Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Методы решения геолого-промысловых задач на основе трехмерных геологических моделей продуктивных пластов

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Методы решения геолого-промысловых задач на основе трехмерных геологических моделей продуктивных пластов"

На правах рукописи

ДЕМИНА АНАСТАСИЯ ИВАНОВНА

МЕТОДЫ РЕШЕНИЯ ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫХ ЗАДАЧ НА ОСНОВЕ ТРЕХМЕРНЫХ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ (НА ПРИМЕРЕ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СЕВЕРА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ)

Специальность 25 00 12 - Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

003070292

\

Тюмень, 2007

003070292

Работа выполнена в Тюменском государственном нефтегазовом университете и ООО ТюменНИИгипрогаз

Научный руководитель доктор геолого-минералогических наук

Дорошенко Александр Александрович

Официальные оппоненты. доктор геолого-минералогических наук.

Бадьянов Владимир Александрович

кандидат геолого-минералогических наук, Александров Вадим Михайлович

Ведущая организация

ООО «Черногорнефтеотдача»

Защита состоится 24 мая 2007г в 16 часов на заседании диссертационного совета Д 212 273 05 при Тюменском государственном нефтегазовом университете по адресу 625000, г Тюмень, ул Володарского, 56

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ТюмГНГУ по адресу 625000, г Тюмень, ул Мельникайте, 72

Отзывы, заверенные печатью учреждения, в одном экземпляре просим направлять по адресу 625000, г Тюмень, ул Володарского, 56, Тюменский государственный нефтегазовый университет, ученому секретарю диссертационного совета E-mail ssdoro@tngg info

Автореферат разослан 23 апреля 2007г

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат геолого-минералогических наук

доцент

1 В Семенова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы Запасы месторождений природного газа с нефтяными оторочками имеют существенный вес в мировом балансе Следует отметить что отечественные нефтегазоконденсатные месторождения, такие как Уренгойское, Оренбургское Вуктыльское, Среднеботуобинское, Чаяндинское и др имеют нефтяные о горочки, запасы, которых превышают запасы некоторых крупных нефтяных месторождений Для разработки нефтяных оторочек требуется привлечение высоких геотехнологий

Бурное развитие компьютерных технологий в конце 80-х - начале 90-х годов положило начало развитию программных комплексов, нацеленных на комплексную обработку данных с целью построения цифровых геологических моделей месторождений Трехмерные цифровые модели являются наиболее удобным инструментом исследования месторождений, поскольку позволяют осуществить высокую детализацию геологических моделей

В настоящее время трехмерные геологические модели широко применяются для гидродинамического моделирования, использование же их при решении геолого-промысловых задач, например, при планировании методов воздействия на пласт, ограничено из-за отсутствия соответствующих методик Известно, что неудачный выбор объектов воздействия ведет, зачастую, к получению низких технологических эффектов В связи с этим возникает задача поиска участков с благоприятными условиями для применения технологий увеличения нефтеотдачи Для этого, как отмечалось в работах М И Максимова, необходимо проводить анализ строения пластов на уровне геологических тел в трехмерном пространстве

Существует значительное число работ В А Бадьянова, С Р Бембеля, С И Билибина, Д В Булыгина, А М Волкова, А А Дорошенко, С А Ермакова, С Н Закирова, Н Я Медведева, Е В Топычкановой, Н Г Хорошева и др , посвященных теоретическим и практическим аспектам трехмерного геологического моделирования В них трехмерные геологические модели создаются с целью оценки рисков геолого-разведочных работ, уточнения геологического строения продуктивных отложений, оценки запасов углеводородов, проектирования новых скважин Однако, не были рассмотрены вопросы выявления связанных дологических тет для определения наиболее вероятных путей прорыва газа и воды в нефтяные скважины и для обоснования участков эффективного применения методов увеличения нефтеотдачи

Цель работы состоит в создании методов изучения строения продуктивных пластов нефтегазоконденсатных месторождений на уровне связанных геологических тел с использованием фехмерных геологических моделей для решения задач оценки геологических рисков и для геологического обоснования выбора участков с целью эффективного применения методов увеличения нефтеотдачи

Основные задачи исследований ,

- разработать методику оценки влияния геометрических и статистических элементов полувариограмм на результаты картирования толщин продуктивных пластов,

- разработать методику построения трехмерных геологических моделей с учетом геолого-статистических разрезов для различных фациальныч зон,

- разработать подходы к оценке геологических рисков при бурении новых скважин и подсчете запасов по трехмерным стохастическим моделям залежей с разной степенью изученности бурением,

- разработать методику выявления геологических тел на основе трехмерных геологических моделей фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), < <

- разработать подходы к выявлению закономерностей распределения геологических тел в трехмерном пространстве,

- разработать методику выявления контактных и неконтактных запасов нефти и газа в нефтяных оторочках на основе выделения геологических тел,

- разработать методику геологического обоснования выбора участков для эффективного применения методов увеличения нефтеотдачи на основе анализа литологической неоднородности, ФЕС пласта, технологических показателей разработки и ГИС-контроля

Методы решения задач При решении поставленных задач использованы трехмерные геологические модели Для построения и анализа трехмерных геологических моделей использовался программный продукт IRAP RMS компании Roxar

Научная новизна

1 Усовершенствована методика построения двумерных и трехмерных геологических моделей на основе интерполяции методом крайгинга с учетом анизотропии свойств продуктивных пластов гигантских нефтегазовых месторождений

2 Разработана методика преобразования 3D геологических сеток в 3D гидродинамические сетки на основе геолого-статистических разрезов и особенностей изменения пористости по вертикали

3 Разработаны новые подходы к оценке геологических рисков при бурении скважин и подсчете запасов нефти и газа на основе многовариантного стохастического моделирования

4 Разработана методика выявления контактных и неконтактных запасов нефти и газа в нефтяных оторочках на основе выделения связанных геологических тел в трехмерном пространстве, с целью прогнозирования наиболее вероятных путей прорыва газа и воды в нефтяные скважины и геологического обоснования выбора участков, благоприятных для применения методов увеличения нефтеотдачи

Основные защищаемые положения

1 Учет анизотропии свойств пластов и различных геолого-статистических разрезов для разных фацнальных зон позволяет строить более качественные по сравнению с существующими методиками модели продуктивных пластов гигантских нефтегазовых месторождений

2 Преобразования ЗО геологических сеток в ЗО гидродинамические сетки на основе геолого-статистических разрезов и учета особенностей изменения пористости по вертикали позволяет избежать излишнего осреднения коллектор-ских свойств при укрупнении размеров ячеек

3 Оценка геологических рисков при бурении новых скважин и подсчете запасов нефти и газа на основе многовариантного стохастического моделирования позволяет прогнозировать наиболее вероятные значения эффективных толщин и давать вероятностные оценки запасов углеводородов

4 Выявление контактных и неконтактных запасов нефти и газа в нефтяных оторочках на основе связанных геологических тел в трехмерном пространстве позволяет прогнозировать наиболее вероятные пути прорыва газа и воды по проницаемым коллекторам и проводить геологическое обоснование выбора участков для эффективного применения методов воздействия на пласт

Практическая ценность работы.

- Разработанные в работе методики решения геолого-промысловых задач на основе трехмерных моделей позволяют обоснованно подходить к планированию работ по регулированию разработки нефтяных оторочек, что, в конечном счете, приведет к повышению коэффициента извлечения нефти

- Разработанная методика выделения геологических тел может применяться не только к нефтяным оторочкам, но и к другим типам залежей

- Использование оценок рисков позволит более обоснованно подходить к выбору точек заложения новых скважин

Степень обоснованности и достоверности полученных результатов Обоснованность полученных результатов предопределена испочьзованием теоретических положений Геологии нефти и газа, Геофизики, Разработки нефтяных и газовых месторождений, Геоинформатики, Информационных систем и технолог ий

Достоверность результатов подтверждена применением методик на объектах разработки Ямбургского и Уренгойского месторождений

Личный вклад автора Лично автором разработаны методики построения двумерных и трехмерных моделей продуктивных пластов для гигантских нефтегазовых месторождений, методика преобразования 30 геологических сегок в ЗО гидродинамические, подход к геологическому обоснованию выбора участков для эффективного применения методов увеличения нефтеотдачи на основе анализа литологической неоднородности, фильтрационно-емкостных свойств пласта, технологических показателей разработки и ГИС-конгроля Выявлены за-

кономерности распределения 1еотогических тел в трехмерном пространстве обоснованы геолого-технические мероприятия дня повышения эффективности эксплуатации нефтяных оторочек Уренгойского месторождения Реализация результатов работы

- Методика построения двумерных и трехмерных [еологических моделей была использована для моделирования продуктивных пластов неокома Ямбургско-ю и Уренгойского месторождений в рамках создания геотого-технологических моделей залежей

- Результаты геологического обоснования выбора участков для применения методов увеличения нефтеотдачи на основе трехмерных геологических моделей использованы при составлении проекта доразработки нефтяных оторочек Уренгойского месторождения

Апробация работы Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на 5-й и 6-й Всероссийских конференциях молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России "Новые технологии в газовой промышленности", проводившейся на базе РГУ нефти и газа им И M Губкина (23-26 сентября 2003 года, 27-30 сентября 2005 года г Москва), на международной научно-технической конференции "Нефть и газ Западной Сибири" (25-27 октября 2005 года, г Тюмень), на XIV научно-практической конференции молодых ученых и специалистов "Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири" (25-28 апреля 2006 года, г Тюмень), на 10-ой геофизической научно-практической конференции Тю-меньОЕАГО "Эффективность использования данных геофизических исследований при обосновании модели залежи углеводородов и определении параметров для подсчета запасов нейти и газа" (29-30 ноября 2006 года, г Тюмень)

Публикации По теме диссертации опубликовано 8 печатных работ, в том числе 2 статьи в журналах, рекомендованных ВАК РФ и 6 тезисов докладов на всероссийских и международных конференциях

Структура и объем работы Диссертация состоит из введения, 4 глав и заключения Объем машинописного текста 221 страница Работа содержит 158 рисунков, 30 таблиц, библиография включает 102 наименования

Автор благодарен дг-мн, профессору [В Г Каналину], к ф -м н В А Белкиной за консультации и помощь в некоторых вопросах, а гакже Михиенкову С H , к г -м н А В Ершову и к т н Алексею А Дорошенко за ценные советы

Особую благодарность автор выражает научному руководителю дг-мн А А Дорошенко, за постановку задачи и постоянное внимание к работе Автор признателен сотрудникам ООО "ТюменНИИгипрогаз , а также преподавателям кафедры промысловой геологии нефти и газа ТюмГНГУ участвовавшим в обсуждении работы

СОДСРЖАНИР РАБОТЫ Во введении кратко охарактеризованы актуальность темы диссертации цеть работы основные задачи научная новизна практическая ценное 1ь внедрение рез\ тьтатов и апробация работы

В первом разделе приведены характеристики некоторых ппастов Ямбург-ского и Урешойского месторождений являющихся объектами моделирования Раздел освещает геолотческое строение нефтегазоносность характеристик) ФЕС, состояние разработки общие сведения о месторождениях

Во втором разделе приведен обзор современного состояния трехмерного геологического моделирования В этом разделе дан обзор программных продуктов для построения трехмерных геологических моделей как российских, так и зарубежных Описаны возможности представленных программных продуктов, основные методы и алгоритмы трехмерного геологического моделирования и задачи, решаемые на основе трехмерных геологических моделей

В третьем разделе приведены методы построения двумерных и трехмерных цифровых геологических моделей гигантских месторождений

Геолого-промысловые и петрофизические свойства пластов крупных месторождений характеризуются высокой анизотропией Песчаные тела пластов имеют ярковыраженную протяженность, ориентация которых предопределена условиями осадонакопления В работе на основе вычислительного эксперимента установлено, что при интерполяции методом крайгинга свойств пласта на разных участках залежей эллипс скользящего окна должен иметь разные оси и их азимуты Однако, в существующих в настоящее время программных продуктах не предусмотрена возможность использования разных эллипсов при построении одной карты, поэтому построение моделей рекомендуется выполнять в несколько шагов

Посфоение карт общих и эффективных толщин предлагается осуществлять в 2 шага

Шаг 1 Построение цифровых моделей геологического параметра для каждой фациальной зоны в отдельности со своей уникальной полувариограммой

Шаг 2 «Склеивание» цифровых моделей геологического параметра отдельных фациальных зон в единую цифровую модель на всю область картирования

Предлагаемая пошаговая процедура построения трехмерной литологиче-ской модели пласта в виде куба песчанистости состоит из следующих шагов Шаг 1 Построение карты коэффициента песчанистости Шаг 2 Выделение разных фациальных зон с различными геолого-с1атисгическими разрезами (I СР)

Шаг 3 Создание трехмерного куба ГСР с учетом карты коэффициента песчанисгости и фациальных зон

Шаг 4 Моделирование методом крайгинга куба литологии с учетом трехмерного куба ГСР в качестве тренда

При интерполяции дискретного параметра «литология» и коэффициента пористости в работе рекомендуется испотьзовать крайгинг со сферической по-лувариограммой, параметры которых задаются такими же, что и при построении карт общих и эффективных толщин

Во второй части раздела рассматриваются вопросы преобразования 30 геологических в ЗО гидродинамические сетки Трехмерная геологическая модель имеет, как правило, огромное количество ячеек, которое не может использоваться при гидродинамическом моделировании из-за ограниченности ресурсов используемых технических средств Поэтому при создании трехмерной сетки гидродинамической модели обязательным является сокращение количества ячеек модели, за счет "загрубления" геологической модели Предлагаемая методика преобразования ЗО геологической сетки в гидродинамическую состоит из следующих этапов

- выявляются слои с повышенной глинизацией на основе ГСР, построенных не по всему кубу, а по отдельным локальным участкам (например, участки нефтяных оторочек, разбуренные эксплуатационными скважинами), что позволяет выделять слои с повышенным гидродинамическим сопротивлением на каждом из участков,

- выявляются слои с различной пористостью на основе особенностей изменения пористости по вертикали в пределах тех же участков, что позволяет избежать излишнего осреднения коллекторских свойств пласта в гидродинамической сетке,

- целесообразность выделения укрупненных гидродинамических слоев определяется на основе сопоставления в них объемов пород с разной пористостью

В четвертом разделе рассмотрены методические и практические вопросы решения геолого-промысловых задач на основе ЗО геологических моделей

В первой части этого раздела разработаны подходы к оценке геологических рисков при бурении новых скважин и подсчете запасов по стохастическим моделям залежей Основная идея многовариантного стохастического геологического моделирования заключается в том, что можно получить набор равновероятных моделей, которые основаны на существующих объемах информации и представлениях о строении месторождения На основании этих моделей можно строить прогнозы и оценивать геологические риски В работе предлагается подход к оценке геологических рисков при бурении новых скважин по стохастическим моделям состоит из следующих шагов

Шаг 1 Построить среднюю по реализациям карту эффективных толщин Шаг 2 Построить карту среднеквадратичных отклонений эффективных толщин

Lllai 3 Путем вычитания из карты полученной на шаге 1, карты среднеквадратичных отклонений получить карту пессимистических оценок эффективной толщины Эта карта отражает минимальные вероятные толщины коллекторов, которые moot быть получены при б> рении новых скважин

Имея набор реализаций геологической модели, предлагается построить гистограмму распределения значений начальных запасов углеводородов залежи, для оценки среднего значения начальных запасов углеводородов и погрешность в их определении

Применение этого подхода в работе иллюстрируется на примере пласта БУз' Ямбургского месторождения, по которому построено 30 реализаций стохастических моделей, включающих параметры литологии, пористости и проницаемости Проведенный анализ показал, что в разных реализациях различий в скважинах по эффективным толщинам и пористости нет, однако в межскважин-ном пространстве имеют место большие различия Это приводит и к резким различиям и в оценке эффективных поровых объемов, а значит и запасов газа

По всем 30 реализациям стохастических моделей произведена оценка запасов газа, которая осуществлялась без подразделения запасов на категории, а коэффициент газонасыщенности принимался равным среднему по пласту значению Оценка запасов пласта БУ3' показала, что запасы в разных реализациях моделей изменяются в широких пределах Так, запасы газа пласта БУ3' по трехмерным кубам по сравнению с утвержденным в ГКЗ изменяются в диапазоне от нчюс 12 4% до минус 11 5% Однако всегда есть реализации достаточно близкие по запасам к утвержденным в ГКЗ (различия не превышают 5%) В качестве оценки запасов газа принимается средняя по реализациям Так например, начальные запасы газа залежи пласт БУ3' Ямбургского месторождения составляют, 13 условных единиц Погрешность оценки запасов газа составляет ±0 84 условных единиц (вероятность ошибки 34%)

Во второй части этого раздела приведена методика выявления контактных и неконтактных запасов нефти и газа в нефтяных оторочках на основе трехмерных геологических моделей Для решения этой задачи предлагается провести выделение связанных геологических тел коллекторов на основе дискретных моделей литологии и насыщения пласта Выделение связанных тел коллекторов на основе детальных трехмерных геологических моделей нефтегазовых месторождений не может выполняться в автоматическом режиме из-за возникающих в межскважинном пространстве 'цепочечных эффектов" "Цепочечный эффект" -это когда ячейки образуют тонкие цепочки, соединяющие между собой слои с повышенной точщиной и лишь в межскважинном пространстве В результате этого эффекга, породы-коллекторы образуют по всему объему как бы, единую г ндродинамическую систему

Методика выделения связанных те.;, а заге» к яошамиыл н неконтактных запасов нефтн и газа сводится к след> юшем\:

- во-первых, необходимо выбрать небольшой по плошали участок и пределах залежи пласта (например. эксллутздаошшн участок или кует скважин) и проанал изировать геолого-статистический разрез по кубу цитологии по го участка с целью выделения наиболее глинизированных слоев:

- во-вторых, выявить и удалить "цепочечные эффекту" по куб\ лшологпн в межскаажиннйм пространстве, с помощью визуального просмотра 30 модели по слоям и разрезам;

- в-третьих, выделить тела коллекторов (или неколлекторов) для разных по характеру насыщения интервалов пласта.

Применение этой процедуры было реализовано на примере пласта БУщ Уренгойского месторождения. При рассмотрении пласта БУ;ц только в интервалах нефтяной оторочки в районе скважины 6610 автоматически выделилось 3 тела коллекторов (рис. I). Из рисунка I видно, что тело коллекторов №2 является наиболее благоприятным для извлечения нефти из оторочки гшаста БУкД т.к. оно отделено глинистыми разделами от контактов с газом и водой.

66 Л1К (3} 9 66 0 66 20

тело коллекторов №1 •ш

анк кк

\ 1СЛО колл«(СТОрОВ ЛИ

Рис. 1 - Разрез л и тол о ги чес кого куба, иллюстрирующий контактные и неконтактные запасы нефти в нефтяных оторочках пласта БУц,'

13 третьей части раздела проведено обоснование геолого-технических мероприятий для эффективной эксплуатации нефтяных огарочек. Характерной особенностью скважин, эксплуатирующих нефтяную оторочку, является довольно быстрое их обводнение или загазован и е. При узком оторочке скважины при обводнении или загазовании не могут быть отключены без ущерба для добычи нефти из залежи в целом, поэтому они долгое время работают при низких дебнтах и значительном количестве добываемой воды и газа.

Одним из наиболее важных условий эффективною применения методов увеличения нефтеотдачи является тщательный выбор участка Известий, что чем

более геотогические усчовия и тек\щее состояние разработки того или иного \частка соответствуют механизм} воздействия, тем выше эффект от применения гсолого-чехничсских мероприятии Слабопроницаемые кочлекторы обычно осваиваются с применением гидравлического разрыва пласта (ГРГ1) водоиефтяные зоггы - с помощью технологии бурения боковых или горизонтальных стволов Для определения участков распределения коллекторов с различными ФЕС и связанности их необходимы методы аначиза строения пласта на уровне геологических тел В зависимости от строения геологических тел, их распространения и ФГС можно рекомендовать проведение различных МУН

Гидравлический разрыв пласта является одним из наиболее эффективных методов повышения производительности нефтяных скважин, который позволяет вовлекать в разработку трудноизвлекаемые запасы углеводородов, приуроченные к низкопрошщаемым, неоднородным и расчлененным коллекторам

Привлекательность горизонтальных скважин связана с тем, что они отличаются от вертикальных большей поверхностью фильтрации и это позволяет получать больший дебит Повышенные дебиты в случае горизонтальных скважин дают основания для сокращения необходимого числа скважин при освоении месторождения

Известно, что большинство продуктивных коллекторов являются слоисто-неоднородными Известны случаи получения на практике низких дебитов при освоении горизонтальных скважин, вскрывающих такие пласты В связи с этим применительно к таким слоисто-неоднородным коллекторам целесообразно применить бурение боковых стволов Одггим из преимуществ бурения бокового ствола является то, что скважина пересекает весь продуктивный пласт Бурение боковых скважин признается наиболее приемлемым для слоисто-неоднородных коллекторов как при наличии, так и при отсутствии гидродинамической сообщаемое™ между пропластками

Предлагаемая методика геологического обоснования выбора участков на нефтяных оторочках для применения МУН на осггове выделения геологическггх тел коллекторов с различными ФЕС в трехмерном пространстве разработана для применения ГРП, бурения горизонтальных и боковых стволов скважин из существующих вертикальных В скважинах в которых преобладают расчлененные низкопроницаемьге коллекторы, целесообразно проведение ГРП, для расчлененных низко- и среднепорисгых - зарезка вторых боковых стволов, для выдержанных вьгсокопористыч - бурение горизонтальных стволов

- Выбор скважины для проведения ГРП предлагается проводить на основе совокупного анализа профильных разрезов по характеру насыщения коллекторов и геологическим телам, вскрытых этой скважиной, и по картам эффективных толщин, выделенных геологических тел Скважину-кандидата для I РП рекомендуется выбирать гго картам эффективных толщин низкопорисгых, среднепорис-тых связанных геологических 1ел коллекторов, выделенных гю трехмерной мо-

1 1

дети Далее рассмотреть профильный разрез по характеру насыщения коллекторов этой скважины для определения геологических условий для проведения ГРП (предполагаемый интервал должен быть экранирован глинистыми перемычками толщиной от 4 до 6 м от газонасыщенных и водонасыщенных коллекторов)

- Выбор скважины для проводки горизонтального ствола из существующей вертикальной предлагается проводить на основе карт эффективных толщин геологических тел в сочетании с вертикальными разрезами по характеру насыщения коллекторов и пористости По картам эффективных толщин, выделенных неконтактных с газом и водой геологических тел высокопористых коллекторов определяется направление и длина горизонтального ствола Вычисляются извлекаемые запасы нефти геологического тела вокруг этой скважины для определения целесообразности проводки горизонтального ствола

- Выбор скважины для бурения второго ствола из существующей вертикальной предлагается проводить на основе тех же данных, что для горизонтального ствол только для слоистых пластов По картам эффективных толщин, выделенных геологических тел коллекторов с различной пористостью определяются неоднородные по пористости участки, по которым определяется направление второго бокового ствола Вычисляются извлекаемые запасы нефти геологических тел вокруг этой скважины для определения целесообразности бурения второго ствола из этой скважины

Для нефтяной оторочки пласта БУю' Уренгойского месторождения выделено три класса коллекторов по пористости и выделены геологические тела по этим класса и оценены их объемные содержания (таблица 1)

В залежи нефтяной оторочки пласта БУю' Уренгойского месторождения выделилось 14 геологических тел первого класса по пористости, 6 - второго класса и 9 - третьего класса Наибольшая толщина геологического тела второго класса по пористости (12 м) и небольшая толщина первого класса наблюдается в районе скважины 24235 В результате анализа профильных разрезов по характеру насыщения, расположения выделенных геологических тел, вскрытых скважиной 24235 и карты эффективных толщин по ним, выяснилось, что гидроразрыв пласта в этой скважине позволит вовлечь в разработку низкопористые геологические тела

В разрезе скважины 20942 выделяется два неконтактных с газом и водой нефтенасыщенных геологических тела (рис 2а), которые представлены различными значениями коэффициента пористости - от 0 18 (геологическое тело №2) до 0 20 д ед (геологическое тело №1) Одна из главных причин недостаточной эффективности горизонтальных скважин связана со слоистостью пород В таких случаях горизонтальная скважина дренирует лишь один вскрытый пропласток В связи с вышесказанным, целесообразным для бурения горизонтального ствола из вертикальной скважины 20942 является шестиметровый монолитный прослой с высокопористыми коллекторами (рис 2а) Для обоснования экономической це-

несообразности бурения горизонтального ствола в скважине 20942 были оценены начальные геологические извлекаемые запасы нефти при дренировании геологического тела №1-, которые составляют около 50 тыс.т нефти при длине ствола 400 метров.

Таблица I

Геологические гела коллекторов, выделенные по пористости и пределах Iя-

ной оторочки третьего опытно-промышленного участка пла ета_Б У, с/

№ геологического тела коллекторов Объемная доля коллекторов данного класса, %

Первый класс 0.125<Кп<0.16 Второй класс 0.16<К.п<0.19 Третий класс Кп>0.19

1 26.8 57.4 31.1

7 25,7 27.6 19

3 7 7 36.5

4 5,7 5 8.5

3.8 1.5 7

" 6 3.8 1.4 8.7

1 3.3 3.6

8 3.3 2

9 3.4 1.3

10 3.3

11 3.8

12 3.1

13 2

14 1

остальные 4 0.1 2.3

Рис.2 - Примеры проводки горизонтального ствола а) и бокового ствола б) из

вертикальной скважины

В разрезе скважины 20255 выделяется два сильно расчлененных неконтактных с газом и водой нефтенасыщенных геологических тела (рис. 26), кото-

рые представлены коллекторами с различной пористостью - от 0 17 до 0 23 д ед Дренируемые запасы нефти этих геотогическнх тет составляет около 52 тыс т нефти, что делает бурение бокового ствола из эксплуатационной вертикальной скважины целесообразным

ЗАКЛЮЧЕНИЕ В результате выполненных исследований

1 Разработана методика учета геометрических и статистических элементов по-лувариограмм при моделировании полей геологических параметров, что позволяет строить более качественные по сравнению с существующими методиками модели продуктивных пластов гигантских нефтегазовых месторождений

2 Разработаны подходы к оценке геологических рисков при бурении новых скважин и подсчете запасов по трехмерным стохастическим моделям залежей с разной степенью изученности бурением, что позволяет прогнозировать наиболее вероятные значения эффективных толщин и оценить вероятностные запасы углеводородов

3 Разработана методика выявления геологических тел на основе трехмерных моделей фильтрационно-емкостных свойств и закономерностей распределения их в трехмерном пространстве

4 Разработана методика выявления контактных и неконтактных запасов нефти и газа в нефтяных оторочках на основе выделения геологических тел, которая позволяет более обоснованно подойти к геологическому обоснованию выбора участков для эффективного применения методов увеличения нефтеотдачи

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1 Обобщающий анализ данных ПГИ - основа эффективного регулирования разработки нефтегазовых месторождений // Материалы пятой всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов про проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности» - М , 2003 (соавт Ершов А В )

2 Выявление структуры продуктивных пластов на основе трехмерных геологических моделей // Материалы шестой всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов про проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности» - М , 2005

3 Опыт построения карт геологических параметров // Материалы международной научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири» -Тюмень, 2005

4 Построение трехмерных цифровых геологических моделей эксплуатационных объектов нижнемеловых отложений Ямбургского месторождения // Материалы XIV научно-практической конференции молодых ученых и специа-

тшлов «Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири» -Тюмень 2006 (соавт Дорошенко А А , Криводанова Е О Мартынова Т В Рыгин В А Шараф\тдинова А А )

5 Построение ЗЭ гидродинамических сеток пластов БУщ1 2 Уренгойского месторождения на основе 30 геологических моделей // Материалы XIV научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Пробтемы развития газовой промышленности Западной Сибири» - Тюмень 2006 (соавт Дорошенко А А )

6 Создание постоянно действующей трехмерной геологогазогидродинамиче-ской модели нижнемеловых залежей пластов ПК|8-БУ]4 Уренгойского месторождения // Материалы 10-ой геофизической научно-практической конференции ЕАГО «Эффективность использования данных геофизических исследований при обосновании модели залежи углеводородов и опредепении параметров для подсчета запасов нефти и газа» - Тюмень, 2006 (соавт Буту-ман 3 А , Дорошенко А А , Мартынова Т В , Нестеренко А Н , Рыгин В А , Скрылев С А , Туренков Н А , Шалагин В П , Шарафутдинова А А )

7 Технология построения карт на основе фациально-стохастического моделирования//Газовая промышленность М - 2006 №7 - С 31-33 (соавт Дорошенко А А , Дорошенко Алексей А )

8 Методика анализа прерывистости продуктивных пластов на основе трехмерных геологических моделей // Газовая промышленность М - 2006 №12 -С 64-66

J

Подписано к печати -í¿ 04 2007г Заказ № иг Формат 60x84 1/16 Отпечатано на RISO GR 3750

Бум. писч № 1 Уч-из 1,2 Уел печ Л 1,2 Тираж 100 экз

Издательство «Нефтегазовый университет»

Государственного образовательного учреждения высшего

профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» 625039, г Тюмень, уд Киевская, 50 отдел оперативной полиграфии издательства «Нефтегазовый университет» 625039, г Тюмень, ул Киевская, 50

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Демина, Анастасия Ивановна

Введение.

1 Характеристика месторождений.

1.1 Ямбургское месторождение.

1.1.1 Общие сведения.

1.1.2 Геологическое строение.

1.1.3 Нефтегазоносность.

1.1.4 Характеристика ФЕС и толщин пластов.

1.1.5 Состояние разработки.

1.2 Уренгойское месторождение.

1.2.1 Общие сведения.

1.2.2 Геологическое строение.

1.2.3 Нефтегазоносность.

1.2.4 Характеристика ФЕС и толщин пластов.

1.2.5 Состояние разработки.

2 Современное состояние трехмерного геологического моделирования.

2.1 Обзор программных продуктов для построения трехмерных геологических моделей.

2.2 Основные методы и алгоритмы трехмерного геологического моделирования.

2.2.1 Детерминированный метод.

2.2.2 Стохастический метод.

2.3 Задачи, решаемые на основе трехмерных геологических моделей.

3 Методы построения цифровых геологических моделей гигантских месторождений.

3.1 Двумерное геологическое моделирование.

3.1.1 Построение двумерных геологических карт.

3.1.2 Оценка влияния геометрических и статистических элементов полувариограмм на результаты картирования эффективных толщин продуктивных пластов.

3.1.3 Технология построения карт эффективных толщин на основе фациально-стохастического моделирования.

3.2 Трехмерное геологическое моделирование.

3.2.1 Обоснование объемных сеток параметров модели.

3.2.2 Построение трёхмерной литологической модели Уренгойского месторождения.

3.2.3 Методика построения трехмерных моделей геологических параметров с использованием фациально-стохастической технологии.

3.2.4 Построение трёхмерной модели пористости Уренгойского месторождения.

3.3 Оценка достоверности построения геологической модели.

3.4 Преобразование 3D геологической сетки в 3D гидродинамическую сетку

4 Методы решения геолого-промысловых задач на основе 3D геологических моделей.

4.1 Оценка рисков по стохастической модели.*.

4.1.1 Характеристика залежи пласта БУз1 Ямбургского месторождения.

4.1.2 Сопоставление реализаций стохастических моделей пласта БУз1 Ямбургского месторождения.

4.1.3 Сопоставление запасов газа залежи пласта БУз' различным реализациям 3D моделям.

4.2 Методика выявления контактных и неконтактных запасов нефти и газа.

4.2.1 Характеристика залежей пластов БУю1"2 Уренгойского месторождения.

4.2.2 Методика выделения связанных тел коллекторов.

4.3 Геологическое обоснование ГТМ для эффективной эксплуатации нефтяных оторочек.

4.3.1 Особенности эксплуатации нефтяных оторочек.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Методы решения геолого-промысловых задач на основе трехмерных геологических моделей продуктивных пластов"

Актуальность темы. Запасы месторождений природного газа с нефтяными оторочками имеют существенный вес в мировом балансе. Следует отметить, что отечественные нефтегазоконденсатные месторождения, такие как Уренгойское, Оренбургское, Вуктыльское, Среднеботуобинское, Чаяндинское и др. имеют нефтяные оторочки, запасы, которых превышают запасы некоторых крупных нефтяных месторождений. Для разработки нефтяных оторочек требуется привлечение высоких геотехнологий.

Бурное развитие компьютерных технологий в конце 80-х - начале 90-х годов положило начало развитию программных комплексов, нацеленных на комплексную обработку данных с целью построения цифровых геологических моделей месторождений. Трехмерные цифровые модели являются наиболее удобным инструментом исследования месторождений, поскольку позволяют осуществить высокую детализацию геологических моделей.

В настоящее время трехмерные геологические модели широко применяются для гидродинамического моделирования, использование же их при решении геолого-промысловых задач, например, при планировании методов воздействия на пласт, ограничено из-за отсутствия соответствующих методик. Известно, что неудачный выбор объектов воздействия ведет, зачастую, к получению низких технологических эффектов. В связи с этим возникает задача поиска участков с благоприятными условиями для применения технологий увеличения нефтеотдачи. Для этого, как отмечалось в работах М.И. Максимова, необходимо проводить анализ строения пластов на уровне геологических тел в трехмерном пространстве.

Существует значительное число работ В.А. Бадьянова, С.Р. Бембеля, С.И. Билибина, Д.В. Булыгина, A.M. Волкова, А.А. Дорошенко, С.А. Ермакова, С.Н. Закирова, Н.Я. Медведева, Е.В. Топычкановой, Н.Г. Хорошева и др., посвященных теоретическим и практическим аспектам трехмерного геологического моделирования. В них трехмерные геологические модели создаются с целью оценки рисков геолого-разведочных работ, уточнения геологического строения продуктивных отложений, оценки запасов углеводородов, проектирования новых скважин. Однако, не были рассмотрены вопросы выявления связанных геологических тел для определения наиболее вероятных путей прорыва газа и воды в нефтяные скважины и для обоснования участков эффективного применения методов увеличения нефтеотдачи.

Цель работы состоит в создании методов изучения строения продуктивных пластов нефтегазоконденсатных месторождений на уровне связанных геологических тел с использованием трехмерных геологических моделей для решения задач оценки геологических рисков и для геологического обоснования выбора участков с целью эффективного применения методов увеличения нефтеотдачи.

Основные задачи исследований:

- разработать методику оценки влияния геометрических и статистических элементов полувариограмм на результаты картирования толщин продуктивных пластов;

- разработать методику построения трехмерных геологических моделей с учетом геолого-статистических разрезов для различных фациальных зон;

- разработать подходы к оценке геологических рисков при бурении новых скважин и подсчете запасов по трехмерным стохастическим моделям залежей с разной степенью изученности бурением;

- разработать методику выявления геологических тел на основе трехмерных геологических моделей фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС);

- разработать подходы к выявлению закономерностей распределения геологических тел в трехмерном пространстве;

- разработать методику выявления контактных и неконтактных запасов нефти и газа в нефтяных оторочках на основе выделения геологических тел;

- разработать методику геологического обоснования выбора участков для эффективного применения методов увеличения нефтеотдачи на основе анализа литологической неоднородности, ФЕС пласта, технологических показателей разработки и ГИС-контроля.

Методы решения задач. При решении поставленных задач использованы трехмерные геологические модели. Для построения и анализа трехмерных геологических моделей использовался программный продукт IRAP RMS компании Roxar.

Научная новизна.

1. Усовершенствована методика построения двумерных и трехмерных геологических моделей на основе интерполяции методом крайгинга с учетом анизотропии свойств продуктивных пластов гигантских нефтегазовых месторождений.

2. Разработана методика преобразования 3D геологических сеток в 3D гидродинамические сетки на основе геолого-статистических разрезов и особенностей изменения пористости по вертикали.

3. Разработаны новые подходы к оценке геологических рисков при бурении скважин и подсчете запасов нефти и газа на основе многовариантного стохастического моделирования.

4. Разработана методика выявления контактных и неконтактных запасов нефти и газа в нефтяных оторочках на основе выделения связанных геологических тел в трехмерном пространстве, с целью прогнозирования наиболее вероятных путей прорыва газа и воды в нефтяные скважины и геологического обоснования выбора участков, благоприятных для применения методов увеличения нефтеотдачи.

Практическая ценность работы.

- Разработанные в работе методики решения геолого-промысловых задач на основе трехмерных моделей позволяют обоснованно подходить к планированию работ по регулированию разработки нефтяных оторочек, что, в конечном счете, приведет к повышению коэффициента извлечения нефти.

- Разработанная методика выделения геологических тел может применяться не только к нефтяным оторочкам, но и к другим типам залежей.

- Использование оценок рисков позволит более обоснованно подходить к выбору точек заложения новых скважин.

Степень обоснованности и достоверности полученных результатов. Обоснованность полученных результатов предопределена использованием теоретических положений Геологии нефти и газа, Геофизики, Разработки нефтяных и газовых месторождений, Геоинформатики, Информационных систем и технологий.

Достоверность результатов подтверждена применением методик на объектах разработки Ямбургского и Уренгойского месторождений.

Личный вклад автора. Лично автором разработаны методики построения двумерных и трехмерных моделей продуктивных пластов для гигантских нефтегазовых месторождений, методика преобразования 3D геологических сеток в 3D гидродинамические, подход к геологическому обоснованию выбора участков для эффективного применения методов увеличения нефтеотдачи на основе анализа литологической неоднородности, фильтрационно-емкостных свойств пласта, технологических показателей разработки и ГИС-контроля. Выявлены закономерности распределения геологических тел в трехмерном пространстве, обоснованы геолого-технические мероприятия для повышения эффективности эксплуатации нефтяных оторочек Уренгойского месторождения.

Реализация результатов работы.

- Методика построения двумерных и трехмерных геологических моделей была использована для моделирования продуктивных пластов неокома Ямбургского и Уренгойского месторождений в рамках создания геолого-технологических моделей залежей.

- Результаты геологического обоснования выбора участков для применения методов увеличения нефтеотдачи на основе трехмерных геологических моделей использованы при составлении проекта доразработки нефтяных оторочек Уренгойского месторождения.

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на 5-й и 6-й Всероссийских конференциях молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России "Новые технологии в газовой промышленности", проводившейся на базе РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина (23-26 сентября 2003 года, 27-30 сентября 2005 года г.Москва), на международной научно-технической конференции "Нефть и газ Западной Сибири" (25-27 октября 2005 года, г.Тюмень), на XIV научнопрактической конференции молодых ученых и специалистов "Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири" (25-28 апреля 2006 года, г.Тюмень), на 10-ой геофизической научно-практической конференции ТюменьОЕАГО "Эффективность использования данных геофизических исследований при обосновании модели залежи углеводородов и определении параметров для подсчета запасов нейти и газа" (29-30 ноября 2006 года, г.Тюмень).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 8 печатных работ, в том числе 2 статьи в журналах, рекомендованных ВАК РФ и 6 тезисов докладов на всероссийских и международных конференциях.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, 4 глав и заключения. Объём машинописного текста 221 страница. Работа содержит 158 рисунков, 30 таблиц, библиография включает 102 наименования.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Демина, Анастасия Ивановна

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате выполненных исследований:

1. Разработана методика учета геометрических и статистических элементов полувариограмм при моделировании полей геологических параметров, что позволяет строить более качественные по сравнению с существующими методиками модели продуктивных пластов гигантских нефтегазовых месторождений

2. Разработаны подходы к оценке геологических рисков при бурении новых скважин и подсчете запасов по трехмерным стохастическим моделям залежей с разной степенью изученности бурением, что позволяет прогнозировать наиболее вероятные значения эффективных толщин и оценить вероятностные запасы углеводородов.

3. Разработана методика выявления геологических тел на основе трехмерных моделей фильтрационно-емкостных свойств и закономерностей распределения их в трехмерном пространстве.

4. Разработана методика выявления контактных и неконтактных запасов нефти и газа в нефтяных оторочках на основе выделения геологических тел, которая позволяет более обоснованно подойти к геологическому обоснованию выбора участков для эффективного применения методов увеличения нефтеотдачи.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Демина, Анастасия Ивановна, Тюмень

1. Алиев З.С., Бондаренко В.В. Исследование горизонтальных скважин: Учеб. пособие. М.: Изд-во "Нефть и газ" РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. -212 с.

2. Алиев З.С., Сомов Б.Е., Рогачев С.А. Обоснование и выбор оптимальной конструкции горизонтальных газовых скважин. М.: Техника, 2001. 82 с.

3. Алиев З.С., Шеремет В.В. Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты. М.: Недра, 1995. 207 с.

4. Анализ влияния ГРП на нефтеотдачу пластов ОАО "Юганскнефтегаз". Афанасьев И.С., Усманов Т.С., Муллагалин И.З., Пасынков А.Г. // Технологии ТЭК, 2005, №5. с.48-55.

5. Аронов В.И. Методы построения карт геолого-геофизических признаков и геометризация залежей нефти и газа на ЭВМ. -М.: Недра, 1990. 301 е.: ил.

6. Бабушкина А.Н., Родина Т.В., Моисеев П.В. Опыт построения трехмерных геологических моделей месторождений сложного геологического строения с использованием программного комплекса RMS (Roxar)// Каротажник, 2006, №2-4. с. 377-390.

7. Бадьянов В.А. Методика детального расчленения и корреляции неоднородных продуктивных горизонтов. "Труды Гипротюменнефтегаза", 1972, вып. 30, с. 315.

8. Бернин Т.Г. Проектирование разработки нефтегазовых месторождений системами горизонтальных скважин. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. -199 с.

9. Борисов Ю.П., Воинов В.В, Рябинина З.К. Влияние неоднородности пластов на разработку нефтяных месторождений. М.: Недра, 1970. - 287 с.

10. Булыгин Д.В., Медведев Н.Я., Кипоть В.Л. Моделирование геологического строения и разработки залежей нефти Сургутского свода. Казань: Издательство "ДАС", 2001. 191 с.

11. Водогазовое воздействие на Новогоднем месторождении. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Лёвочкин В.В., Фахретдинов Р.Н., Остапчук С.С. // Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений №12, 2006 с.40-43

12. Гавура В. Е. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений. М.: ГП «Роснефть», ВНИИОЭНГ, 1995, 150 с.

13. Гапонова Л.М. Повышение эффективности разработки месторождений на основе мониторинга геолого-гидродинамических моделей // Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. №12, 2006 с.36-39.

14. Геологические тела (терминологический справочник). Под редакцией Ю.А. Косыгина, В.А. Кулындыщева, В.А. Соловьева. М.: Недра, 1986. 334 с.

15. Геология и нефтегазоносность ачимовской толщи Западной Сибири. Нежданов А. А., Пономарев В. А., Туренков Н. А., Горбунов С. А. М.: Издательство Академии горных наук, 2000. 247 е.: ил

16. Геолого-промысловые методы изучения нефтяных залежей с трудноизвлекаемыми запасами. Барков С.Л., Белкина В.А., Дорошенко А.А., Каналин В.Г., Муратова Л.М., Усенко Т.П. Тюмень: Издательство "ВекторБук", 1999.-212 с.

17. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. М.: Недра, 1982. 120 с.

18. Гладков Е.А., Булыгин А.В., Гордеев Р.В. Геолого-технологическое моделирование и мониторинг разработки Средне-Нюрольского месторождения// Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений №11, 2006 с.88-89

19. Глова В.Н., Латышев В.Н. Результаты гидроразрыва пласта на месторождениях ОАО "Пурнефтегаз"// Нефтяное хозяйство. М., 1996, №1. -с.15-18.

20. Глубокопроникающий гидравлический разрыв пласта метод интенсификации разработки низкопроницаемых коллекторов. Константинов С.В., Лесик Н.П., Гусев В.И., Борисов Ю.П. // Нефтяное хозяйство. - 1987. - №5. - С. 22-25.

21. Голов Л.В., Волков С.Н. Состояние строительства и эксплуатации горизонтальных скважин в России // Нефтяное хозяйство. М., 1995, №7. с.21-25.

22. Григорян A.M. Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами. М.: Недра, 1969. - с. 190.

23. Гусев С.В., Коваль Я.Г., Кольчугин И.С. Анализ эффективности гидроразрыва пластов на месторождениях ПО "Юганскнефтегаз"// Нефтяное хозяйство. М., 1991,№7.-с.15-18.

24. Дёмина А.И. Опыт построения карт геологических параметров. Материалы международной научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири». (Тюмень., ТюмГНГУ, 25-27 апреля, 2005): Тюмень: "Феликс", 2005. Том.1. с. 41

25. Дёмина А.И., Дорошенко А.А., Дорошенко Алексей А. Технология построения карт на основе фациально-стохастического моделирования // Газовая промышленность, 2006, №7. с. 31-33.

26. Дёмина А.И.Методика анализа прерывистости продуктивных пластов наоснове трехмерных геологических моделей // Газовая промышленность, 2006, №12. с. 64-66.

27. Дэвис Дж. С. Статистический анализ данных в геологии. М.:Недра, 1990. т.1.-790 с.

28. Дэвис Дж. С. Статистический анализ данных в геологии. М.:Недра, 1990. т.2.-790 с.

29. Еременко Н.А. Геология нефти и газа. М.: Недра, 1962. - 385 с.

30. Жданов С.А., Константинов С.В. Проектирование и применение гидроразрыва пласта в системе скважин // Нефтяное хозяйство. М., 1995, №9. - с.24-25.

31. Интегрированный поход к проектированию разработки Ванкорского месторождения. Антоненко Д.А., Ставинский П.В., Яценко В.М., Исламов Р.А. // Нефтяное хозяйство. М., №9. - с.70-74.

32. Каневская Р.Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта. М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 1999. 212 е.: ил.

33. Каневская Р.Д., Кац P.M. Оценка эффективности гидроразрыва добывающих и нагнетательных скважин при различных системах заводнения пласта // Нефтяное хозяйство. М., 1998, №6. - с.34-37.

34. Константинова С.В., Гусев В.И. Техника и технология проведения гидравлического разрыва пластов за рубежом. М.: ВНИИОЭНГ. Обзорная информация. Сер. Нефтепромысловое дело. 1985. - 61 с.

35. Курамшин P.M., Степанова Г.С. Анализ разработки нефтегазовых залежей системой горизонтальных и вертикальных скважин//Бурение и нефть. М., 2003. -№12.-С. 30-33.

36. Логинов Б.Г., Блажевич В.А. Гидравлический разрыв пластов. М.:Недра, 1966. - 148с.

37. Лютомский С.М., Мормышев В.В. Гидродинамическое экранирование залежей в нижнемеловых отложениях// Газовая промышленность. М., 2006, №4. с.29-32.

38. Максимов М.И. Геологические основы разработки нефтяных месторождений. М.: "Недра", 1975.-534 с.

39. Максимович Г.К. Гидравлический разрыв нефтяных пластов. -М.: Гостоптехиздат, 1957. 98 с.

40. Медведев НЯ. Геотехнологические основы разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти. М.: ВНИИОЭНГ, 1997. 336 е.: ил.

41. Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений (Часть 1. Геологические модели). М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2003. 164 с.

42. Методическое руководство по проектированию разработки нефтяных месторождений с применением гидроразрыва пластов на основе современных компьютерных технологий. РД 153-39.2-032-98 / Кац P.M., Каневская Р.Д. и др. М.: Минтопэнерго РФ, 1998. 70 с.

43. Муравьев И.М., Го Шан-пин. Об эффективности проведения массового гидравлического разрыва пластов // Нефтяное хозяйство. 1958. - №4. - С. 3944.

44. Николаевский В.Н. Применение гидравлического разрыва пласта на месторождении Умбаки // Нефтяное хозяйство. 1958. - №4. - С. 44-53.

45. Новые принципы и технологии разработка месторождений нефти и газа. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Закиров И.С., Баганова М.Н., Спиридонов А.В. М.: "Производственно-издательский комбинат ВИНИТИ", 2004. 520 е.: ил.

46. Новые технологии при построении цифровых геологических моделей месторождений углеводородов. Кашик А.С., Билибин С.И. Гогоненков Г.Н., Кириллов С.А. // Технологии ТЭК. М., 2003,№3. с.12-17

47. Перепеличенко В.Ф., Сомов В.Ф., Шевченко А.К. Разработка неоднородного нефтяного пласта горизонтальными скважинами в сочетании с термозаводнением// Нефтяное хозяйство. М., 1993, №10. с. 57-61.

48. Печеркин М.Ф., Кузьмин Ю.В. Особенности геологического строения и компьютерного моделирования месторождений Шаимского района // Нефтяное хозяйство. -М., 2004, №6. с. 16-21.

49. Повышение разрешающей способности и достоверности геологических моделей при комплексировании данных сейсморазведки и ГИС. Денисов С.Б., Бирун Е.М., Рудая B.C., Ставинский П.В. // Геофизика. М., 2005, №3. с.22-26.

50. Постоянно действующие геолого-математические модели месторождений. Задачи, возможности, технологии. Болотник Д.Н., Макарова Е.С., Рыбников

51. A.В., Саркисов Г.Г. // Нефтяное хозяйство. М., 2000, №7. с.35-36.

52. Построение геолого-технологической модели Горного месторождения. Ванин

53. B.А., Крамар Г.О., Кокорин А.А., Асаулов С.А. // Нефтяное хозяйство. М., 2002, №6 - с.35-37.

54. ООО «ТюменНИИгипрогаз», 2006. с. 22-24.

55. ООО «ТюменНИИгипрогаз», 2006. с. 37-39.

56. Разработка и эксплуатация нефтегазоконденсатных месторождений. / Ю.В. Желтов, В.Н. Мартос, А.Х. Мирзаджанзаде, Г.С. Степанова. М.: Недра, 1979. - 254 с.

57. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153-39.0-047-00. М.: Минтопэнерго, 2000. 150 с.

58. Результаты внедрения массированного гидроразрыва пласта на Приобском месторождении. Афанасьев И.С., Антоненко Д.А., Муллагалин И.З., Усманов Т.С., Свешников А.В., Пасынков А.Г. // Нефтяное хозяйство, 2005, №8. с.62-64.

59. Рыбников А.В., Саркисов Г.Г. Стохастические геологические модели -методы, технологии, возможности // Нефтяное хозяйство, М., 2001, №6. с.22-25.

60. Савченко В.П. Формирование, разведка и разработка месторождений газа и нефти. М.: Недра, 1977.

61. Сидоров С.В., Низаев Р.Х. Влияние геологическое неоднородности на технологические показатели разработки нефтяных месторождений// Нефтяное хозяйство. М., 2006, №3. - с.42-45.

62. Словарь по геологии нефти и газа. JL: Недра, 1988. 679 с.

63. Справочник по нефтегазопромысловой геологии. Под редакцией Н.Е. Быкова, М.И. Максимова, А.Я. Фурсова. М.: Недра, 1981. 525 с.

64. Сургучев M.JI. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1985

65. Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах. РД 153-39.0-072-01. М.: Минтоэнерго, 2001. 271 с.

66. Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта. М.: Недра. - 1986.

67. Якимов А.С., Булыгин Д.В., Кипоть В.П. Особенности создания трехмерной геологической модели Енорусскинского нефтяного месторождения // Интервал. Самара, 2001, №8. с.4-10.

68. Capen Е.С. A Consistent Probabilistic Definition of Reserves// SPE Reservoir Engineering. Febr. 1996. -№1. - P.23-28.

69. Economides M.J., Nolte R.G. Reservoir Stimulation. -Prentice Hall, Eglewood Cliffs, New Jersey 07632. 1989. - 430 pp.

70. Elliot D.C. Reserve Estimates: Uncertaintry and it's Implications// J, of Canadian Petroleum Technology. April 1995. - Vol. 34, № 4. - P. 58-62.

71. Experience with Operation of Smart Wells To Maximise Oil Recovery From Complex Reservoirs Nigel Snaith, Richard Chia, Devarajan Narayasamy & Kirby Schrader, Brunei Shell Petroleum Co. Sdn//SPE-84855.

72. Hang B.T., Ferguson W.l, Kydland T. Horizontal wells in the water zone: the most effective way of thetapping oil from thin oil zones? // Paper SPE 22929 presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Dallas, Oct. 6-9, 1991

73. Hefner J.M., Thompson R.S. A Comparison of Probabilistic and Deterministic Reserve Estimates: A Case Study// SPE Reservoir Engineering. Febr. 1996. - №1.-P.43-47.

74. Joshi S.D. Horizontal well technology. Pen Well Publishing Company. Tulsa, 1991, 535 p.

75. L. Cosentino. Integrated Reservoir Studies, t Editions TECHN1P, 2001, p 310

76. Last N.C., McLean M.R. Assessing the impact of trajectory on wells drilled in an Overthrust region. // JPT, 1996, p.620-626

77. Omre H. "Bayesian kriging merging observations and qualified guesses in kriging", 1987, Math.Geol. 21(7), 767-786

78. Omre H., Solna К & Tjelmeland H., Simulation of random functions on large lattices, in Soares (1993), pp 179-199

79. On Reservoir Fluid-Flow Control with Smart Completion T.S. Ramakrishnan, Schlumberger-Doll Research//SPE-84219.

80. Optimization of Smart Well Control Burak Yeten, SPE, Louis J, Durlofsky, SPE, and Khalid Aziz, SPEStanford University, Chevron Texaco EPTC//SPE-79031.

81. Patricelli J.A., McMichael C.L. An Integrated Deterministic/Probabilistic Approach to Reserve Estimations// J. of Petroleum Technology. Jan. 1995. - P.49-53.

82. Reservoir Aspects of Smart Wells Carlos A. Glandt, Shell International E&P//SPE-81107.

83. Santos Rene, Ehri Erwin. Combined method improve reserve estimates // Oil and Gas J.-May. 1995.-P.l 12-118.

84. Schuyler J. Probabilistic reserves definitions, practices need further refinement// Oil and Gas J. May 31 1999. - P.64-67.

85. Society of Petroleum Engineers and World Petroleum Congress// Petroleum Reserves Definitions. March 1997.