Хабаров Алексей Владимирович. Методика интерактивного петрофизического моделирования недонасыщенных залежей нефти : по данным керна, ГИС и истории разработки месторождений салымской группы

brief description

Хабаров Алексей Владимирович. Методика интерактивного петрофизического моделирования недонасыщенных залежей нефти : по данным керна, ГИС и истории разработки месторождений салымской группы : диссертация ... кандидата технических наук : 25.00.10 / Хабаров Алексей Владимирович; [Место защиты: Рос. гос. геологоразведоч. ун-т им. С. Орджоникидзе (РГГРУ)].- Москва, 2010.- 101 с.: ил. РГБ ОД, 61 10-5/3141

Хабаров Алексей Владимирович
МЕТОДИКА ИНТЕРАКТИВНОГО ПЕТРОФИЗИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ НЕДОНАСЫЩЕННЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ (по данным керна, ГИС и истории разработки месторождений салымской группы)
Специальность 25.00.10 — геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых
Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук
Научный руководитель: Доктор физ.-мат. наук профессор
Лухминский Борис Евгеньевич
Москва —2010
ОГЛАВЛЕНИЕ
Общаяхарактеристика работы 4
Введение 9
Глава 1. Модель зоны переходного насыщения 19
1.1 История-развития моделирования переходной зоны. Обзор различных капиллярных моделей насыщенности 19
1.2 Практическое применение модели Брукс-Кори 23
1.3 Определение положения зеркала чистой воды 27
1.4 Заключение по результатам применения капиллярной*модели,
насыщенности 29
Глава 2. Методика оценки пористости тонкослоистых пластов-коллекторов АС 10-11 Салымской группы месторождений 31
2.1 Состояние проблемы 31
2.2 Ограничения традиционной методики прогноза ФЕС тонкослоистых пластов-коллекторов .' 32
2.3 Технология восстановления высокочастотной компоненты показаний плотностного каротажа 34
2.4 Методика прогноза долевого содержания тонкослоистых коллекторов 39
2.5 Статистический анализ различных вариантов оценки пористости 43
2.6 Выводы по результатам применения специальных технологий при оценке
пористости горных пород '. 43
Глава 3. Прогноз проницаемости и продуктивности 45
3.1 Традиционные методы и существующие неопределенности 45
3.2 Сбор, подготовка и анализ керновых данных 47
3.3 Выбор, настройка и проверка модели проницаемости, учитывающей структуру порового пространства 49
3.4 Прогноз эксплуатационных показателей скважин по данным ГИС 56
3.4.1 Анализ влияющих факторов 56
t
3.4.2 Эмпирическая модель обводненности 56
3.4.3 Прогноз обводненности - фазовые проницаемости 57
3.4.4 Модель Кори 61
3.4.5. Прогноз продуктивности - уравнение Дарси 65
3.5 Разработка комплексной методики прогноза проницаемости 68
3.5.1. Лито-фациальная модель проницаемости 68
3.5.2 Лито-плотностная модель проницаемости 72
3.5.3 Множественные регрессии и нейронные сети - как инструмент прогноза проницаемости 75
3.5.4 Анализ результатов тестирования различных моделей проницаемости... 82
3.6 Удельное электрическое сопротивление и его связь с изменением ФЭС
горных пород 85
3.7. Выводы по результатам анализа различных способов прогноза
проницаемости .^. 90
Глава 4. Интерактивный интерпретационный алгоритм 93
Заключение 95
Список литературы 96
ОБЩМЖАРіЖТЕРИСТИКАРАБОТЫ*
Актуальность работы
Большинство «классических» нефтяных месторождений Западной Сибири* (3G) представлены, малоамплитудными залежами? нефти; с: развитой; зоной переходного насыщения4 и наличием свободной воды выше; принятого водо-нефтяного контакта? (ВНК)* Разработка подобных «недонасыщенных» залежей^ сопряжена с существенными сложностями! оценки потенциала скважин и; риском: получения высокой обводненности: скважинной; продукции с самого начала эксплуатации;
. В такой , ситуации, понимание строения- и свойств зоны переходного насыщения ^ является непременным; условием, успешного управления разработкой «недонасыщенных» месторождений нефти: Для решения этой задачи * необходимо построение гибких интерпретационных алгоритмов, ядром которых является модель> переходной зоны (МПЗ), органично?взаимосвязанная- с моделями'всех индивидуальных характеристик коллекторов; Задача? создания подобной интерактивной системы петрофизического моделирования для нефтяных месторождений 3G весьма актуальна, и.своевременна;
Цели и задачи работы • .
Цель работы
Разработка методики» интерактивного петрофизического моделирования недонасыщенных коллекторов переходной зоны по данным керна, ГИС и промысловой информации.
Апробация полученной методики на продуктивных пластах-коллекторах АС 10-11 месторождений Салымской группы (Западно-Салымское, Ваделыпское и Верхне-Салымское месторождения)
Задачи исследования
• Построение МПЗ
• Оценка пористости и нефтенасыщенности тонко- и микрослоистых коллекторов
• Прогноз проницаемости коллекторов различной литологии. Согласование фактической и прогнозной продуктивности скважин. •
Научная новизна
Впервые применительно к пластам-коллекторам АС 10-11
месторождений Салымской группы получены следующие результаты :
• Построена капиллярная модель зоны переходного насыщения.
• Разработан комплексный алгоритм деконволюции плотностного каротажа
• Разработана методика комплексирования электрической и капиллярной моделей с целью повышения достоверности оценки нефтенасыщенности тонко- и микрослоистых коллекторов
• Разработана методика комплексирования радиоактивных и электрических методов ГИС (в рамках единой модели переходной зоны) для оценки проницаемости малоглинистых песчано-алевритовых коллекторов
Основные защищаемые положения
• Модель переходной зоны нефтяной залежи может быть представлена в виде зависимости водонасыщенности коллекторов от их проницаемости, пористости и высоты над зеркалом чистой воды (ЗЧВ)
• Применение капиллярной модели насыщенности позволяет более точно (в сравнении с данными электрометрии) определять К„ пластов-коллекторов толщиной менее 1-2м.
• Сравнительный анализ оценок водонасыщенности по электрическим и капиллярным данным позволяет выявлять интервалы с неудовлетворительной оценкой проницаемости и проводить ее
последующую коррекцию.
• Комплексный* анализ и интерпретация данных стандартного каротажа1, (КС, ГГКп, НКТ, ГК),' позволяют прогнозировать начальный дебит и
обводненность скважин;
Практическая ценность
В результате выполненных исследований и работ повышена
достоверность- оценки подсчетных параметров недонасыщенных пластов- коллекторов AGIO-11 Западно-Салымского, Верхне-Салымского и Ваделыпского месторождений. Как следствие, достигнута высокая
эффективность освоения скважин и дальнейшего, управления разработкой этих месторождений.
Личный вклад автора.
Материалы, положенные в основу диссертации, получены, самим автором или с его. непосредственным участием' при работе в качестве главного технического специалиста - геофизика НК «Салым Петролеум Девелопмент» в 2006-2010 г.г.
Реализация и апробация работы Реализация работы
Созданная технология легла в основу информационного петрофизического’обеспечения разработки Западно-Салымского, Ваделыпского и Верхне-Салымского месторождений. Некоторые элементы диссертации были использованы при подготовке и защите оперативного подсчета запасов Западно-Салымского и Ваделыпского месторождений (2009г.).
Апробация работы
Основные положения и результаты работы докладывались на международной конференции геофизиков и геологов «Тюмень -2007»; ХІІІ-ой научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала Ханты-Мансийского автономного округа - Югры» - 15-19 ноября 2009 года, г. Ханты-Мансийск; техническом семинаре, молодежной* секции международного общества нефтяников SPE - 17 марта 2010г., г. Москва; техническом семинаре SPE «Синергия статического и динамического моделирования» - 23-25 марта 2010г., г. Москва; международной І технической конференции SPE «Петрофизика XXI - Традиции* и Инновации» - 17-19 мая 2010,' г. Тюмень.
«
Публикации
Результаты диссертации изложены в 6-ти научных работах
Структура и объем работы
Диссертация состоит из введения, 4-х глав, заключения, содержит 103 страницы, в том числе 64 рисунка и 3 таблицы. Список литературы включает 78 наименований.
В ходе выполнения работы автор широко пользовался программным обеспечением «Techlog» компании «Techsia» (отделение компании «Schlumberger»), являющегося продуктом совместной' разработки компаний «Techsia», «Shell», «Schlumberger», а также ряда других сервисных и добывающих компаний.
)
Благодарности '
Автор выражает глубокую признательность своему научному руководителю д.ф.-м.н. профессору Лухминскому Б.Е. за неизменное внимание, тактичное отношение, ценные замечания, консультации и
высокопрофессиональное руководство при подготовке и защите диссертации.
Автор выражает благодарность руководству компании Салым Петролеум Девелопмент и всему коллективу отдела геологии и разработки. Отдельную благодарность - специалистам этого отдела Быдзану А.Ю. и Сахибгарееву P.P.
Особо автор хочет отметить неоценимую помощь и большое влияние на направление и уровень исследований Главного Геофизика компании Салым Петролеум Девелопмент Волокитина Я.Е, p.h.d..
Отдельную благодарность - профессору кафедры ГИС ТюмГНГУ, к.г.- м.н. Хабарову Владимиру Васильевичу.
ВВЕДЕНИЕ
Общая информация-о месторождениях Салымской группы
' В' настоящей работе под месторождениями Салымской группы (МСГ)
подразумеваются Западно-Салымское, Ваделыпское и Верхне-Салымское
месторождения нефти. Разработка этих объектов ведется компанией «Салым*
»
Петролеум Девелопмент» (СПД) (совместное предприятие 50/50 Shell-и Сибирь Энерджи). .
В административном отношении МСГ находятся на территории Нефтеюганского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в Салымском* нефтегазоносном,районе Среднеобской1 нефтегазоносной области. В пределах рассматриваемой территории установлена продуктивность нижне-меловых и юрских горизонтов (пласты АСЮ-11, БС8, ачимовская, баженовская и тюменская свиты). Компанией СПД ведется промышленная эксплуатация пластов группы АС 10-11, являющихся основным нефтеносным объектом. В отношении их запасов углеводородного сырья, наибольший интерес представляет Западно-Салымское месторождение. К настоящему моменту пробурено более 400 эксплуатационных скважин. Общая добыча нефти составляет величину 23000 т/сут..
Одним из основных принципов СПД является «принятие решений на основе качественных данных». В соответствии! с этой концепцией:
• Каждая эксплуатационная скважина (за исключением особых случаев) охарактеризована стандартным комплексом ГИС, обязательно включающим плотностной каротаж и современные модификации многозондовых электрических методов
•' В каждой двадцатой^ — ядерно-магнитный метод (для изучения порометрических и фильтрационных свойств коллекторов)
В выборочных скважинах применялись:
• электрические и акустические микро сканеры (изучение текстурных особенностей горных пород),
• диполярный широкополосный акустический метод (оценка неоднородности латеральной напряженности изучаемых отложений)
• кабельные пробоотборники образцов горных пород и пластовых флюдов
• вертикальное сейсмическое профилирование
• поверхностное и скважинное микросейсмическое прослушивание (для оценки геометрии трещин гидроразрыва) '
Приблизительно, в каждой двадцатой скважине эксплуатационного фонда и всех новых разведочных скважинах осуществляется отбор керна с сохраненным естественным насыщением. В настоящее время проходка с отбором подобного высокоинформативного керна превысила отметку в 2000м. При этом вынос и сохранность каменного материала составляет 98%.
Полнота и качество геолого-геофизических данных позволяют провести надежную оценку общих емкостных и литологических характеристик рассматриваемых отложений.
Так, продуктивные пласты АСЮ-11 представляют собой серии песчаных тел ограниченной толщины (от первых единиц - до первых десятков метров), сформировавшиеся в прибрежно-морской и дельтовой обстановках осадконакопления. Средние величины их фильтрационно-емкостных свойств составляют: Кп - 17-18%, Кн - 50-60% и Кпр - 20-30 мД.

I
Микросканеры (FMI/UBI) Пластоиспытатель (MDT) ГДК(ХРТ)
Боковой керноотборник (CST) Кросс-дипольный АКШ (DSI) ЯМК (CMR)
Керн
Рис. 1 Схема каротажной и керновой изученности Западно-Салымского
месторождения

Литолго-минералогическая характеристика коллекторов
Комплексный анализ данных ГИС и результатов исследований керна привел к выявлению пяти основных типов коллекторов. Выявленные типы пород характеризуются явной дифференциацией в пространстве Knp=f(Kn), формируют видимые группы по капиллярным признакам, достаточно однородны по фильтрационно - емкостным, гранулометрическим и минералогическим свойствам, обладают индивидуальными текстурно-структурными особенностями (рис.2, 3) [26].
ФЕС
ГРАНУЛОМЕТРИЯ

Кпр, mD
600
60
карбоната, материал, Д.е. s
Озерен,
оРт
сортировки
зерен
алевритовая фракция, Д.е.

глинистая
фракция,
Д.е.
Кво, %
Кп, %
ГЛИНИСТЫЙ ЦЕМЕНТ
смешано слойные образования, Д-е.
гидрослюда,
Д.е.

СКЕЛЕТ
кварц
Д.е.

ТК4
Д.е.
I ТК5
■ ТК1 I
ТК2
ТКЗ

Рис.2 Петрофизическая характеристика выделенных типов коллекторов
Полученная классификация горных пород позволяет проследить эволюцию литолого-минералогических характеристик горных пород, по мере изменения их фильтрационно-емкостных свойств (см. также табл.1): 
в

Рис.3 Текстурно-структурные особенности выделенных типов коллекторов А — фото керна в ультрафиолетовом свете, Б — фото керна в дневном свете, В- фото шлифов, Г - изображение порового пространства (растровый электронный
микроскоп)

• Первый тип. Песчаник мелкозернистый, до среднезернистого, слабоалевритистый, полимиктовый с глинистым цементом. Текстура ориентированно-слоистая. Средний диаметр зерен 0,18мм. В' составе глинистого цемента преобладает каолинит ~ 87 % •
• Второй тип. Песчаник мелкозернистый, слабоалевритистый, полимиктовый с глинистым цементом. Текстура ориентированно-слоистая. Средний диаметр зерен ОД 5мм. В составе глинистого цемента преобладает каолинит ~ 62 %.
• Третий тип. Песчаник мелкозернистый, алевритистый, полимиктовый с глинистым цементом. Текстура слоистая, обусловлена неравномерным распределением слюды и растительной органики. Средний диаметр зерен 0,12мм. В составе глинистого цемента преобладает каолинит ~ 38 %.
• Четвертый тип. Песчаник мелкозернистый, алевритистый, полимиктовый с глинистым цементом. Текстура слоистая, линзовидно-слоистая; обусловлена однонаправленной ориентацией удлинённых обломков и единичных линз глинистого состава. Средний диаметр зерен 0,11мм. В составе глинистого цемента преобладает каолинит ~ 52 %.
Таблица 1
тип
колле
ктора ФЕС МАТРИКС ГЛИНИСТЫЙ ЦЕМЕНТ ГРАНУЛОМЕТРИЯ
Кпр Кп Кво кварц полевой
шпат Другие слюда као
линит хлорит гидр ос люда смешано
слойные
образова
ния диаме
тр
зерен алевр
итовая
фракц
ия глинис
тая
фракц
ия карбон
атный
матери
ал коэфф
ициент
сортир
овки
mD N/V N/V >/v /v N/V V/V Vv N/V mm /v /v /v -
1 288 0.21 0.25 0.37 0.38 0.24 0.01 0.87 0.03 0.08 0.03 0.18 0.09 0.05 0.02 0.86
2 161 0.21 0.30 0.31 0.39 0.27 0.03 0.62 0.18 0.14 0.05 0.15 0.12 0.05 0.03 0.89
3 50 0.20 0.37 0.28 0.41 0.26 0.05 0.38 0.33 0.21 0.07 0.12 0.15 0.06 0.04 0.88
4 11 0.20 0.46 0.32 0.37 0.27 0.04 0.52 0.22 0.19 0.07 0.11 0.16 0.07 0.03 0.86
5 5 0.19 0.55 0.33 0.37 0.27 0.04 0.37 0.30 0.26 0.08 0.10 0.19 0.08 0.05 0.86

В целом, осуществляя обобщение всех данных, необходимо отметить следующие основные закономерности:
• Главными факторами, контролирующими улучшение качества коллекторов, являются увеличение диаметра зерен скелета и содержания каолинита в составе глинистого цемента.
• С ухудшением коллекторских свойств отмечается тенденция к увеличению содержания хлорита, гидрослюды и смешано-слойных образований. Происходит нарастание объема алевритовой и глинистой фракции, некоторое повышение содержания карбонатного материала с 2-х до 5-ти %, слюды с 1 -го до 4-5%.
Таким образом, рассматриваемые отложения не являются исключением (в петрофизическом отношении). Возрастание Кпр, контролируемое увеличением размера зерен, является хорошо известным петрофизическим механизмом, также как и роль каолинита как индикатора качества коллектора. Так, в соответствии с публикацией [25]: «Минеральный состав глинистого цемента тесно связан с изменением фильтрационных свойств коллекторов. Преобладание в цементе песчаников порового аутигенного каолинита с крупными размерами частиц и беспорядочным расположением повышает проницаемость коллекторов в десятки раз по сравнению с породами, в цементе которых находятся тонкодисперсные, сорбционно-емкие глинистые материалы».
Особенности насыщения пластов АСЮ-11
Характерной чертой разрабатываемых залежей является их малая высота - не более 50м (рис.4), что обуславливает, совместно с в целом невысокими коллекторскими свойствами, их существенную недонасыщенность нефтью (рис.5).

Рис.4 Геологический разрез пластов АС 10-11 Западно-Салымского
месторождения

Кроме этого, общая геологическая ситуация осложняется существенной литолого-фациальной изменчивостью пластов группы АС 10-11. Так, на рисунке 5 приведена площадная схема вертикальных профилей пористости и нефтенасыщенности пласта АС 11.2. Представленные данные убедительно свидетельствуют о преимущественном недонасыщении нефтью и значительной литологической вариации рассматриваемых коллекторов.

Рис.5 Площадная схема скважинных профилей пористости и нефтенасыщенности пласта АС 11.2 Западно-Салымского месторождения
Особенности разработки недонасыщенных пластов АСЮ-11
Выработка запасов подобных недонасыщенных коллекторов, содержащих большое количество подвижной воды, сопряжена с существенными сложностями.
На рисунке 6 приведен график среднемесячной продукции Западно- Салымского месторождения. Как видно из представленных данных, с самого начала эксплуатации, еще в отсутствие закачки, полученная продукция уже характеризовалась существенной степенью обводненности. Что, очевидно,
свидетельствует о притоках свободной поровой воды из зоны переходного насыщения.

обводненность, л •
Рис.6 График среднесуточных объемов добычи и закачки на Западно-
Салымском месторождении

При этом, в отсутствие (на начальном этапе) четких представлений о динамических свойствах резервуара, попытки интенсификации добычи за счет увеличения перфорационных интервалов вглубь переходной зоны привели к резкому росту обводненности скважинной продукции (рис.6, 2005-2006 г.г.).
В такой геологической ситуации, понимание строения и свойств недонасыщенных залежей является непременным условием их успешной разработки. При этом, особую роль в решении этой проблемы играет задача построения зоны переходного насыщения.

bibliography

ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В заключении сделан вывод о том, что исследования, выполненные автором, позволили впервые для терригенных коллекторов Салымской группы месторождений решить поставленные перед ним задачи и получить следующие результаты:
• Построена капиллярная модель зоны переходного насыщения в виде зависимости водонасыщенности коллекторов от их фильтрационно-емкостных свойств и высоты над зеркалом чистой воды. Проведена независимая от данных электрометрии оценка нефтенасыщенности горных пород по данным МПЗ.
• Проведена уточненная оценка нефтенасыщенности тонко- и микрослоистых коллекторов. Решение задачи достигнуто замещением электрической модели на капиллярную модель насыщенности в интервалах гетерогенных и тонкослоистых коллекторов.
• Сравнительный анализ оценок водонасыщенности по электрическим и капиллярным данным позволил выявить интервалы с неудовлетворительной оценкой проницаемости и провести ее последующую коррекцию.
• Разработанная методика интерпретации стандартного комплекса ГИС (КС, ГГКп, НКТ, ГК) позволяет прогнозировать начальный дебит и обводненность скважин.
В результате выполненных исследований и работ повышена достоверность оценки подсчетных параметров недонасыщенных пластов-коллекторов АСЮ- 11 Западно-Салымского, Верхне-Салымского и Ваделыпского месторождений. Как следствие, достигнута высокая эффективность освоения скважин и дальнейшего управления разработкой этих месторождений.
Список литературы
Iі.. Азаматов В.И: Переходная зона и водонефтяной; контакт горизонта Д1 Ромашкинского и Ново-Елховского месторождению // В сб. Вопросы геологии; разработки- нефтяного® месторождения;, гидродинамики- т физикишласта:.Труды;ТатНИИ; вышб^ Л;, Недра, 196Ф
2. Амикс Дж., Басс Д. Уайтинг Р. Физика нефтяного пласта // М., Гостоптехиздат, 1962, 571с.
3. Белов Ю.Я. Возможности применения капилляриметрических исследований пород-коллекторов ■ для определения параметров, необходимых при подсчете запасов нефти и газа// В сб. Оптимизация разведки и подсчета запасов месторождений нефти и газа. Тр. ВНИГНИ, вып. 213, М., 1979
4. Белов Ю.Я. Усовершенствование капилляриметрического метода исследования пород-коллекторов для определения: ряда параметров подсчета запасов нефти и газа // Диссертация к.г.-м.н., М., ВНИГНИ, 1980, 181с.
5. Васильев В.Mi. К вопросу определения водонефтяных контактов и контуров нефтеносности в трещиноватых коллекторах // В сб. Геология и нефтегазоносность Восточного и Центрального Предкавказья. Труды ГрозНИИ, вып. 18
6. Волокитин Я. Е., Хабаров А. В. Комплексная методика оценки коэффициента нефтенасыщенности гетерогенных коллекторов. // НТВ «Каротажник». 2009. Вып. 189, 143-166с.
7. Волокитин Я. Е., Хабаров А. В., Сахибгареев P.P., Быдзан А.Ю., Боркент
Э.-Я. Методика интеграции каротажных и промысловых данных с целью
прогноза продуктивности скважин и их начальной обводненности. // НТВ «Каротажник». 2009. Вып. 189, 212-226с.
8. Гаттенбергер Ю.П. Влияние проницаемости пласта на положение водонефтяного контакта//Геология нефти и газа, вып.З, 1958
9i ГомзиковВ.К., Молотова Н.А. Влияние размера- водонефтяных зон залежей на нефтеотдачу пластов. // Нефтепромысловое дело, вып. 12,'
' . 1976,': ■ ' , ’ ■ '' . ' ' . ■ ■■
10. Дахнов В.Н. Электрические и . магнитные методы исследования скважин // Москва «Недра» 1967 . ,
11. Демушкин Ю.И., Акбашев B.C., Князева А.И. Учет геологических закономерностей распределения пластовых вод при оценке результатов косвенных методов измерения остаточной воды // НТС Нефть и газ Тюмени, вып.9, 1971
12. Добрынин: В.М. Интерпретация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин // Москва, Недра, 1988
13; Дьяконов Д.И., Леонтьев Е.И., Кузнецов Г.С. Общий курс геофизических исследований скважин // Москва, Недра, 1984
14. Дьяконова Т.Ф., Бибилйн С .И., Дубина А.М.,. Исакова Т.Г., Юканова Е.А. (ОАО ”ЦГЭ”) Проблемы обоснования водонефтяного контакта по материалам геофизических исследований скважин, при построении детальных геологических моделей // Каротажник. 2004. №3-4. 83-97с.
15. Кокшаров В.З. Волна Лэмба и ее связь с проницаемостью // Исследования по многоволновому акустическому каротажу и сейсмомоделированию; Новосибирск: Изд. ИГиГ СО АН СССР. 1990. 3¬12с. . ' ■ ■ ■ ' ' ■ ; ■ : . ■ .
16. Кошляк В.А., Якупов И.А. О формировании водонефтяного раздела в нефтяной залежи//Нефтегазовая геология и геофизика, вып.5, 1963
17. Крутин В.Н., Марков М.Г., Юматов А.Ю. Скорость и затухание волн Лэмба-Стоунли в скважине, окруженной насыщенной пористой средой // Изв. АН СССР. Сер. “Физика Земли”. М.: Наука. 1987. № 9. 33-38 с.
18. Леоньтьев Е.И., Дорогиницкая Л.М., Кузнецов Г.С., Малыхин А.Я. Изучение коллекторов нефти и газа месторождений Западной Сибири геофизическими методами // Москва, Недра, 1974
19. Лиходедов В ЛЬ, Орлинский Б.М., Гильманшин А'.Ф. Влияние особенностейjзалежей-нефти на форму поверхности ВНК немощность переходной зоны // Геологияшефти и газа, вып. 5, 1970
20. Мелик-Пашаев’ B.C. О так называемой переходной зоне при определении водонефтяного «контакта // Геология нефти и газа; выц.2, 1959
21. Перников М.Ш. О переходной зоне и определении положения ВНК // Геология нефти и газа, вып.2,1971
22. Петерсилье В.И., Белов Ю.Я. Опыт применения капилляриметрических измерений для оценки размеров и характера распределения флюидов переходных зон. // В сб. Методика разведки и подсчета запасов месторождений нефти и газа. Труды ВНИГНИ; вып.201, М., 1977
Петерсилье В.И., Порскун В.И., Яценко Г.Г. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом // Москва-Тверь, ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003