авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 | 2 || 4 |

«МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ...»

-- [ Страница 3 ] --

формой кривой PS (1524-1532 м, см. рис.4.1). Это обстоятельство указывает на формирование вреза с четко фиксированной временнй границей. Также отметим, что в работе П. Даффа и др. приведена цитата, объясняющая формирование эрозионных русел, в т.ч. сформированных каналами в приливно-отливных зонах: «Бирбауэр (1961) также считал, что русловые песчаники группы Данкард в Пенсильвании и соседних штатах связаны с дельтовыми протоками. Изучив большое количество литературных данных, он пришел к выводу, что субаэральное происхождение русловых песчаников в бассейне Иллинойс не доказано. Для многих циклотем Бирбауэр особо отметил одновременность формирования врезов и их заполнения» [51, 191]. При изучении пород с признаками потоковых течений мы руководствовались их дельтовым генезисом.

Поскольку в настоящее время моделям дельтового осадконакопления посвящено огромное количество работ, приведем обобщенную схему формирования дельтовых обстановок, разработанную У. Галловеем в 1975 г и ее «перекомпоновку» (рис. 5.6) [53, 172, 187]. Как видно из схемы, авторы отделили дельты, сформированные приливно отливными процессами (эстуарии), переместив их в соответствующую макрообстановку.

Рис. 5.6. Схема формирования дельтовых обстановок По определению эстуарий (D Pritchard°, 1967) – это «полузамкнутая прибрежная акватория, имеющая свободное сообщение с открытым морем и в который морская вода в значительной степени смешана с пресной речной водой» (см. рис. 5.4). Существенная роль, которая отводится эстуариям на некоторых современных побережьях и высокая скорость осадконакопления в них, могут неверно объяснить значении эстуариев в геологическом прошлом. Они, без всякого сомнения, существовали в геологическом прошлом, но встречались довольно редко, по сравнению с современными обширными затопленными долинами [79, 187].

Вышесказанное не отрицает наличие врезов, которые видны на сейсмических профилях, но объективно указывает на подводно-дельтовый генезис части песчаников [65]. Подводно-дельтовым песчаникам посвящена специальная статья, в которой изложены подробные сведения о признаках данных пород и определении их генезиса [5, 147]. Именно с потоковыми песчаниками «классической» дельты связаны «врезы», фиксируемые сейсморазведкой 3D на Красноленинском месторождении. Их характер и причины возникновения наиболее точно воспроизведены в модели третичной дельтовой системы Холли-Спрингс на побережье Мексиканского залива в США (Х. Рединг, 1990), (рис.5.7) [9, 77, 99, 147, 170].

В качестве подтверждения предложенной модели приведем материалы из работы Е.Ю. Барабошкина, который в 2010 г занимался разработкой седиментационной модели меловых отложений по скважинам (30109, 93123, 31627, 9301, 203P) Красноленинского месторождения (Каменный л.

у.). Разрез скважины 93123 он отнес «не к собственно долине, а к дистрибутивному каналу дельты низкого стояния». Песчаные осадки отнес к отложениям активных русел, перемежающихся с небольшими слоями паводков и отмерших русел. Разрез скважины 31627 представлен отложениями устьевых баров, разделенных маломощными отложениями продельты. Однако, для данного разреза он допускает двоякую интерпретацию из-за близкого расположения речных фаций заполнения врезанной долины. По его мнению, предложенная Р. Хэндфордом интерпретация (отложения дельты вершины залива штормового эстуария) для соседнего участка не соответствует действительности, поскольку фаций песчаного барьера, ограничивающего эстуарий, в рассматриваемом районе не встречено, как и фаций мигрирующего русла эстуария.

Рис. 5.7. Фрагмент профиля электрокаротажа дельтовых песчаных тел на примере третичной дельтовой системы Холли-Спрингс на побережье Мексиканского залива в США (Galloway W.E., 1968) [77, 99] Именно, «дельта низкого стояния», как отмечает Е.Ю. Барабошкин, более правдоподобная модель для данного случая: «…долина заполнена флювиальными отложениями на всю глубину вреза, что могло быть связано либо с медленным заполнением долины, либо с последующей эрозией. Поскольку этот переход в изученном керне для рассматриваемого района не наблюдался, то очевидно, что и этот вопрос нуждается в дальнейшем изучении. Выявленные устьевые бары разделены интервалом отложений продельты. Этот факт подразумевает либо до полнительные колебания уровня моря в момент заполнения врезанной долины и, очевидно, отступания дельты низкого стояния вверх по долине, либо – латеральную миграцию устьевого бара в дельте низкого стояния. Последнее не исключено, поскольку подобные дельты формируются в условиях доминирования речного выноса (аналогично дельте Миссисипи)» [122].

Итак, «…с принципиальных позиций фациальные исследования можно и следует рассматривать как процесс моделирования - изучения каких-либо явлений, процессов или объектов путем построения и изучения их моделей» [76]. Под моделью (лат.

modulus - мера, образец, норма) следует понимать некоторый образ (схема, структура, чертеж и проч.) или аналог, используемый в качестве «заместителя» или «представителя» соответствующего явле ния, процесса, объекта и выступающий средством как объяснения, так и предсказания, в том числе эвристического. В результате мы получаем огромное количество возможных путей моделирования с разными моделями. Приведём цитату из работы С.И. Романовского, описывающего процесс моделирования: «На основе некоторых предпосылок о протекании геологического процесса строится теоретическая модель, отражающая механизм процесса, и на ее основе выводятся следствия о состоянии изучаемого объекта в настоящее время. Полученные из теоретической модели следствия сопоставляются с эмпирическими данными. Если устанавливается взаимно-однозначное соответствие между теоретически полученными и опытными данными, то можно утверждать, что образование исследуемого объекта удовлетворительно описывается предложенной моделью, поскольку следствия из модели не противоречат эмпирическим данным. Если следствия из модели противоречат признакам, характеризующим эмпирически изучаемый объект, то модель отвергается» [108]. Исходя из этого, следующим этапом в изучении викуловских отложений стало построение трехмерной модели и разрезов фациальных замещений, что позволило проследить распространение фаций в трехмерном пространстве.

Основными источниками информации для выполненных построений послужили:

единая база цифровой геолого-геофизической информации по скважинам, пробуренным на территории деятельности OOO «ЛУКОЙЛ – ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ» (база данных Wellinfo), данные по инклинометрии, стратиграфические разбивки по пластам ВК 1-4 (по версии подсчета запасов 2009 г.), комплекс кривых ГИС (ГК, ПС, НКТб), результаты интерпретации и литолого-фациального анализа, базирующегося на изучении кернового материала. В качестве сейсмической основы при построении стратиграфических поверхностей использовался грид отражающего горизонта М 1 (рис. 5.8), предоставленный Центром сейсмических исследований ООО «КогалымНИПИнефть», как ближайший по отношению к изучаемым объектам и выполняющий необходимую функцию тренда при построении структурных поверхностей. Все построения проводились в программном пакете цифрового геологического моделирования RMS 2012 компании ROXAR [59-61, 178].

На основе исходных данных в модуле стратиграфического моделирования RMS 2012 была построена последовательность структурных поверхностей горизонтов (от кровли ВК1 до подошвы ВК4 ), включая кровли промежуточных поверхностей для построения пропорциональной трехмерной сетки, моделирующей выдержанные по мощности общие толщины пластов в районе скважины 93123 (куст 931).

Рис. 5.8. Карта отражающего горизонта М На рисунке 5.9 приведены полученные структурные поверхности, которые были использованы для построения трехмерной сетки в интервале от кровли пласта ВК 1 до подошвы пласта ВК4, с использованием пропорциональной схемы вертикального разделения на ячейки. Принятый инкремент сетки 50х50 м.

Рис. 5.9. Структурные поверхности пластов группы ВК Установленный набор фаций, определяемых по комплексу диагностических признаков, среди которых самым важным является текстура (слоистость) и проведенная увязка полученных сведений с данными геофизических исследований скважин (ГИС) обеспечили воспроизводимость результатов фациальных реконструкций. Эти закономерности были представлены в виде последовательности литофаций в интересующем нас интервале пластов ВК1-4, с одновременной увязкой параметров в скважине (рис. 5.10).

Рис. 5.10. Последовательность построения геологической модели с учетом закономерностей распределения литофаций в интервале пластов ВК1- Для проверки выявленных фациальных закономерностей в скважинах ближайшего окружения в трехмерной сетке смоделирован литофациальный параметр по всему объему, отражающий фациальное распределение опорной скважины 93123. Создание такого параметра позволило «снять» фациальное распределение с трехмерной сетки на стволы скважин пересекающих объем этого куба. Сопоставление «снятого» с куба фациального распределения с комплексом ГИС, является подтверждением того, что фациальные закономерности устойчиво прослеживаются и на них, и наоборот, сам по себе комплекс ГИС, после увязки с данными по керну в опорных скважинах является надежным инструментом для выявления фациальных закономерностей в других скважинах месторождения. Соответственно, это позволило спрогнозировать фациальную обстановку осадконакопления в более удаленных скважинах и выявить границы развития фациальных закономерностей на площади.

Для реализации трехмерной модели и разрезов фациальных замещений исходная литофациальная информация переводилась в числовую форму посредством числового кодирования (замена индексов фаций, в которых закодировано генетическое содержание в числа по девятибалльной шкале от 0 до 9). Полученная информация загружалась в программный комплекс Roxar (Irap RMS) и с помощью метода Interpolation (интерполяция) отстраивались литолого-фациальная модель и разрезы (рис.5.11) [1, 9, 59-61, 178].

Результатом построений является получение наглядного распределения литотипов в объёме трехмерной сетки, учитывающей особенности залегания пластов викуловской свиты. Полученная модель и разрезы фациальных замещений позволяют оценить сложный характер механизма седиментации. Наблюдаемые фациальные замещения и выклинивания подчеркивают миграционный характер осадконакопления «внутри»

коллектора ВК1, имеющего мутационную выдержанность [9,122, 151].

Рис.5.11. Литолого-фациальная модель и разрезы фациальных замещений Таким образом, данный подход позволил решить ряд задач. С одной стороны, появилась возможность создать более чёткое представление о строении викуловских пластов на рассматриваемом участке. А с другой полученная литолого-фациальной модель с учетом особенностей строения отложений и залегания продуктивных пластов викуловской свиты позволяет за ранее избежать многих ошибок, связанных с недостаточной изученностью Красноленинского месторождения, влияющих как на систему поисково-разведочного процесса, так и на схему разработки выявленных углеводородных залежей.

ГЛАВА 6. СПЕЦИАЛЬНЫЕ ПЕТРОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ И ЗАКОНОМЕРНОСТИ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ЗОН УЛУЧШЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ 6.1. Фильтрационно-емкостная характеристика пород викуловской свиты Однако разные подходы и неоднозначность в установлении генезиса песчано алевритовых коллекторов пластов ВК1-3 викуловской свиты (К1а) долгое время осложняли выбор стратегии разработки Красноленинского месторождения. Для него, как и для большинства месторождений Западной Сибири, характерно сложное геологическое строение, значительная послойная, зональная неоднородность и сравнительно низкие фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) пород. Так, генетическая неоднородность влияет на петрофизические параметры пород, анизотропия петрофизических свойств является основной причиной расхождения проектных показателей разработки на месторождениях Западной Сибири.

Вследствие этого, автором в комплексе с литолого-минералогическими и фациальными исследованиями использовались специальные алгоритмы (гидравлические единицы потока/коллектора, индикатор гидравлического типа коллектора и индекс качества коллектора) обработки петрофизических данных Исходя из вышесказанного, автором совместно с коллегами проведен комплекс литолого-минералогических, петрофизических исследований, применены специальные алгоритмы (гидравлические единицы потока/коллектора, индикатор гидравлического типа коллектора и индекс качества коллектора) обработки петрофизических данных и и построена литолого-фациальная модель пластов ВК1-3 для выявления зон развития коллекторов с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами.

Для проведения исследований выполнялись следующие этапы работ, включающие в себя сбор, обработку и анализ геолого-геофизической и промысловой информации [89, 143, 148-151, 179].

Составление коллекции из образцов керна, охватывающей весь интервал изучаемого разреза.

Выбор лабораторного исследования, которое учитывало все особенности структурной, фракционной и гранулометрической составляющей изучаемых отложений (литолого-петрографическое описание шлифов, гранулометрический анализ, РСА глинистого цемента породы, описание структуры порового пространства и капилляриметрические исследования).

Анализ степени гетерогенности выделенных гранулометрических типов и анализ влияния различных уровней неоднородности на ФЕС.

Анализ накопленного объема информации по различным видам исследования объекта: керн, ГИС, ПГИ, ГДИ, проведенные сейсмические работы, обобщение всей имеющейся информации и последующее ее комплексирование на основе использования единой разноуровневой модели пород с учётом условий их формирования, порового пространства, характера насыщения.

Определение фациальных групп на основе полученных результатов исследований керна и литолого-фациального анализа.

Определение структурно-минералогических факторов, контролирующих изменение ФЕС пластов-коллекторов ВК1-3, оценка анализов ФЕС по цилиндрическим образцам, а также определение средних значений пористости и проницаемости пород и петрофизических параметров (гидравлические единицы потока/коллектора (HFU), индикатор гидравлического типа коллектора FZI (Flow Zone Indicator), инд екс качества коллектора группы ВК RQI (Reservoir Quality Index).

Анализ информативности каротажной информации и достоверности распознавания фациальных групп по данным ГИС.

Разработка и построение модели для прогноза литофациальных групп, оценка их эксплуатационной характеристики и определение степени вероятности зон развития эффективных коллекторов.

Анализ и обобщение полученных результатов.

Для изучения физических свойств, литолого-минералогического состава, коллекторских и петрофизических свойств, нефтенасыщенности и других параметров продуктивных пластов (ВК1-3, ЮК2-9, ЮК0, ЮК1, П, БГ, ДЮК) Красноленинского месторождения были отобраны и исследованы образцы. Физико-литологические свойства изучались в ЦЛ «Главтюменьгеологии», ЦЛ по исследованию физико химических свойств горных пород и пластовых жидкостей ПГО ХМНГГ ХМТЭ, в отделе петрофизики ОАО «СибНИИНП» и ЗАО «Сибнефтепроект», в Центре исследования керна и пластовых флюидов ООО «КогалымНИПИнефть». Наибольшее количество определений фильтрационно-емкостных свойств приходится на пласты ВК1-3 (отобрано и исследовано 1725 образца, из них по ВК 1 - 1097 образцов (11 описаний шлифов), по ВК2-3 – 628 образцов). Наибольшее количество образцов для исследований было отобрано по скважинам 3317 (232), 93123 (219), 1106 (173), (135), 333Р (123), 31627 (121) и 57409 (85).

По результатам проведенных специалистами ОАО «СибНИИНП» исследований установлено, что емкостные свойства пород по площади и разрезу викуловской свиты изменяются в более широком диапазоне, чем фильтрационные. Открытая пористость пород по разрезу скв. 203 изменяется от 24.0 до 26.6 %, проницаемость от 4.8 до 14 мД, скв. 1005 от 19.9 до 27.9 % и от 0.4 до 26.0 мД, скв. 2201 - от 3.1 до 27.2 % и от 0,1 до 37 мД. По разрезу скважин 9301 и 11701 открытая пористость изменяется от 3.2 до 28.0 % и от 12.4 до 28.3 %;

проницаемость от 0.1 до 49 мД и от 0.4 до 31 мД. Значит, емкостный потенциал коллекторов существенно превыш ает фильтрационный, что находит закономерное объяснение в морфологии их порового пространства.

Проведенный анализ литологических особенностей пород викуловской свиты в разрезах изученных скважин свидетельствовал о том, что фильтрационно-емкостный потенциал коллекторов сформировался под влиянием седиментационных и аутигенных факторов.

Невысокая степень сообщаемости открытых поровых каналов обусловлена недостаточной отсортированностью осадка. Повышенное содержание обломков крупно и мелкоалевритовой фракций, занимающих поровое пространство между более крупными песчаными зернами, существенно снижает степень сообщаемости поровых каналов. Аутигенное выщелачивание полевых шпатов и обломков пород также определенным образом усложняет структуру порового пространства коллекторов, обуславливая заполнение каналов продуктами их разрушения. Пленочный хлорит и новообразованные кварц и полевой шпат незначительно уменьшают объем, но усложняют морфологию и снижают степень сообщаемости пустот. Результаты изучения образцов под растровым электронным микроскопом (РЭМ) подтверждают предположения о гетерогенности состава поверхности порового пространства (см.

рис. 3.8-3.12). Между тем, слабая степень сцементированности пород, обусловлена наличием первичных поровых каналов, усиленных интенсивными процессами коррозии, увеличивающими первичную межзерновую пористость, которая является причиной высоких емкостных свойств, даже коллекторов V класса по А.А. Ханину. Сложное геологическое строение викуловской свиты с одной стороны, и интенсивные постседиментационные преобразования порового пространства в сторону его усложнения с другой, предопределяют отрицательную реакцию пород-коллекторов на смену типов вод с минерализованной пластовой воды на пресную поверхностную.

Снижение проницаемости пород-коллекторов спровоцировано набуханием глинистых компонентов коллектора и увеличением толщины пленки связанной воды в поровом пространстве. Этому способствует мелкодисперсность, сложность строения и высокая извилистость порового пространства, а также характер выполнения стенок пор аутигенным глинистым цементом.

Также, следует отметить, что дополнительно рассматривались и физико литологические свойства пород покрышки продуктивных пластов викуловской свиты по керну из 7 скважин (50Р, 76Р, 553Р, 555Р, 1106, 3317, 57409), отобранному из нижней части отложений ханты-мансийской свиты. По скв. 76Р было сделано 2 шлифовых описания. Пористость определялась на 34 образцах, её значение изменяется от 10 до 28.3 %, в среднем составляя 16.9 %. Величина карбонатности изменяется от 0.3 до 10. %. Вверх по разрезу качество покрышки, толщина которой составляет 127 -142 м, по данным ГИС улучшается [190-192, 197].

В 2002 году Зубков М.Ю., Семенов В.В. и др. в своей работе [63] отметили, что для построения адекватной гидродинамической модели Красноленинского месторождения количество результатов проведённых исследований относительных фазовых проницаемостей по нефти и воде разновозрастных продуктивных отложений крайне недостаточно для данного месторождения (по продуктивным отложениям викуловской свиты Каменной и Ем-Еговской площадей данная информация полностью отсутствует).

В связи с этим, для создания необходимой петрофизической базы и разработки гидродинамической модели они повели ряд исследований относительных фазовых проницаемостей по нефти и воде (изучение проводилось на образцах, отобранных в пределах Каменной и Ем-Еговской площадей по известным методикам (изучены два класса пород-коллекторов, имеющих абсолютную проницаемость по газу в интервалах 10-100 и 1-10 мД, соответственно;

I класс пород-коллекторов представлен алевритистыми мелкозернистыми песчаниками, II класс – алевролитами в большей или меньшей степени песчанистыми и глинистыми)). Благодаря этому выявлены следующие особенности.

Во-первых, пропластки коллектора с малой проницаемостью могут «заблокироваться» при добыче нефти методом заводнения, тогда промывка пласта будет осуществляться по крупным поровым каналам. Повышение давления в нагнетательной скважине может привести к микрогидроразрыву существующих крупных поровых каналов. При прорыве воды в добывающую скважину в результате увеличения ФС (фильтрационного сопротивления, ФС = dP/Q, где dP – разность давлений на входе и выходе образца, Q – суммарный расход нефти и воды) пласта может резко снизиться дебит как нефти, так и воды.

Во-вторых, максимальное значение ФС пласта наступает у коллекторов с большей проницаемостью при относительно малом объеме прокачки воды и, наоборот, у образцов с малой проницаемостью это значение достигается при относительно большем объеме прокачки воды. Так, относительно «безводный» этап добычи максимального количества нефти наблюдается у образцов с высокой проницаемостью – 20,6 %, минимального – у образцов с низкой проницаемостью – 8,0 %.

В-третьих, «продуктивные отложения викуловской свиты Каменной и Ем-Еговской площадей представлены самыми гидрофильными из всех рассмотренных пород коллекторов. В зависимости от литологического типа пород, входящих в состав отложений викуловской свиты (алевритистые песчаники или песчанистые алевролит ы), значительно изменяются величины фазовых проницаемостей по нефти и воде, а также форма, расположение кривых относительных фазовых проницаемостей, включая и положение точки их пересечения».

И, последнее, «в целом для рассматриваемых отложений, как и для более древних (юрского возраста), отмечается закономерное смещение вправо (в сторону больших значений текущей водонасыщенности) кривых относительных фазовых проницаемостей по мере ухудшения их фильтрационно-емкостных свойств. Установленный факт позволяет предположить, что по мере вытеснения нефти водой и обводнения пласта должно происходить последовательное прекращение течения нефти (при продолжающейся однофазной фильтрации воды) сначала в более проницаемых пропластках, а затем в менее проницаемых при близком гидравлическом сопротивлении пласта» [63].

Для достоверной оценки возможного нефтегазоносного потенциала специалистами «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени был выполнен анализ влияния различных уровней неоднородности на ФЕС викуловских отложений и выделены два основных петрофизических типа коллекторов: текстурно-квазиоднородные (однородные) и текстурно-неоднородные (слоистые). Как правило, данные классы коллекторов обозначаются как породы преимущественно песчаного и алевритового состава, поскольку для терриге нных отложений Западной Сибири они рассматриваются в рамках единой петрофизической модели. Также установлено, что песчаники и алевролиты с прослоями алевроаргиллитов при том же поровом объеме характеризуются пониженными ФЕС по сравнению с преимущественно однородными разностями.

Породы с более однородной текстурой и улучшенными фильтрационными свойствами характерны для зоны с так называемой аномальной сейсмической характеристикой, что отчетливо видно на рисунке 6.1. и 6.2 [80, 148, 151, 190 -192, 197].

Рис. 6.1. Сопоставление пористости и проницаемости с учетом обработки сейсмических данных Рис. 6.2. Схема расположения скважин с керном относительно зон нормальной и «аномальной» сейсмической записи Серия построенных графиков и геолого-статистических разрезов с основными параметрами (коэффициент песчанистости, величина пс, характер насыщения, коэффициенты пористости, проницаемости и нефтенасыщенности) показали, что зависимости между фильтрационными и емкостными характеристиками коллекторов для различных литологических типов пластов группы ВК Красноленинского месторождения существенно зависят от степени неоднородности, которая в свою очередь изменяется по глубине (рис. 6.3, 6.4).

Рис.6.3. Геолого-статистические разрезы. Пласты ВК 1- Так, в пласте ВК1 (мощностью 20.7 м) викуловских отложений около 70% образцов имеет «слоистую» текстуру, в пласте ВК2 (мощностью 20.8 м) доля таких образцов существенно ниже – 14%, а в пласте ВК3(мощностью 18.2 м) такая неоднородность практически отсутствует. В целом по викуловским отложениям доля образцов с неоднородной текстурой составляет 45%. Основные зависимости между ФЕС коллекторов для различных литотипов пластов ВК существенно зависят от их типизации, являясь следствием текстурной однородности.

Рис. 6.4. Зависимости между К пр, Кпэф, Кп и Кво для различных литотипов и пластов ВК1-4 Красноленинского месторождения Анализ строения, состава и условий формирования викуловской свиты обеспечил решение практических задач, связанных с реконструкцией обстановок формирования отложений. Нанесение на седиментологическую колонку по скв.93123/931 данных по ФЕС пород позволило проанализировать зависимость их от обстановок осадконакопления (рис. 3.20). Проведённая автором оценка анализов ФЕС по цилиндрическим образцам (54 обр., из скв. 93123), представленных мелкозернистым песчаником показала следующее: по 7 цилиндрическим образцам было определено их соответствие фации алеврито-песчаных осадков малых аккумулятивных форм, по образцам – песчано-алевритовых осадков малоподвижного мелководья, по 3 образцам – песчаных осадков сильноподвижного мелководья и по 20 образцам – песчаных осадков конусов выноса рек. Среднее значение коэффициента проницаемости К пр по фациям составило: 40.1 мД, 41.1 мД, 51.4 мД и 47.4 мД, соответственно. Следовательно, при одном и том же гранулометрическом типе фильтрационная величина коэффициента проницаемости изменяется в зависимости от фациальной принадлежности (рис. 6.5 и 6.6) [29, 148, 151, 180].

Рис. 6.5. Фильтрационно-емкостные зависимости по отдельным макрофациям пласта ВК 1-3 Красноленинского месторождения Рис. 6.6. Схематичная литолого-фациальная карта пласта ВК 1 по скважинам Красноленинского месторождения Построенные диаграммы распределения средних значений ФЕС по пластам ВК 1-3, указывают на достаточно однородное распределение характеристик в разрезе викуловской свиты (рис.6.7).

Рис. 6.7. Диаграммы распределения средних значений ФЕС по пластам ВК 1-3 : а) данные по скважинам Красноленинского месторождения;

б) данные только по скв. По данным «КогалымНИПИнефть» для определения ФЕС изучено 146 образцов по скв.93123. Оценка параметров пород, характеризующих коллекторы, проводилась по нижним пределам пористости и проницаемости, принятым для Каменной площади. Для пластов группы ВК нижний предел пористости принят - Кпн= 19%, проницаемости – Кпрн = 1.5010-3мкм2. По результатам анализа, проведенных исследований пород продуктивных пластов в скв. 93123/931 Красноленинского месторождения сделаны следующие выводы. Среднее значение пористости сравнительно невысокое, так как исследуемые образцы содержат значительное количество глинистого материала в виде линзочек и прослоек. В пелитовой фракции цемента преобладает каолинит. Наиболее полно изучены отложения пласта ВК3. По ФЕС изученные породы викуловской свиты являются в основном коллекторами IV-V классов (по А.А. Ханину), по пласту ВК выделены коллекторы со средними, пониженными и низкими ФЕС (III-V классы) и неколлекторы. Наличие коллекторских свойств, как правило, связано с увеличением диаметра зерен скелета и хорошей сортировкой пород. К ухудшению коллекторских свойств, вероятно, приводит повышенное суммарное содержание мелкоалевритовой и глинистой фракций. По результатам статистической обработки данных анализов кер на пород пластов ВК1, ВК2, ВК3 и ВК4, из рассматриваемых параметров пород более неоднородным является распределение по проницаемости. Коэффициенты вариации проницаемости имеют значения, равные 0.83, 0.72, 0.72 и 0.88, соответственно.

Пористость пород-коллекторов пласта ВК3 изменяется от 20.6% до 27.5%, проницаемость – от 4.90x10 -3мкм2 до 209.51x10 -3мкм2. Средние значения составляют 24.3% и 52.15x10 -3мкм2, соответственно.

По результатам комплексной интерпретации данных ГИС и результатов лабораторных анализов по скважине 93123 составлена поточечная оценка Кп, п, Хгл, Кпр, Кпэф и Кво представленная на рисунке 6.8.

Рис.6.8. Результат поточечной оценки параметров в пластах по скв. При сопоставлении ФЕС, определенных по ГИС с керновыми оценками в виде наложения основных парных зависимостей между коэффициентами Кп, Кпр, Кпэф по ГИС и по керну наблюдается хорошая сходимость результатов независимо от типа коллектора (рис. 6.9).

Рис.6.9. Сопоставление результатов послойной оценки Кп, Кпр, Кпэф по ГИС с керновыми определениями Типизация прослоев проведена на основе критического значения Хгл=15% [135, 191].

6.2. Применение специальных петрофизических алгоритмов (гидравлические единицы) Рассмотрев общие физико-литологические и фильтрационно-емкостные особенности пород викуловской свиты, перейдем к этапу применения специальных алгоритмов и моделирования.

В последнее время многие петрофизики пытаются решить проблему, связанную с ошибкой, которая как отмечает А.В. Хабаров, не позволяет осуществлять оценку Кпр в полной мере. Это объясняется тем, что одному значению пористости, как правило, соответствует измерение проницаемости до двух порядков (к примеру, значению пористости 20%-ов соответствует диапазон изменения проницаемости от 2 до 200 мД).

Для решения этой проблемы в разное время многие исследователи предлагали различные эмпирические модели проницаемости: Козени-Кармена, Тимура, Винланда и другие [52, 135, 143, 145].

В практике зарубежных исследований для объединения параметров пористости и проницаемости при описании ФЕС терригенных коллекторов используются гидравлические единицы потока/коллектора (HFU). Гидравлическая единица коллектора (потока) HFU определяется как «представительный элементарный объем породы, внутри которого геологические и петрофизические свойства, влияющие на течение жидкости, взаимно согласованы и предсказуемо отличны от других пород».

Гидравлические единицы, имея пространственное развитие характеризуют литологическую и фациальную неоднородность коллектора. Возможность HFU характеризовать анизотропию петрофизических свойств резервуара в пространстве позволяют выбрать ее в качестве базового элемента при построении математической модели коллектора.

Выделение гидравлической единицы потока базируется на расчете индикатора гидравлического типа коллектора FZI (Flow Zone Indicator) и индекса качества коллектора RQI (Reservoir Quality Index). Эти параметры получены из уравнения Козени-Кармена и рассчитываются по следующим формулам:

1 Kp Kpr 0. Kp Kp ;

FZI= Kpr RQI = 0.0314 Kp, где 0.0314 - коэффициент для промысловой системы единиц (мД);

Kpr – проницаемость, мД;

Kp – пористость (доля от объема породы).

Параметр FZI (мкм) является уникальным для каждой гидравлической единицы и применяется для классификации петрофизических классов коллектора.

Концепция гидравлических единиц подразумевает, что существует ограниченное число типов коллектора, характеризующихся уникальным средним значением FZI, и разброс значений FZI относительно среднего вызван случайными погрешностями.

Следовательно, в первую очередь необходимо определить число таких типов коллекторов и границы FZI для каждого из них. Данный подход ориентирован на использование имеющихся данных по керну и множества других качественных методов (рис. 6.10) [27, 30, 32, 75, 82, 89, 90, 135, 151, 154, 166, 167,169, 174, 183, 184].

Рис. 6.10. Схема выделения классов коллекторов на примере пластов ВК1-4 Красноленинского месторождения (скв.93123) Проведенная систематизация распределения FZI в зависимости от пористости и проницаемости резервуара с учетом неоднородности его порового пространства позволила составить на основе выделения гидравлических единиц потока сводную таблицу со средними значениями FZI для пластов ВК 1-4 (табл. 6.1.).

Таблица 6.1.

Средние значения FZI для пластов ВК1- Индикатор Индекс качества Пласты гидравлического типа коллектора коллектора, мкм ВК1 0,64 0, ВК2 1,04 0, ВК3 1,31 0, ВК4 1,35 0, Выделенные классы гидравлических единиц потока имеют определенные диапазоны, которые характеризуются средними значениями FZI. Полученные значения FZI соответствуют 4, 5 классу коллекторов и указывают на средние, пониженные и низкие ФЕС. Пористость пород-коллекторов по пластам ВК1-4 изменяется от 1.3% до 27.9%, проницаемость – от 0.01 мД до 209.5 мД. Средние значения составляют 22.3% и 32.5 мД. Следует сказать, что гидравлические единицы, помимо петрофизических параметров отражают пространственные характерис тики, учитывая литологическую и фациальную неоднородность коллектора. В результате, один и тот же тип коллектора может образовываться в различных фациальных обстановках, и, наоборот, обычно в пределах одной фации присутствует несколько гидравлических единиц потока.

6.3. Закономерности распределения зон улучшенных коллекторов группы пластов ВК Для проверки установленных фациальных закономерностей и уточнения зон развития улучшенных коллекторов в скважинах ближайшего окружения в трехмерной сетке смоделирован параметр по всему объему (куб комплексного параметра FZI – интегральный параметр), отражающий фациальное распределение опорной скважины 93123 (рис. 6.11 и 6.12).

Рис. 6.11. Литолого-фациальная модель пластов ВК 1-3 Красноленинского месторождения с учетом гидравлических единиц потока (FZI) Рис. 6.12. Разрез по скважинам куста 931 Красноленинского месторождения Поскольку для построения модели необходимо использовать широкий набор согласованных данных, включающих результаты исследований керна, данные по интерпретации ГИС, петрофизической интерпретации материалов сейсморазведки [27], то моделирование литолого-фациальной модели (куба распределения FZI в межскважинном пространстве) проводилось в интервале пластов ВК1–4, в секторе, охватывающем ближайшее окружение скважины 93123 (район куста 931). Построения выполнялись с помощью модуля петрофизического моделирования RMS 2012, в основе которого лежит метод последовательного Гауссового моделирования.

В первую очередь проводился вариограммный анализ известного по скважинным данным распределения параметра. Варьированием рангов вариограммы определялся характер пространственной неоднородности в распределении параметра, и далее использовался в процессе моделирования в виде заданных значений этих рангов по осям координат. Характер неоднородности по известным данным переносился на весь объем актуального сектора модели. Затем исходная выборка данных по скважинам приводилась к Гауссовому распределению, которое позволило задать тренд для осуществления распределения параметра в межскважинном пространстве [27, 59, 61, 151, 178]. Полученный куб комплексного параметра FZI позволил спрогнозировать характер распределения ФЕС в интересующем нас интервале пластов ВК 1-4, а также обстановку осадконакопления в более удаленных скважинах куста и выявить границы развития фациальных закономерностей на площади. В результате район скважины 93123 характеризуется улучшенными коллекторскими свойствами пластов ВК 1 и ВК2.

Следует сказать, что дополнительно автором анализировался материал, предоставленный как специалистами сейсмического отдела «КогалымНИПИнефть», так и работы, опубликованные по тематике и проблемам, рассматриваемым в диссертации.

[22, 28, 65, 80, 92, 93, 97, 113, 132].

На основании результатов проведенного литолого-фациального анализа специалистами сейсмического отдела выполнялся прогноз литологического состава с выявлением распространения песчаных тел, участков глинизации и выделением зон с улучшенными коллекторскими свойствами, анализировались добывные характеристики скважин и их связь с различными параметрами (данными интерпретации геофизических исследований скважин, материалами стандартной и специальной обработки и интерпретации сейсмических материалов). Для составления карты литолого фациального районирования в интервале отложений пластов ВК 2-ВК3 были использованы следующие материалы: карта толщины «вреза», связанного с аномальным волновой картиной и сейсмическим разрезом в отложениях ВК 2-ВК5, карта импеданса и карта сейсмофаций по амплитудному кубу в интервале пласта ВК 2 в пределах рукавов палеодельты и бассейнового мелководья (рис. 6.13). Зоны глинизации приливно отливной зоны были уточнены с помощью карты прогнозных суммарных эффективных толщин пласта ВК2. Район исследования в период образования осадков пластов ВК 2 -ВК в викуловское время представлял собой неровную слабо всхолмлённую подводную поверхность с незначительным уклоном на север и северо-восток. Накопление осадков в южной и центральной части площади происходило с многократными кратковременными остановками, в течение которых накопленный и не закрепившийся алеврито-глинистый материал перемывался и постоянно переносился [193]. К тому же, авторы отчета [193] отмечают, что образование фаций дельтовых проток и конусов выноса - это сингенетичный процесс относительно накапливаемых ритмов.

Последующее уплотнение изначально неоднородных фациальных комплексов предполагает различную реакцию их на тектоническую нагрузку, подвижки и смятие.

Поэтому одной из главных причин формирования сейсмического образа в викуловских отложениях (типа «врез») является измене ние условий накопления одновозрастных пород пластов ВК2-ВК5.

Рис. 6.13. Карта литолого-фациального районирования пласта ВК 2 [193] Аналогично для прогнозирования фациальной обстановки в период формирования викуловских отложений пласта ВК1 были построены карты глинистой перемычки между проницаемыми породами пластов ВК1 и ВК2 и глинистой толщи в кровле пласта ВК (рис. 6.14).

Рис. 6.14. Карта литолого-фациального районирования пласта ВК 1 [193] На полученных картах наблюдается опесчанивание глинистой перемычки между проницаемыми породами пластов ВК1 и ВК2 на Кальмановском участке, на юге в районе Западно-Елизаровской структуры и на юго-западе в районе Поттымской структурной ступени. По мнению авторов (специалистов сейсмического отдела), это обстоятельство указывает на вероятное перемещения предфронтальной зоны пляжа в условиях трансгрессивного цикла в западном направлении и на образование новых песчаных тел в районе Кальмановской и Северо-Кальмановской структур [193]. По результатам этих работ выделены следующие перспективные участки с улучшенными коллекторскими свойствами пластов ВК1 и ВК2 : Кальмановский участок (в осадках намывных валов и пальцевых баров подвижного мелководья), район Восточно-Каменной структуры (в песчано-алевритовых осадках конуса выноса и сильноподвижного мелководья) и район Южно-Каменной ложбины (в фациях устьевых баров и трансгрессивных валов рукавов дельты (район скв.160R-164R)).

Как отмечалось выше, специалистами «КогалымНИПИнефть» также были проанализированы добывные характеристики скважин и их связь с различными параметрами (по данным интерпретации ГИС в скважинах, по материалам стандартной и специальной обработки и интерпретации сейсмических данных). В частности, для оценки начальной продуктивности пласта ВК1 использовались показатели разработки (материалы из базы данных ООО «КогалымНИПИнефть»). В качестве исходных параметров разработки использовались осреднённые результаты эксплуатации скважин без ГРП и рассматривался короткий период времени относительно стабильной начальной месячной добычи жидкости и нефти, который не превышает первых 3 месяца работы скважины (рис.6.15). Благодаря этому, определялась степень зависимости начальной продуктивности скважин по пласту ВК1 (данных по пласту ВК2 для анализа недостаточно) от средневзвешенных значений ФЕС по пластам, которая в результате оказалась незначимой. Данный факт свидетельствует о возможном влиянии стороннего (скрытого) фактора на начальные дебиты скважин и таким фактором является макро- и микротрещиноватость компетентных нефтенасыщенных прослоев, обеспечивающая естественное объёмное дренирование около скважинного пространства [191].

Рис. 6.15. Фрагменты временных разрезов с наложенными результатами частотно зависимой обработки, выполненной по профилям, проходящим через высокодебитные и низкодебитные скважины [191] Анализ сейсмических атрибутов и их связи с начальными дебитами показал, что области повышенного значения низкочастотного сейсмического атрибута характеризуют зоны с улучшенными коллекторскими свойствами и повышенной нефтенасыщенностью. Анализ карт показал, что по пласту ВК1 наиболее перспективным является участок на территории южного полигона, расположенный на северо -восток от скв. 9312 и на восток от скв. 31642 и 93123 (рис. 6.16). Данный участок расположен, в однотипной по сейсмическим характеристикам зоне, рядом с разбуренной территорией (это позволяет с высокой степенью достоверности использовать полученные закономерности и зависимости).

Рис. 6.16. Карта аномалий низкочастотного атрибута с вынесенными начальными дебитами нефти в районе южной зоны аномальной сейсмической записи по пласту ВК 1 [191] По пластам ВК1 и ВК2 участок характеризуется ярко выраженными аномалиями низкочастотного атрибута, указывающими на зону улучшенных коллекторских свойств и вероятного нефтенасыщения, а также на наличие локального поднятия. В результате карты параметров пластов ВК указывают, что на выделенном участке (район куста 931) характеристики значительно лучше по сравнению с разбуренной частью полигона, т.е. с улучшенными коллекторскими свойствами пластов ВК 1 и ВК2.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ Выполненные автором диссертации исследования позволили решить поставленные задачи и получить следующие результаты.

1. На основе литолого-минералогических и фациальных исследований установлено, что породы викуловской свиты, представленные тонко -мелкозернистыми песчаниками, крупнозернистыми алевролитами, часто с прослоями и линзами мелкозернистых алевролитов накапливались в диапазоне переходных и бассейновых макрофаций, с преобладанием полуизолированного малоподвижного мелководья. Менее развиты обстановки открытого подвижного мелководья, конусов выноса подводной части дельты, заливов и надводной равнины.

2. Анализ изменения состава и строения по направлениям построенных профилей показал, что изучаемая толща формировалась в режиме миграционно -мутационного циклического наслоения пород. Выполненная корреляция разрезов викуловской свиты и предложенная модель осадконакопления объяснили сложное строение толщи относительно плоскопараллельных построений и «врезы», фиксируемые на Красноленинском месторождении сейсморазведкой 3D. Наблюдаемые фациальные замещения и выклинивания лишь подчеркнули миграционный характер осадконакопления «внутри» коллектора ВК1, имеющего мутационную выдержанность.

3. Разработанная цифровая литолого-фациальная модель пластов ВК1- Красноленинского месторождения с учетом усовершенствованной методики построения за счет перевода первичной литофациальной информации в числовую форму посредством числового кодирования и использования специальных петрофизических алгоритмов, позволила детализировать геологическое строение и прогнозировать обстановки осадконакопления отложений в пределах восточной части лицензионного участка «Каменный».

4. Выполненная оценка распределения фильтрационно-емкостных характеристик (ФЕС) по типам пород с комплексом структурно-текстурных признаков и определенные гидравлические единицы потока позволили выделить типы пород с близкими характеристиками порового пространства. Взаимоувязка параметров, характеризующих ФЕС, с обстановками осадконакопления (фациями) позволила более детально прогнозировать участки с улучшенными коллекторскими свойствами как в разрезе, так и на площади исследуемого объекта. Статистическая обработка результатов позволила распространить установленные закономерности на части разреза, не охарактеризованные керном.

5. Данный подход изучения объекта с учетом особенностей строения отложений и залегания продуктивных пластов викуловской свиты позволяет избежать многих ошибок, связанных с недостаточной изученностью Красноленинского месторождения, влияющих как на систему поисково-разведочного процесса, так и на схему разработки выявленных углеводородных залежей.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 1. Алексеев В.П. Литолого-фациальный анализ: учебно-методическое пособие к практическим занятиям и самостоятельной работе по дисциплине «Литология». Екатеринбург: Изд-во УГГГА, 2003. - 147 с.

2. Алексеев В.П. Литология: учебное пособие. - Екатеринбург: Изд-во УГГГА, 2001.

- 249 с.

3. Алексеев В.П. Литологические этюды. - Екатеринбург: Изд-во УГГУ, 2006. 149 с.

4. Алексеев В.П. Атлас фаций юрских терригенных отложений (угленосные толщи Северной Евразии). - Екатеринбург: Изд-во УГГУ, 2007.-209 с.

5. Алексеев В.П. Подводно-дельтовые песчаники юрских отложений Северной Евразии (распространение, значимость и критерии установления) // Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала ХМАО-Югры (Двенадцатая научно-практическая конференция). -Ханты-Мансийск, 2009. Т. 1. -C.144-156.

6. Алексеев В.П. Классический литолого-фациальный анализ как базовый метод при изучении состава и условий формирования раннемезозойских отложений Западно Сибирской плиты // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО-Югры (Шестая научно-практическая конференция).- Ханты-Мансийск, 2003. Т.1. - С. 145-150.

7. Алексеев В.П., Беляков Е.О., Хуснуллина Г.Р. Многоуровневость текстурного анализа при прогнозировании нефтегазоносности// Актуальные вопросы литологии.

Материалы 8 Уральского литологического совещания. - Екатеринбург: Изд-во УГГУ, 2010. – С. 13-14.

8. Алексеев В.П., Амон Э.О., Лебедев А.И., Прядко А.В, Такканд Г.В., Федоров Ю.Н., Хуснуллина Г.Р. Модельный подход к палеореконструкциям пакета пластов ВК1- Восточно-Каменного месторождения (Западная Сибирь)// Тез. докл. Палеострат -2011:

Годичное собрание секции палеонтологии МОИП и Московского отделения Палеонтологического общества при РАН. - М.: Палеонтологический институт РАН им.Борисяка РАН, 2011. – С.8-9.

9. Алексеев В.П., Лебедев А.И., Прядко А.В, Федоров Ю.Н., Хуснуллина Г.Р.

Фациальная корреляция пласта ВК1 (Красноленинское месторождение) в автоматизированном режиме.// Известия Высших Учебных Заведений. Нефть и газ.

Тюмень: ТГНГУ, 2011. №4. - С. 9- 10. Алексеев В.П., Амон Э.О., Ворожев Е.С., Лебедев А.И., Носова Н.С., Рыльков С.А., Федоров Ю.Н., Хуснуллина Г.Р. О проявлении эквифинальности при формировании основных лито(сейсмо)-стратиграфических границ в меловых отложениях Западной Сибири// Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2012. №3. С. 26-31.

11. Алексеев В.П., Федоров Ю.Н., Лебедев А.И., Прядко А.В, Такканд Г.В., Хуснуллина Г.Р. Фации и палеогеография пластов АВ 1-2Кечимовского месторождения (Широтное Приобье, Западная Сибирь)// Литология и геология горючих ископаемых.

Межвузовский научный тематический сборник. Вып. IV (20). Екатеринбург: Изд-во УГГУ, 2010. С. 92-105.

12. Алексеев В.П., Залевский О.А., Федоров Ю.Н., Амон Э.О., Лебедев А.И., Качкин А.А., Прядко А.В. Строение и условия формирования коллекторов аптского возраста на территории Восточно-Каменного лицензионного участка Красноленинского месторождения// Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности: сб. докл. Третьей науч.-практ. конф. – Шадринск: Изд во ОГУП «Шадринский Дом Печати», 2011. С. 7-21.

13. Алескерова З.Т., Ли П.Ф., Осыко Т.И. и др. Стратиграфия мезозойских и третичных отложений Западно-Сибирской низменности // Советская геология. 1957. Т.

55. Вып. 1. С. 145-173.

14. Амон Э.О. Комплексы агглютинирующих фораминифер из ханты-мансийской свиты (альб, нижний мел) в Среднем и Южном Зауралье//Литосфера.2005.№ 2.С. 97 -134.

15. Амон Э. О., Алексеев В. П., Федоров Ю. Н., Лебедев А.И., Савенко В.А.

Основные черты палеогеографии аптского морского бассейна запада Западной Сибири // Геология морей и океанов: Материалы XVIII Междунар. науч. конф. (Школы) по морской геологии. Т. 1. М.: 2009. С. 115-119.

16. Амон Э.О., Алексеев В.П., Федоров Ю.Н., Лебедев А.И., Хуснуллина Г.Р.

Литология и фации верхнего апта Красноленинского НГР (Западная Сибирь) // Меловая система России и ближнего зарубежья: проблемы стратиграфии и палеонтологии.

Ульяновск: УлГУ. 2010. С. 41-44.

17. Ампилов Ю. П. От сейсмической интерпретации к моделированию и оце нке месторождений нефти и газа. М.: ООО «Издательство Спектр», 2008. 348 с.

18. Атлас «Геологическое строение и нефтегазоносность неокомского комплекса Ханты-Мансийского автономного округа – Югры». Тюмень: ГП НАЦ РН им. В.И.

Шпильмана, 2007. 191 с.

19. Атлас «Геология и нефтегазоносность Ханты-Мансийского автономного округа».

Ханты-Мансийск, 2004. 148 с.

20. Атлас и объяснительная записка к Атласу литолого-палеогеографических карт юрского и мелового периодов Западно-Сибирской равнины в масштабе 1:5000000./ подред. И.И. Нестерова,Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1976. 85 с.

21. Ахияров А. В. Электрометрические образы фаций // Геофизика,2005. №6.С.30 -34.

22. Бакуев О. В., Мулявин К. М., Хафизов С. Ф., Шутько С.Ю. Перспективы нефтегазоносности неокомских отложений Красноленинского свода // Вестник недропользователя, 2001. № 7. С. 54-57.

23. Бакулина Л.П. Фациальный анализ: Метод. указания для выполнения лабораторных работ по курсу «Историческая геология» /Ухта: УГТУ, 2008. 34 с.

24. Барабошкин Е. Ю., Веймарн А. Б., Копаевич Л. Ф., Найдин Д.П. Изучение стратиграфических перерывов при производстве геологической съемки: методические рекомендации. М.: Изд-во МГУ, 2002. 169 с.

25. Баробошкин Е.Ю. Практическая седиментология (терригенные коллектора).

Томск: Изд-во ЦППС НД, 2007, с. 26. Бахтин А.И., Низамутдинов Н.М., Хасанова Н.М., Нуриева Е.М. Факторный анализ в геологии: Учебное пособие. Казань: Казанский государственный университет, 2007. – 32 с.


27. Белозеров В.Б. Ловушки нефти и газа, моделирование залежей углеводородов. // Короткие курсы. ТПУ. Томск: Изд-во: М ЦППС НД, 2011. 145 с.

28. Белозеров В.Б. Кинематическая модель формирования юрско-меловых отложений Западно-Сибирской плиты // Геологическое строение и нефтегазоносность юго -востока Западно-Сибирской платформы. Новосибирск: СНИИГГиМС, 1989. с. 99-106.

29. Белозёров. В.Б. Влияние фациальной неоднородности терригенных коллекторов на разработку залежей углеводородов // Изв. ТПУ, 2011. Т. 319. № 1, с. 123-130.

30. Белозеров В.Б. Роль петрофизических исследований при оценке насыщения сложнопостроенных коллекторов// Изв. ТПУ, 2010. Т. 317. № 1, с.110 -116.

31. Белозёров В.Б. Роль седиментационных моделей в электрофациальном анализе терригенных отложений. Геология нефти и газа // Изв. ТПУ, 2011, с. 116 - 32. Белозеров Б.В. Геофизические методы в связи с геологическим моделированием месторождений углеводородов.//Проблемы геологии и освоения недр. Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых, сек.№6, с238-239.

33. Белоусов С.Л., Зверев К. В. Палеогеография тюменской свиты юго-западной части Ём-Ёговского лицензионного участка // Нефтяное хозяйство, 2010. № 11. С. 32 -34.

34. Белоусов С. Л., Зверев К. В., Нассонова Н. В., Нуколов Е. Н., Чернова Е. В.

Палеогеография викуловских отложений Красноленинского свода // Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала ХМАО-Югры (Тринадцатая науч.-практ. конф.).

Ханты-Мансийск, 2010. Т. 1. С. 247-254.

35. Боровиков В.П. Программа STATISTICA для студентов и инженеров. 2 -е изд. М.:

КомпьютерПресс, 2001. 301 с.

36. Ботвинкина Л.Н. Текстурный анализ и перспективы его развития // Литология и полезные ископаемые. 1965. № 2. С. 5-18.

37. Ботвинкина Л.Н. Слоистость осадочных пород. М.: Изд-во АН СССР. 1962. 542 с.

(Труды ГИН АН СССР.Вып. 59).

38. Ботвинкина Л.Н. Методическое руководство по изучению слоистости. М.: Наука, 1965. 260 с. (Труды ГИН АН СССР. Вып. 119).

39. Ботвинкина Л.Н. Ритмит – особый текстурный тип породы смешанного состава // Литология и полезные ископаемые. 1966. № 5. С. 3-16.

40. Ботвинкина Л.Н., Алексеев В. П. Цикличность осадочных толщ и методика ее изучения. Свердловск: Изд-во Урал.ун-та, 1991. 336 с.

41. Брадучан Ю.В., Булынникова А.А. Основные типы разрезов нижнего мела Западной Сибири // Основные типы разрезов мезозойско-кайнозойских отложений Западно-Сибирской равнины. - Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1977. -С. 43-47 (Труды ЗапСибНИГНИ.Вып. 121).

42. Булатова З.И. О возрасте викуловской и кошайской свит Западно-Сибирской низменности // Решения и труды Межвед. совещ. по дораб. и уточнен. унифицир. и корр.

стратиграфических с хем Западно-Сибирской низменности (г. Тюмень, 21-27 марта г.). Ч. 2. Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1970. С. 53–57.

43. Булатова З.И. Стратиграфия апт-альбских нефтегазоносных отложений Западно Сибирской равнины по фораминиферам. М.: Недра, 1976а. 152 с. (Труды СНИ ИГГиМС;

Вып. 209).

44. Буш Д.А. Стратиграфические ловушки в песчаниках: пер. с англ. М.: Мир, 1977.

215 с.

45. Вакуленко Л.Г., Предтеченская Е.А., Чернова Л.С. Опыт применения гранулометрического анализа для реконструкции условий формирования песчаников продуктивных пластов васюганского горизонта (Западная Сибирь). Журнал «Литосфера», 2003, №3. с.99-108.

46. Вылцан И.А. Фации и формации осадочных пород. Томск: Изд-во ТГУ,2002.484 с.

47. Габдуллин Р.Р., Копаевич Л.Ф., Иванов А.В. Секвентная стратиграфия: учебное пособие. М.: МАКС Пресс, 2008. 113 с.

48. Глебов А.Ф. Геолого-математическое моделирование нефтяного резервуара: от сейсмики до геофлюидодинамики. М.: Научный мир, 2006. 344 с.

49. Глебов А.Ф., Филина С.И. Уточнение региональной индексации продуктивных пластов нижнего мела – необходимый этап для адекватной переоценки ресурсной базы месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» в широтном Приобье // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Ханты-Мансийск, 2006. Т. 1. С. 214-220.

50. Гроссгейм В.А., Бескровная О.В., Геращенко И.Л. и др. Методы палеогеографических реконструкций (при поисках залежей нефти и газа) – Л.: Недра, 1984. – с.271.

51. Дафф П., Халлам А., Уолтон Э. Цикличность осадконакопления: пер. с англ. М.:

Мир, 1971. 284 с.

52. Деева Т.А. Физика пласта. Методическое пособие- Томск: Изд-во ЦППС НД, с. 92.

53. Дельты – модели для изучения: пер. с англ. М.: Недра, 1979. 232 с.

54. Дорошенко А.А., Усенко Т.П., Малышева С.В., Симонова Т.В. Изучение неоднородности нефтяных пластов с использованием кластер-анализа // Труды ЗапСибНИГНИ: Управление поисками и разведкой месторождений нефти и газа, 1988.

С. 65-71.

55. Дэвис Дж.С. Статистический анализ данных в геологии: Пер. с англ./ Пер. В.А.

Голубевой;

Под ред. Д.А.Родионова -M.: Недра, 1990. - Кн. 1. - 319 с;

кн. 2. - 427 с.

56. Ежова А.В. Литология: учебник. Томск: Изд-во ТПУ, 2007. 336 с.

57. Жемчужников Ю.А. Цикличность строения угленосных толщ, периодичность осадконакопления и методы их изучения // Труды Института геологических наук АН СССР. Вып. 90. Угольная серия (№ 2). 1947. С. 7-18. См. также: Литология и геология горючих ископаемых. Екатеринбург: Изд-во УГГУ, 2009. Вып. IV (20). С. 321- (репринтное воспроизведение).

58. Жемчужников Ю. А. Что такое фация // Литологический сборник. М.:

Гостоптехиздат, 1948. Вып. I. С. 50-58. См. также: Литология и геология горючих ископаемых. Екатеринбург: Изд-во УГГУ, 2010. Вып. V (20). С. 340-348 (репринтное воспроизведение).

59. Закревский К.Е. Геологическое 3D моделирование. М.: ООО «ИПЦ Маска», 2009.

376 с.

60. Закревский К.Е., Майсюк Д.М., Сыртланов В.Р. Оценка качества 3D моделей. М.:

ООО «ИПЦ Маска», 2008. 272 с.

61. Золоева Г.М., Жемжурова З.Н., Рыжков В.И., Чекунова В.А., Черноглазов В.Н.

под общ.ред. Жемжуровой З.Н.. Практический курс геологического моделирования.

Учебное пособие - М.: ООО «Издательский дом Недра», 2010. 319 с.

62. Золоева Г.М., Лазуткина Н.Е. Комплексная интерпретация геофизических данных с целью оценки параметров коллекторов. Учебное пособие. Макс-Пресс, 2009. 148 с.

63. Зубков М.Ю., Семенов В.В., Микулина О.И., Пушин А.В. Результаты исследований относительных фазовых проницаемостей разновозрастных продуктивных отложений Красноленинского месторождения // Вестник недропользователя Ханты Мансийского Автономного округа, № 9. 2002. С. 42- 64. Иванова М.М., Дементьев Л.Ф., Чоловский И.П. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа. М.: Недра, 1985. 422 с.

65. Игошкин В.П. Индексация нижнемеловых сейсмогоризонтов и сейсмостратиграфических комплексов на территории ХМАО // Вестник недропользователя Ханты-Мансийского автономного округа. 2001. № (http://www.oilnews.ru/6-6/indeksaciya/) 66. Исследование керна нефтегазовых скважин. Недоливко Н.М. Практикум для выполнения учебно-научных работ студентами направления «Прикладная геология» – Томск: Изд-во ТПУ, 2008. 158 с.

67. Итенберг С.С. Изучение нефтегазоносных толщ промыслово-геофизическими и геологическими методами. М.: Недра, 1967. 279 с.

68. Карогодин Ю.Н., Гайдебурова Е.А. Системные исследования слоевых ассоциации нефтегазоносных бассейнов (по комплексу промыслово-геофизических данных). Новосибирск: Наука, 1985. - 112 с.

69. Карогодин Ю. Н. Перспективы нефтегазоносности верхнеаптских отложений Западной Сибири // Геология и геофизика, 1967. № 5. С. 14-25.

70. Карогодин Ю. Н. Нефть и газ «викуловской» свиты // «Наука в Сибири». № (2676) 16 октября 2008 г.

71. Карогодин Ю. Н., Самохин А. А., Волкова Н. А., Курдина А. В. Системно стратиграфическая модель альб-сеноманских нефтеносных отложений Красноленинского района Западной Сибири и ее практическое значение // Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири. Тюмень, 2006. С. 77-83.

72. Каталог литолого-стратиграфических разбивок разрезов поисково-разведочных скважин. Т. 1. Ханты-Мансийск, 2000. 432 с.

73. Конторович А. Э., Нестеров И. И., Салманов Ф. К., Сурков В. С., Трофимук А. А., Эрвье Ю. Г. Геология нефти и газа Западной Сибири. М.: Недра, 1975. 690 с.

74. Конторович В.А. Мезозойско-кайнозойская тектоника и нефтегазоносность Западной Сибири // Геология и геофизика. - 2009. - Т. 50. № 4. - С. 461-474.

75. Кошовкин И.Н., Белозёров В.Б. Отображение неоднородностей терригенных коллекторов при построении геологических моделей нефтяных месторождений // Изв.

ТПУ, 2007. Т. 310.№ 2. с. 26–32.

76. Крамбейн У., Кауфмен М., Мак-Кеммон Р. Модели геологических процессов: пер.

с англ. М.: Мир, 1973. 150 с.

77. Кропачев Н. М., Скачек К. Г. Реконструкции литолого-фациальных моделей горизонта Ю1 васюганской свиты по данным сейсморазведки и бурения. Новосибирск:

Изд-во СО РАН, 2008. 187 с.

78. Кузнецов В. Г. Проблемы нефтегазовой литологии // Литология и геология горючих ископаемых. Екатеринбург: Изд-во УГГУ, 2007. Вып. I (17). С. 16-24.

79. Лидер М. Р. Седиментология. Процессы и продукты: пер. с англ. М.: Мир, 1986.

439 с.

80. Лягушов С.В., Такканд Г.В. Палеорусла и инверсии. // Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности: сб. докл. Третьей науч.-практ. конф. – Шадринск: Изд-во ОГУП «Шадринский Дом Печати», 2011.С. 99 81. Малых А.Г., Павленко О.Л. Оптические свойства минералов.// Метод.указ. к лабор.-м работам по дисциплинам «Минералогия и петрография» и «Литология» для студентов спец. ГН;

ГОР;

МГ;

ГПН;

НЛчасть 1-2Атлас оптических свойств минералов.

Изд.-во Нефтегазовый университет, 2008 г.


82. Мангазеев В.П., Белозёров В.Б., Кошовкин И.Н., Рязанов А.В. Методика отображения в цифровой геологической модели литолого-фациальных особенностей терригенного коллектора //Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 5. с. 66–70.

83. Марченко Е.А., Шилова Ю.В. Использование геолого-статистического анализа для прогноза фациальной характеристики разреза // Нефтяное хозяйство, 2010. № 2. С.

30-33.

84. Маслов А.В. Осадочные породы: методы изучения и интерпретации полученных данных. Учебное пособие. - Екатеринбург: Изд-во УГГУ, 2005. 289 с.

85. Меловая система. Полутом 2 / Отв. ред. М.М. Москвин. - М.: Недра, 1987. - 326 с.

86. Медведев А.Л. Врезанные речные долины: история изучения и современное состояние вопроса // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2010. № 4. С. 31-43.

87. Медведев А.Л. Комплекс заполнения врезанных долин – новый нефтеперспективный объект в меловых отложениях Красноленинского свода Западной Сибири (на примере Каменного месторождения):

Автореферат дис. канд. геол.-мин.

наук. СПб., 2010. 24 с.

88. Медведев А.Л., Хэндфорд Р., Лопатин А.Ю. и др. Новый нефтеперспективный объект – комплекс заполнения врезанных долин в продуктивных пластах викуловской свиты Каменного месторождения // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2009. № 1. с. 4-20.

89. Меркулов В.П. Геофизические исследования скважин. Учебное пособие по короткому курсу - Томск: Изд-во ЦППС НД, 2010, с 90. Меркулов В.П., Краснощекова Л.А. Исследование пространственной литого петрофизической неоднородности продуктивных коллекторов месторождений нефти и газа. Изв. ТПУ. т. 305, ВЫП. 6, Томск 2002. С. 296 -304.

91. Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел – литологических ловушек нефти и газа. Л.: Недра, 1984. 260 с.

92. Мухаметшин Р.З. Палеоврезы и их роль в освоении трудноизвлекаемых запасов нефти. М.: ООО «Геоинформмарк», 2006. 80 с.

93. Мухлыгина Е.В., Балдина Н.А., Левая С.В. Результаты комплексного сейсмофациального и литофациального анализа отложений пластов ВК 1 ВК2 викуловской свиты восточной части Каменной площади// Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности: сб. докл. Третьей науч.-практ. конф. – Шадринск: Изд-во ОГУП «Шадринский Дом Печати», 2011. С. 127 137.

94. Наумов В. А. Оптическое определение компонентов осадочных пород. Л., Недра, 1989. 347с.

95. Нежданов А. А. Некоторые теоретические вопросы циклической седиментации // Литмологические закономерности размещения резервуаров и залежей углеводородов.

Новосибирск: Наука, Сиб. отд., 1990. С. 60-79.

96. Нестеров В. Н., Харахинов В. В., СемяновА. А., Шленкин С. И., Глебов А.Ф.

Геологическая доразведка нефтяных месторождений Нижневартовского Приобья. М.:

Научный мир, 2006. 192 с.

97. Нестеров И. И.(мл.), Бородкин В. Н., Милицкая К. А. Нижнемеловые стратоны и клиноформная модель строения Западной Сибири // Меловая система России и ближнего зарубежья: проблемы стратиграфии и палеогеографии: Материалы Четвертого Всерос. совещания, г. Новосибирск, 19-23 сентября, 2008 г. Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2008. с. 132-135.

98. Нургалиева Н.Г. Литолого-минералогические изменения терригенных пород коллекторов в природных резервуарах углеводородов // Геология нефти и газа. - № 1.

Новосибирск: Наука, 2010. с. 23-26.

99. Обстановки осадконакопления и фации / под ред. Х. Г. Рединга;

пер. с англ. М.:

Мир, 1990. Т. 1. 352 с;

Т. 2. 384 с.

100. Осадочные бассейны: методика изучения, строение и эволюция. М.: Научный мир, 2004. 526 с. (Тр. ГИН РАН, вып. 543).

101. Папулов Г. Н. Меловые отложения Урала (стратиграфия, палеогеография, палеотектоника). М: Наука, 1974. 202 с.

102. Периодические процессы в геологии. Л.: Недра, 1976. 264 с.

103. Петтиджон Ф. Дж., Поттер П., Сивер Р. Пески и песчаники: пер. с. англ. М.: Мир, 1976. 534 с.

104. Прошляков Б. К., Кузнецов В. Г. Литология. - М.: Недра, 1991. - 444 с.

105. Рейнек Г. Э., Сингх И. Б. Обстановки терригенного осадконакопления: пер. с англ. М.: Недра, 1981. 439 с.

106. Решения 5-го Межведомственного регионального стратиграфического совещания по мезозойским отложениям Западно-Сибирской равнины (г. Тюмень, 14–18 мая г.). Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1991. 54 с.

107. Решения 6-го межведомственного стратиграфического совещания по рассмотрению и принятию уточненных стратиграфических схем мезозойских отложений Западной Сибири, Новосибирск 2003 г. Новосибирск: СНИИГГиМС, 2004.

111 с.

108. Романовский С. И. Седиментологические основы литологии. Л.:Недра, 1977.408 с.

109. Романовский С. И. Динамические режимы осадконакопления. Циклогенез. Л.:

Недра, 1985. 263 с.

110. Романовский С. И. Физическая седиментология. Л.: Недра, 1988. 240 с.

111. Ростовцев Н.Н., Алескерова З.Т., Еганов Э.А. и др. Стратиграфия мезозойских и третичных отложений Западно-Сибирской низменности //Труды Межвед. совещ. по разраб. унифицир. стратиграфических схем Сибири 1956 г. Докл. по стратиграфии мезозойских и кайнозойских отложений. Л.: Гостоптехиздат, 1957.с.113-129.

112. Русский В.И., Кривихин С.В, Алексеев В.П., Зеленская А.Ш. Геология нефти и газа: Учебно-методическое пособие к практическим занятиям и самостоятельной работе.

Екатеринбург: Изд-во УГГГУ, 2010. 138 с.

113. Рыбак В. К., Волков М. А., Николаева Е. А. Особенности строения залежей нефти в отложениях викуловской свиты Красноленинского свода // Ускоренная разведка месторождений нефти и газа. Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1987. С. 59 -62.

114. Савенко В.А. Палеогеография и палеогеоморфология верхнеюрских и неокомских толщ в Шаимском НГР и прилегающих районов Западной Сибири//ЛИТОСФЕРА, 2011, № 1, с. 46– 115. Седиментология: пер. с польск. М.: Недра, 1976. 646 с.

116. Селли Р. Ч. Древние обстановки осадконакопления: пер. с англ. М.: Недра, 1989.

294 с.

117. Селли Р. Введение в седиментологию. Пер. с англ. С.С. Чекина. М.: Недра, 1981, с.363.

118. Сигов А. П. Металлогения мезозоя и кайнозоя Урала. М.:Недра, 1969. 296 с.

119. Сидоренков А.И. Опыт и методика применения конкреционного анализа для прогнозирования литологических ловушек углеводородов // Атлас конкреций. Л.: Недра, 1988. С. 164-167.

120. Систематика и классификация осадочных пород и их аналогов /В.Н. Шванов, В.Т.

Фролов, Э. И. Сергеева и др. С-Пб.: Недра, 1998. 352 с.

121. Состав и генезис отложений тюменской свиты Шаимского нефтегазоносного района (Западная Сибирь). Екатеринбург: Изд-во УГГУ, 2007. 209 с.

122. Состав, строение и условия формирования коллекторов группы ВК восточной части Красноленинского нефтяного месторождения (Западная Сибирь)./ Алексеев В.П., Амон Э.О., Федоров Ю.Н. и др. Екатеринбург: Изд-во УГГУ 2011. 325 с.

123. Спутник нефтегазопромыслового геолога: Справочник/С.74 под ред И.П.Чоловского. M.: Недра, 1989. 376 с.

124. Стратиграфический словарь СССР. Триас, юра, мел. Л.: Недра, 1979. 592 с.

125. Стратиграфия и палеогеография мезозойско-кайнозойского чехла Шаимского нефтегазоносного района (Западная Сибирь). Екатеринбург: Изд-во УГГУ, 2010. 257 с.

126. Страхов Н.М. Основы теории литогенеза. - M.: Недра, 1962. Т 3. 289 с.

127. Стратиграфо-палеонтологическая основа детальной корреляции нефтегазоносных отложений Западно-Сибирской низменности. Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1972. 227 с.

(Труды ЗапСибНИГНИ;

Вып. 48).

128. Стрельченко В.В. Геофизические исследования скважин. Учебник для вузов. - М.:

ООО «Недра-Бизнесцентр». - 2008. 551 с.

129. Строение и корреляция отложений тюменской свиты Шаимского нефтегазоносного района (Западная Сибирь). Екатеринбург: Изд-во УГГУ, 2009. 227 с.

130. Строение и условия накопления основных угленосных свит и угольных пластов среднего карбона Донецкого бассейна / Ю.А. Жемчужников, В. С. Яблоков, Л. И.

Боголюбова, Л. Н. Ботвинкина, А. П. Феофилова, М. И. Ритенберг, П. П. Тимофеев, З. В.

Тимофеева. М.: Изд-во АН СССР. Ч. 1. 1959. 331 с. Ч. 2. 1960. 346 с. (Труды ГИН АН СССР. Вып. 15).

131. Тимофеев П.П. Эволюция угленосных формаций в истории Земли. -М.: Наука, 2006. - 204 с. (Труды ГИН РАН. Вып. 557).

132. Тихонова И. С., Жужель Т. С. Интеграция фациальных исследований и сейсмогеологических данных для эффективного прогноза развития коллекторов // Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири. Тюмень: ЗапСибНИИГГ, 2008. C. 310-314.

133. Ухлова Г. Д., Варламов С. Н., Кос И. М., Медведев Н. Я. Особенности строения неокомских отложений восточного склона Фроловской мегавпадины (на примере Ляминской площади) // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2006. № 10.

134. Фанерозой Сибири. Т. 2. Мезозой, кайнозой. Новосибирск: Наука, 1984. 151c.

135. Федорцов И.В., Костеневич К.А., Бирюков С.В., Гудырин И.М. Условия формирования и типизация коллекторов отложений верхней части викуловской свиты // «Геомодель – 2011» (13-ая конференции по проблемам комплексной интерпретации геолого-геофизических данных,11- 15 сентября 2011 г.), г. Геленджик, 2011, С.1-4.

136. Федина Е. Проект «Каменное»: полигон для инноваций (Kamennoye: Innovations Now) // Журнал о технологиях ТНК- ВР «Новатор. Innovator». 2009, № 27. C. 8 -13.

137. Фищенко А. Н., Зверев К.В., Романчев М. А. Сиквенс- стратиграфия продуктивного горизонта ЮВ1 на территории Бахиловского и Верхнеколик- Ёганского месторождений // Нефтяное хозяйство, 2010. № 2. c. 5-9.

138. Фокин П. А., Демидова В. Р., Яненко В. М. и др. Состав и условия образования продуктивных толщ нижнехетской и яковлевской свит нижнего мела Ванкорского газонефтяного месторождения (северо-восток Западной Сибири) // Геология нефти и газа. 2008. № 6. С. 11-18.

139. Фораминиферы мезозоя. Л.: Недра, 1991. 375 с. (Практическое руководство по микрофауне СССР. Т. 5).

140. Фораминиферы меловых и палеогеновых отложений Западно-Сибирской низменности. Л.: Недра, 1964. 456 с. (Труды ВНИГРИ. Вып. 234).

141. Фролов В.Т. О происхождении ритмичности дельтовых угленосных толщ // Бюл.

МОИП, отд. геол. Т. XLVII. 1972, № 4. С. 111-124.

142. Фролов В. Т. Наука геология: философский анализ. М.: Изд-во МГУ, 2004. с.128.

143. Хабаров А.В., Волокитин Я.Е. Методика комплексного анализа данных керна и ГИС с целью литологической классификации терригенных коллекторов // Каротажник №12, 2009, 83-128 с.

144. Харбух Дж., Бонэм- Картер Г. Моделирование на ЭВМ в геологии. M.: Мир, 1974.- с. 246.

145. Ханин А.А. Породы коллекторы нефти и газа нефтегазоносных провинций СССР.

М: Недра, 1969г., с.368.

146. Хуснуллина Г.Р., Алексеев В.П. Геологическое строение и морфология группы коллекторов пластов ВК1-3 на примере Каменного месторождения. // Х конференция молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанной с пользованием участками недр на территории ХМАО- Югры, г. Ханты-Мансийск, 2010 г.

с.112-117.

147. Хуснуллина Г.Р. Дельтовые фации в пластах ВК1-3 Красноленинского месторождения (Каменный участок)//Пятая Сибирская конференция молодых учёных по наукам о Земле. Геология и геохимия нефти и газа. Электронный сборник тезисов (http://sibconf.igm.nsc.ru).г.Новосибирск, 2010 г.

148. Хуснуллина Г.Р. Литолого-фациальная неоднородность отложений викуловской свиты и ФЕС пород-коллекторов Красноленинского месторождения (Каменный участок, восточная часть) // Минеральные индикаторы литогенеза. г. Сыктывкар, 2011г. с. 156 158.

149. Хуснуллина Г.Р., Биркле Е.А., Лебедев А.И. Гранулометрический анализ песчаников викуловской свиты (апт, нижний мел) Красноленинского месторождения (Западная Сибирь) // Литосфера, 2012, №6. - С. 90-99.

150. Хуснуллина Г.Р. Роль текстурного анализа при изучении отложений викуловской свиты на территории Красноленинского месторождения (Западная Сибирь) // Приоритетные и инновационные направления литологических исследований.

Материалы 9 Уральского литологического совещания. Екатеринбург: ИГГ УрО РАН, 2012. - С.177-178.

151. Хуснуллина Г.Р., Прядко А.В., Роль литолого-фациальной неоднородности отложений викуловской свиты при построении геологической модели 3D Красноленинского месторождения (Западная Сибирь)// Литология и геология горючих ископаемых. Межвузовский научный тематический сборник. Вып. VI (22).

Екатеринбург: Изд-во УГГУ, 2012. - С. 130-138.

152. Хэллем Э. Интерпретация фаций и стратиграфическая последовательность: пер. с англ. М.: Мир, 1983. 328 с.

153. Ценный опыт инноваций. Газета ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь», Нефтяник Западной Сибири. №33 (159), 19.08.2011г, С.1-3. [vestnik@kogalym.wsnet.ru] 154. Чернова О.С., Клименко А.В. Моделирование литолого-петрофизической зональности Двуреченско- Крапивинской зоны нефтегазонакопления // Литология и геология горючих ископаемых. Межвузовский научный тематический сборник.

-Екатеринбург: Изд-во УГГУ, 2009. -Вып. III (19). -С. 99-110.

155. Чернова О.С. Литолого-фациальный и формационный анализ нефтегазоносных толщ: Учебное пособие по краткому курсу. Томск: Изд-во М ЦППС НД, 2007. 258 с.

156. Чернова О.С. Седиментология резервуара: учебное пособие по краткому курсу.

Томск: Изд-во ЦППС НД, 2007. 295 с.

157. Чернова О.С. Седиментология резервуара: учебное пособие по короткому курсу Томск: Изд-во ЦППС НД, 2008. с.250.

158. Чернова О.С. Основы геологии нефти и газа: учебное пособие. Томск: Изд -во ТПУ, 2008. 372 с.

159. Чернова О. С. Систематика и иерархия природных резервуаров как основа палеоседиментологического моделирования // Изв. ТПУ, 2010. Т. 317. № 1. С. 116 -121.

160. Чини Р.Ф. Статистические методы в геологии: Пер. с англ. - M.: Мир, 1986.- 189 с.

161. Шаимский нефтеносный район / под ред. И. И. Нестерова. Тюмень, 197 1. 496 с.

(Тр. ЗапСибНИГНИ.Вып. 43).

162. Шванов В. Н. Структурно-вещественный анализ осадочных формаций (начала литомографии). СПб.: Недра, 1992. 230 с.

163. Шванов В.Н. Песчаные породы и методы их изучения. Л.:Недра, 1969. 248с.

164. Шилов Г.Я., Джафаров И.С. Генетические модели осадочных и вулканогенных пород и технология их фациальной интерпретации по геолого-геофизическим данным. М: Информационный центр ВНИИгеосистем, 2001.394 с.

165. Щергина Е.А. Уточнение и детализация геологического строения отложений васюганской свиты западной части Нижневартовского свода в связи с разработкой цифровых литолого-фациальных моделей пласта ЮВ11: автореф. дис…к. г.-м. н.:

25.00.12/ Щергина Елена Александровна.-Тюмень, 2011.-177 с.

166. Amaefule J.O., Altunbay M., Tiab D., Kersey D.G., Keelan D.K. Enhanced Reservoir Description: Using core and log data to identify Hydraulic (Flow) Units and predict permeability in uncored intervals/wells // SPE 26436: 68th Ann. Tech. Conf. аnd Exhibit. – Houston, Tx, 1993. – P. 205–220.

167. Biniwale S. An Integrated Method for Modeling Fluid Saturation Profiles and Characterising Geological Environments Using a Modified FZI Approach: Australian Fields Case Study. SPE, Australian School of Petroleum., SPE International Student Paper, the SPE Annual Technical Conference and Exhibition Dallas, Texas, 2005.

168. Collinson J.D. & Thompson D.B. Sedimentary structures (2nd ed). UNWIN HYMAN, London, 1989, 214p 169. Doveton John. H Geologic Log Analysis using computer methods. AAPG Aplication in Geology, №2. The American Association of Petroleum Geologists. Tulsa, Oklahoma, U.S.A, 1994, 169p.

170. Einsele G. Sedimentary basins: Evolution, facies and sediment budget. Springer, 2000.792 p.

171. Embry A.F. Practical sequence stratigraphy. Canadian Society of Petroleum Geologists.

2009. Online at www.cspg.org. 79 p.

172. Galloway W. E., Hobday D. K. Terrigenous clastic depositional systems. New York.

Spring-Verlag, 1983. 423 p.

173. Geologic Time Scale // International Geological Congress. August, 6 -14, 2008, Oslo.

Programme and Abstracts. Oslo, 2008. 347p.

174. Orodu O.D., Tang Z., Fei Q. Hydraulic (Flow) Unit Determination and Permeability Prediction: A Case Study of Block Shen-95, Liaohe Oilfield, North-East China. Journal of Applied Sciences 9 (10): 1801-1816p.

175. Pettijohn F.J., Potter P.E. Atlas and Glossary of Primary Sedimentary Structures. – Springer – Verlag. N.Y., 1964. 370 p.

176. Potter P.E., Pettijohn F.J. Paleocurrents and Basin Analysis (2nd Edn.). Springer – Verlag, Berlin, 1977. 425 p.

177. Richard Davis Jr.& Duncan FitzGerald. Beaches and coasts. By Blackwell Science Ltd, 2004, 419p.

178. ROXAR (Software Solution), RMS 2011 User Guide, Norway: – 2011.

179. Reijers T.J.A. Stratigraphy and sedimentology of the Niger Delta. Geologos, 2011, (3), P.133– 180. Sang Heon Lee. Electrofacies characterization and permeability prediction in carbonate reservoirs: role of multivariate analysis and nonparametric regression., SPE, Houston, Texas, 1999, 1-18 p.

181. Selley. Richard C. Applied Sedimentology. Second Edition. Academic press, 2000, p.

182. Serra O. Sedimentary Environments from Nireline Logs. Schlumberger. Houston. 1985.

211 p.

183. Tanmay Chandra. Permeability estimation using flow zone indicator from Well log data. 7th international conference & exposition on petroleum geophysics. HYDERABAD 2008, 140-147p.

184. The Use of Flow Units as a Tool for Reservoir Description: A Case Study Gttangming Ti, Ogbe D.O., Walt Munly, Hatzignatiou D.G.,/SPE 26919, 293-306 p.

185. Vail P. R. Seismic stratigraphy and global changes of sea level / P.R. Vail et al. // Seismic stratigraphy – applications to hydrocarbon exploration. 1977. № 26. Р. 49-212.

186. Vail P. R. Seismic stratigraphy interpretation using sequence stratigraphy: Part 1:

seismic stratigraphy interpretation procedure / P.R. Vail // Atlas of seismic stratigraphy. Vol.

1. № 27. 1987. Р. 1-10.

187. Walker R.G. Facies modeling and sequence-stratigraphy: Journal of Sedimentary Petrology, 1990, v. 60, p. 777-786.

Фондовая:

188. Отчет о результатах сейсморазведочных работ 3D на Каменной площади Ханты Мансийского автономного округа Тюменской области, проведенных с/п 1 -3D/97-98:

отчет о НИР/ Щербаненко В.М.. -Новосибирск: ОАО «Сибнефтегеофизика», 1998..

189. Отчет о результатах поисково-детальных сейсморазведочных работ МОГТ масштаба 1:50000, проведенных сейсморазведочной партией №1/99-2000 в пределах Каменного ЛУ на территории ХМАО Тюменской области: отчет о НИР/ Фирсова Т.К. Новосибирск, ОАО «Сибнефтегеофизика», 2000.

190. Подсчет запасов нефти и растворенного газа на основе геолого -технологической модели Красноленинского месторождения ХМАО Тюменской области (в пределах лицензионной деятельности ОАО «ТНК-Нягань»): отчет о НИР/ Дьяконова Т.Ф. Москва, 2003.

191. Фациальный и седиментологический анализ кернового материала с целью оптимизации поисков залежей УВ в пластах группы ВК1 и ВК2 Каменного месторождения: отчет о НИР/ Лебедев А.И. - Тюмень, 2009, 2010, 98 с.

192. Построение цифровой геологической модели, подсчет геологических запасов нефти и растворенного газа продуктивных платов Каменной площад и (восточная часть) Красноленинского НГКМ: отчет о НИР/ Федорова М.Д. -Саратов, 2010..

193. Создание единой сейсмогеологической модели Каменной площади Красноленинского месторождения по результатам обобщения съемок 3 D: отчет о НИР/ Балдина Н.А. - г. Тюмень, 2010.- 293 с.

194. Проект доразведки по Каменной площади Красноленинского месторождения:

отчет о НИР/ Южакова В.М.- Тюмень, 2010.- 303с.



Pages:     | 1 | 2 || 4 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.