значимость: 2. Разработаны методические основы и ДФМ - технология интерпретации сейсмических данных с целью прогноза флюидодинамических параметров в интервалах осадочного чехла и фундамента.

2. Сформировано научно-методическое направление в сейсморазведке ориентированное на изучение геодинамических и флюидодинамических процессов в осадочных бассейнах.

3. Обоснованы принципиально новые возможности и эффективность прогноза параметров флюидодинамики в задачах разведки и разработки месторождений нефти и газа, что существенным образом расширяет рынок геолого-геофизических услуг.

Реализация работы в производстве. За 10 летний период (с 1995 года) ДФМ - технология применена в различных бассейнах мира:

Западная Сибирь (27 месторождений, нефть и газ), Волгоуральский бассейн (16, нефть), Каспийский бассейн (4, нефть и газ), Восточно -Сибирский бассейн (3, нефть и газ), Балтийский бассейн (5, нефть), Парижский бассейн (2, нефть), Северо - и Южно - Американские бассейны (17, нефть и газ), бассейны Китая (4, нефть), бассейн Вьетнама ("Белый Тигр", нефть), бассейны Юго - Восточной Азии (4, нефть), бассейн Северного моря (2, нефть и газ).

Контракты выполнялись с добывающими и сервисными кампаниями: ЛУКОЙЛ, СЛАВНЕФТЬ, ЮКОС, СУРГУТГАЗПРОМ, БАШНЕФТЬ, Региональными и территориальными департаментами министерства природных ресурсов РФ, ГЕОПЕТРОЦЕНТР, ХАНТЫ-МАНСИЙСКГЕОФИЗИКА, ТАТНЕФТЕГЕОФИЗИКА,

ТЮМЕНЬПРОМГЕОФИЗИКА, БАШНЕФТЕГЕОФИЗИКА, IFP, CGG, SHEVRON, AMOCO, UNOCAL, D.O.E. USA, Tri-Vallev и другими.

Апробация работы. Материалы, изложенные в диссертации, представлялись на международных конференциях: 1) 35-ый международный геофизический симпозиум стран-членов СЭВ г. Варна в 1990 г., 2) Ежегодная конференция Общества разведочной геофизики США (SEG): г.Лос-Анжелес в 1994 г., г. Хьюстон 1995 г., г. Денвер в 1996 г., г. Даллас в 1997 г., г. Нью Орлеан в 1998 г., г. Хьюстон в 1999 г., г. Калгари в 2000 г., г. Сан Антонио в 2001 г., г. Солт Лэйк Сити в 2002, 3) 2-ая международная конференция по шельфу и Мировому океану г. Геленджик 2001 г. 4) Ежегодная конференция Европейского общества разведочной геофизики (EAEG) г. Флоренция, 2002 г., 5) конференция AAPG г. Барселона 2003 г., 6) международная конференция и выставка нефтяного общества Индии г. Дели 2003 г., 7) технический семинар РЕМЕХ, Poza Rica (Мексика) в 2004 г. и др.

На методику и технологию прогноза флюидодинамических параметров нефтегазовых коллекторов по сейсмическим данным зарегистрированы два патента США № 5,796,678 август 1998 г. и № 6,498,989 декабрь 2002 г.

По теме диссертации опубликовано 45 работ, в том числе: 4 статьи в изданиях, рекомендованных ВАК, 14 статей в центральных зарубежных и отечественных журналах, 27 работ в материалах международных конференций.

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения. Объем диссертации составляет 220 страниц, содержит 110 рисунков и 12 таблиц. Список литературы включает 180 наименований.

Заключение диссертации по теме «Геология, поиски и разведка горючих ископаемых», Писецкий, Владимир Борисович

выводы

1. Предложена схема системного механизма преобразования слоистой седиментационной среды в предсказуемую дискретную (блоковую) структуру.

2. Обоснована связь упругих модулей среды с дискретностью, давлением и трением (фактор смазки) и выявлено значение фрикционной природы сейсмических границ.

3. Сформулированы основы флюидодинамической модели осадочных отложений и установлены функциональные связи между параметрами флюидных течений и геодинамическими параметрами дискретных сред, обусловленных блоковой реакцией осадочного чехла на изменение динамического состояния фундамента.

4. Рассмотрены общие закономерности изменения параметров сигналов отраженных волн в физических моделях дискретных сред с переменными внешними нагрузками.

5. Установлены теоретико-экспериментальные зависимости между параметрами упругих волн и флюидодинамическими параметрами интервалов коллекторов.

6. Предлагаются методические и технологические схемы оценки параметров аномальных давлений по атрибутам сигналов отраженных волн.

7. Разработаны методика и технология оценки параметров флюидодинамики (модели макропроницаемости и векторов течения) по модели современных блоковых процессов в системе "осадочный чехол - фундамент".

8. Рассмотрены возможности и значение прогноза флюидодинамических параметров на различных стадиях разведки и разработки углеводородных ресурсов.

Список литературы диссертационного исследования доктор геолого-минералогических наук Писецкий, Владимир Борисович, 2005 год

1. Авербух А.Г., 1982. Изучение состава и свойств горных пород при сейсморазведке. "Недра", Москва, сс.231.

2. Алексеев Н.А., Горячева И.Г., Добычин М.Н. и др., 1989. О движении вещества в пограничном слое при трении твердых тел. Доклады АН СССР, Т.304, № 1, с. 97-100.

3. Byerlee, J.D., 1970. The mechanics of stick-slip. Tectonophysics, v.9, No.5.

4. Byerlee, J.D., 1978. Friction of rocks. Pure Appl.Geophys.,116, pp.615-626.

5. Баранский H.JI., 1987. Изучение и оценка влияния напряженного состояния земной коры на распространение упругих волн при сейсмических исследованиях. Автореферат диссерт. на соискание ученой степени кандидата геол.-минер. наук, Свердловск, 18 с.

6. Баренблатт Г.И., 1961. Математическая теория равновесных трещин, образующихся при хрупком разрушении. Прикладная математика и техническая физика, № 4, сс. 3-57.

7. Barenblatt, G.I., Entov, V.M., and Ruzhyk, V.M., 1972. The Theory of Non-Stationary Filtration of Liquids and Gases. "Nedra ", Moscow.

8. Баренблатт Г.И., Ентов B.M., Рыжик B.M., 1984. Движение жидкостей и газов в природных пластах. "Недра", Москва.

9. Белкин В.И., Ефремов Е.П., Каптеленин Н.Д., 1985."Строение и ^ нефтеносность баженовского резервуара. В сб.: Литология и полезныеископаемые. №2, с. 108-123.

10. Бембель P.M., Мегеря В.М., Бембель С.Р., 2003. Геосолитоны: функциональная система Земли, концепция разведки и разработки месторождений углеводородов. "Вектор Бук", Тюмень, сс.310.

11. Белоусов В.В., 1962. Основные вопросы геотектоники. Госгеолтехиздат, Москва.Ч

12. Белоусов В.В.,1968. Земная кора и верхняя мантия океанов. "Наука", Москва, 254 с.

13. Biot, М.А., 1956. Theory of propagation of elastic waves in a fluid saturated porous solid. I. Low frequency range and II. Higher-frequency range. J. Acoust.Soc. Am., 28, 168-191.

14. Biot, M.A., 1961. Theory of folding of stratified viscoelastic media and its implications in tectonics and orogenesis. Geol.Soc.Am.Bull., v.72, No.l 1.

15. Biot, M.A., 1962. Mechanics of deformation and acoustic propagation in porous media. J.Appl.Phys., 33,1482-1498.

16. Biot, M.A., 1964. Theory of internal buckling of a confined multilayered structure. Geol.Soc.Am.Bull., v.75, No.6.

17. Biot, M.A., 1965. Mechanics of incremental deformations. New York, 430 p.

18. Brown, E.T., Hoek, E., 1978. Trends in relationships between measured in-situ stresses and depth. Intern.J.of rock mechan. and mining sci. Vol. 15, No. 4, pp. 211-215.

19. Breckels, I.M., Eekelen, H.A.M., 1982. Relationship between horizontal stress and depth in sedimentary basins. J. of petroleum technology. Vol.34, No.9, pp. 2191-2199.

20. Брод И.О., 1957. Залежи нефти и газа: формирование и классификация. Гостоптехиздат, Москва, 305 с.

21. Budiansky, В., 1965. On the elastic moduli of some heterogeneous materials. J. Mech. Phys. Solids, 13, 223-227.

22. Budiansky, В., and O'Connell, R.J., 1976. Elastic moduli of a cracked solid. Int. J. Solids and Structures, 12, pp. 81-97.

23. Буевич Ю.А.,1984. Структурно-механические свойства и фильтрация в упругом трещиновато — пористом пласте. Инженерно-физический журнал, т. 4, с.593-600.

24. Warpincki, N.R., Branagan P. and Wilmer, R., 1985. In-situ stress measurements at US DOE's multiwell experiment site, Mesaverde group, Rifle, Colorado. Journal of petroleum technology. Vol. 37, No. 3, pp.527536.

25. V ' 25. Warpincki, N.R., Schmidt, R.A. and Northrop, D.A., 1982. In-situ stress: the predominant influence on hydraulic fracture containment. Journal of petroleum technology. Vol. 34, No. 3, pp.663-664.

26. Виноградов, Е.И., Губерман, Ш.А., Дмитриевский, A.H., Пиковский, Ю.И., Ранцман, Е.Я., Ульмасвай, Ф.С., 1989. Локальный прогноз крупнейших скоплений нефти и газа по морфоструктурным данным. Доклады АН СССР, том 305, № 1, сс.699 -673.

27. Vinogradov, S.D., Troitskiy, Р.А. and Solov'eva, M.S., 1989. Influence of1. A*fracturing and stresses in a medium on the parameters of propagating elastic waves. Nauka, Izvestiya AN SSSR, Fizika Zemli 4, pp. 42-56.

28. Gassman, F., 1951. Elastic waves through a packing of spheres Geophysics,16 and 18, 673-585 and 269.

29. Gassmann, F., 1951. Uber die Elastizitat poroser Medien. Vier. der Natur Gesellschaft in Zurich, 96, 1-23.

30. Гзовский M.A., 1975. Основы тектонофизики. "Наука", Москва, 535 с.

31. Гласко М.П., Ранцман Е.Я., 1991. Географические аспекты блоковой '' структуры земной коры. Известия АН СССР, Серия географическая, №1, сс.5-19.

32. Gluck S., Fabre N., Guillaume P., Lafet Y., 1990. Robust multichannel stratigraphic inversion of stacked seismic traces. Revue de L'Institut Francais du Petrole, Paris, №3, p. 383-396.

33. Golf-Racht ,T.D., 1982. Fundamentals of fractured reservoir engineering. Elsevier scientific publishing company, Amsterdam Oxford - New Jork ,608 pp.

34. Гогоненков Г.Н., 1987. Изучение детального строения осадочных толщ сейсморазведкой. "Недра", Москва, 221 сс.

35. Гогоненков Г.Н., Эльманович С.С., Лудкина М.В., 2002. Полигональная система разрывов надсеноманской толщи в Западной Сибири. Геофизика. Научно-технический журнал ЕАГО, №2, с.5-10.

36. Gregory, A.R., 1976. Fluid saturation effects on dynamic elactic properties of sedimentary rocks. Geophysics, Vol.41, No. 5 (October 1976), pp.895921.

37. Griffith, A., 1921. The phenomena of rupture and flow in solids. Phil. Trans. Rou. Soc., 221, Ser. A.

38. Гурари Ф.Г., 1982. Петрофизические особенности баженовской свиты. В кн.: Доманикиты Сибири и их роль в нефтегазоносности. СНИИГТиМС, Новосибирск, с. 43-59.

39. Гуревич А.Е., 1989. Геофлюидодинамика формирования нефтегазоносности в бассейнах с различными геодинамическими режимами. Флюидодинамический фактор в тектонике и нефтегазоносности осадочных бассейнов,"Наука", Москва, 239 с.

40. Гуревич Г.И.,1954. К вопросу о механизме разделения пластов горных пород на блоки. Известия Академии наук, Серия геофизическая, № 5,с.411.

41. Daneshy, A.A., Slusher G.L., Chisholm P.T., Magee D.A., 1986. In-situ stress measurements during drilling. Journal of petroleum technology, Vol. 38, No 9, pp. 891-898.

42. Darcy, H., 1856. Les Fontaines Publiques de la Ville de Dijon, Dalmont, Paris.

43. Dvorkin, I., Mavko G. and Nur A., 1992. The dynamics of viscous compressible fluid in a fracture. Geophysics 57/5, May 1992, pp. 720-726.

44. Dey, S. and Addy, S.K., 1972. Love (sic) waves under initial stresses. Gerlands Beitr., Geophysics 87/4, pp. 305-311.

45. Дияшев P.H., Костерин A.B., Скворцов Э.В., 1999. Фильтрация жидкости в деформируемых нефтяных пластах. Казань, сс.142.

46. Дорофеева Г.В., 1980. Особенности формирования емкости в породах баженовской свиты. В сб.: Нефтегазовая геология и геофизика, № 11, с. 33-36.

47. Дюнин В.И., 1981. Гидродинамика глубоких горизонтов нефтегазоносных бассейнов, "Научныймир", Москва, 472 с.

48. Змановский Н.И., 1988. Динамика тектонических процессов. Методология процесса нефтегазоносности. Труды ЗапСибНИГНИ, сс. 87-101.

49. Зобак М.Д., Зобак М.Л., 1984. Поле напряжений и внутриплитовые землетрясения в США. Современные проблемы геодинамики, "Мир", Москва, с.236-258.

50. Zobac, M.D., Moos, D. and Mastin L., 1985. Well bore breakouts and in-situ stress. Journal of geophysical research, Vol. 90, No. B7, pp.5523-5530.

51. Zobac, M.L. and Zobak, M., 1980.State of stress in the conterminous United States. Journal of geophysical research, Vol. 85, No. В11, pp.6113-6156.

52. Зубков М.Ю., Сонич В.П., Зарипов О.Г., 1986. Геологические и литолого-геохимические критерии промышленной нефтеносности отложений баженовской свиты Западной Сибири. В кн. Проблемы нефтеносности баженовской свиты. ИГиРГИ, Москва, с. 5-13.

53. Исаев А.В., 1983. Разработка метода оценки напряженного состояния удароопасных пород по дискованию керна и выходу буровой мелочи. Автореф. due. на соиск. уч. степени канд. техн. наук, Ленинград.

54. Каледин В.О., Ластовецкий В.П., 1999. Математическое моделирование напряженно-деформированного состояния горных пород применительно к нефтегазопоисковым задачам. Геофизика. Научно-технический журнал, ЕАГО, №3, сс.63-68.

55. Карагодин Ю.Н., 1980. Седиментационная цикличность. "Недра", Москва, 242 с.

56. Карус Е.В., Кузнецов O.JL, Кузнецов Ю.И. и др., 1982. О возможной природе глубинных сейсмических границ. ДАН СССР, Т. 265., №3, с. 577-579.

57. Kasahara, К., 1981. Earthquake mechanics. Cambridge University Press, pp.261.

58. Клещев K.A., 1986. Геодинамика нефтегазоносных бассейнов. ВНИИОЭНГ, Москва, 50 с.

59. Клещев К.А., Петров А.И., Шеин B.C., 1995. Геодинамика и новые типы природных резервуаров нефти и газа. "Недра", Москва, 280 с.

60. Козлов Е.А., 1998. Отражения сейсмических волн от трещиноватых слоев. Геофизика, Научно-технический журнал ЕАГО, №3, с. 7-18.

61. Корнев В.А., 2000. Прогнозирование объектов для поисков залежей углеводородного сырья по сейсмогеологическим данным (на примере осадочного чехла Западной Сибири). Тюменский нефтегазовый университет, Тюмень, сс.373.

62. Colleen A. Barton and Daniel Moos, 1988. Analysis of macroscopic fractures in the cajon pass scientific drillhole : over the interval 1829 -2115 meters. Geophisical research letters, vol.15, No.9, pp 1013-1-16.

63. Коллекторы нефти баженовской свиты Западной Сибири. Труды ВНИГРИ (подредакцией Т.ВДорофеевой). "Недра", Ленинград, с. 131.

64. Конторович А.Э., 1998. Осадочно-миграционная теория нафтидогенеза.

65. Состояние на рубеже XX и XXI вв., пути дальнейшего развития. Геология нефти и газа, №10, 8-16.

66. Костерин А. В., Скворцов Э. В., Торопова М. М., 1999. Напряженно-деформированное состояние горных пород и фильтрация в неоднородных пластах. Вычислительные технологии, тЛ, №2, с. 42-50.

67. Котяхов Ф.И., 1977. Физика нефтяных и газовых коллекторов. "Недра", Москва, 287с.

68. Crampin, S., 1978. Seismic-wave propagation through a cracked solid: polarization as a possible dilatancy diagnostic. Geophisics.

69. Crampin, S., 1987. Geological and industrial implications of extensive-dilatancy anisotropy. Nature, Vol. 328, pp.491-496.

70. Кузнецов О.JI., 1980. Изучение напряженного состояния земной коры на различных стадиях геологоразведочного процесса на нефть и газ. Изучение напряженного состояния массивов горных пород акустическим методом. ВНИИЯГГ, Москва, с.3-9.

71. Кузнецов О.Л., Кузнецов Ю.И., Варшавский А.И., 1988. Изучение напряженного состояния земной коры с целью оптимизации поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа. Разведочная геофизика, выпуск 10, ВИЭМС, Москва, 43с.

72. Курбанаев Г.М.,1985. Моделирование полей тектонических напряжений на ЭВМ. Экспериментальная тектоника в теоретической и прикладной геологии. Наука, Москва.

73. Ландау Л.Д., Лифшиц Е.М., 1987. Теория упругости, "Наука", серия "Теоретическая физика", 238 с.

74. Levorsen, А. I., 1967. Geology of Petroleum. W.H.Freeman and company, San Francisco and London, second edition.

75. Mathez, E.A. and Webster, J.D.,2004. The Earth Machine (the science of a dynamic planet). Columbia university press, New York, pp.335.

76. Mavko, G., Mukerji, Т., Dvorkin, J., 1998. The rock physics handbook. Tools for seismic analysis in porous media. Cambridge University Press.

77. Medlin, W.L., Masse L., 1984. Laboratory experiments in fracture propogation. SPE journal, Vol. 24, No. 3, pp. 256-268.

78. Методические рекомендации по изучению напряженно-деформированного состояния горных пород на различных стадиях геолого-разведочного процесса. 1987, ВНИИГеоинформсистем, Москва.

79. Mindlin, R.D., 1949. Compliance of elastic bodies in contact. J. Appl.Mech., 16, 259-268.

80. Мкртчян O.M., Трусов JI.JI., Белкин H.M., Деггев В.А., 1987. Сейсмогеологический анализ нефтегазоносных отложений Западной Сибири. "Наука", Москва, 126 с.

81. Молотков, Л.А., Бакулин, А.В.,1994. Эффективная модель трещиноватой среды с трещинами, описываемыми поверхностями разрывов смещений. Математические вопросы теории распространения волн. 24, с.118-137.

82. Мохначев М.П., Присташ В.В.,1982. Динамическая прочность горных пород. "Наука", Москва, 140 с.

83. Мушин И.А., Бродов Л.Ю., Козлов Е.А., Хатьянов Ф.И., 1990. Структурно- формационная интерпретация сейсмических данных. "Недра", Москва, 299 с.

84. Murray G.H.,1977. Quantitative fracture study, Sansh Pool. Fracture-controlled production, AAPG Reprint Series 21.

85. Mochet, J-P., Mitchell A., 1988. Abnormal pressures while drilling. Manuels techniques. Boussens, Elf Aquitaine, pp.286.

86. Неймарк A.A., 1997. Фрактальность геологической среды и проблема прогнозируемости сейсмогенного макроскалывания. Изв. вузов. Геология и разведка, №2, 23-31.

87. Нестеров И.И., 1979. Новый тип коллектора нефти и газа. Геология нефти и газа, №9, 26-29.

88. Нестеров И.И., Григорьева Г.Ф., Фишбейн В.Ю.и др., 1992. Термодинамические аспекты в генерации углеводородов: Моделирование нефтегазообразования. "Наука", Москва, 98-104.

89. Нестеров И.И., Шпильман В.И., 1987. Теория нефтегазонакопления. "Наука", Москва, 336 с.

90. Николаевский В.Н., Рамазанов Т.К., 1986. Напряженно-деформированное состояние пласта и восстановление давления в скважине. Механика деформируемого тела. Прочность и вязкоупругопластичность, "Наука", с. 94-105

91. Nur, А., 1971. Effects of stress on velocity anisotropy in rocks with cracks. J. Geophys. Res., 76,2022-2034.

92. Nur, A., Mavko, G., Dvorkin, J., and Gal, D., 1995. Cristical porosity: The key to relating physical properties to porosity in rocks. 65th Ann. Int. Meeting, Soc. Expl. Geophys., 878.

93. Nur, A., and Simmons, G., 1969. Stress-induced velocity anisotropy in rocks. An experimental study. J. Geophys. Res., 74, 6667.

94. Озол A.A., Назипов A.K., Плотникова И.Н., Хайретдинов Ф.М., 2002. Геодинамические и геохимические аспекты глубинногонефтегазообразования в платформенных условиях. Георесурсы, Научно- технический журнал, №1(9), с. 12-16.

95. ЮЗ.Олесов Б.В., 2003. К вопросу о кризисе геофизики. Геофизика. Научно-технический журнал ЕАГО, №4, с.62-64.

96. Орлова А.В., 1981. Подвижная мозаика планеты. "Недра", Москва, сс.108.

97. Первооткрыватели свойств и сокровищ Земли: Серия. 2001. Нестеров Иван Иванович (к семидесятилетию со дня рождения), ООО "Опцион-ТМХолдинг", Тюмень, 531 с.

98. Perrodon А., 1983. Dynamics of oil and gas accumulations. Aquitaine, Paris, 368 p.

99. Песковский И.Д., 1992. Эволюция литосферы Западной Сибири и формирование осадочного бассейна."Недра", Москва, 306 с.

100. Петухов И.М., Ватутина И.М., 1996. Геодинамика недр. "Недра Москва.

101. Pirson, S. J., 1953. Performance of Fractured Oil Reservoirs. Bull. Am. Assoc. Petrol. Geol., 37, p.232-244.

102. Pisetski, V.B.,1995. Dislocational Rock Mechanics as a Basis for Seismic Methods in the Search for Hydrocarbons. Revue de Flnstitut Francais du Petrole, Paris, Vol.50:3, pp. 35.

103. Pisetski, V.B., 1999. The dynamic fluid method. Extracting stress data from the seismic signal adds a new dimension to our search. The Leading Edge, September, Vol.18, №9, p. 1064-1093.

104. Pennington, W.D., Pisetski, V.B., 2003. Calibration of Seismic Attributes for Reservoir Characterization. Final Technical Report for D.O.E. USA, Michigan Technological University, pp.134-185.

105. Pisetski, V., 1998. Method for Determining the Presence of Fluids in a Subterranean Formation, US Patent, № 5,796, 678.

106. Pisetski, V., Kormilcev V., Ratushnak A., 2002. Method for predicting dynamic parameters of fluids in a Subterranean reservoir. US Patent, № 6,498, 989 Bl.

107. Писецкий В.Б., Федоров Ю.Н., 1998. Динамико флюидный метод прогноза и анализа месторождений нефти и газа по сейсмическим данным. В сб. "Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО", Ханты - Мансийск, с.150-164.

108. Писецкий В.Б., 1994. Дислокационно-флюидная модель седиментационных сред в приложении к разведке нефти и газа. Горный журнал, Известия высших учебных заведений, Екатеринбург, №9-10/94, с. 34-58.

109. Писецкий В.Б., 2005. Механизм разрушения осадочных отложений и эффекты трения в дискретных средах. Горный журнал, Известия высших учебных заведений, Екатеринбург, №1, с. .

110. Писецкий В.Б., Крылатков С.М., 2005. О коэффициенте Пуассона нефтяных коллекторов с дискретной структурой. Горный журнал, Известия высших учебных заведений, Екатеринбург, № 1, с. .

111. Рамберг, X., 1974. Моделирование тектонических движений, вызываемых силой тяжести, при помощи центрифуги. "Gravity and tectonics", edited by Kees A. De Jong and Robert Scholten, A Wiley -Interscience Publication, New York -London Sydney - Toronto.

112. Ramsay, J.G., 1967. Folding and Fracturing of Rocks. New York, McGraw-Hill, 568 p.

113. Ramstad, L.R., 1977. Geological modelling of fractured hydrocarbon reservoirs. Univ. ofTrondcheim, report No. 77-4.

114. Рац M.B., Чернышев C.H., 1970. Трещиноватость и свойства трещиноватых горных пород. "Недра", Москва, 164 с.

115. Reservoir Geophysics, 1992. Series: Investigations in Geophysics No7, Society of Exploration Geophysicists, Tulsa, OK, 400.

116. Садовский M.A.,1979. О естественной кусковатости горных пород. Доклады АН СССР, т.247, №4,с.829-841.

117. Садовский М.А., Болховитинов Л.Г., Писаренко В.Ф., 1987. Деформирование геофизической среды и сейсмический процесс. "Наука", Москва, сс.210.

118. Sayers, С.М., 1999. Stress-dependent seismic anisotropy of shales. GEOPHYSICS, Vol.64, №1, p.93-98.

119. Seismic and Acoustic Velocities in Reservoir Rocks, 1989. Society of Exploration Geophysicists, Geophysics reprint series, No. 10, v.l, Experimental Studies, Tulsa, Oklahoma, 405.

120. Селиванов O.B., Фомин A.A., Зонн M.C. и др., 1992. Экспериментальные исследование матрицы нефтепроизводящей породы и нефтяных УВ в условиях неравномерного объемного сжатия: Моделирование нефтегазообразования. "Наука", Москва, с. 108-114.

121. Сидоров В.А., Багдасарова М.В., Атанян С.В., 1989. Современная геодинамика и нефтегазоносность. "Наука", Москва, 200 с.

122. Смехов Е.М.,1961: Закономерности развития трещиноватости горных пород и трещинные коллекторы. Тр.ВНИГРИ, Ленинград, вып.172.

123. Смехов Е.М., Дорофеева Т.В., 1987. Вторичная пористость горных пород коллекторов нефти и газа. "Недра", Ленинград, 95 с.

124. Соколов Б.А., 1999. Флюидодинамическая модель нефтегазообразования. ГЕОС, Москва.

125. Сороко Т.И., 1992. Возможные модели низкотемпературного превращения органического вещества осадочных горных пород. Моделирование нефтегазообразования. "НаукаМосква, с. 90-95.

126. Stearns ,D.W., Friedman , 1972. Reservoirs in fractured rock. Am. Assoc. Petrolrum Geologists, Reprint Series No 21.

127. Такранов P.A.,1990. Геологические основы прогноза трещиноватости угленосных отложений платформенного типа (на примере Иркутского бассейна). ВИЭМС, Москва, сс.45.

128. Thiercelin, M.J., Lemanczyk, Z.R., 1986. Stress gradient effects the heieght of vertical hydraulic fractures. SPE production engineering, Vol:1, No.4, pp.245-254.

129. Tissot, B.P., Welte, D.H., 1978. Petroleum formation and occurrence (A New Approach to Oil and Gas Exploration). Springer-Verlag, Berlin -Heidelderg New York.

130. Thomsen, L., 1990. Poisson was not a geophysicist!. Amoco Production Company, The Leading Edge of Exploration, December 1990, Tulsa, Oklahoma.

131. Thomsen, L., 19931 Weak anisotropic reflections, in Offset Dependent Reflectivity Theory and Practice of AVO Analysis, J.P.Castagna and M.Backus, eds. Invest. Geophys., No.8, Society of Exploration Geophysicists, Tulsa, Oklahoma, p.103-111.

132. Thomsen, L., 1996. Poisson was not a rock physicist, either!. Amoco Exploration and Production Company, The Leading Edge, July 1996.

133. Трофимов B.A., Корчагин В.И., 2002. Нефтеподводящие каналы: пространственное положение, методы обнаружения и способы их активизации. Георесурсы, Научно технический журнал, №1(9), с. 1823.

134. Трофимчук А.А., Молчанов В.И., Параев В.В., 1998. Особенности геодинамических обстановок формирования гигантских месторождений нефти и газа. Геология и геофизика, Т. 39, №5, с. 673682.

135. Трофимчук А.А., Черский Н.В., Царев В.П. и др., 1981. Новые данные по экспериментальному изучению преобразования ископаемого органического вещества с использованием механических полей. Докл. АН СССР. 257,1, с. 207-211.

136. Трусов Л.Л, 1989. Динамический анализ отраженных волн при локальном прогнозе коллекторов и залежей Среднего Приобья. ПО ТЮМЕНЬНЕФТЕГЕОФИЗИКА, Тюмень, сс.16.

137. Turcotte , D.L., Schubert G.,1982. Geodynamics. John Wiley & Sons, New York, pp. 321.

138. Tsvankin, I., 1995. Body-wave radiation patterns and AVO in transversely isotropic media, Geophysics, 60,1409-1425.

139. White, J.E., 1983. Underground sound. Application of Seismic Waves. Colorado School of Mines, Golden.

140. White, J.E., 1986. Biot-Gardner theory of extensional waves in porous rods. Geophys., 51, 742-745.

141. Фадеев А.Б. и др., 1979. Прочность и деформируемость горных пород, "Недра", Москва, 254 стр.

142. Hudson, J.A., 1981. Wave speeds and attenuation of elastic waves in material containing cracks". Geophys. Journal of the Royal Astr. Soc., 64, p. 133-150.

143. Хаин B.E., Михайлов A.E., 1985. Общая геотектоника. "Недра", Москва, сс. 323.

144. Хаин В.Е.,1998. Нефтегазоносность и тектоника. Геология нефти и газа, №10, с. 5-7.

145. Khain, V.E., Sokolov, В.А., Kleschev, К.А., Shein, V.S., 1991. Geodynamic conditions of the petroliferous basins. AAPG, No 2, V. 77, pp. 315-325.

146. Хаин B.E.,1996. Геотектоника на новом переломе своего развития. Геотектоника, 6, с.29-37.

147. Hilterman, F., 1989. Is AVO the seismic signature of rock properties? Expanded Abstracts, Soc. Expl. Geophys., 59th Annual International Meeting, 559.

148. Hobbs, B.E., Means, W.D., Williams P.F., 1976. An Outline of Structural Geologi, New Jork, John Wiley and Sons, 571 p.

149. Христианович С.A., 1981. Механика сплошной среды. "Наука", сс. 483.

150. Христофорова Н.Н., Христофоров А.В., Муслимов Р.Х., 2000. Температура и тепловой поток в гранито-гнейсовом слое земной коры. "Георесурсы", Научно-технический журнал, №1(2), Казань, сс.2-11.

151. Zoeppritz, К., 1919. Erdbebenwellen VIIIB. On the reflection and propagation of seismic waves. Gottinger Nachrichten, I, 66-84.

152. Черский H.A., Сороко Т.Н., 1988. Влияние тектоносейсмических процессов на органическое вещество пород и генерацию нефти. Геология и геофизика, №9, с. 54-62.

153. Шерман С.И., Борняков С.А., Буддо В.Ю., 1983. Области динамического влияния разломов. "Наука", СО АН СССР, Новосибирск, сс. 110.

154. Шпильман В.И., Солопахина JI.A., Пятков В.И., 1999. Новая тектоническая карта центральных районов Западной Сибири. Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Вторая научно-практическая конференция, Ханты-Мансийск, сс. 96-115.

155. Шпильман В.И., Шпильман А.В., 2000. Прогноз нефтегазоносности на основе использования волновых закономерностей строения осадочного бассейна. Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. 3-я научно-практическая конференция, Ханты-Мансийск, с.188-173.

156. Schoenberg, M., and Protazio, J., 1992. 'Zoeppritz' rationalized end generalized to anisotropy. J. Seismic Explor., 1, 125-144.

157. Schoenberg, M., 1994. Transversely isotropic media equivalent to thin isotropic layers. Geophysical Prosp., 42, pp. 885-915.

158. Schoenberg, M., Sayers, C.M., 1995. Seismic anisotropy of fractured rock. Geophysics, 60, 204-211.

159. Щелкачев B.H., Лапук Б.Б., 2001. Подземная гидравлика. Серия "Современные нефтегазовые технологии", Москва-Ижевск, сс.728.

160. Ямщиков В.С.,1989. Контроль процессов горного производства. "Недра", Москва, сс.440.

161. Ярошевский, В.,1981. Тектоника разрывов и складок. "Недра Москва, 244 с.

162. Основные результаты исследований автора опубликованы в работах:

163. Баранский Н.Л., Козлов Е.А., Писецкий, В.Б., 1990. ГЕОБАС -интерактивная интерпретация геофизических данных на IBM PC/AT.

164. Труды 35-го Международного геофизического симпозиума СЭВ, София, сс. 106-111.

165. Писецкий В.Б., 1994. Дислокационно-флюидная модель седиментационных сред в приложении к разведке нефти и газа. Горный журнал, Известия высших учебных заведений, Екатеринбург, №9-10/94, с. 34-58.

166. Pisetski, V.B., 1994. Dislocation fluid model and its application: Prognosis of the geomechanic parameters and migration fluid-dynamic systems from seismic data. 64th Ann.Int.Mtg., S.E.G., Los-Angeles, Houston, pp. 3.

167. Pisetski, V.B., 1995. Dislocational Rock Mechanics as a Basis for Seismic Methods in the Search^for Hydrocarbons. Vol.50:3, Revue de rinstitut Francais du Petrole, Paris, pp. 35.

168. Писецкий В.Б., Баранский H.JT., 1995. Физические основы распространения сейсмических волн в геомеханических средах. В книге "Геодинамика и новые типы природных резервуаров нефти и газа", Клещев К.А., Петров В.И., Шеин B.C., Недра, Москва, с. 228-247.

169. Pisetski, V.B., 1995. Dislocation fluid model: Recent applications in the prognosis of the geomechanic parameters and fluidodynamics. 65 th Ann.Int.Mtg., S.E.G., USA, Houston, pp. 6.

170. Pisetski, V.B., 1996. Application of the Dislocation Fluid Model Inversion of Seismic Parameters in Oil and Gas Exploration. 65 th Ann.Int.Mtg., S.E.G., USA, Houston, Workshop, pp. 6.

171. Pisetski; V.B., 1997. 1996-1997 Implementation of the DFM-based interpretation technology in the fields of China and Siberia. 67th Ann.Int.Mtg., S.E.G., USA, Dallas, pp. 6.

172. Писецкий, В.Б., 1997. Применение интерпретационной сейсмической технологии, основанной на ДФМ (дислокационно-флюидной модели) нефтегазовых территорий. Материалы X

173. Межотраслевого координационного совещания по проблемам геодинамической безопасности, Академия горных наук, Екатеринбург, сс. 6.

174. Писецкий В.Б., Сурнев, В.Б., 1997. Коэффициенты отражения и преломления для плоских упругих волн в предварительно напряженной среде. Деп.в ВИНИТИ 15.10.97 №3058-В97, 6 с.

175. Pisetski, V., 1998. Method for Determining the Presence of Fluids in a Subterranean Formation, US Patent, № 5,796, 678.

176. Писецкий В.Б., Талалай, А.Г., 1998. Интегрированные технологии детального изучения объектов недро- и природопользования. Материалы Международной конференции "Горные науки на рубеже XXI века", РАН УрО, Екатеринбург, 9 с.

177. Pisetski, V. В., Milashin, V. A., Fedorov, U. N., Kormiltsev, V. V., 1998. Dynamic Fluid Method (DFM) interpretation of seismic data of the complex reservoirs witch active fluido-dynamics. 68th Ann.Int.Mtg., S.E.G., USA, New Orlean, pp. 6.

178. Писецкий В.Б., Федоров, Ю.Н., 1998. Динамико флюидный метод прогноза и анализа месторождений нефти и газа по сейсмическим данным. В сб. "Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО", Ханты -Мансийск, с. 150-164.

179. Pisetski, V.B., 1999. The dynamic fluid method. Extracting stress data from the seismic signal adds a new dimension to our search. The Leading Edge, September, Vol.18, No.9, SEG, p. 1084-1093.

180. Pisetski, V.B., 1999. Integration of fracture characterization, detection of pressure anomalies and of the fluido-dynamics by the Dynamic Fluid Method. 69thAnn.Int.Mtg., S.E.G., USA, Houston, pp.8.

181. Pisetski, V.B., Samsonov, V.I., Patrushev U.V., 1999. Elastic wave propagation in discontinuous models : the Dynamic Fluid Method (DFM) of fracture characterization. 69th Ann.Int.Mtg., S.E.G., USA, Houston, pp. 6.

182. Писецкий В.Б., Кормильцев, B.B., Ратушняк, A.H., 2000. Течение Дарси в деформируемом поровом пространстве. УрО РАН, Институт геофизики. Деп. в ВИНИТИ 12.01.00 N15-В00, Екатеринбург, сс. 11.

183. Писецкий В.Б., Волков Ю.В., Сайфутдинов, М.А., Кормильцев, В.В. и др., 2000. Детальный анализ параметров флюидодинамики месторождений нефти и газа по данным сейсморазведки. 70th Annual Meeting, SEG,Calgary, Canada, cc. 7.

184. Писецкий В.Б., Милашин, В.А., Трофимов, В.А. и др., 2000. Прогноз ловушек нефти динамического генезиса в карбонатном бассейне по комплексу технологий интерпретации сейсмических данных . 70th Annual Meeting, SEG,Calgary, Canada, cc. 9.

185. Писецкий В.Б., Кормильцев, B.B., Нургалиев, Д.К., Ратушняк, А.Н., 2001. Моделирование флюидодинамических систем, охватывающих осадочный бассейн и фундамент. Георесурсы. Научно-технический журнал, Казань, сс.8.

186. Pisetski, V.B., and Kevin Т. Englet, 2001. Hydrocarbon accumulation controls Seismic definition of pressure distribution fields in a Paleozoic carbonate reservoir. 72th Annual Meeting, SEG, San Antonio, USA, pp. 4.

187. Pisetski, V.B., and Guidish, Т., 2002. Seismically Derived Reservoir Stress Distribution Defining Optimal Zones for Hydrocarbon Accumulation. Annual Meeting, EAGE 64th Conference & Exhibition, Floranse, Italy, pp 5.

188. Pisetski, V., Kormilcev V., Ratushnak A., 2002. Method for predicting dynamic parameters of fluids in a Subterranean reservoir. US Patent, № 6,498, 989 Bl.

189. Pisetski, V.B., and Guidish, Т., 2002. Using Seismic information to predict pressure variations and fluid migration pathways to optimize reservoir development plans. 73 th Annual Meeting, SEG, Salt Lake Sity, USA, pp.4.

190. Pisetski, V.B., and Guidish, Т., 2003. Dynamic Fluid Method (DFM) of Delineating Areas of Overpressure and Decompression in Sedimentary Media. AAPG International Conference and Exhibition in Barcelona, Spain, pp. 5.

191. Писецкий В.Б., Кормильцев B.B., Ратушняк, A.H., 2003. О возможности дистациоииой оценки проницаемости коллектора по данным MOB. УрО РАН, Институт геофизики, Екатеринбург, сс. 11.

192. Pisetski, V.B., 2004. DFM the technology for oil field development monitoring and management. Seminario Tecnico para Is Determinacion de la

193. Presencia у Dinamica de Fluidos (DFM) Basados en Datos Sismicos, Posa Rica, Mexico, pp. 42.

194. Pisetski, V.B., 2004. Particular features of the dynamics of discrete media an seen by the Dynamic Fluid Method.Seminario Tecnico para Is Determination de la Presencia у Dinamica de Fluidos (DFM) Basados en Datos Sismicos, Posa Rica, Mexico, pp. 26.

195. Pisetski, V.B., and Guidish, Т., 2004. DFM Finds Optimal Exploration Zones, The American Oil and Gas Reporter, September #, USA, pp. 6.

196. Pennington, W.D., Pisetski, V.B., 2004. Calibration of Seismic Attributes for Reservoir Characterization. Final Technical Report for D.O.E. USA, Michigan Technological University, October, 2002, p. 134-185.

197. Писецкий В.Б., 2005. Механизм разрушения осадочных отложений и эффекты трения в дискретных средах. Горный журнал, Известия высших учебных заведений, Екатеринбург, №1,с.48-65.

198. Писецкий В.Б., Крылатков С.М., 2005. О коэффициенте Пуассона нефтяных коллекторов с дискретной структурой. Горный журнал, Известия высших учебных заведений, Екатеринбург, №1, с. 115-121.1. Г"." . ~ " Приложение №14*