Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Определение гидродинамических параметров продуктивных пластов на основе комплексной интерпретации промыслово-геофизических данных

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Определение гидродинамических параметров продуктивных пластов на основе комплексной интерпретации промыслово-геофизических данных"

На правах рукописи

Косков Борис Владимирович

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ НА ОСНОВЕ КОМПЛЕКСНОЙ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ПРОМЫСЛОВОГЕОФИЗИЧЕСКИХ ДАННЫХ

25.00.12 - Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Пермь 2006

Работа выполнена в Пермском Государственном техническом университете

Научный руководитель - доктор геолого-минералогических наук,

Профессор Растегаев Александр Васильевич

Официальные оппоненты - доктор технических наук,

профессор Силаев Валерий Аркадьевич

- кандидат технических наук Коноплсв Александр Владимирович

Ведущее предприятие - ОАО «Пермнефтегеофизика»

Зашита состоится «27» декабря 2006 г. в 14 часов на заседании диссертационного совета Д212.188,03 при Пермском государственном техническом университете по адресу: 614000, г. Пермь, Комсомольский проспект, 29, ауд, 423-Б.

С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке ПГТУ.

Автореферат разослан ноября 2006 г.

Ученый секретарь диссертационного совета Д212 Л88.03, доктор г.-м. наук

Растегаев А.В,

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. В современных экономических условиях подсчет запасов углеводородного сырья и эффективное управление процессом нефтеиз влечения выполняется на основе детального учета особенностей геологического строения, фнльтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллекторов и результатов техногенного воздействия на продуктивные пласты. В диссертации обобщены результаты исследований по определению гидродинамических параметров кефтесодержащих интервалов в разрезах скважин для геологического обеспечения подсчета запасе» и разработки нефтяных месторождений Пермского Прикамья. Значительная часть этих исследований связана с нахождением гидродинамических параметров по данным геофизических исследований скважин (ГИС) при комплексной геологической интерпретации промыслово-геофизических материалов. В работе изучалась возможность использования каротажных материалов для определения гидродинамических характеристик (и, в частности, гидродинамической проницаемости к^) коллекторов, т.к. решение задач совместной обработки данных гидродинамических, геолого-промысловых и геофизических исследований, направленных на разработку методик комплексной интерпретации, до сих пор остается нерешенной научной проблемой. Диссертация посвящена созданию методики, предусматривающей комплексное использование материалов ГИС при определении гидродинамических параметров при подсчете запасов углеводородного сырья, проектировании, анализе и регулировании разработки залежей нефти.

Актуальность выполненных исследований определяется получением необходимой информации в безиспытательных скважинах (т.е. в скважинах, не охваченных гидродинамическими исследованиями) за счет привлечения данных ГИС. Это позволит выявить пространственные закономерности изменения гидродинамических параметров при моделировании залежей нефти и газа. Использование данных ГИС позволит более полно и дифференцировано оценить добывающие возможности скважин и нефтесодержащих интервалов (пластов) как при разработке нефтяных и газовых месторождений, так и при подсчете запасов углеводородного сырья.

Цели работы:

- обоснование возможности комплексного использования данных гидродинамических исследований (ГДИ) и геофизических исследований (ГИС) для оценки фильтрационных параметров продуктивных пластов, что позволит более детально охарактеризовать их изменение на участках, не охваченных промысловыми исследованиями.

Основные задачи исследований:

]. Научное обоснование возможности определения гидродинамической проницаемости пород-коллекторов нефтяных месторождений Пермского Прикамья по данным ГИС.

2. Разработка методики оценки коэффициента гидродинамической проницаемости с помощью зависимостей типа «геофизический параметр = Дгидродинамический параметр)».

3. Разработка способов определения количественных оценок значений гидродинамической проницаемости по данным ГИС для проведения гидродинамического моделирования залежей углеводородов.

4. Оценка перспектив использования результатов совместной интерпретации материалов гидродинамических исследований и данных ГИС.

Методы решения задач. Для решения поставленных задач использованы результаты комплексной интерпретации данных ГИС и ГДИ по скважинам Быркинского, Гондыревского, Гожано-Шагиртского, Кокуйского, Кудрявцев-ского, Крассноярско-Куединского, Москудьинского, Осннского, Трифоновского, Уньвинского, Шатовского, Чуракоаского и Юрчукского нефтяных месторождений Пермского Прикамья. Результаты проанализированы и обобщены с использованием статистических методов обработки экспериментальных данных.

Научная новизна:

1. Обоснована методика использования кгЛи=/(А}^ для оценки ряда месторождений Пермского Прикамья.

2. Разработана методика определения гидродинамических параметров по данным ГИС с использованием эталонирования по материалам ГДИ.

3. Установлено, что полученные гидродинамические характеристики продуктивных интервалов могут быть использованы для моделирования строения залежей УВ и для оптимизации выбора оптимальной системы разработки нефтегазовых месторождений.

Защищаемыми положениями диссертации являются;

1. Методика оценки коэффициента проницаемости пород-коллекторов в беэиспытательиых скважинах по данным ГИС.

2. Статистические модели для оценки фильтрационных параметров для ряда месторождений Пермского Прикамья.

3. Оценка пространственного изменения коэффициента гидродинамической проницаемости по данным ГИС для залежей углеводородов.

Практическая ценность работы сводится;

• к созданию и внедрению в практику методики определения количественных характеристик гидродинамической проницаемости по данным ГИС;

- к повышению точности оценок извлечения запасов нефти и оптимизации процессов проектирования и разработки нефтяных месторождений Пермского Прикамья;

- к использованию полученных моделей для повышения точности оценок запасов нефти и оптимизации процессов проектирования и разработки ряда нефтяных месторождений Пермского Прикамья.

Апробация работы. Материалы диссертации докладывались и обсуждались на конференции молодых учёных и специалистов ООО «Лукойл-Перм-нефть» (Пермь, 2000 г.); на научно-технических конференциях "Совершенствование методов поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений" (Перм. гос. ун-т, апрель, 2000 г.) и в Пермском техническом университете молодых специалистов "Совершенствование методов поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений» (Перм. техн. ун-т, ноябрь, 2000 г.); на научно-технической конференции ЗАО «Лукойл-Пермь» (1-е место на конкурсе ТЭК-2001. Москва, февраль, 2002 г.); на заседании секции Ученого Совета ООО ПермНИПИя ефть (март, 2001 г.); на межрегиональной конференции молодых ученых в г.Ухта (март, 2002г.); на открытой молодежной научно-практической конференции РТ ОАО "Татнефть" в г. Альметьевске (сентябрь, 2002 г.); на научном симпозиуме «Высокие технологии в промысловой геофизике» в г. Уфе (май, 2004 г).

Публикации. Основные положения диссертации изложены В 14 публикациях и в 5 научно-исследовательских отчетах по теме диссертации.

Объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, заключения и списка литературы. Объем работы 120 страниц, включая 42 рисунка, £ таблиц, список литературы из 116 наименований.

Успеху наших исследований способствовала действенная помощь сотрудников лаборатории промысловых исследований ПермНИПИнефть при выполнении тем, научное руководство которыми осуществляли А.И.Дзюбенко, Г.В.Макаловский, В.И. Пузиков и Ю.А. Сатюков.

Автор приносит глубокую благодарность научному руководителю доктору геолого-минералогических наук, профессору А.В. Растегаеву.

Искреннюю признательность за консультации и поддержку в работе над диссертацией автор выражает В.И. Галкину, 1 Ю.В. Шурубо'ру"! 1 Е.П. Гудкову 5, В.Н. Коскову, Н.И. Крысину, В.И. Пахомову, С.Д. Сумарокову, Ю.А. Яковлеву, В.К. Червяковой.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В первой главе приводится обзор методов нефтегазовой геологии, предназначенных для решения задач подсчета запасов УВ и управления процессами разработки месторождений, и роль методов ГИС при решении ряда геологических задач.

Выделение и качественная оценка продуктивных интервалов осуществляется посредством геофизических методов исследования скважин (ГИС). В процессе бурения и по его окончании методами ГИС изучают весь разрез скважины для решения ряда задач: технологических (контроль в процессе бурения), литологического и стратиграфического расчленения толщи горных пород вскрытых скважиной, выделение коллекторов и оценки их емкостно-фильтрационных свойств.

Основными источниками негеофизических данных о разрезах скважин являются результаты опробования пластов и кернового анализа.

В процессе бурения скважин производится отбор керна с последующим изучением и описанием образцов горных пород, получением количественных данных о коллекторских свойствах пород.

Для изучения нефтегазоносных пластов в скважинах также проводятся гидродинамические исследования (ГДИ): опробование пластов, в ходе которых определяются качество и количество извлекаемых из скважины нефти и газа. Задачей скважшшых исследований продуктивных пластов является сбор данных для последующего определения коэффициентов продуктивности, проницаемости, гидропроводности и других гидродинамических параметров. Так, например, обработка результатов исследования скважин методом прослеживания давления по среднему прямолинейному участку на кривой восстановления давления КВД дает возможность определить коэффициент гидродинамической проницаемости согласно формуле

где 0-дебит жидкости м3/сут, 6-объемный коэффициент, /¿-вязкость сПз, Ь-эффектквная нефтенасыщенная толщина пласта см, % ¿-угловой коэффициент.

Основными физическими характеристиками коллекторов являются пористость и проницаемость. Эти характеристики традиционно определяются при лабораторном изучении керна и при обработке результатов гидродинамических исследований. Но вынос керна, особенно из продуктивной части геологического разреза, ограничен и не всегда представителен. Это обусловлено в основном геологическими (разнообразие физических и химических свойств флюидов, степень неоднородности продуктивного пласта по разрезу), технологическими (различие в характере вскрытия и опробования пластов, толщин стенок обсадных труб и цементного кольца) и математическими (степень достоверности средних величин проницаемости, зависящих от количества анализов, приходящихся на пласт толщиной 1 м, достоверности единичных анализов и др.). Кроме того, в последние годы возросло количество мелких месторождений, по которым на поисково-разведочной стадии керновый материал практически отсутствует. Поэтому, в настоящее время большая часть информации о ФЕС пород-

коллекторов получается путем использования материалов ГИС, обеспечивающих более точную оценку запасов нефти и газа. Полной геологической моделью скважины может служить послойное промыслово-геологическое описание ее разреза, основанное на коллекторских результатах анализа керна, скорректированное и пополненное данными ГДИ и ГИС.

Вр р^орой главе приводится анализ геологического строения и емкостно-фильтрационных характеристик пластов-коллекторов ряда месторождений Пермского Прикамья, охваченных гидродинамическими исследованиями.

В качестве объектов исследования были рассмотрены терригенные отложения нижнекамекноугольного возраста Быркинского, Гоидыревского, Красно-ярско-Куединского,. Трифоновского и Гожано-Шагиртского месторождений, расположенных на Башкирском своде; Юрчукского и Уньвинского месторождений на Соликамской депрессии; Чураковского месторождения, приуроченного к Бымско-Кунгурской впадине; Шатовского месторождения на Виснмской впадине; Кудрявцевского, Москудьинекого месторождений и Ножовской группы, находящихся на Верхнекамской впадине.

В литолого-стратиграфическом отношении основные промышленные запасы нефти месторождений приурочены к терригенным отложениям визейско-го яруса, песчано-глинистые продуктивные породы которого образовались в результате отложения кластического материала в бассейнах осадконакопления и последующих диагенетичесхих процессов. Они состоят из твердой минеральной части и порового пространства, геометрия которого определяется размерами, формами, отсортированностью и распределением минеральных зерен. Терригенные отложения визейского яруса представлены чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Проницаемые разности песчаников и алевролитов радаевского, бобриковского и тульского горизонтов нефтенасыщеиы. К ним и приурочены основные промышленные залежи нефти визейского терригенного комплекса. Литолого-стратиграфическое расчленение разрезов скважин проведено по данным кернового анализа и результатам интерпретации методов ГИС, позволивших определить границы залегания пластов и выделить в разрезе скважин проницаемые нефтенасыщенные интервалы.

В третьей главе содержатся сведения о комплексной интерпретации данных ГИС и ГДИ, и обосновывается возможность получения информации о гидродинамических параметрах пластов-коллекторов в скважинах, не охваченных гидродинамическими методами исследований.

Значительным этапом исследований явилось построение корреляционных связей данных ГИС с данными лабораторного анализа керна. Например, автором проведена оценка пористости продуктивных пластов верейских отложений Пермского Прикамья по данным ГИС и определение нижних пределов пористости.

.Для определения проницаемости по данным ГИС чаще всего используют парные связи коэффициента проницаемости к с коэффициентом пористости К„ (определенными по керну), параметром насыщения Р„, глинистостью, относительным разностным параметром ДЗлуп AJy , относительным удельным сопротивлением pjpe- В работах Б.Ю.Вендельштейна, В.Н.Дахнова и др. предлагает-

ся для повышения точности получаемых оценок проницаемости использовать многомерные зависимости. Однако малый объем проводимых промысловых исследований и фрагментарный отбор керна не дает пространственного представления об изменении коэффициента проницаемости в целом по залежи. Поэтому возникает необходимость в оценке его косвенными методами — по данным тех геофизических методов исследований скважин, параметры которых связаны с фильтрационными свойствами пласта. Проницаемость, определенная по керну, обычно искажена за счет того, что образцы керна исследуются в основном из более плотной части продуктивного пласта. Кроме того, радиус (глубина) промысловых исследований сопоставим с толщинами пластов-коллекторов, в то время как образцы горных пород характеризуют лишь «точечные» элементы в разрезе скважин. Поэтому при составлении схем разработки нефтяных месторождений используют данные о проницаемости, полученные в результате гидродинамических исследований. Для получения сведений о проницаемости продуктивных пластов в скважинах, пройденных без проведения пластовых испытаний, автор считает целесообразно использовать зависимости вида геофизический параметр как функция от коэффициента гидродинамической проницаемости

Подобные сопоставления значений с показаниями какого-либо геофизического метода для месторождений Пермского Прикамья практически не проводились и поэтому основной целью настоящей работы является построение моделей распределения проницаемости по залежи, опирающихся на полученные результаты данных сопоставлений.

Для получения информации о продуктивных пластах (продуктивность, гидропро водность, проницаемость) автором предлагается применять зависимости вида «гидродинамический параметр =^геофизический параметр)».

Геофизические характеристики продуктивных пластов (Адс, Л1у, Мпу, и др.) чаще всего участвуют при подсчете запасов углеводородного сырья нефтяных залежей. На этапе же разработки этих залежей результаты интерпретации данных ГИС используются не в полной мере. Только в единичных случаях привлекаются каротажные материалы для определения коэффициентов продуктивности и для построения карт дифференциации запасов нефти.

Результаты интерпретации промыслово-геофизических материалов при определении коллекторских свойств горных пород использовались многими исследователями. Так, Б.Ю. Венделыптейн н Н.В. Царева считают, что для сопоставления геофизических параметров с Кщ^ оснований значительно больше, чем для сопоставления К^ с данными керна. Коэффициент продуктивности и физические параметры коллектора, рассчитанные по данным ГИС, имеют общую природу в том смысле, что являются интегральными, характеризующими весь геологический объект в целом. Это хорошо видно при сопоставлении объемов объектов исследований по данным керна, геофизических и промысловых исследований. Так, например, образец керна по объему примерно в 100000 раз меньше объекта исследований, охарактеризованного по данным промысловых методов. В свою очередь, объемы объектов исследований по данным геофизических и гидродинамических методов отличаются один от другого не более чем

в 100 раз и более сопоставимы друг с другом. Не случайно Л Л. Орлов, ИЛ. Башлыкии и другие исследователи пришли к выводу о том, что проницаемость, определенная по материалам ПИС, отличается от проницаемости, определенной по керну, и лучше согласуется с данными гидродинамических исследований.

Среди методов ТИС, используемых для определения фильтрационно-емкосшых свойств коллекторов, наиболее эффективным является радиоактивный каротаж (в том числе и метод естественной радиоактивности ПС, показания которого определяются минеральным составом коллекторов и содержанием глинистого материала в скелете породы). Поэтому, как считает автор, зависимости вида «геофизический параметр — гидродинамическая проницаемость / продуктивность» для месторождений Пермской области весьма информативны.

В результате проведенных исследований установлено, что проницаемость определенная по данным ГК (к^*) для терригенных отложений нижнего карбона Гондыревского месторождения согласно зависимости kadu*=f{AJ}), построенной с использованием значений гидродинамической проницаемости к^ (табл. 1), характеризуется высокой теснотой связи и описываются следующим аналитическим выражением: i«*,* = -2,0775А!у+0,6901, с коэффициентом корреляции г " 0,80 (табл. 2). Поле корреляции между к^ и AJypm Гондыревского месторождения представлено на рис. I. Зависимости же K^^flAJ}) и kKepH^f(K"f"), построенные по данным керна и ГИС и используемые последовательно, характеризуются значительно меньшей теснотой связи.

И

J

1

0.9 ОД 0.7 0£ 0.5 0.4 0,3 0.2 0.1 о

.......

•

0.05

0.1

0.1 S од

AJT

0.23

0.3

0.35

Рис. 1. Поле корреляции между к^ и Л/уддя Гондыревского месторождения

Таблица К Значения проницаемости, полученные по данным ГИС и ГДИ __для Гондыревского месторождения

Си» Пласт Л/Г Проницаемосп (мкм1)

61 Тль 0,19 0Ч9Э 0593 0.059

63 0,18 0,328 0,316 0.074

356 0,08 0.381 0,524 0^31

т Тлдо 0,14 0,273 03» 0,126

т Т«1..(+Бб1 0,22 0.294 0233 0,048

340 0.14 0^97 0399 0,053

391 Тл^д+Бба 0,19 0346 0.293 0.068

396 0,06 о.ш 0.565 0,355

401 Тлл^+ЕЙ) 0,07 0.67» 0,543 0328

404 ТЛ2,.6+Е5З 0,03 0,469 ■ 0.62» 0397

411 Тлл^+Вб, 0,09 0,42« 0,303 0.116

420 0,05 0.502 0,586 0,227

66 Тлм+Еб, 0,29 0,137 0,088 0,032

361 0,04 0,391 0,607 0303

407 Тл^+Еб, 0,19 0,181 0,29) 0.032

3» 0,08 0,71 Э 0,524 0,07

408 0,1 0,56 0,4(2 0,109

331 ТЛ[,ч 0,04 0,551 0.607 0,113

374 Тлм+Бй! 0Л5 0.13 0.171 0,344

37} ТЛг*^+Ббз 0.04 0,376 0.607 0,135

399 Тл^^+БЙ! 0.01 0.« 0.669 0,292

Соотношение проницаемое тей, определенных по данным гидродинамических исследований и с помощью зависимости к^^ДЛ!}) описывается аналитическим выражением: 0.6379* к^ + 0.161, также имеющим высокий коэффициент корреляции г = 0.80 (рис.2, табл.1).

Таблица 2. Значения коэффициентов корреляции

параметр к*<* ^чеда*

К-Ли 1.00 0.80 0.32

1.00 0.51

кцетг ¡.00

Рис. 2. Соотношение проннцаемостей к^, к^* я Кар,

Значение же коэффициента корреляции между данными по керну и ГДИ значительно ниже - 0,32 (рис.2, табл.2).

Сравнение средних значений для коэффициента проницаемости, полученного по ГДИ и коэффициента проницаемости по керну, выполнено по критерию Стьюдента. Проведенные расчеты показывают, что при уровне значимости 0,95 они статистически отличаются > /,). Аналогично выполнено сравнение средних значений коэффициента проницаемости по ГДИ и предложенной автором методике. В этом случае гр < а это свидетельствует о том, что они статистически не отличаются. Эти данные в совокупности с приведенным ранее уравнением регрессии зависимости к^ от к^* позволяют сделать вывод, что разработанный метод наиболее точно позволяет оценить значение проницаемости в безиспытательных скважинах, не охваченных промысловыми исследованиями.

Применение подобных зависимостей позволяет оценить и добывные потенциальные возможности скважин, не охваченных промысловыми исследованиями, как, например, по зависимости К^^ДДУ^, построенной по 42 парным точкам для нижнекаменноугольных отложений Гондыревского месторождения (рис. 3). Эта зависимость (корреляционное отношение Я ™ 0.91) описывается следующим аналитическим выражением: КяроЛ=6б, 07ве9'009"^.

Детальный анализ результатов комплексной интерпретации промысловых и геофизических данных также позволяет уверенно определять наиболее вероятные нефтеотдающие (работающие) пласты-коллекторы.

Рис. 3. Зависимость К^ Гондыревского месторождения

В четвертой .главе рассматриваются возможности построения моделей определения гидродинамической проницаемости, полученной по данным ГИС для ряда месторождений Пермского Прикамья.

Установлено, что эти модели дают более точные результаты, если их строить для определенных пластов конкретных месторождений:

Ал^* - З,2888е~я'3286л'г, Л=0,82 - для Москудьинского месторождения;

— 0,0011*Л}у~2'т, Л=0,91 -для Кудрявцевского месторождения; к^и* = !,5184еш*>а'\ Л=0,87 - Шатовское месторождение; к^* - 0,0001 *Л}у д=о,91 - Трифоновское месторождение; к^* = }.6574ешп*ЛЗг, Д=0,93 - Чураковское месторождение. к^* = 0,0193*Л/у''т\ Л=0,82 - для Ножовской группы месторождений (графическое построение зависимости на рис. 4),

Полученные результаты использованы при исследовании нефтяных залежей по подсчегтным объектам яснополянского и Малиновского надгорнэонтов Трифоновского, Кудрявцевского, Шатовского и Чураковского месторождений за счет получения необходимой информации о фильтрационных свойствах продуктивных пластов в скважинах, не охваченных ГДИ. При выполнении работы использованы результаты качественных промысловых исследований, проведенных в безводных скважинах в разведочный и начальный период эксплуатации месторождений. По этим данным автором построены карты проницаемости по ряду месторождений Пермского Прикамья, которые были использованы при защите отчетов НИР в ЦКР и ЦКЗ.

Рис. 4. Зависимость к^^ДАЗу) для коллекторов терригенных отложений визей-ского яруса Ножовской группы месторождений

Следует отметить, что карты проницаемости коллекторов терригенных отложений Трифоновского месторождения только по данным промысловых исследований скважин (столь необходимых при гидродинамическом моделировании) не были построены в связи с малочисленностью ГДИ по иодсчетным объектам.

В качестве примера в табл. 3 представлены результаты определения проницаемости по предложенным зависимостям в скв, 408 Трифоновского месторождения.

Корреляционные зависимости также построены для Быркинского, Гожа-но-Шагиртского, Куедино-Красноярского и ГОрчукского месторождений и не» пользованы для определения проницаемости в скважинах, не охваченных гидродинамическими исследованиями.

Таблица 3. Пример определения ¿«к,* для скв. 408 Трифоновского месторождения

Пласт Интервал проницаемого прослоя, м Толщина прослоя, м Характер насыщения Р» Омм АЛ? мкм

Тлз. 1675.8-1677,2 1.4 нефть 57,4 0,02 6,62

1677,2-1678.2 1,0 нефть 10,2 0,07 0,189

1679,0-1680,0 1,0 нефть 15,5 0,08 е,1М

Тли 1699,0-1700.0 1.0 вода 3,9 0,27 0,004

1700,0-1701.2 и вода 3,9 0,15 0,022

Бб| 1709,0-1712.6 3.6 нефть 68,8 0,07 0,189

Бб] 1721,0-1724,0 3,0 нефть 41,9 0,04 0,926

1724,0-1725.0 1,0 нефть 18[1_ 0,09 0,093

Мл] 1742,2-1743,2 1.0 нефть 22,1 0,11 0,051

Прогнозирование гидродинамических параметров по данным ГИС весьма перспективно, т.к. результаты комплексной интерпретации материалов ГИС и ГДИ позволяют не только оценить фильтрационную характеристику каждого проницаемого интервала в массовом порядке, но и среди всех выделенных продуктивных коллекторов определить наиболее перспективные по нефтеотдаче. Использование информации о гидродинамических параметрах пластов-коллекторов позволяет строить более полные карты попластовой и поскважин-ной проницаемости и, как следствие, существенно повысить эффективность гидродинамического моделирования нефтяных залежей.

. 507** проектная пробуренная ошэжинэ 0,643 проницаемость по данным ГДИ {2005 г.}

Рис. 5. Схема распределения проницаемости для центральной части Шатовского месторождения

Из рис. 5 видно, что данные, полученные по разработанной методике прогнозирования гидродинамических параметров объектов разработки, достаточно хорошо подтверждаются реальным результатом гидродинамических исследований и практически совладают с прогнозными данными, т.е. прогнозные данные хорошо контролируются фактическими.

Для Шатовского месторождения автором также проведена оценка влияния физико-химических свойств флюидов и пород-коллекторов на величину проницаемости. Установлено, что на определение проницаемости по косвенным признакам (каким является величина А1у) влияют дополнительные факторы. Выяснилось, что кц» имеет определенные корреляционные связи с коэффициентом песчанистости К^, процентом селикагелневых смол в составе нефти и вскрытой эффективной мощностью пласта (табл. 4).

Таблица 4. Корреляционная матрица, Шатовское месторождение

Параметр, Нескр. эф. л/у Кпес %СМО-1 кгди

Ивскр. эф. г -0,39 0,56 -0,10 0,40

Л/г 1 •0,41 0,52 -0,61

Кпес 1 -0,22 0,42

Осмол 1 •0,44

к?д а 1

Построенная на основании данной информации многомерная зависимость описывается уравнением:

Ак ^3>354&-23.7028*Ктс+0,2375*%^а,+9,3166*К^2+1,0981 •К„с*%смал-

0,0244*%СМО?,

где Ак' является поправкой за К„к и процент селикагелневых смол.

После ввода поправки уже известное уравнение определения проницаемости в скважинах не охваченных гидродинамическими исследованиями приобретает вид

0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.4 Рис. 6^ Соотношение проницаемостей к^ к^* и к^**

Ввод поправки позволяет существенно повысить точность определения проницаемости в безиспытательных скважинах - коэффициент корреляции между к^ и к^** увеличился с 0,80 до 0,97 (рис. б).

Следует отметить, что предложенный метод определения проницаемости имеет ограничения в использовании при присутствии в скелете проницаемых пород карбонатного цемента. Было установлено, что при наличии карбонатных частиц в скелете породы (С*>5%) зависимость ЛТу^Дк^ характеризуется более низкой теснотой связи (как, например, неудачная попытка построения такой зависимости по Сибирскому месторождению). Однако преобладающее большинство месторождений характеризуются наличием глинистого цемента в скелете породы и сведения, полученные при совместной интерпретации данных ПИС и ГДИ для оценки гидродинамических параметров коллекторов в скважинах, не охваченных промысловыми исследованиями, могут быть успешно использованы для определения фильтрационных свойств коллекторов с последующим построением прогнозных схем проницаемости.

Так, корреляционное поле, построенное по и к^*, для Чураковского месторождения показывает их высокую взаимосвязь - г=0,85, (/„ > !р ). Данные сравнения также выполнены для Трифоновского, Шатовского и Кудрявцевско-го месторождений, которые также характеризуются высокими коэффициентами корреляции.

На рис. 7 представлен фрагмент карты проницаемости пласта Ббг Чураковского месторождения, построенной по результатам ГДИ, проведенных в 5 скважинах из 139. Несмотря на то, что значительную часта площади этого фрагмента занимают зоны, представленные платными породами, проницаемость которых не выше нижнего предела по проницаемости, принятой по месторождению, низкая информативность данного фрагмента карты очевидна. На основании данной информации, делать какие либо выводы о распределении проницаемости по пласту Ббг крайне затруднительно — можно говорить лишь о фильтрационных характеристиках в районе каждой скважины.

На рис. 8 приведена эта же карта проницаемости пласта Ббз Чураковского месторождения, построенная по результатам комплексной интерпретации данных ГИС и ГДИ по зависимости Л1у=/(к^ с участием всех пробуренных скважин вскрывших продуктивные отложения пласта Ббг. Сравнение этих фрагментов карт позволяет на визуальном уровне оценить достоинства предлагаемой методики определения проницаемости по зависимости для получе-

ния дополнительных гидродинамических характеристик продуктивных интервалов, являющихся основой для оптимизации выбора оптимальной системы разработки нефтегазовых месторождений.

Достоверность полученной информации также подтверждается при сопоставлении расчетных данных по предлагаемой методике с данными структурной карты, построенной по кровле пласта Ббг и карты пористости по пласту Бб3 — повышенные значения проницаемости соответствуют сводовым частям залежи и высоким значениям пористости. Достоверность достигается за счет использования больших объемов фактических данных, их многосторонним

анализом, выполненным с широким применением математических методов и компьютерных технологий.

128 дпмур симжнны ♦"* грпкшв ВНК | ] | (.) грвшш шиипоос порад

0.712 [фошппемостц мкм* * ~

изолинии распределения проницаемости во данным ГДИ, иш1

Рис. 7. Фрагмент карты проницаемости по пласту Ббз, Чураковского месторождения, построенной по данным ГДИ

128 номер скважины ****»,. гранит ВНК | I I I ^ граянш гонтшх портя

даолкнии распределении проницаемое™ по па шмсимоега мм1

Рис. 8. Фрагмент карты проницаемости по пласту Ббд, Чураковского месторождения, построенной по зависимости Л}у=/(к^,)

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1; На большом фактическом материале обосновывается возможность более полного использования геофизических материалов при определении гидродинамических параметров продуктивных пластов посредством комплексного использования данных ГИС и ГДИ.

2. Предложен метод определения гидродинамических параметров пласта (продуктивности, гидропроводности, проницаемости) при использовании зависимостей вида ПМОф=/?П*ди)-> позволяющих получить необходимую информацию о скважинах, не охваченных гидродинамическими исследованиями, и опирающуюся на комплексную «эталонировку».

3. Разработана методика и аналитическое решение задачи оценки коэффициента проницаемости по геофизическим параметрам.

4. Успешно апробированы методики определения гидродинамических параметров по данным ГИС на ряде нефтяных месторождений Пермского Прикамья.

Основное содержание диссертации отражено в следующих работах:

1. Косков, Б.В. Оценка пористости продуктивных пластов верейскнх карбонатных отложений по данным ГИС, обоснование выбора опорных пластов и определение нижних пределов пористости / Б.В. Косков, В.Н.Косков, Ю.Л. Са-тюков // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. — М., 1999.-Вып. 1.-С.15-19.

2. Косков, Б.В. К вопросу об определении гидродинамической проницаемости по данным ГИС / Б.В. Косков // Геология, разработка, бурение и эксплуатация нефтяных месторождений Пермского Прикамья: сб. науч. тр. - Пермь,

1999. Вып. 1.-С.193-196.

3. Косков, В.Н, Электрорадиометрические характеристики фаций визейской терригенной толщи Пермского Прикамья / В.Н. Косков, В.И. Пахомов, Б.В. Косков // Геология и полезные ископаемые Западного Урала; сб. ПТУ. — Пермь,

2000.-С.162-165.

4. Сулима, А.И. Корреляция разнофациальных толщ по данным ГИС / А.И. Сулима, Б.В. Косков // Геология и полезные ископаемые Западного Урала: сб. ПГУ. -Пермь, 2000. - С.157-158.

5. Косков, Б.В. Использование данных скважинных наблюдений для оценки гидродинамических параметров пластов-коллекторов / Б.В. Косков // Геология и полезные ископаемые Западного Урала: сб. ПГУ.-Пермь, 2001.-С. 213-215.

6. Косков, Б.В. Определение гидродинамических параметров продуктивных пластов по данным скважинных исследований / Б.В. Косков // Геофизические методы поисков и разведки месторождений нефти и газа: Межвуз.сб.науч.тр. ПГУ.-Пермь. 2001.-С. 116-121.

7. Косков, Б.В. Использование данных ГИС для оценки гидродинамических параметров продуктивных пластов / Б.В. Косков // Тезисы докладов межрегиональной молодежной научной конференции Северакотех. - Ухта, 2002. - С. 17-20.

8. Косков, Б.В. Изучение соленосных толщ нефтяных месторождений Соликамской депрессии по данным ГИС с целью их литолого-стратиграфического расчленения / Б.В. Косков, В Л. Косков, А.И, Сулима // Науч.-техн.журнал «Интервал». — Самара, 2003.-Вып. 1(48).-С.78-80.

9. Косков, Б.В. Оптимизация информационного обеспечения моделирования нефтяных залежей на основе использования гидродинамических параметров, определенных по данным ГИС / Б.В. Косков // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. — М., 2003. - Вып. 2.- С. 30 - 33.

Ю.Гудков, Е.П. Моделирование нефтесодержащих геологических объектов для подсчета запасов и разработки нефтяных месторождений / Е.П. Гудков, В.Н. Косков, Б.В. Косков // Науч.-техн.журнал «Интервал». - Самара, 2003, -Вып. 4(51).-С.ЗЗ,

11.Гудков, Е.П. Основные принципы системно-структурного анализа, его сущность, цели и задачи в приложений к процессам нефтеизвлечения /Е.П.Гуд-ков, В.Н. Косков, Б.В, Косков // Наука - производству. - 2003. - №5. - С.40-44.

12. Гудков, Е.П, Геофизические параметры как носители информации об эксплуатационных особенностях продуктивных пластов и добывающих скважин /Е.П, Гудков, В.Н. Косков, Б.В. Косков // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - М., 2003. - Вып. 10 - С. 42-43.

13.Косков, Б.В. Оценка гидродинамической проницаемости продуктивных пластов верейских карбонатных отложений по данным ГИС для сопровождения постоянно действующих моделей нефтяных и газовых залежей /Б.В. Косков [и др.] // Науч.-техн. вестник «Каротажи ик», — Тверь, 2003, - Вып. 107. — С.123-129.

14.Косков, Б.В, Повышение эффективности гидродинамического моделирования нефтяных залежей за счет получения дополнительной информации о фильтрационных свойствах пластов-коллекторов, оцениваемых по данным ГИС / Б.В. Косков / Высокие технологии в промысловой геофизике. Тезисы докладов 3-го международного научного симпозиума. - Уфа, 2004. - С. 36-38.

Подписано в печать 15.10.06. Формат 60X90/16. Набор компьютерный. Тираж 100 экз. Объем 1,0уч,изд. П .л.. Заказ № 494/2006.

Издательство

Пермского государственного технического университета 614600, г, Пермь, Комсомольский пр., 29, к,113 тел. (342) 219-80-33

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Косков, Борис Владимирович

Введение

1. Обзор достижений и современные методы изучения физических свойств пластов-коллекторов в нефтегазовой геологии

1.1. Современное состояние рассматриваемой проблемы

1.2. Значение ГИС при определении емкостно-фильтрационных свойств горных пород

1.3. Применение гидродинамических методов при изучении физиче- 17 ских характеристик продуктивных пластов.

2. Использование данных ГИС для изучения геологического строения и оценки физических свойств пород-коллекторов месторождений

Пермского Прикамья

2.1. Решение геологических задач методами ГИС

2.2. Краткая характеристика южной группы месторождений.

2.3. Краткая характеристика северной группы месторождений

3. Комплексная интерпретация данных ГИС и ГДИ при оценке фильтрационных свойств пластов-коллекторов

3.1. Предпосылки для возможности оценки фильтрационных свойств продуктивных пластов по данным ГИС

3.2. Алгоритм решения задачи определения фильтрационных свойств в безиспытательных скважинах и оценка достоверности полученных результатов

3.3. Определение коэффициента продуктивности, гидропроводности и проницаемости в безиспытательных скважинах и прогнозирование добывных возможностей скважин

4. Опытно-промышленная оценка гидродинамических параметров по материалам ГИС на примере нефтяных месторождений Пермского Прикамья

4.1. Результаты комплексной интерпретации материалов ГИС и ГДИ, использованные при составлении технологической схемы разработки Шатовского месторождения

4.2. Результаты комплексной интерпретации материалов ГИС и ГДИ, использованные при подсчете запасов нефти Кудрявцевского месторождения

4.3. Результаты комплексной интерпретации материалов ГИС и ГДИ, использованные при подсчете запасов нефти Чураковского месторождения

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Определение гидродинамических параметров продуктивных пластов на основе комплексной интерпретации промыслово-геофизических данных"

Нефтяная и газовая промышленность - одна из важнейших отраслей народного хозяйства РФ, т.к. нефть и газ являются основными компонентами в энергетическом балансе страны. Для эффективной разработки нефтегазовых месторождений широко используются промыслово-геологические методы воздействия на продуктивный пласт, а совершенствование систем разработки нефтяных и газовых месторождений направлено на достижение максимально полного извлечения из недр углеводородного сырья.

Крупные работы в области добычи и подсчета запасов нефти были проведены еще в 1888-1892 гг. А.И.Коншиным и в 1905 году - И.Н.Стрижовым. Выдающееся значение в развитии нефтяной отрасли имели работы И.М.Губкина, Д.В.Голубятнкова, М.В.Абрамовича, Л.С.Лейбензона, М.В.Никитина, В.В.Би-либина, Н.Е.Жуковского, П.Я.Кочиной и др., которые заложили научные основы глубокого и всестороннего изучения нефтяных недр, давшие возможность проектировать рациональные системы разработки.

Эффективность эксплуатации залежей зависит от степени соответствия геологической модели, положенной в основу управления разработкой реальной залежи. Недооценка литолого-фациальных факторов формирования нефтесо-держащих резервуаров приводит к бурению "пустых" скважин и малоэффективной эксплуатации месторождений. Поэтому осадочные образования должны быть охарактеризованы литологически и режимами осадконакопления. В основе фациальной диагностики изучаемого разреза положен традиционный анализ описания кернового материала совместно с интерпретацией обстановок осадконакопления по форме кривых ГИС.

Актуальность проблемы. В современных экономических условиях подсчет запасов углеводородного сырья и эффективное управление процессом нефтеизвлечения выполняется на основе детального учета особенностей геологического строения, фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллекторов и результатов техногенного воздействия на продуктивные пласты. В диссертации обобщены результаты исследований по определению гидродинамических параметров нефтесодержащих интервалов в разрезах скважин для геологического обеспечения подсчета запасов и разработки нефтяных месторождений Пермского Прикамья. Значительная часть этих исследований связана с нахождением гидродинамических параметров по данным геофизических исследований скважин (ГИС) при комплексной геологической интерпретации промыслово-геофизических материалов. В работе изучалась возможность использования каротажных материалов для определения гидродинамических характеристик (и, в частности, гидродинамической проницаемости кгди) коллекторов, т.к. решение задач совместной обработки данных гидродинамических, геолого-промысловых и геофизических исследований, направленных на разработку методик комплексной интерпретации, до сих пор остается нерешенной научной проблемой. Диссертация посвящена созданию методики, предусматривающей комплексное использование материалов ГИС при определении гидродинамических параметров при подсчете запасов углеводородного сырья, проектировании, анализе и регулировании разработки залежей нефти.

Актуальность выполненных исследований определяется получением необходимой информации в безиспытательных скважинах (т.е. в скважинах, не охваченных гидродинамическими исследованиями) за счет привлечения данных ГИС. Это позволит выявить пространственные закономерности изменения гидродинамических параметров при моделировании залежей нефти и газа. Использование данных ГИС позволит более полно и дифференцировано оценить добывающие возможности скважин и нефтесодержащих интервалов (пластов) как при разработке нефтяных и газовых месторождений, так и при подсчете запасов углеводородного сырья.

Цели работы:

- обоснование возможности комплексного использования данных гидродинамических исследований (ГДИ) и геофизических исследований (ГИС) для оценки фильтрационных параметров продуктивных пластов, что позволит более детально охарактеризовать их изменение на участках, не охваченных промысловыми исследованиями.

Основные задачи исследований:

1. Научное обоснование возможности определения гидродинамической проницаемости пород-коллекторов нефтяных месторождений Пермского Прикамья по данным ГИС.

2. Разработка методики оценки коэффициента гидродинамической проницаемости с помощью зависимостей типа «гидродинамический параметр = / (геофизический параметр))).

3. Разработка способов определения количественных оценок значений гидродинамической проницаемости по данным ГИС для проведения гидродинамического моделирования залежей углеводородов.

4. Оценка перспектив использования результатов совместной интерпретации материалов гидродинамических исследований и данных ГИС.

Методы решения задач. Для решения поставленных задач использованы результаты комплексной интерпретации данных ГИС и ГДИ по скважинам Быркинского, Гондыревского, Гожано-Шагиртского, Кокуйского, Кудрявцев-ского, Крассноярско-Куединского, Москудьинского, Осинского, Трифоновского, Уньвинского, Шатовского, Чураковского и Юрчукского нефтяных месторождений Пермского Прикамья. Результаты проанализированы и обобщены с использованием статистических методов обработки экспериментальных данных.

Научная новизна:

1. Обоснована методика использования кгди={(А]) для оценки ряда месторождений Пермского Прикамья.

2. Разработана методика определения гидродинамических параметров по данным ГИС с использованием эталонирования по материалам ГДИ.

3. Установлено, что полученные гидродинамические характеристики продуктивных интервалов могут быть использованы для моделирования строения залежей УВ и для оптимизации выбора оптимальной системы разработки нефтегазовых месторождений.

Защищаемыми положениями диссертации являются;

1. Методика оценки коэффициента проницаемости пород-коллекторов в безиспытательных скважинах по данным ГИС.

2. Статистические модели для оценки фильтрационных параметров для ряда месторождений Пермского Прикамья.

3. Оценка пространственного изменения коэффициента гидродинамической проницаемости по данным ГИС для залежей углеводородов.

Практическая ценность работы сводится:

- к созданию и внедрению в практику методики определения количественных характеристик гидродинамической проницаемости по данным ГИС;

- к повышению точности оценок извлечения запасов нефти и оптимизации процессов проектирования и разработки нефтяных месторождений Пермского Прикамья;

- к использованию полученных моделей для повышения точности оценок запасов нефти и оптимизации процессов проектирования и разработки ряда нефтяных месторождений Пермского Прикамья.

Апробация работы. Материалы диссертации докладывались и обсуждались на конференции молодых учёных и специалистов ООО «Лукойл-Пермнефть» (Пермь, 2000 г.); на научно-технических конференциях "Совершенствование методов поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений" (Перм. гос. ун-т, апрель, 2000 г.) и в Пермском техническом университете молодых специалистов "Совершенствование методов поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений» (Перм. техн. ун-т, ноябрь, 2000 г.); на научно-технической конференции ЗАО «Лукойл-Пермь» (1-е место на конкурсе ТЭК-2001. Москва, февраль, 2002 г.); на заседании секции Ученого Совета ООО ПермНИПИнефть (март, 2001 г.); на межрегиональной конференции молодых ученых в г.Ухта (март, 2002г.); на открытой молодежной научно-практической конференции РТ ОАО "Татнефть" в г. Альметьевске (сентябрь, 2002 г.); на научном симпозиуме «Высокие технологии в промысловой геофизике» в г. Уфе (май, 2004 г).

Публикации. Основные положения диссертации изложены в 14 публикациях и в 5 научно-исследовательских отчетах по теме диссертации.

Объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, заключения и списка литературы. Объем работы 120 страниц, включая 42 рисунка, 8 таблиц, список литературы из 116 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Косков, Борис Владимирович

Выводы: Комплексная интерпретация материалов ГИС и ГДИ позволяет уверенно определять наиболее вероятные нефтеотдающие пласты-коллекторы среди всех выделенных по данным ГИС продуктивных пластов, а также получать важную дополнительную информацию о продуктивных пластах и скважинах при проектировании и регулировании разработки нефтяных месторождений и при построении более адекватной оригиналу гидродинамической модели нефтяной залежи.

Дополнительные сведения, полученные при совместной интерпретации данных ГИС и ГДИ для оценки гидродинамических параметров коллекторов в скважинах, не охваченных промысловыми исследованиями, могут быть успешно использованы для определения фильтрационных свойств коллекторов с последующим построением прогнозных схем распределения проницаемости по площади (см. рисунки карт, где указаны скважины, в которых к определено по зависимостям кгди* =/(А1у)). Зависимости вида «гидродинамическая проницаемость/продуктивность -/ (геофизический параметр)», построенные для ряда месторождений Пермской области, действительно весьма информативны. Уверенное же определение нижнего предела проницаемости и продуктивности также весьма важно при подсчете запасов УВ, оценке балансовых запасов и разработке углеводородсодержащих залежей. Применение подобных зависимостей позволяет охарактеризовать по данным ГИС потенциальные добывные возможности скважин, в которых промысловые исследования не проводились.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. На большом фактическом материале обосновывается возможность более полного использования геофизических материалов при определении гидродинамических параметров продуктивных пластов посредством комплексного использования данных ГИС и ГДИ (па основе эталоиировки материалов ГИС и ГДИ).

2. Предложен метод определения гидродинамических параметров пласта (продуктивности, гидропроводпости, проницаемости) при использовании зависимостей вида Пгди =/(Пгс0ф), позволяющих получить необходимую информацию о скважинах, не охваченных гидродинамическими исследованиями, и опирающуюся па комплексную «эталоиировку».

3. Разработана методика и аналитическое решение задачи оценки коэффициента проницаемости с помощью уравнений связи этого параметра с геофизическими параметрами.

4. Успешно апробированы методики определения гидродинамических параметров по данным ГИС на ряде нефтяных месторождений Пермского Прикамья.

Реализация выводов диссертационной работы позволяет существенно усовершенствовать широко применяемые в настоящее время регламентные трехмерные геолого-гидродинамические модели для геологического обеспечения решения задач проектирования, анализа и регулирования разработки залежей нефти.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Косков, Борис Владимирович, Пермь

1. Абрикосов, И.Х. Нефтегазоносность Пермской области /И.Х.Абрикосов. -М.: Гостоптехиздат, 1963.-211 с.

2. Амелин, И.Д. Прогноз разработки нефтяных залежей на поздней стадии / И.Д.Амелин, М.Л.Сургучёв, А.В.Давыдов. М.: Недра, 1994. - 308 с.

3. Бадьянов, В.А. Методика детального расчленения и корреляции неоднородных продуктивных горизонтов /В.А.Бадьянов// Тр. Гипровостокнефтега-за,- 1972.-Вып. 30.-С. 3-15.

4. Баишев, Б.Т. Влияние неоднородности продуктивных пластов на показатели эксплуатации нефтяных залежей / Б.Т.Баишев // В кн.: Опыт разработки нефтяных и газовых месторождений. -М.: Гостоптехиздат, 1963. С. 296-301.

5. Башлыкин, И.И. Количественная оценка проницаемости пород-коллекторов / И.И.Башлыкин // Нефтегазовая геология и геофизика. 1979. - Вып. 9. - С. 37-42.

6. Блауберг, И.В. Системные исследования и общая теория систем /И.В.Блауберг, В.Н.Садовский, Э.Г.Юдин// Системные исследования. Ежегодник.-М.: Наука, 1969.-С. 7-29.

7. Бузинов, С.Н. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов /С.Н.Бузинов, И.Д. Умрихин. М.: Недра, 1984. - 269 с.

8. Быков, Н.Е. Выделение эксплуатационных объектов в разрезах многопластовых нефтяных месторождений / Н.Е.Быков. М.: Недра, 1975. - 144 с.

9. Васильевский, В.Н. Исследования нефтяных пластов и скважин /В.Н.Васильевский, А.И.Петров. М.: Недра, 1973. - 342 с.

10. Вендельштейн, Б.Ю. Использование данных промысловой геофизики при подсчете запасов нефти и газа / Б.Ю.Вендельштейн, В.В.Ларионов. М.: Недра, 1964.-198 с.

11. Венделыптейн, Б.Ю. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов (при подсчете запасов и проектировании разработки месторождений) /Б.Ю.Вендельштейн, P.A. Резванов. М.: Недра, 1978. - 318 с.

12. Венделыптейн, Б.Ю. О критериях выделения коллектора по данным промысловой геофизики / Б.Ю.Вендельштейн, Н.В.Царева// Нефть и газ: Изд. ВУЗов. Баку:, 1969. - №6 - С. 5-8.

13. Винниковский, С.А., Закономерность размещения и условия формирования залежей нефти и газа Волго-Уральской области. T.II Пермская область и Удмуртская АССР /С.А.Винниковский, Л.В.Шаронов М.: Недра, 1977. - 272 с.

14. Всеволожский, В.А. Подземный сток и водный баланс платформенных структур / В.А. Всеволожский. -М.: Недра, 1983. 167 с.

15. Галкин, В.И. Применение вероятных моделей для локального прогноза нефтегазоносности / В.И.Галкин, Ю.А.Жуков, М.А.Шишкин. Екатеринбург: УрО РАН, 1992.-110 с.

16. Геофизические методы изучения подсчетных параметров при определении запасов нефти и газа / Б.Ю.Вендельштейн и др.. М.: Недра, 1985. -248 с.

17. Гидродинамические исследования скважин и методы обработки результатов измерений /Р.С.Хисамов, и др.. М: ВНИИОЭНГ, 2000. - 228 с.

18. Гринбаум, И.И. Геофизические методы определения фильтрационных свойств горных пород / И.И.Гринбаум. М: Недра, 1965. - 271 с.

19. Гудков, Е.П Моделирование нефтесодержащих геологических объектов для подсчета запасов и разработки нефтяных месторождений /Е.П. Гудков,1.l

20. B.H. Косков, Б.В. Косков // Науч.-техн.журнал «Интервал». Самара, 2003. -Вып. 4(51).-С.ЗЗ.

21. Гудков Е.П. Основные принципы системно-структурного анализа, его сущность, цели и задачи в приложении к процессам нефтеизвлечения /Е.П.Гудков, В.Н. Косков, Б.В. Косков // Наука производству. - 2003. - №5.1. C.40-44.

22. Гудок, Н.С. О предельных значениях параметров пород коллекторов нижнего мела Вост. Предкавказья / Н.С.Гудок, Т.Ф.Корягина. М.: Недра, НХ, 1974.-№ 6-С. 41-43.

23. Данилова, JI.A. К вопросу стратиграфического расчленения терриген-ных отложений нижнего карбона Пермской области по данным палинологического и минерального анализов / Л.А.Данилова, В.А.Светлова //Сб. науч. тр. КФ ВНИГНИ. 1967. - Вып.65. - С. 196-200.

24. Дахнов, В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщения горных пород / В.Н. Дахнов. -М.: Недра, 1975. -343 с.

25. Дахнов, В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований скважин/ В.Н. Дахнов. М.: Недра, 1982. - 448 с.

26. Дебранд, Р. Теория и интерпретация результатов геофизических методов исследования скважин / Р.Дебранд. М.: Недра, 1972. -288 с.

27. Дементьев, Л.Ф. Общая технология разработки нефтяных и газовых месторождений (Системная концепция) /Л.Ф. Дементьев. Пермь: ГТГТУ, 1993. -153 с.

28. Дементьев, Л.Ф. Системные исследования в нефтегазопромысловой геологии /Л.Ф. Дементьев. -М.: Недра, 1988. 204 е.: ил.

29. Дифференциация запасов нефти в неоднородных коллекторах / М.А. Жданов и др.. -М.: Недра, 1982. 176 с.

30. Добрынин, В.М. Промысловая геофизика / В.М. Добрынин и др.. -М.: Недра, 1986.-342 с.

31. Добрынин, В.М. Определение проницаемости нефтенасыщенных песчаных коллекторов по электрическому сопротивлению / В.М.Добрынин, С.А.Султанов// Татарская нефть: Техн.бюл. Татарск. НТО. -1958, с.20-23 с ил.

32. Долина, Л.П. Определение пористости, проницаемости и нефтенасы-щенности по геофизическим данным и опыт использования их для подсчета запасов нефти /Л.П.Долина// Вопросы нефтепромысловой геологии: Тр. ВНИИ. -М.: Гостоптехиздат, 1959.-Вып.ХХ.

33. Долина, Л.П. Методические указания по определению проницаемости песчано-глинистых коллекторов месторождений полуострова Мангышлак по данным промысловой геофизики, в том числе с применением ЭВМ /Л.П.Долина. -М.; ВНИИ, 1972. 84 с. с ил.

34. Долицкий, В.А. Геологическая интерпретация материалов геофизических исследований скважин /В.А.Долицкий. -М.: Недра, 1966. 387 с.

35. Жданов, М.А. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа / М.А.Жданов. М.: Недра, 1981. - 453 с.

36. Иванова, М.М. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа /М.М.Иванова, Л.Ф.Дементьев, И.П.Чоловский. М.: Недра, 1985. - 422 с.

37. Иванова, М.М. Нефтегазопромысловая геология: Учеб. для вузов. /М.М.Иванова, И.П.Чоловский, Ю.И.Брагин. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000.-414 е.: ил.

38. Ингерман, В.Г. Автоматизированная интерпретация результатов геофизических исследований скважин / В.Г.Ингерман. -М.: Недра, 1981. 224 с.

39. Ингерман, В.Г. О связи естественной радиоактивности коллеторов месторождения Жетыбай с их проницаемостью / В.Г.Ингерман, Н.И.Нефедова // Нефтегазовая геология и геофизика. 1968. - Вып. 13 - С. 6-9.

40. Инструкция по гидродинамическим методам исследования пластов и скважин. (РД 39-3-593-81, Утв. 21.07.1981 г.)

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

42. Итенберг, С.С. Геофизические исследования в скважинах / С.С.Итенберг, Т.Д.Дахгильгов. М.: Недра, 1982. - 351 с.

43. Каждан, А.Б. Методологические основы разведки полезных ископаемых/А.Б.Каждан.-М.: Недра, 1974.-271 с.

44. Комаров, С.Г. Геофизические методы исследования скважин /С.Г.Комаров. М.: Недра, 1973. - 368 с.

45. Косков, Б.В. Использование данных ГИС для оценки гидродинамических параметров продуктивных пластов / Б.В. Косков // Тезисы докладов межрегиональной молодежной научной конференции Северэкотех. Ухта, 2002.-С. 17-20.

46. Косков, Б.В. Использование данных скважинных наблюдений для оценки гидродинамических параметров пластов-коллекторов / Б.В. Косков // Геология и полезные ископаемые Западного Урала: сб. ПГУ. Пермь, 2001. -С. 213-215.

47. Косков, Б.В. К вопросу об определении гидродинамической проницаемости по данным ГИС / Б.В. Косков // Геология, разработка, бурение и эксплуатация нефтяных месторождений Пермского Прикамья: сб. науч. тр. -Пермь, 1999. Вып. 1.-С.193-196.

48. Косков, Б.В. Определение гидродинамических параметров продуктивных пластов по данным скважинных исследований / Б.В. Косков // Геофизические методы поисков и разведки месторождений нефти и газа: Меж-вуз.сб.науч.тр. ПГУ. Пермь. 2001. - С. 116-121.

49. Косков, В.Н. Геофизические методы исследования скважин (измерения, обработка, интерпретация): Учеб. пособие /В.Н.Косков. Пермь: Перм. ун-т., 2006.- 148 е.: ил.

50. Косков, В.Н. Основы машинной интерпретации данных геофизических исследований нефтегазовых скважин /В.Н.Косков. Пермь: ПТУ, 1995. - 132 с.

51. Косков, В.Н. Цитологическое расчленение, выделение фаций и мезо-циклитов в разрезах скважин по данным ГИС / В.Н.Косков, В.И.Пахомов // Тез. докл. регион, конф. «Проблемы геологии Пермского Урала и Приуралья». -Пермь: ПГУ, 1998.-С. 198-199.

52. Косков, В.Н. Электрорадиометрические характеристики фаций визей-ской терригенной толщи Пермского Прикамья / В.Н. Косков, В.И. Пахомов, Б.В. Косков // Геология и полезные ископаемые Западного Урала: сб. ПГУ. -Пермь, 2000. -С.162-165.

53. Косков, В.Н. Построение диапазонных геофильтрационных моделей разреза с использованием материалов промыслово-геофизических исследований / В.Н.Косков, Ю.А.Яковлев // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений.-М.: 1996.-№1,-С. 30-34.

54. Косыгин, Ю.А. Геологическое пространство как основа структурных построений. Статистическое геологическое пространство / Ю.А.Косыгин, Ю.А.Воронин // Геология и геофизика. 1965. - №9. - С. 3-12.

55. Котяхов, Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов / Ф.И.Котяхов. М.: Недра, 1977. - 287 с. с ил.

56. Лысенко, В.Д. Разработка нефтяных месторождений. Теория и практика /В.Д.Лысенко. М.: Недра, 1996. - 367 с.

57. Маскет, М. Физические основы технологии добычи нефти / М.Маскет. М., Гостоптехиздат, 1953. - 605 с. с ил.

58. Мелькановицкий, И.М. Геофизические методы при региональных гидрогеологических исследованиях / И.М.Мелькановицкий. М.: Недра, 1984. -176 с.

59. Методика расчета проницаемости продуктивных горизонтов со сложной структурой порового пространства по геофизическим данным (на примере месторождения Узень) / В.А.Кошляк, и др.// Тр. ВНИИ нефтепромысловой геофизики. 1979. - № 9. - С. 170-179.

60. Методические указания по подземному захоронению промышленных сточных вод в карбонатные водоносные комплексы палеозоя Пермского При-уралья. Пермь, ПГТУ, 1981. - 32 с.

61. Мухер, A.A. Геофизические и прямые методы исследования скважин /А.А.Мухер, А.Ф.Шакиров. М.: Недра, 1981.-295 с.

62. Нечай, A.M. Определение литологических свойств горных пород по результатам геофизических исследований в скважинах / А.М.Нечай // Прикладная геофизика. М.-.Гостоптехиздат, 1954. - Вып. 11. - С. 3-49.

63. Овнатов, Г.Т. Вскрытие и обработка пласта / Г.Т.Овнатов. М.: Недра, 1970.-312 с.

64. Орлов, Л.И. К вопросу оценки проницаемости карбонатных пород по данным промыслово-геофизических исследований скважин /Л.И.Орлов, И.А.Слободянюк, В.А.Богино // Нефтегазовая геология и геофизика. 1974. -Вып. 2-С. 46-50.

65. Основы гидрогеологии. Гидрогеодинамика. Новосибирск: Наука, 1983.-241 с.

66. Основы гидрогеологии. Общая гидрогеология. Новосибирск: Наука, 1980.-225 с.

67. Пахомов, В.И. Визейская угленосная формация западного склона Среднего Урала и Приуралья / В.И.Пахомов, И.В.Пахомов. М.: Недра, 1980. -152 с.

68. Перьков, Н.А. Оценка коллекторских свойств пород по данным каротажа / Н.А.Перьков// Нефтегазовая геология и геофизика. Обзор зарубежной литературы. -М.: ВНИИОЭНГ, 1969.-37 с. с илл.

69. Пирсон, С. Дж. Справочник по интерпретации данных каротажа /С.Дж.Пирсон. -М.: Недра, 1966.-413 с.

70. Потапов, В.П. Физико-петрографическая характеристика и коллек-торские свойства пород терригенной толщи нижнего карбона Пермского Прикамья / В.П Потапов.//Сб. науч. тр. КФ ВНИГНИ. 1966. - Вып. 57. - С.356-366.

71. Протерозойские и палеозойские отложения Пермского Прикамья. Каталог стратиграфических разбивок додевона, девона и карбона. 4.1- Преду-ральский прогиб / Ю.И.Кузнецов и др.. Пермь: КО ВНИГНИ, 1974. - 261 с. с илл.

72. Протерозойские и палеозойские отложения Пермского Прикамья. Каталог стратиграфических разбивок додевона, девона и карбона. 4.II-Башкирский свод / Ю.И.Кузнецов и др.. Пермь: КО ВНИГНИ, 1974. - 158 с. с илл.

73. Резванов, Р.А. Зависимость радиоактивности горных пород и показаний гамма-метода от их коллекторских свойств / Р.А.Резванов, М.М.Элланский// Разведочная геофизика. М., «Недра», 1970. - Вып. 70. - С. 139-144 с ил.

74. Свихнушин, Н.М. Методы изучения неоднородных коллекторов при оценке кондиций и подсчете запасов / Н.М.Свихнушин, В.И.Азаматов. М.: Недра, 1971.- 140 с.

75. Семин, Е.И. Геологическая неоднородность продуктивных пластов и некоторые способы ее изучения / Е.И.Семин// Тр. ВНИИ. М.: 1962. - Вып. 34. -С. 3-43.

76. Системные исследования в геологии // Тр. МИНТ. М.: 1988. - Вып. 213.-138 с.

77. Системный подход в геологии. М.: Наука, 1989. - 221 с.

78. Соколов, B.J1. Поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений / В.Л.Соколов, А.Я.Фурсов. -М.: Недра, 1979. 320 с.

79. Сохранов, H.H. Обработка и интерпретация с помощью ЭВМ результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин / Н.Н.Сохра-нов, С.М.Аксельрод. М.: Недра, 1984. - 255 с.

80. Справочник геофизика. Т.Н. Геофизические методы исследования скважин. М.: Гостоптехиздат, 1961. - 760 с.

81. Сребродольский, Д.М. Связь естественной радиоактивности с глинистостью горных пород /Д.М.Сребродольский, Г.П.Матчинова// Нефтегазовая геол. и геофизика. 1977. - №9. - С. 32-34.

82. Сулима, А.И., Корреляция разнофациальных толщ по данным ГИС /А.И. Сулима, Б.В. Косков // Геология и полезные ископаемые Западного Урала: сб. ПГУ. Пермь, 2000. - С. 157-158.

83. Султанов, С.А. Использование методов промысловой геофизики для изучения нефтеотдачи пластов /С.А.Султанов, Н.М.Свихнушин. М.: Недра, 1967.-89 с.

84. Тульбович, Б.И. Методы изучения пород-коллекторов нефти и газа / Б.И.Тульбович. М.: Недра, 1979. - 199 с.

85. Хисамов, P.C. Гидродинамические исследования скважин и методы обработки результатов измерений / Р.С.Хисамов и др.. М.: ОАО «ВНИИО-ЭНГ», 2000. - 228 с.

86. Шагиев, Р.Г. Исследование скважин по КВД /Р.Г.Шагиев. -М.: Наука, 1998.-304 с.

87. Швецов, П.Ф. К систематизации объектов региональной гидрогеологии / П.Ф.Швецов, П.А.Киселев // Бюл. Моск. О-ва испытателей природы. Отдел геолог. Т. 54. - 1979. - Вып.1. - С. 110-120.

88. Шестаков, В.М. Динамика подземных вод / В.М.Шестаков. М.: Изд. МГУ, 1973.-368 с.

89. Шишигин, С.И. о методике определения нижних пределов коллектор-ских свойств промышленно продуктивных отложений неокома на примере Приобья / С.И.Шишигин// Геология нефти и газа. 1970. - №4. - С.27-30.

90. Шурубор, Ю.В. Новый взгляд на проблемы выделения многопластовых эксплуатационных объектов и управление их разработкой / Ю.В.Шурубор // НТИС. Сер. «Геология, геофизика и разработка нефт. месторождений». М.: ВНИИОЭНГ, 1998. - Вып. 12. - С. 25-28.

91. Элланский, М.М. Петрофизические связи и комплексная интерпретация данных промысловой геофизики / М.М.Элланский. М.: Недра, 1978. -215 с.1. Фондовая литература

92. Геологическое строение и пересчет запасов нефти и газа Трифоновского месторождения: Отчет / ПермНИПИнефть; Л.Н.Ракинцева, Г.Хаславская и др. 7-91 (Этап 3). - Пермь, 2000. - 311 с.

93. Технологическая схема разработки Шатовского месторождения Отчет / ПермНИПИнефть; Н.Г.Неведомская и др. 414А (Этап 2). - Пермь, 2002. -311 с.

94. Геологическое строение и пересчет запасов нефти и газа Кудрявцев-ского месторождения на основе цифровой геологической модели. Пермь -ОАО «Пермнефтегеофизика», 2004.

95. Геологическое строение и пересчет запасов нефти и газа Чураковского месторождения на основе геолого-гидродинамической модели: Отчет / Перм-НИПИнефть; Л.Н.Ракинцева, Э.И.Коновалова, Митрофанов В.П. и др. Отчёт по договору № 1803. Пермь, 2004. - 477 с.

96. Геологическое строение и пересчет запасов нефти и газа Красноярско-Куединского месторождения: Отчет /ПермНИПИнефть; Н.С.Жильцова, В.М.Гусев, В.Н.Косков и др. -19-86 (Этап 1). Пермь, 1986. - 247 с.

97. Геологическое строение и пересчет запасов нефти и газа Быркинского месторождения: Отчет /ПермНИПИнефть; Руководитель Н.Н.Марков. 32-81. Этап 17.-Пермь, 1985.-304с.

98. Геологическое строение и пересчет запасов нефти и газа Шагирто-Гожанского месторождения: Отчет /ПермНИПИнефть; Н.С.Жильцова, В.М. Гусев и др. -32-81. Этап 2.-Пермь, 1985. -292 с.

99. Геологическое строение и подсчет запасов нефти и газа Савино-Москудьинского месторождения: Отчет /ПермНИПИнефть; Руководитель Н.Н.Марков. 19-74. Этап 4. - Пермь, 1976. - 389 с.

100. Геологическое строение и пересчет запасов нефти и газа Гондыревско-го местородения: Отчет /ПермНИПИнефть; М.К.Ленских, Н.Н.Марков, И.И.Наборщикова и др. 6-76 (Этап 3); - Пермь, 1977. - 358 с.

101. Геологическое строение и подсчет запасов нефти и газа Куединского и Красноярского месторождений: Отчет /ПермНИПИнефть; Г.И.Залазаев, М.К.Ленских, И.И.Наборщикова и др. 24-72 (Этап 1); - Пермь, 1972. - 337 с.

102. Геологическое строение и пересчет запасов нефти и газа Трифоновского месторождения: Отчет / ПермНИПИнефть; Л.Н.Ракинцева, Г.Хаславская и др. 7-91 (Этап 3). - Пермь, 2000. - 311 с.

103. Геологическое строение и подсчет запасов нефти и газа Кокуйского месторождения: Отчет о НИР по теме 19-74; этап 1 / ПермНИПИнефть, Рук. Н.Н.Марков. Пермь, 1975. Т.1. -220 с.

104. Геологическое строение и пересчет запасов нефти и газа Уньвинского месторождения: Отчет /ПермНИПИнефть; Руководитель Н.С.Жильцова, 1986. Этап 2. - Пермь, 1987.-201 с.

105. Геологическое строение и пересчет запасов нефти и газа Юрчукского месторождения: Отчет /ПермНИПИнефть; Руководитель Н.С.Жильцова, 1986. Этап 7. - Пермь, 1988.-212 с.

106. Геологическое строение и пересчет запасов нефти и газа Ножовского месторождения (Ножовская группа месторождений): Отчет /ПермНИПИнефть; Н.С.Жильцова, Л.Н.Ракинцева, Л.Д.Тимохова и др. 30-78, этап 5. - Пермь, 1979.-587 с.