Технология создания и сопровождения трехмерных цифровых геологических моделей нефтегазовых месторождений: на основе интеграции данных петрофизики, ГИС и сейсморазведки тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.10, доктор технических наук Билибин, Святослав Игоревич

  • Билибин, Святослав Игоревич
  • доктор технических наукдоктор технических наук
  • 2010, МоскваМосква
  • Специальность ВАК РФ25.00.10
  • Количество страниц 281
Билибин, Святослав Игоревич. Технология создания и сопровождения трехмерных цифровых геологических моделей нефтегазовых месторождений: на основе интеграции данных петрофизики, ГИС и сейсморазведки: дис. доктор технических наук: 25.00.10 - Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых. Москва. 2010. 281 с.

Оглавление диссертации доктор технических наук Билибин, Святослав Игоревич

Список рисунков.

Введение.

Глава 1. Основы технологии создания ЗБ цифровых геологических моделей.

1.1. Общие вопросы технологии создания цифровых геологических моделей.

1.2. Надежность, достоверность и точность — параметры оценки цифровой геологической модели.

1.3. Последовательная и комплексная (непоследовательная) технологии создания цифровых ЗБ геологических моделей.

1.4. Основные этапы технологии создания цифровой геологической модели месторождения.

1.5. Сопровождение и актуализация цифровой геологической модели.

1.6. Выводы.

Глава 2. Информационная база геологического моделирования нефтегазовых месторождений.

2.1. Роль базы данных в общей технологии создания геологической модели.

2.2. Управление данными при моделировании месторождений.

2.3. Основные разделы базы данных.

2.3.1. Разделы БД по дисциплинарному уровню.

2.3.2. Разделы БД по способам использования.

2.4. Выбор технологии хранения и управления данными при моделировании крупных месторождений.

2.5. Контроль качества информации.

2.6. База знаний геологической модели.

2.7. Выводы.

Глава 3. Геолого-геофизическая основа построения ЗБ цифровой модели.

3.1. Динамический анализ данных - необходимый этап создания геологической модели.

3.2. Принципиальная седиментационная модель - основа создания

ЗБ ЦГМ.

3.3. Использование динамических характеристик отраженных волн для прогнозирования коллектора.

3.4. Обоснование водонефтяного контакта по материалам геофизических исследований при построении ЗБ геологических моделей.

3.5. Выбор скважин' для расчета коэффициента начальной нефтенасыщенности.

3.6. Выводы.

Глава 4. Реализация технологии построения геологических моделей.

4.1. Исходная неопределенность данных.

4.2. Создание структурно-тектонической модели месторождения

4.2.1. Использование результатов сейсморазведки- при построении структурно-тектонического каркаса ЦГМ

4.2.2. Выбор скважин для структурных построений.

4.2.3. Учет поверхности ВНК при структурных построениях

4.3. Основные подходы к построению цифровых геологических моделей. Построение послойных цифровых моделей.

4.4. Построение ЗЭ цифровой геологической модели.

4.4.1. Построение 3-х мерных сеток фильтрационно-емкостных свойств и насыщения.

4.4.2. Подсчет запасов в трехмерных моделях.

4.4.3. Расчет карт по трехмерным моделям.

4.4.4. Представление геологической модели:.

4.5. Прогноз добычных параметров коллекторов нефти по*данным цифрового моделирования.

4.6. Автоматическое выполнение заданий и автоматизация технологического процесса построения цифровой модели.

4.7. Поддержание модели в актуализированном состоянии1 -необходимость современного этапа изучения недр.

4.8. Оценка достоверности и точности построения геологической модели.

4.9. Выводы.

Глава 5. Моделирование залежей углеводородов и подсчет запасов в программном комплексе ВУ-вео.

5.1. Основные особенности и структура программного комплекса БУ-Оео.

5.2. Модель данных в программном комплексе БУ-Оео.

5.3. Основные этапы технологии построения ЦГМ в БУ-вео.

5.4. Подсчет запасов в БУ-Оео.

Глава 6. Особенности технологии создания ЦГМ сложных и гигантских нефтегазовых месторождений.

6.1. Основные проблемы моделирования сложных и гигантских нефтегазовых месторождений.

6.2. Построение и анализ цифровых геологических моделей залежей пластов ЮК2-9 и КЖю-ц Красноленинского

О месторождения.

6.3. Моделирование сложных тектонически и литологически экранированных залежей на примере Песчаноозерского месторождения.

6.4. Моделирование тектонических залежей уникального многопластового Еты-Пуровского месторождения.

6.5. Моделирование гигантских месторождений со сложным строением и формой залегания коллекторов на примере Ковыктинского месторождения.

6.6. Моделирование эрозионных врезов на примере Нижне-Шапшинского месторождения.

6.7. Моделирование трещиноватых коллекторов на примере

Астраханского газоконденсатного. месторождения:.

I 6.8. Особенности, построения единой цифровой модели

Самотлорского месторождения.

Рекомендованный список диссертаций по специальности «Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых», 25.00.10 шифр ВАК

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Технология создания и сопровождения трехмерных цифровых геологических моделей нефтегазовых месторождений: на основе интеграции данных петрофизики, ГИС и сейсморазведки»

Актуальность работы. Важнейшим фактором развития нефтегазодобывающей промышленности России в настоящее время является повышение детальности изучения геологических толщ, вмещающих месторождения углеводородов, как основы создания эффективного информационного обеспечения процессов разведки и разработки залежей нефти и газа.

Ограниченность информации о геологическом строении месторождений во многих случаях является тормозом при внедрении современных экономически целесообразных технологий интенсификации добычи нефти и повышения коэффициента извлечения нефти и газа. В этих условиях уточнение геологического строения месторождений и содержащихся в них геологических запасов углеводородов, локализация остаточных запасов в пространстве и во времени, выработка мероприятий по их вовлечению в разработку является обязательной процедурой мониторинга процесса разведки и эксплуатации месторождений.

Мировая практика, в том числе и отечественная, последних 25 лет показала, что кардинальным решением проблемы повышения глубины и достоверности изучения геологического строения и свойств месторождений нефти и газа является массовое внедрение в производство технологии геологического моделирования месторождений, создание на ее основе постоянно действующих геолого-технологических моделей (ПДГТМ) всех введенных в эксплуатацию месторождений, сопровождение ПДГТМ с целью мониторинга разработки.

По инициативе Центральной комиссии по разработке в 1999 году начато проектирование разработки месторождений на основе ПДГТМ.

Проблема создания 3-х мерной цифровой геологической модели месторождения нефти и/или газа по своей сущности весьма сложна. При построении геологической модели требуется обобщение огромного количества мультидисциплинарных данных и знаний, накопленных на месторождении в смежных отраслях нефтепромыслового дела, изучающих свойства месторождения методами с различным объемным разрешением и исследующих широкий спектр характеристик. Совмещение мультидисциплинарных данных и знаний в единое знание весьма затруднительно и требует создания соответствующих теоретических обоснований.

Геологические модели могут создаваться практически на любых этапах изучения месторождения - от времени бурения первых разведочных скважин и проведения сейсморазведки до заключительного IV этапа его эксплуатации при стабильно падающей и добыче. В ближайшем будущем, могут быть востребованы геологические модели уже выведенных из эксплуатации месторождений в связи с возможностью релаксации запасов за период «простоя» месторождения.

Цифровое геологическое моделирование в настоящее время является принципиально новым направлением в науках о Земле. Многие вопросы еще требуют своего решения. Поэтому научное обоснование методологии геологического моделирования и разработка на этой основе технологии геологического моделирования конкретных геологических толщ, вмещающих месторождения углеводородов, представляют собой новое научное направление в нефтяной геологии. Полученные при этом результаты имеют важное научное и практическое значение, т.к. служат базой развития нефтяной отрасли в целом.

Автор диссертации стоял у истоков создания технологии цифрового геологического моделирования в РФ. Им лично выполнены исследования по созданию концепции трехмерного геологического моделирования нефтяных месторождений. На основе этой концепции под руководством автора и при его непосредственном участии была разработана технология создания и сопровождения геологической модели месторождения нефти и газа, которая нашла широкое применение на производстве. Настоящая диссертационная работа содержит изложение теории и разработанной на ее основе технологии геологического моделирования.

Цель работы. Повышение эффективности и достоверности изучения геологического строения, подсчета запасов и разработки нефтегазовых месторождений на основе применения созданной автором научно обоснованной технологии построения трехмерных цифровых геологических моделей с учетом этапности геологоразведочных работ и интеграции геолого-геофизических и промысловых исходных данных, с возможностью массового промышленного использования геологических моделей при изучении и эксплуатации месторождения.

Основные задачи исследований:

- развитие концепции цифрового трехмерного геологического моделирования нефтегазовых месторождений (ЗБ ЦГМ) на основе эффективной интеграции геолого-геофизических и промысловых исходных данных;

- разработка промышленной технологии создания трехмерных цифровых геологических моделей на основе синтеза геологических, геофизических и промысловых исследований;

- разработка принципов и подходов к мониторингу ЗЭ геологической модели путем5 формализации и сохранения в базе знаний установленных при создании стартовой модели геологических закономерностей и способов построения 3- х мерных сеток параметров;

- разработка структуры рациональных способов управления геолого-геофизическими и промысловыми данными для1 трехмерного геологического моделирования! на этапах их сбора, корректировки; согласования, объединения и-формализации;

- изучение и внедрение в технологию создания ЗЭ ЦГМ динамического временного анализа геологических сред с целью повышения достоверности моделей;

- разработка методических приёмов применения динамических параметров сейсмической записи для повышения достоверности ЦГМ;

- разработка методики подсчета запасов на основе 3-х мерных моделей с соблюдением технических требований ГКЗ РФ и с использованием определяющей роли принципиальной седиментационной модели и модели флюидонасыщения при построении моделей; выработка критериев оценки качества построения ЪТ> ЦГМ на основе сопоставления с исходными данными и результатами адаптации истории разработки в ремасштабированных гидродинамических моделях;

- опробование разработанной технологии на месторождениях различной сложности, размеров и сроков эксплуатации.

Методика исследований. Поставленные задачи решались путем анализа и обобщения современных способов использования информационных технологий при изучении месторождений и подсчете запасов УВ. Исследования по проблеме проводились при моделировании месторождений различных нефтегазоносных районов с продуктивными пластами различной сложности, в том числе на уникальных по размерам и длительности разработки. Опробованы различные практические подходы к моделированию нефтяных и газовых залежей.

Научная новизна.

1. Создана научная концепция цифрового трехмерного геологического моделирования толщ горных пород, вмещающих нефтегазовые месторождения, обеспечивающая синтез знаний'о геологическом строении, геологических и извлекаемых запасах углеводородов.

2. Разработана технология цифрового трехмерного геологического моделирования, нашедшая широкое промышленное применение, отличающаяся синтезом геологических знаний и оригинальными технологическими приемами реализации этих знаний. Разработанная интегрированная технология, позволяет создавать ЗЭ ЦГМ как.для месторождений с относительно простым геологическим строением, так ид ля гигантских длительно-разрабатываемых многопластовых месторождений со сложным геологическим строением и большим количеством скважин. Технология геологического моделирования в. первую очередь является процессом изучения строения геологической среды и получения новых знаний, а сама ЗБ ЦГМ является основой для гидродинамических расчетов процессов фильтрации жидкостей и газов в пористой геологической среде.

3. Установлено, что только в процессе ЗБ геологического моделирования и возникшей для этого необходимостью обобщения геологических, геофизических, петрофизических, геодезических, промысловых данных можно создать непротиворечивую базу исходных и итоговых данных и откорректировать результаты интерпретации отдельных геофизических методов и инклинометрии скважин.

4. Показано, что применение динамического представления геологической модели по палеореконструкциям и введение в технологию 3-х мерного моделирования и программные комплексы четвертой оси - времени, позволяет изучить основные геологические процессы - осадконакопление, постседиментационные преобразования горных пород, тектоническое развитие, формирование залежей с определенным фазовым состоянием. Фазовое состояние залежей, состояние межфлюидных контактов, структура переходных зон наравне со стратиграфическими и литолого-фациальными признаками определяет степень детализации геологической модели и выбор методов построения 3-х мерных моделей.

5. Разработаны способы выбора исходных данных для построения 3-х мерных моделей нефтенасыщенности начального состояния залежей длительно разрабатываемых месторождений, основанные на временном анализе изменения УЭС нефтенасьпценных пластов и создании моделей переходных зон.

6. Показано, что в связи с возможностью релаксации залежей и образования новых промышленных скоплений нефти в уже выработанных современными технологиями залежах, 3-х мерная геологическая модель должна существовать в том числе при ликвидации и консервации месторождения. В этом состоянии геологическая модель должна отражать выверенные многолетней эксплуатацией характеристики строения залежей, распространения коллекторов и строения порового пространства.

7. Обосновано, что подсчет геологических запасов должен выполняться на основе трехмерных моделей, поскольку такая модель является наиболее адекватным представлением геологической среды, для которой определение средних подсчетных параметров производится через соотношения площади, объема коллектора, порового объема и объема порового пространства нефтенасыщенного коллектора. При этом исключаются систематические ошибки, связанные с наличием корреляционных связей между подсчетными параметрами.

Защищаемые положения.

1. Создание геологической модели основано на применении научно обоснованного комплексного подхода к синтезу разрозненных геологических, геофизических, геодезических и промысловых данных, устранении геологической и технологической противоречивости в исходной информации, исследовании генетических условий осадконакопления и последующих преобразований толщ горных пород и содержащихся в них залежах нефти и газа как в их первоначальном состоянии, так и на стадиях длительного техногенного воздействия в процессе разработки, выявления закономерностей в изменении геологических и гидродинамических показателей изучаемой геологической толщи в системе координат пространство-время.

2. Созданная автором научная концепция геологического моделирования толщ горных пород, вмещающих залежи углеводородов, и разработанная на ее основе технология создания и сопровождения геологических и геолого-геофизических моделей нефтегазовых месторождений обеспечивает синтез знаний о геологическом строении, геологических и извлекаемых запасах углеводородов, служит информационной основой гидродинамического моделирования процессов извлечения нефти и газа с учетом различных технологий добычи, исследования и мониторинга добычных характеристик месторождений на всех стадиях их эксплуатации.

3. Доказанная автором диссертации совместно с Кашиком A.C., Лисовским H.H. и подтвержденная многими ведущими геологами, геофизиками и разработчиками релаксация нефтегазонасыщения на месторождениях является источником увеличения извлекаемой доли остаточных запасов и основой разработанного автором впервые нового принципа геологического моделирования месторождений углеводородов на конечных стадиях разработки.

Практическая значимость и реализация результатов работы.

1. Практический выход из результатов цифрового геологического моделирования очевиден - это более детальное и адекватное (объемное) представление геологического строения объектов, выявления зон с выработанными и остаточными запасами при выполнении гидродинамических расчетов, более обоснованное размещение проектных скважин и расчета разных технологических вариантов выработки объектов в будущем.

2. В нашей практике были единичные проекты, связанные с уникальными по размерам и сложностью месторождениями. Прежде всего, это было связано с обработкой и интерпретацией огромного количества исходных геолого-геофизических и промысловых данных.

Самотлорское месторождение (1999-2006 гг.) - более 18 ООО скважин, 9200 пог.км 2Д сейсморазведки, 26 продуктивных объектов, 40 лет истории разработки;

Красноленинское месторождение (2003-2005 гг.) - более 6500 скважин, 14 продуктивных объектов, сложное геологическое строение, особенности разработки, связанные с быстрым и катастрофическим обводнением эксплуатационных скважин;

Суторминское месторождение (2007-2009 гг.) - более 4500 скважин, 28 продуктивных пластов, более 28 лет истории разработки;

Еты-Пуровское месторождение - (2006-2009 гг.) - 63 продуктивных горизонта, 600 км2 ЗД сейсморазведки, более 400 пог.км 2Д, интенсивное бурение 2005-2009 гг, уникальная тектоническая раздробленность.

Кроме указанных выше проектов автор руководил и непосредственно участвовал в построении геолого-гидродинамических моделей, подсчете запасов и составлении технологических документов следующих месторождений в Западной Сибири (Водораздельное, Восточно- и Западно-Мессояхское, Восточно-Тарасовское, Губкинское, Ермаковское, Западно-Пурпейское, Киняминское, Комсомольское, Кошильское, Лебяжье, Пальяновское, Русское, Северо-Губкинское, Северо-Комсомольское, Сугмутское, Средне-Итурское, Средне-Угутское, Салымское, Северо-Салымское, Советское, Северо-Карамовское, Тальниковое, Тарасовское, Угутское, Хантымансийское, группа Шапшинских месторождений, Южно-Табаганское), Волго-Уральской НГП (Астраханское ГКМ, Боровское, Дороховское, Казаковское, Москудинское, Пионерское, Солдатовское), Восточной Сибири и Сахалине (Ковыктинское, Хандинское, Паромай, Венинский блок), Северо-Кавказской НГП (Зап.-Анастасьевское, Северо-Нефтяное, Сухокумское, Северо-Юбилейное, Тианетское, Южно-Сухокумское),Тимано-Печорской НГП (Мусюшорское, Лыдушорское, Песчаноозерское), Казахстане (Узень, Карамандыбас, Тенге), за рубежом (Белый Тигр, Северный Тесселит, Хальфая, Ин Дай) и других.

3. Прикладные аспекты технологии создания ЦГМ, касающиеся подготовки исходных данных, создания структурно-тектонического каркаса, выбора скважин для структурных построений и расчета кубов фильтрационно-емкостных параметров, анализа ВНК многопластовых месторождений, создания моделей переходных зон, использования сейсмических атрибутов, использования принципиальных моделей, построение кубов ФЕС, построения карт из ЗБ моделей, представления и анализа геологической модели, мониторинга и актуализации геологической модели вошли в разработанный и широко применяемый отечественный программный комплекс DV-Geo. Научно-техническим советом ГКЗМПР* России* (2004г.) и ЦКР Роснедра (2003г.) программный'комплекс и технология моделирования DV признаны полностью отвечающими регламентным требования ГКЗ и ЦКР при подсчете геологических запасов, обосновании КИН, составлении проектных документов на разработку.

4. Разработки соискателя были использованы при составлении следующих отраслевых руководств и инструкций:

• Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений (РД 153-39.0-047-00). М., 2000.

• Методические указания по созданию постоянно-действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. ч.1, М.:2004.

• Положение «О порядке приемки и экспертизы трехмерных цифровых геологических и гидродинамических моделей, создаваемых при подсчете и пересчете запасов месторождений углеводородного сырья», ГКЗ, М.2010.

• Инструкция пользователя программного комплекса DV-Geo, ЦГЭ, 2003, 2005, 2009 гг.

Апробация работы. Автор опубликовал 83 работы (учебные пособия, монографии, статьи, доклады на конференциях), включая 15 патентов и авторских свидетельств.

Основные материалы диссертации доложены автором на 9-ти международных конференциях и симпозиумах (том числе: 67 EAGE Conference@Exhibition, Madrid, 2005; 4thConference & Exposition on Petroleum Geophysics, Mumbai, 2002, India; International Conference «Oil and Gaz», SEG, M, 2003; 4-ая Международная Конференция EAGE/SEG, С.-Петербург,2010, Международный симпозиум «Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышения нефтеотдачи». М. 2006 г. и др.), на 14-ти всероссийских конференциях, семинарах и симпозиумах (в том числе: IV и V научно-практических конференциях «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМ АО». Ханты-Мансийск, 2001 г, 2002г, Научно-практических конференции «Геомодель-2001» и «Геомодель-2002», Геленджик, 2001г. и 2002г, Всероссийская конференция «Инновационные технологии'для ТЭК России», РГУ нефти и газа, 2009г. и др.). По теме диссертации опубликовано 45 работ, том числе учебное пособие «Геолого-геофизическаое моделирование залежей нефти и газа», выдержавшее два издания и удостоенное премии им.' академика И.М. Губкина.

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения; шести глав, основных выводов объемом 273 страницы, включая 102 рисунка, 9 таблиц. Библиография -175 наименований.

Похожие диссертационные работы по специальности «Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых», 25.00.10 шифр ВАК

Заключение диссертации по теме «Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых», Билибин, Святослав Игоревич

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате проделанной работы получены следующие основные результаты:

1. Разработана промышленная технология создания ЗБ геологических моделей на основе концепции геологических знаний, включающей принципиальную седиментационную модель, полученную путем динамического представления геологической среды по палеореконструкциям, модель флюидонасыщения с учетом переходных зон вблизи межфлюидных контактов и петрофизическую модель коллекторов различного типа.

2. Разработана технология построения структурно-тектонического каркаса ЗД геологической модели на основе комплексного анализа сейсмических данных, результатов корреляции разрезов скважин, анализа положения межфлюидных контактов с учетом погрешностей в результатах интерпретации ГИС и инклинометрии скважин.

3. Разработаны способы построения объемных сеток начальной нефтегазонасыщенности длительно-разрабатываемых месторождений, основанные на временном анализе изменения УЭС нефтенасыщенных пластов и создании моделей переходных зон.

4. Показано, что только в процессе создания ЗВ геологической модели можно сформировать непротиворечивую базу исходных и итоговых данных и откорректировать результаты интерпретации геофизических и промысловых методов.

5. Показано, что для построения геологических моделей разрабатываемых месторождений с большим количеством эксплуатационных скважин целесообразно создавать специализированные выборки скважин для построения структурных карт и расчета начальной нефтенасыщенности. Разработаны критерии выбора скважин для построения ЗЭ моделей.

6. Показано, что используя статическую геологическую цифровую модель можно предварительно оценить добычные параметры (коэффициент охвата и коэффициент вытеснения) в ячейках сетки путем дополнительного расчета показателей связности и прерывистости коллекторов, коэффициентов остаточной водо- и нефтенасыщенности и приближенных значений фазовой проницаемости по воде и по нефти.

7. Разработаны методические приёмы проведения анализа динамических параметров сейсмической записи для прогнозирования эффективных толщин при создании ЗБ цифровой геологической модели и оценена подтверждаемость сейсмогеологических прогнозов структурных отметок и эффективных толщин. о . 271

8. Разработаны способы дифференцированного подсчета запасов по ЗО геологическим моделям, и показано, что запасы в 30 моделях должны быть, критерием, точности и достоверности величины запасов, поскольку традиционный двухмерный подсчет запасов не может в полной мере учитывать всю информацию по месторождению; получаемую современными средствами.

9. Показано, что даже на этапе полной выработки месторождений'необходимо поддержание геологической модели в актуальном состоянии в связи ^ возможностью релаксации залежей и образования новых промышленных скоплений нефти.

10. Показано, что достоверность и точность геологической модели могут быть предварительно оценены- путем сопоставления статистических распределений скважинных данных и значений в ячейках трехмерной модели, но критерием качества ЗО модели должна быть удовлетворительная адаптации истории разработки по накопленной добыче, дебитам эксплуатационных скважин и распределению пластовых давлений на ремасштабированной геологической модели.

11. Разработаны и реализованы в программном комплексе ОУ-Оео методические приёмы ЗБ моделирования месторождений сложного геологического строения, представленных линзовидными коллекторами, коллекторами с трещинным типом ф пористости, зонами фациального замещения, палеоврезами и палеоруслами и образующими сложные разобщенные замкнутые гидродинамические системы с разными уровнями ВНК.

12. Разработано методическое обеспечение программного комплекса ОУ-вео, включающее прикладные аспекты технологии создания ЦГМ - подготовку исходных данных, создание структурно-тектонического каркаса, выбор скважин для структурных построений и расчета кубов фильтрационно-емкостных параметров, анализ ВНК многопластовых месторождений, создание моделей переходных зон, использование сейсмических атрибутов, использование принципиальных моделей, построение кубов ФЕС, построение карт из ЗО моделей, представление и анализ геологической модели, мониторинг и актуализацию геологической модели.

Список литературы диссертационного исследования доктор технических наук Билибин, Святослав Игоревич, 2010 год

1. Авербух А.Г. Методика интерпретации данных сейсморазведки при интегрированном изучении нефтегазовых резервуаров, Геофизика, 1998, №1, с. 13-19.

2. Азаматов В.И., Бадьянов В.А. Опыт применения методов математической статистики в решении некоторых вопросов подсчета запасов// Материалы семинара маркшейдерского дела в нефтедоб. пром-сти. Пермь, 1963г., М.: Недра, 1965. С.75-79.

3. Азаматов В.И. Свихнушин Н.М. Методы изучения неоднородных коллекторов в связи с оценкой запасов нефти и газа. М.: Недра, 1976г.

4. Айвазян С.А., Енюков И.С., Мешалкин Л.Д., 1985г. Прикладная статистика. Исследование зависимостей: М, Финансы и статистика.

5. Алгоритмы определения подсчетных параметров продуктивных пластов нефтяных месторождений Среднего Приобья. Стандарт Главтюменьнефтегаза. СТО 51.00.00982,1982 г.

6. Ампилов Ю.П. Сейсмическая интерпретация: опыт и проблемы. М., Геоинформмарк, 2004 г., 278 с.

7. Ампилов Ю.П. От сейсмической интерпретации к моделированию и оценке месторождений нефти и газа. М.: «Спектр», 2008 г.

8. Ампилов Ю.П. Теория и практика не всегда дружат в сейсморазведке. // Технологии сейсморазведки, 2008 г., №2.

9. Ампилов Ю.П. Особенности сейсмической интерпретации и геологического моделирования месторождений углеводородов на Арктическом шельфе. «Технологии сейсморазведки», 2004 г., №2, с.70-76.

10. Аппаратура и оборудование для геофизических исследований нефтяных и газовых скважин. Справочник. М.: Недра,1987 г.

11. Афанасьев C.B. Система GINTEL как инструмент обработки и интерпретации данных ГИС при построении геологической модели залежи юродов в программном комплексе «ТРАСТ» // Вестник ЦКР Роснедра. 2005 г. Вып. 2.

12. Бабадаглы В.А., Изотова Т.С., Карпенко И.В., Кучерук Е.В. Литологическая интерпретация геофизических материалов при поисках нефти и газа М.: Недра, 1988 г. С. 256.

13. Бакай И.С., Бондарев А.Н., Кощеев О.Б., Корниенко М.В., 1999, Анализ эффективности и преимущество применения сейсморазведки 3D при геолого-математическом моделировании: Тюмень.

14. Басин Я.Н., Бикбулатов Б.М., Прохорова Л.Г. О характере изменения нефтенасьпценности коллекторов Усть-Балыкского месторождения// Геология нефти и газа. 1977 г., № 2.

15. Белоусов В.В. Изучение мощностей отложений как метод геотектонического анализа и приложение этого метода к исследованию верхнеюрских и нижнемеловых отложений Кавказа//Проблемы советской геологии.-1937 г., №2, с.42-45.

16. Берзон И: С., Епинатьева А. М., и др. Динамические характеристики отраженных, волн: М., 1972 г. Наука.

17. Билибин С.И., Перепечкин М.В,. Ковалевский Е.В. Моделирование залежей углеводородов в программном комплексе DV-Geo. «Экспозиция^ Нефть Газ». №3/Н(09). 2010г. с.36-38.

18. 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, Москва, 2007г.

19. Билибин С.И., Лухминский Б.Е. Анализ погрешностей при оценке запасов нефти и газа. Каротажник: сб.-Вып. № 192.-Тверь, 2010 г.

20. Билибин С.И., Перепечкин М.В. Технологии использования принципиальных моделей при проведении этапа литологического моделирования залежи углеводородов в программном комплексе DV-Geo // Геоинформатика.-2007 г., №2.

21. Билибин С.И., Юканова Е.А., Перепечкин М.В. Технология построения геологических моделей залежей углеводородов в программном комплексе DV-Geo при недостаточном наборе исходных данных // Геофизика. 2007 г., №4. - с. 191-194.

22. Билибин С.И. Трехмерная геологическая модель обязательный этап изучения нефтегазового месторождения. «Вестник ЦКР Роснедра». №3,2009 г.

23. Билибин С.И., Дьяконова Т.Ф., Построение цифровых геологических моделей многопластовых залежей нефти на примере месторождений Западной Сибири. Тезисы докладов II Российско-Китайского семинара по нефтяной геофизике. Москва, 2000 г.

24. Билибин С.И., Дьяконова Т.Ф., Гаврилова Е.В., Исакова Т.Г., Юканова Е.А., Истомин С.Б. Особенности современного подхода к подсчету геологических запасов месторождений нефти и газа на основе трехмерных моделей. «Нефтяное хозяйство» №10, 2006 г.

25. Билибин C.W. Дьяконова Т.Ф., Гаврилова Е.В., Волков М.А., Бакуев О.В. Моделирование крупных нефтяных месторождений с гетерогенным разрезом и нетрадиционными коллекторами. Тезисы докладов Международной конференции SEG. Москва. 2003 г.

26. Билибин С.И. Использование динамических сейсмических параметров при прогнозе свойств коллекторов. Сб. тезисов докладов III международной конференции "Новые идеи в науках о Земле". Москва, МГРИ, 2000г.

27. Билибин С.И., Дьяконова Т.Ф., Закревский К.Е. Построение цифровых моделей нефтенасыщенности коллекторов месторождений Западной Сибири. «Геология нефти и газа». №4.2000 г.

28. Билибин С.И. Инновации обеспечивают производство. «Нефтегазовая вертикаль», №16, 2007 г.

29. Билибин С.И. Использование сейсмических атрибутов при построении цифровых геологических моделей. Тезисы докладов научного симпозиума «Новые технологии в геофизике». Уфа, 2001 г.

30. Билибин С.И., Ставинский П.В. Комплексная интерпретация данных ГИС и сейсморазведки при построении геологических моделей. Сб. тезисов докладов международной конференции "Новые идеи в науках о Земле". Москва, МГРИ, 1998г.

31. Боксерман A.A., Динариев О.Ю. Динамическая визуализация гидродинамических процессов при разработке месторождений жидких углеводородов // Геофизика. 1998 г. № 1.С. 107-110.

32. Борисенко З.Г. Методика геометризации резервуаров и залежей нефти и газа. М., Недра, 1980 г.

33. Борисов Ю.П., Рябинина З.К., Воинов В.В. Особенности проектирования разработки нефтяных месторождений с учетом их неоднородности. М.: Недра, 1976 г.

34. Бриллиант J1.C., Аржиловский A.B., Цой В.Е. «Экспертиза геологических и гидродинамических моделей основа качества исполнения проектной документации». Вестник ЦКР Роснедра.2005 г., №2.

35. Буш Д.А. Стратиграфические ловушки в песчаниках: Методика исследований. М.: Мир, 1977. С. 263.

36. Вассоевич Н.Б., и др. Справочник по литологии. М: Недра, 1983 г. с.509.

37. Вендельштейн Б. Ю., Резванов Р. А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов. М.: Недра, 1978 г.

38. Венцель И. С, 1966 г., Теория вероятностей: М., Наука.

39. Воинов В.В., Лейбин М.Л., Семин Е.И., Хрусталева З.А. Изучение геологической неоднородности продуктивных пластов // Науч.-техм. сб. по добыче нефти // Тр. ВНИИнефть. М.: Недра, 1966 г., № 14. с. 3-7.

40. Гаврилов С.С., Славкин B.C., Френкель С.М. Использование данных сейсморазведки при трехмерном геологическом моделировании (на примере месторождений Западной Сибири). Геология нефти и газа, №5,2006 г.

41. Геологический словарь. В 2-х томах. М.: Недра, 1978 г.

42. Гиматудинов Ш. К., Ширковский А. М. Физика нефтяного пласта. Ml: Недра.

43. Глебов А. Ф., Зверинский К. Я, Сингулярная фильтрация сейсмических полей с целью построения трехмерных моделей нефтегазоносных систем: Геофизика, №5., 2001 г.

44. Гогоненков Г.Н., Кашик A.C., Билибин С.И., Кириллов» С.А., Ли,A.A. Сопровождение компьютерных геологических моделей при мониторинге разработки месторождений, углеводородов. «Нефтяное хозяйство», №7.2004 г.

45. Гурвич И.И., Номоконов В.П. Сейсморазведка. Справочник геофизика. М::Недра,1981 г., 464 с.

46. Гутман И. С. Методы подсчета запасов нефти и газа. М., Недра, 1985 г.

47. Дементьев Л. Ф. Математические методы и ЭВМ в нефтегазовой геологии: учеб. Пособие для вузов. М.: Недра, 1983 г.

48. Дементьев Л. Ф., Шурубор Ю.В., Азаматов В.Н, и др. Оценка промышленных запасов нефти, газа и конденсата. М.: Недра, 1981 г.

49. Дементьев Л.Ф. , Хитрое Е.А., Шурубор Ю.В. Применение информационных мер в нефтепромысловой геологии // Тр. ПермНИПИнефть. Пермь. 1974 г. Вып. 10.

50. Денисов С.Б., Билибин С.И., Дьяконова Т.Ф., Юканова Е.А и др. Формирование массивов скважин для выполнения пересчета запасов нефти и газа длительно разрабатываемых месторождений // Каротажник: сб.-Вып. №86 .-Тверь, 2001 г.

51. Денисов С.Б., Билибин С.И., Дьяконова Т.Ф., Юканова Е.А., Исакова Т.Г., Дубина A.M. Формирование массивов скважин для выполнения пересчета запасов нефти и газа длительно разрабатываемых месторождений // Геофизический вестник, 2001 г., № 6.

52. Денисов С.Б., Кашик A.C., Абрикосов А.И. Некоторые возможности прогнозирования положения фронта нагнетаемой воды // Тр. XXX Международного геофизического симпозиума. М.1985 г., 4.2.

53. Денисов С.Б. Построение детальных геологических моделей нефтяных месторождений // Геофизика. 1998 г., № 1. с. 45-57.

54. Денисов С.Б., Билибин С.И., Федчук В.В. Об оценке точности структурных построений. «Нефтяное хозяйство». №10.2001 г.

55. Денисов С.Б. Геологические модели месторождений — опыт построения и проблемы. Тезисы докладов на конференции «Геомодель-2001». Геленджик, 2001 г.

56. Денисов С.Б., Билибин С.И., Федчук В.В. К вопросу о точности структурных построений. Тезисы докладов V научно-практической конференции, «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО». Ханты-Мансийск, 2001 г.

57. Дзюба В.И., Пелевин М.Л. Имитационное моделирование разработки Талинской площади Красноленинского месторождения.// Вестник ЦКР Роснедра, 2008 г., №21

58. Дьяконова Т.Ф. Построение цифровых геологических моделей по данным ЗД сейсморазведки^ ГИС в условиях-многопластовых залежей на примере месторождений. Пуровского и Ноябрьского районов. Тезисы докладов научной конференции. Тюмень, 2000 г.

59. Дьяконова Т.Ф., Денисов С.Б. Билибин С.И. Прогноз параметров коллекторов по данным комплексной интерпретации 3D сейсморазведки и ГИС при построении цифровых геологических моделей. «Нефтяное хозяйство». №10. 2000 г.

60. Дюбрул О. Использование геостатистики для включения в геологическую модель сейсмических данных. ЕАСЕ, 2007 г.

61. Жданов С. А. Нефтепромысловая геология. М.: Гостоптехиздат. 1962 г.

62. Жемжурова З.Н., Кашик A.C. Комплексный анализ параметров разработки месторождения с применением средств DV // Геофизика. 1998 г., № ГС. 111-116.76.3акиров С.Н. Анализ проблемы « Плотность сетки нефтеотдача». Изд. Дом Грааль. Москва. 2002 г.

63. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Закиров И.С. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. Институт проблем нефти и газа. М., 2004 г.78.

64. Закревский К.Е., Майсюк ДМ., Сыртланов В.Р. Оценка качества 3D моделей. М., 2008 г., с.272.

65. Золоева Г.М., Алтухов Е.Е. Количественная оценка степени выработки и остаточных запасов углеводородов на многопластовых месторождениях // Геофизика. 2001 г., № 4. с. 65-70.83.

66. Золоева Г.М., Денисов СБ., Билибин СИ. Геолого-геофизическое моделирование залежей нефти и газа. М., изд-во «Нефть и газ», 2005 г.

67. Иванова Н.П., Левянт В.Б. Вопросы уточнения запасов углеводородов при использовании данных сейсморазведки 3D. «Технологии сейсморазведки», №4, 2005 г.

68. Иванова М.М., Чоловский И.П., Брагин Ю.И. Нефтегазопромысловая геология-М.: Недра, 2000 г., 414 с.

69. Изотова Т.С., Денисов СБ., Вендельштейн Б.Ю. Седиментологическая интерпретация данных промысловой геофизики. М.: Недра, 1993 г., с. 176.

70. Истомин С.Б. Учет литологической неоднородности терригенных пластов при построении геологических моделей. «Геофизика», №4,2007 г.

71. Кашик A.C., Билибин С.И., Ахапкин М.Ю., Клепацкий А.Р. Оптимизация системы заводнения с технологией селективной изоляции и нейтрализации каналов быстрого транспорта воды. «Геология, геофизика и разработка нефтегазовых месторождений», №1, 2008 г.

72. Кашик A.C., Билибин С.И., Ахапкин М.Ю., Клепацкий А.Р. Некоторые новые подходы к повышению нефтеотдачи на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами. «Вестник ЦКР Роснедра», №1,2008 г.

73. Кашик A.C., Билибин С.И; Лисовский H.H. О полноте нефтеизвлечения при добыче углеводородов (геологические модели и нефтеизвлечение). «Вестник ЦКР Роснедра». № 1,2005г.

74. Кашик A.C., Билибин С.И. Шабельникова Т.Г., Дьяконова Т.Ф., Юканова Е.А. Государственный контроль ресурсной базы на основе мониторинга распределенного фонда недр. «Нефтяное хозяйство», №5,2006г.

75. Кашик A.C., Билибин С.И., Шаевский О.Ю. Компьютерное моделирование основа адресного выявления остаточных запасов нефти. Труды Международного технологического симпозиума «Повышение нефтеотдачи пластов». Москва. 2002 г.

76. Кашик A.C., Билибин С.И., Лисовский H.H. Еще раз о нефтеизвлечении. Геологические модели и нефтеотдача. Труды Международного технологического симпозиума «Новые технологии разработки и повышения нефтеотдачи». Москва. 2005 г.

77. Кашик А.С, Кириллов С.А. Программное обеспечение сейсмогеологического моделирования залежи углеводородов в ПК «ТРАСТ» // Вестник ЦКР Роснедра. 2005г. Вып. 2.

78. Кашик A.C., Федоров АЛ., Голосов C.B. Общие средства динамической визуализации. «Геофизика» №1.1998 г.

79. Кашик A.C., Гогоненков Г.Н. К вопросу моделирования крупных, давно эксплуатирующихся месторождений. «Нефтяное хозяйство», №7,2002 г.

80. Кашик A.C., Денисов С.Б. Четырехмерная геология // Геофизика, 2002г., №1, с.3-9.

81. Кашик A.C., Лейбин Э.Л. Особенности нефтевытеснения из продуктивных отложений шеркалинской свиты по материалам геолого-промыслового анализа// «Нефтяное хозяйство».2003г., №4, с.92-95.

82. Кашик A.C., Билибин С.И: Рыхлинский; Н.И;, Гогоненков Г.Н:, Бандов В :П-., Клепацкий А.Р. Патент на изобретение №2354816. «Скважина». 2009 г.

83. Косентино Л. Системные подходы к изучению пластов: Ижевск, Институт компьютерных исследований^ 2007г.

84. Косыгин Ю.А. Основы тектоники.-М.: Недра, 1974г.

85. ЛевянтВ.Б., Билибин С.И, Шурыгин A.M. Граничные условия, способы оптимизации, и подтверждаемость атрибутного прогнозирования параметров продуктивных пластов по данным ЗД и ГИС. «Геофизика». 2002 год. Специальный выпуск.

86. Левянт В.Б, Шустер В.Л, Антонова И.Ю. Статистика подтверждаемости прогнозов структурных поверхностей и подсчетных параметров при использовании сейсморазведки 3D: «Технология сейсморазведки», №4,2005

87. Левянт В.Б., Ампилов Ю.П., Глоговский В.М., Колесов В.В., Птецов С.Н. Методические рекомендации по использованию данных сейсморазведки (2D, 3D) для подсчета запасов нефти и газа. М., МПР, 2006 г.

88. Лысенко В.Д., Мухарский Э.Д., Хамзин Р.Г. О неоднородности продуктивных пластов // Тр. ТатНИИ. Л.: Недра, 1964г. Вып. 6. С. 243-252.

89. Мангазеев В.П., Белозеров В.Б., Кошовкин И.Н., Рязанов A.B. Методика отображения в цифровой геологической модели литолого-фациальных особенностей терригенного коллектора. Нефтяное хозяйство, №5,2006г.

90. Матерон Ж. Основы прикладной геостатистики. М., 1968г.

91. Методические рекомендации по контролю качества построения геологических моделей терригенных коллекторов. ОАО «ЛУКОЙЛ», 2006г.

92. Методические указания по созданию постоянно-действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. 4.1. Геологические модели. М.:2004. Авторы: Авербух А.Г., Билибин С.И, Денисов С.Б. и др.

93. Методические указания по созданию постоянно-действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. 4.2. Гидродинамические модели. М.:2004г. Авторы: Лисовский H.H., Закиров С.Н., Баишев Б.Т. и др.

94. Мосякин А.Ю., Бинкин И.Г., Карасин Б.М. Прогноз коллекторских свойств чокракских отложений Западно-Кубанского прогиба по данным сейсморазведки // Геофизика. 2000г. № 6. С. 23-25.

95. Муромцев B.C. Научные основы и методы локального прогнозирования песчаных тел литологических ловушек нефти и газа. Автореферат диссертации. Ленинград, 1983.

96. Муромцев B.C. Электрометрическая геология песчаных тел литологических ловушек нефти и газа. - Л.: Недра, 1984г. С. 206.

97. Мушин И.А., Корольков Ю.С., Чернов A.A., 2001 г, Выявление и картирование дизъюнктивных дислокаций методами разведочной геофизики: М., Научный мир.

98. Мушин И.А., Бродов Л.Ю., Козлов Е.А., Хатьянов Ф.И. Структурно-формационная интерпретация сейсмических данных / М.: Недра, 1990г. С. 299.128; Нефтепромысловая геология. Терминологический справочник. М.: АО «Твант», 1994г.

99. Пейтон Ч.Е. Сейсмическая стратиграфия // М.: Мир, 1982г. С. 846.

100. Перепечкин» М.В. Юканова Е.А. Построение, трехмерной-геологической модели Самотлорского месторождения. Сб. «Каротажник», Выпуск №116-117. Тверь, 2004г.

101. Перепечкин М.В. Технология» построения геологических моделей" по геолого-геофизическим данным в программном комплексе DV-Geo // Автореф. дисс. на соискание ученой степени канд: техн. наук. М., 2007г.

102. Петерсилье В.И:, Белов Ю.Я. и др. К вопросу оценки параметров переходной зоны с использованием кривых капиллярного давления. М: ВНИГНИ. 1976г. Вып. 242.1976г.

103. Петерсилье В. И., Пороскун В.И., Яценко Г.Г. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. Москва-Тверь, ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003 г.

104. Пирсон С.Д. Учение о нефтяном пласте. М: Гостоптехиздат. 1961г.

105. Попов Ю.П., Пергамент А.Х. «О совершенствовании современных гидродинамических симуляторов для моделирования флюидодинамики» // Вестник ЦКР Роснедра. 2005г.-№2.

106. Пороскун В.И. Теоретические и методические основы принятия решений при поисках и разведке месторождений нефти и газа с использованием компьютерных технологий.// Автореферат дисс. Докт. Геол.-мин. Наук. М., ВНИИГНИ, 2006г.

107. Рабинович С.Г. Погрешности измерений. JL: Энергия, 1978г.

108. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений (РД 153-39.0-047-00). М., 2000г.

109. Семин Е.М. Геологическая неоднородность нефтеносных пластов и некоторые способы ее изучения // Тр. ВНИИ. М.: Гостоптехиздат, 1962г. Вып. 34. С. 3—43.

110. Скидан С.А., Моржина JI.M. Новое в тектоническом анализе мощностей // Геология и геофизика. 1967г. № 11. С. 88-97.

111. Сохранов Н. Н., Басин Я. Н. Новиков В. М. Определение положений * водонефтяных и газонефтяных контактов по данным ГИС // Разведочная геофизика. М.: ВНИИОЭНГ. 1986г.

112. Стасенков В.В., Климушин И.М., Бреев В.А. Методы изучения геологической неоднородности нефтяных пластов. М.: Недра, 1972г.

113. Стасенков В.В., Гутман И.С. Подсчет запасов нефти, газа и содержащихся в них компонентов. Справочник. М., Недра, 1989 г.

114. Сыртланов В.Р., Сыртланов B.C., Хисматуллина Ф.С., Дубровин A.B. Некоторые аспекты методики адаптации гидродинамических моделей неоднородных нефтяных пластов // Нефтяное хозяйство, 2005г., №1.

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

116. Сыртланов В.Р., Майсюк. Д.М., Лебедева Е.В. Опыт применения гидродинамического моделирования! при мониторинге разработки месторождений // Нефтяное хозяйство, 2008г., №2.

117. Техническая инструкция по проведению геофизических исследований в скважинах. М. Недра, 1985г.

118. Тимурзиев A.Hi Технология^ прогнозирования трещинноватостш на основе трехмерной' геомеханической и кинематической модели трещинного коллектора //

119. Геофизика. 2008г., №3. - С. 41-60.

120. Токарев М.А. Комплексный геолого-промысловый контроль за текущей нефтеотдачей при вытеснении нефти водой. М.: Недра, 1990г.

121. Трапезникова Н. А., Ворожцов А. Н., Романов Ю. А., Птецов Р. С. Трехмерная сейсморазведка оценка точности и эффективности: Геофизика, 3. 2001г.

122. Фахретдинов Р.Н., Булыгин Д.В. Построение и эксплуатация геолого-фильтрационной модели в системе «ТРАСТ» // Вестник ЦКР Роснедра. 2005г. Вып. 2.

123. Хатчинсон К.А. Оценка и контроль неоднородности коллекторов. Пер. с англ. // ЭИ ВНИГНИ. Сер. Нефтепромысловое дело. 1960г. №31. Реф. 209.

124. Хафизов Ф.З. Повышение эффективности разведки залежей крупных нефтегазоносных комплексов. Л.:Недра, 1991 Г.-264 с.

125. Хромова И.Ю. Технология построения цифровой сейсмогеологической модели. МГУ, 2007г.

126. Цой В.Е., Афанасьев B.C. Структура и принципы функционирования ПК «ТРАСТ» // Вестник ЦКР Роснедра. 2005г. Вып. 2.

127. Чуринова И.М., Тихонов В.Б., Скрипникова Г.В. и др. Интегрированная система ГЕММА обобщение программных комплексов ЦГЭ для интерпретации данных скважинной и полевой геофизики // Геофизика. 1998г. № 1. С. 37-44.

128. Якимов А.С., Булыгин Д.В., Кипоть В.Л. Особенности создания трехмерной геологической модели Енорусскинского нефтяного месторождения // Интервал. 2001г. № 8(31).

129. Bilibin S.I., V.B.Leviant Boundary Conditions and Methods of Optimization of Attribute Prediction of Parameters of Productive Horizons from Well-Logging and 3D Seismic Data. 4th Conference & Exposition on Petroleum Geophysics, Mumbai 2002r., India.

130. Codreanu D. Un critere pour 1'evaluation de l'heterogeneitedes gisements de petrole a l'echelle centimetrigue et regionale// Revue IFP. 1969r. Vol. XXIV. №1.

131. Dake L.H. Fundamentals of Reservoir Engineering. 1987r. Amsterdam.

132. Denisov S.B., Bokserman A.A., Brezitskyi S.V., Djafarov I.S. Samotlor oil field model building // Материалы 16 Мирового нефтяного конгресса. Калгари. 2000г.166: C.V. Deutch. Geostatistical reservoir modeling. Oxvord University Press, 2002r.

133. Kondratjev I., Kiselev Y., Krilov D., 1993, The dependence between resolving power and accuracy of the seismic waveform inversion: 55 EAEG meeting.

134. Mallet J. L. Numerical earth models. EAGE, 2008r.

135. Modeling facies bodies and petrophysical trends in turbidite reservoirs. R. Hauge, A.R.170: Petroleum geostatistics. J. Caers. SPE, 2005r.

136. PolaseK L.A., Hutchinson.C.A. Characterization of nonuniformites withing a sandstone reservoir from a fluid mechanies standpoint // Seventh World petroleum congress. Proceedinges. 1967r. Vol:2.

137. Sversveen, A.C. MfcDonald, 2003.SPE 84053.

138. Stochastic modeling and geostatistics. J.M. Yarus and Richard L. Chambers. AAPG, USA, Tulsa, Oklahoma, 1994r.

139. The role of conceptual geological models in more accurately estimating inplace hydrocarbon. An example from the Cooper Basin, South Australia. M.A. Al- Khalifa, T.H.D. Payenbergand S. Land, 2006 ,SPE 100956.

Обратите внимание, представленные выше научные тексты размещены для ознакомления и получены посредством распознавания оригинальных текстов диссертаций (OCR). В связи с чем, в них могут содержаться ошибки, связанные с несовершенством алгоритмов распознавания. В PDF файлах диссертаций и авторефератов, которые мы доставляем, подобных ошибок нет.