Методы построения геологических моделей в связи с подсчетом запасов и разработкой месторождений нефти нефтеюганского района

На правах рукописи

Абабков Константин Васильевич

Методы построения геологических моделей в связи с подсчетом запасов и разработкой месторождений нефти Нефтеюганского района

Специальность 25.00.12

Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени

кандидата геолого-минералогических наук

Уфа 2002

Работа выполнена в Уфимском государственном нефтяном техническом университете и Уфимском филиале ЮганскНИПИнефть.

Научный руководитель: - доктор геолого-минералогических наук,

профессор, заслуженный деятель науки РБ, Хайрединов Н. Ш.

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук,

профессор Бадьянов В.А.

кандидат геолого-минералогических наук Александров В.М.

Ведущее предприятие: ОАО «Паритет»

Защита состоится 25 декабря 2002 года в 14 часов на заседании диссертационного совета Д.212.273.05 в Тюменском государственном нефтегазовом университете по адресу: 625000, г. Тюмень, ул. Володарского, 56, IV корпус ТюмГНГУ.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ТюмГНГУ.

Отзывы, заверенные печатью учреждения, в одном экземпляре, просим направлять по адресу: 625000, г. Тюмень, ул. Володарского, 56, Тюменский государственный нефтегазовый университет, ученому секретарю диссертационного совета.

Автореферат разослан 22 ноября 2002 г.

Ученый секретарь
диссертационного совета,
доктор геолого-минералогических наук,
профессор Дорошенко А.А.

Общая характеристика работы

Актуальность темы. Изучение геологического строения залежей и месторождений нефти является важной задачей, от успешности решения которой зависят многие вопросы разработки и увеличения коэффициентов нефтеизвлечения. Геологическая модель, полученная в результате изучения и анализа строения залежей и месторождений, должна отражать существенные особенности рассматриваемого объекта, являться основой успешного выполнения всех этапов работ по эффективному извлечению нефти из недр.

Современный этап развития нефтяной науки характеризуется как большим накопленным фактическим материалом, так и достаточно глубокой проработанностью теоретических вопросов, связанных с проблемами изучения геологического строения залежей нефти. В настоящее время в сырьевой базе нефтедобывающей промышленности происходит непрерывное ухудшение структуры запасов, так как значительная часть запасов из высокопродуктивных отложений уже отобрана. Усложнение строения продуктивных объектов, увеличение глубины их залегания повышает требования к качеству исходной информации и к моделям пластов, создаваемым на ее базе.

Месторождения ОАО «Юганскнефтегаз», как и в целом по нефтедобывающей отрасли, характеризуются значительной выработкой, которая происходит неравномерно по разным горизонтам. Для решения задач по более полному извлечению нефти из недр необходимо знать структуру запасов, коллекторские свойства, неоднородность и потенциал пластов.

Для изучения геологического строения должны привлекаться различные виды геолого-промысловых и геофизических исследований. При этом необходимо учитывать тот факт, что различные виды исследований представляют пласт с разных позиций, или на иерархических уровнях пласта как системы. Кроме этого, нужно учитывать, что зачастую полученные данные являются неточными, непредставительными, неоднозначными, а в ряде случаев искаженными и противоречивыми.

Поэтому комплексное рассмотрение информации как инструмент создания геологической модели предполагает взаимную стыковку, проверку и согласование исходной информации.

Основой построения геологической модели является детальное расчленение и корреляция пластов. Немаловажное значение имеют также историко-генетические и седиментологические модели, позволяющие объяснить строение исследуемой площади с точки зрения истории ее развития и особенностей осадконакопления. Такие модели могут выступать в роли априорной или косвенной информации при проведении детальной корреляции, построении карт толщин и фильтрационно-емкостных свойств. Геолого-промысловые исследования и лабораторные анализы также позволяют вносить уточнения в геологическую модель пласта. Вместе их нужно рассматривать как информационный комплекс, раскрывающий строение и особенности такой сложной системы как продуктивный пласт.

Цель работы. На основе рассмотрения геологического строения продуктивных пластов месторождений нефти ОАО «Юганскнефтегаз» выработать методические особенности создания геологических моделей нефтяных пластов и подсчета запасов нефти с применением современных научных подходов и достижений вычислительной техники и комплексным использованием геолого-промысловой и промыслово-геофизической информации.

Основные задачи исследований

1. Провести обзор, анализ и обобщение накопленной геолого-геофизической информации, изучить особенности геологического строения месторождений на территории деятельности ОАО «Юганскнефтегаз». Установить закономерности залегания и условия распространения основных продуктивных горизонтов и пород-флюидоупоров в пределах рассматриваемой территории. Изучить их коллекторские свойства и добывные возможности.
2. Провести группирование продуктивных объектов по геолого-физическим и физико-химическим параметрам пластовых систем для выделения характерных пластов. Выполнить анализ структуры геологических и извлекаемых запасов, оценить степень выработки запасов в выделенных группах и стратиграфических подразделениях.
3. Провести анализ геологических исследований, существующих подходов к моделированию и выработать методики по созданию геологических моделей с учетом комплексного использования информации и неоднородности пластов.
4. Осветить вопросы достаточности изучения коллекторских свойств для обоснованной оценки подсчетных параметров пласта и разработать методики подсчета запасов нефти, учитывающие погрешность их определения.

Методы исследований. При решении поставленных задач использованы методы геолого-промыслового анализа, системный анализ и современные методы математической статистики (множественный регрессионно-корреляционный анализ, метод главных компонент, кластерный анализ, метод Монте-Карло), а также методы непараметрической статистики. Для анализа геолого-промысловой информации использовались ПЭВМ и современные компьютерные технологии.

Научная новизна

1. Впервые проведено разделение продуктивных геологических объектов месторождений ОАО «Юганскнефтегаз» на группы, для которых определены приоритетные направления работ по увеличению нефтеотдачи.
2. Получена аналитическая зависимость водонасыщенности от высоты над уровнем свободной воды и проницаемости.
3. Уточнена методика построения геологической модели пластов с учетом их неоднородности по разрезу и по площади, с выделением литофациальных зон, характеризующихся своими петрофизическими зависимостями.
4. Разработана методика прогнозирования проницаемости коллекторов, основанная на комплексировании данных керна, промыслово-геофизических и гидродинамических исследований скважин.
5. Разработана методика вероятностно-статистического моделирования запасов, учитывающая изменчивость исходных подсчетных параметров.

Достоверность полученных результатов достигалась путем сравнения рассчитанных параметров и фактических данных работы скважин, сопоставления результатов предложенных методик с апробированными, а также путем применения современных методов математической и статистической обработки данных на больших массивах информации.

Практическая значимость и реализация работы

Результаты диссертационной работы использованы при составлении проектной документации месторождений ОАО «Юганскнефтегаз», при подсчете запасов Восточно-Правдинского месторождения, пересчетах запасов Южно-Балыкского, Тепловского, Кудринского месторождений нефти, а также при составлении технологических схем Лемпинской площади Салымского месторождения, Мало-Балыкского месторождения.

Методики, а также разработанные на их основе программы используются в работах Уфимского филиала ЮганскНИПИнефть.

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на 48, 49, 50, 51-ой научно-практических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ, на конференции “Современные методы проектирования процессов разработки нефтяных месторождений”, проводившейся в рамках школы-семинара во ВНИИЦ “Нефтегазтехнология” (18-19 мая 1998 года, г.Уфа), на республиканской научно-практической конференции “Состояние и перспективы использования геофизических методов для решения актуальных задач поисков, разведки и разработки месторождений полезных ископаемых” (23-27 августа 1999 года, г.Октябрьский), на XV Губкинских чтениях (3-7 ноября 1999 года, г.Москва), на научно-практической конференции “Состояние, проблемы, основные направления развития нефтяной промышленности в XXI веке” (14-19 февраля 2000 года, г.Тюмень), на научно-практической конференция по проблемам комплексной интерпретации геолого-геофизических данных при геологическом моделировании месторождений углеводородов “ГЕОМОДЕЛЬ-2000” (11-15 сентября 2000 года, г. Геленджик), на конференции молодых специалистов ХМАО (24-26 октября 2000 года, г. Нижневартовск).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 18 печатных работ, включая 14 статей, 3 тезиса и 1 патент Российской Федерации. Список публикаций приведен в конце автореферата.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, заключения, списка литературы. Диссертация изложена на 164 страницах, содержит 74 рисунка, 32 таблицы, список литературы из 136 наименований.

Автор выражает искреннюю признательность научному руководителю д.г.-м.н., проф. Н.Ш.Хайрединову. За ценные замечания и предложения автор выражает благодарность д.т.н., проф. М.М.Хасанову. Также автор благодарен к.т.н. Ю.А.Котеневу, д.т.н., проф. В.Е.Андрееву, д.г.-м.н., проф. Б.М.Орлинскому за консультации и помощь.

Автор признателен также сотрудникам Уфимского филиала ЮганскНИПИнефть – лабораторий нефтепромысловой геологии и геофизики и математического моделирования, а также преподавателям кафедры геологии и разведки нефтяных и газовых месторождений УГНТУ.

Содержание работы

Во введении сформулирована общая характеристика проблемы, обоснована актуальность темы диссертации, поставлены цели и задачи исследований, показана научная новизна и практическая значимость работы.

В первой главе рассмотрено геологическое строение месторождений территории деятельности ОАО «Юганскнефтегаз». Приведены стратиграфия, тектоника, особенности геологического строения изучаемого района, данные о распространении коллекторских свойств продуктивных пластов.

Значительный вклад в изучение геологического строения региона внесли Н.Н.Ростовцев, И.Нестеров, П.К.Куликов, М.Я.Рудкевич, А.Э.Конторович, В.И.Шпильман и многие другие видные ученые.

К сфере деятельности ОАО «Юганскнефтегаз» относятся 24 нефтяных месторождения, расположенные в Среднеобской нефтегазоносной области, в пределах южной части Сургутского свода и, примыкающих к нему с запада и востока, структур более низкого порядка. Все разведанные и разрабатываемые залежи приурочены к нижнемеловым и юрским отложениям. Охарактеризованы основные свойства пород-коллекторов пластов групп АС, БС и ЮС. На основании данных опробования разведочных скважин определены потенциальные добывные возможности пластов, объекты для перспективных работ по доразведке залежей нефти.

Отложения юрской системы продуктивны на всей изучаемой территории, однако на большинстве объектов характеризуются непромышленными притоками. Пласты юрских отложений разрабатываются в восточной части. Так, на востоке нефтенасыщены и перспективны объекты ЮС2-3, ЮC1 Киняминско-Угутско-Фаиновской группы месторождений. По западному борту Юганской впадины главенствующую роль приобретают неокомские отложения. В пределах Сургутского свода наблюдается наиболее широкий диапазон нефтеносности (АС4 – ЮС2). В западном направлении пласты постепенно погружаются, замещаются непроницаемыми породами, выклиниваются, что связано с региональным клиноформным характером залегания пластов.

Во второй главе проанализирована ресурсная база, структура начальных и текущих балансовых и извлекаемых запасов месторождений ОАО «Юганскнефтегаз», построено распределение залежей по величине запасов и дана методика оценки запасов новых объектов нефтеносности. Проведена классификация геологических объектов, позволившая определить приоритетные направления работ по увеличению нефтеотдачи.

В стратиграфическом отношении месторождения приурочены к отложениям нижнего мела, верхней и средней юры. Диапазон нефтеносности составляет более 1000 метров. Всего по всем рассматриваемым месторождениям выделено 23 пласта. Наиболее значительными по величине начальных балансовых и извлекаемых запасов являются пласты меловой системы, и, в частности, пласты группы БС (БС1-БС10).

Структура текущих извлекаемых запасов имеет несколько иной вид. Доля запасов по пластам БС1-10 составляет 38%, пластов группы АС – 44%. Доля запасов ачимовской пачки возросла с 5% до 8%, запасов пласта ЮС1 - с 5,0% до 7,6%. Наиболее интенсивно вырабатываются пласты группы БС, на которые приходится около 90% всей накопленной добычи, наименьшая добыча приходится на пласт ЮС2.

Несмотря на высокую выработанность пластов БС1-БС10, их доля в текущих запасах является высокой. Необходимо более интенсивно вовлекать в разработку запасы пластов группы АС, имеющих благоприятные коллекторские характеристики, а выработка запасов которых составляет только 11%.

Исходя из этого, первоочередными объектами разработки являются пласты БС1-10 и группы АС. Поэтому в работе основное внимание уделено геологическому моделированию данных пластов.

Соотношение запасов по категориям АВС1 и С2 для начальных и текущих извлекаемых запасов также значительно изменилось: если в начальных запасах 93% составляют запасы категории АВС1, то в текущих содержание этих запасов снижается до 55%.

Разрабатываемые месторождения по качеству запасов можно разделить на группы с различающимися значениями проницаемости. К высокопроницаемым коллекторам (ВПК) относятся пласты с проницаемостью более 15010-3 мкм2, к среднепроницаемым (СПК) - с проницаемостью 15-15010-3 мкм2, к низкопроницаемым (НПК) - с проницаемостью менее 1510-3 мкм2.

Сравнение распределений начальных и текущих извлекаемых запасов свидетельствует о том, что наибольшее количество текущих запасов приходится на средне- и низкопроницаемые пласты, в то время как по высокопроницаемым пластам наблюдается высокая степень выработки (70,7%).

Качество запасов нефти с выработкой ухудшается. Если в структуре начальных извлекаемых запасов доля высокопроницаемых коллекторов составляла 49%, то в структуре текущих извлекаемых запасов – лишь 24%.

Доля НПК будет постоянно возрастать и в добыче нефти. Практически все залежи, на которых предполагается бурение новых скважин, представлены низкопродуктивными коллекторами.

Показателен характер изменения доли различных стратиграфических комплексов в группах с разной проницаемостью. Количество продуктивных объектов, приуроченных к породам юрского возраста и имеющих высокую проницаемость, снижается по мере улучшения проницаемости вмещающих пород. То же наблюдается и для объектов ачимовской пачки. Надо заметить, что юрские отложения, хорошо выделяемые на всей площади рассматриваемого района, могут снижать свои фильтрационные свойства в западном направлении. Высокопроницаемые коллекторы юрских отложений практически не встречаются в западной части района (Мамонтовское месторождение и западнее). Для пластов БС1-10 характерна противоположная тенденция. Больше всего объектов пластов БС1-10 приурочено к коллекторам с высокой проницаемостью, а в низкопроницаемых коллекторах их количество резко сокращается. Пласты группы АС представлены равномерно по коллекторам с различной проницаемостью.

Распределение залежей нефти рассматриваемого района по величине начальных балансовых запасов (НБЗ) хорошо подчиняется логнормальному закону с параметрами m=4,075, =0,838. Наиболее вероятное значение запасов составляет 12 млн.т. Согласно найденной зависимости между НБЗ и площадью нефтеносности QНБЗ=0,119F1,1189 это соответствует площади 29,7 тыс.км2. Это достаточно большие залежи, на которые может быть пробурено 50-100 скважин. В дальнейшем, вероятнее всего будут разведаны и открыты более мелкие залежи, и произойдет смещение распределения влево – модальное значение балансовых запасов уменьшится. На это указывает также тот факт, что в последнее время были бурением открыты залежи с запасами 10-20 тыс.т.

Точность сопоставления QНБЗ=f(F) повышается, когда НБЗ ищутся в зависимости от двух параметров: площади (F) и нефтенасыщенной толщины (h). Найденное уравнение имеет вид:

lg(QНБЗ)=1,0009lg(F)+0,0798h-0,8256.

Здесь запасы выражены в тыс.т, площадь – в м2, толщина – в м. Коэффициент корреляции составил при этом R=0,966. Например, при QНБЗ=12 000 тыс.т, F=29,7 тыс.м2, толщина составит 5,5 м.

Полученная зависимость, связывающая площадь нефтеносности, нефтенасыщенную толщину и начальные балансовые запасы нефти позволяет оценивать их по вновь открываемым залежам нефти в данном регионе. Таким образом, можно оценить запасы локальных положительных аномалий, выделенных по результатам интерпретации сейсморазведки.

Для оценки средних значений и изменчивости подсчетных параметров по каждому подсчетному объекту месторождений рассматриваемой территории было просчитано произведение пористости, нефтенасыщенности, плотности нефти, пересчетного коэффициента (КпоКнн). Определены средние значения и стандартные отклонения, построены распределения для каждого из стратиграфических комплексов.

Наибольшим разбросом подсчетных параметров обладают пласты юрской системы. Запасы здесь составляют 0,07-0,095 от заданного объема, причем вероятность определения их в этом диапазоне примерно одинаковая. Пласты ачимовской толщи имеют наиболее низкие значения подсчетных параметров, при этом степень их разброса минимальная. Наиболее вероятное значение запасов пластов этой группы составляет 0,065-0,075 от заданного объема залежи. Пласты группы АС имеют модальное значение произведения подсчетных параметров 0,095. Наиболее вероятное значение запасов пластов этой группы составляет 0,09-0,11 от заданного объема залежи. Пласты группы БС1-10 характеризуются наиболее высокими значениями подсчетных параметров (модальное значение 0,105). Наиболее вероятное значение запасов пластов этой группы составляет 0,10-0,115 от заданного объема залежи.

Все месторождения рассматриваемого региона являются многопластовыми. Отмечается большое многообразие типов геологического строения и большие различия по запасам месторождений. Достаточно сказать, что в рассматриваемую группу входят такие месторождения-гиганты как Мамонтовское и Приобское, имеющие совершенно различное строение, условия залегания, геолого-физические и физико-химические свойства пластов и флюидов.

При таком многообразии геологических объектов становится актуальной задача объективной классификации, учитывающей различные характеристики данных объектов. Поскольку геологические объекты являются сложными системами с многочисленными параметрами, случайностью, сложными внутренними связями, необходим метод, позволяющий получать некие обобщенные показатели объектов, и отыскивать скрытые закономерности определяемые воздействием внутренних и внешних причин. Для этих целей был выбран один из методов факторного анализа – метод главных компонент (МГК).

В результате проведенных расчетов было установлено, что большая часть объектов выделяется в три группы. В пространстве первых четырех ГК можно выделить три группы объектов, наиболее близко расположенных друг к другу. Из 140 объектов 11 объектов не вошли ни в одну из групп, поскольку расположены в краевых областях пространства, в том числе: 3 - по первой главной компоненте (пласт ЮС0 Салымского, Приразломного и Мало-Балыкского месторождений), 5 - по второй главной компоненте (пласт ЮС2 Мамонтовского, Майского, Усть-Балыкского, Солкинского и Средне-Угутского месторождений), и 3 по третьей главной компоненте (два объекта в ачимовской толще и АС12). Кроме этого, не вошли ни в одну из выделенных групп еще 9 объектов, расположенных хаотично между сгруппированными объектами. Это пласты БС1, БС4 Усть-Балыкского, БС5, БС6, БС8 Правдинского, БС5, БС8 Петелинского месторождений. Таким образом, в результате 120 объектов были распределены по трем группам.

В первую группу вошли 40 залежей нефти. В основном это объекты пластов БС (27,5% от общего числа объектов в группе) и юры (42,5%). Группа характеризуется наибольшими значениями глубин залегания, соответственно высокими температурами и низкой вязкостью, низким содержанием асфальтено-смолистых компонентов и серы. ФЕС коллекторов данной группы невысоки: значения пористости и проницаемости малы, а нефтенасыщенность несколько выше таковой по сравнению с другими группами.

Во вторую группу вошли только пласты групп АС (34,6%) и БС (65,4%). Глубины залегания здесь наименьшие. Вместе с тем пласты группы характеризуется высокими значениями коэффициента песчанистости, а также хорошими коллекторскими свойствами пород.

В третью группу вошли пласты, принадлежащие разным стратиграфическим подразделениям: АС (21,4%), БС (25,0%), ачимовская толща (32,1%), ЮС (21,4%). По ряду признаков группа занимает промежуточное положение. Однако характерными ее чертами являются низкие эффективные толщины, и коэффициенты нефтенасыщенности.

В пределах групп проанализирован характер выработки запасов. Оказалось, что выработка в выделенных группах происходит по-разному. Для группы 1 зависимость может быть аппроксимирована линейным уравнением, обводненность и степень выработки изменяются пропорционально друг другу.

Для группы 2 эта зависимость имеет степенной вид. Пласты этой группы быстро обводняются до 70-80% при выработке 20-30% и дальнейшее увеличение обводненности происходит гораздо медленнее.

Низкая вязкость нефти, однородность коллекторских свойств первой группы приводит к тому, что выработка происходит равномерно и закачиваемая вода вытесняет нефть практически везде. Коллекторы второй группы имеют высокие ФЕС, высокую неоднородность, поэтому обводнение происходит в первую очередь по высокопроницаемым прослоям, а низкопроницаемые прослои остаются невыработанными. Более полная выработка таких прослоев возможна при применении методов увеличения нефтеотдачи, изолирующих промытые высокопроницаемые прослои и вовлекающих в разработку прослои с низкой проницаемостью.

В третьей главе рассмотрены вопросы промыслово-геологического моделирования залежей нефти и предложены новые методы, применяющиеся при этом.

Известно, что водонефтяной контакт представляет собой не поверхность, строго отделяющую нефтенасыщенные и водонасыщенные коллекторы, а зону, имеющую определенную толщину и называемую переходной зоной. На толщину переходной зоны влияют различные факторы, основными из которых следует считать литологические особенности и коллекторские свойства продуктивных отложений, характер насыщения пород, физико-химические свойства флюидов, насыщающих пласт. В пределах переходной зоны один свободный флюид постепенно замещается другим, что предопределяет образование двухкомпонентной зоны насыщения. В таких зонах оба компонента могут двигаться, и при качественном опробовании и промышленной эксплуатации скважин получают притоки нефти с водой в различных соотношениях.

В условиях нефтяных месторождений Западной Сибири имеют место переходные зоны с большими толщинами, которые нельзя не учитывать при моделировании геологического строения пластов. Толщина переходной зоны контролируется капиллярными силами, которые в условиях пластов с гидрофильными коллекторами поднимают воду в нефтяную часть залежи.

Для определения высоты подъема воды над уровнем свободной воды необходимо пересчитать капиллярные давления в соответствующие им высоты. Главное затруднение при пересчете капиллярных давлений состоит в правильном учете пластовых и лабораторных условий. Для лабораторных условий на границе воздух-вода значение cos (здесь - поверхностное натяжение, - угол смачивания) принимается равное 72.

Для пластовых же условий на границе фаз нефть-вода с учетом термобарических условий определение cos затруднительно. Предложена методика определения (cos)пласт, основанная на сравнении теоретических зависимостей между капиллярным давлением (pk), средним радиусом пор (R) и проницаемостью (k):

pk =

с экспериментальнми точками исследования капиллярных давлений.

Согласно найденному уравнению регрессии R=3,99k0,26 (r=0,941), предельный минимальный средний радиус при граничном значении проницаемости равен 2,9-3,1 мкм. При этом среднем значении радиуса в распределении пор конечно имеются поры, по которым возможно течение жидкости, но субкапилляры радиусом 0,1-0,05 мкм представленные в большей степени затрудняют процесс фильтрации и порода перестает быть коллектором. Содержание пор радиусом менее 28 мкм возрастает до 65% и более. Пользуясь уравнением R=3,99k0,26 были построены функции pk= для различных значений cos. При давлении, соответствующем остаточной водонасыщенности образца значение cos составило 8. Таким образом, отношение составило 8/11 = 0,11.

По исходным данным были построены зависимости водонасыщенности и проницаемости для различных значений капиллярного давления. Каждая из этих зависимостей может быть хорошо описана уравнением степенного вида: Кв=АКпрВ. Значения коэффициентов А и В определены как функции капиллярного давления.

На основании полученных результатов построена общая зависимость водонасыщенности от высоты над уровнем свободной воды и проницаемости для месторождений ОАО «Юганскнефтегаз».

Кв=k(-0,02ln(Pk)-0.1),

где, pk= - капиллярное давление (10 МРа),

h – высота над уровнем свободной воды (м),

g – ускорение свободного падения,

воды, нефти – плотности воды и нефти (т/м3),

Кв – коэффициент водонасыщенности (%),

k – проницаемость (10-3 мкм2).

Характерным примером для иллюстрации строения переходной зоны водонефтяного контакта является пласт БС6 Восточно-Правдинского месторождения. С начала разработки пласт БС6 характеризуется высокой обводненностью продукции. Так, 65 процентов скважин вступило в эксплуатацию с обводненностью более 30%. По фактическим данным эксплуатации скважин была составлена карта средней обводненности пласта БС6 в начальный период работы скважин, которая позволила выявить зоны пониженной и высокой обводненностей. Оказалось, что значениям низкой обводненности соответствуют в основном более высокие отметки кровли пласта. Сопоставление начальной обводненности продукции скважин и отметки нижнего отверстия перфорации показало, что между этими параметрами существует зависимость. Из сопоставления видно, что ниже абсолютной отметки -2310 м обводненность продукции составляет более 80%. Максимальная отметка, на которой получен безводный приток нефти -2308 м. Данные эксплуатации подтверждают существование зоны, в пределах которой происходит закономерное снижение обводненности вверх по разрезу и толщина этой зоны составляет около 8-12 метров.

Это явление отразилось и на распределении значений нефтенасыщенности по разрезу пласта. Наблюдается ее уменьшение к отметке положения уровня свободной воды. Для подтверждения рассматриваемого явления проведено сопоставление значений нефтенасыщенности с отметками вблизи уровня ВНК. Поскольку значения нефтенасыщенности по скважинам имеют различные значения, было рассмотрено относительное изменение нефтенасыщенности в скважинах. Для этого нефтенасыщенность в верхней части разреза, в зоне стабилизированных значений была принята за единицу, а нефтенасыщенности пропластков, расположенных ниже по разрезу определялись как отношение к нефтенасыщенности в стабилизированной зоне: Кнас`= Кнас/Кнасстаб.

Известно, что при изучении геологического строения залежей нефти часто рассматриваются осредненные геолого-физические параметры, представляющие объект в целом, дающие его общую характеристику по сравнению с другими объектами. Однако средние значения не показывают "внутреннего содержания" объекта, не позволяют судить об изменчивости параметра, о закономерностях его "поведения" в пространстве, что необходимо для составления детальной геологической модели. Одним из подходов, учитывающих указанные недостатки, является применение геолого-статистических разрезов (ГСР), предложенных В.А.Бадьяновым. ГСР позволяют решать задачи расчленения и корреляции пластов. Однако при помощи ГСР можно решать не только эти, но и некоторые другие задачи, применительно к изучению тех или иных геолого-физических свойств по разрезу пласта. В общем виде ГСР можно представить как характеристику пласта по какому-либо параметру по его разрезу.

Построение геолого-статистических разрезов можно проводить не только по логическому признаку "коллектор-неколлектор", но и по другим характеристикам пласта. Геолого-статистический разрез, построенный по проницаемости, позволяет оценить, как меняется этот параметр по толщине пласта. Методика построения такого ГСР отличается тем, что на каждом уровне нормированной толщины пласта можно получить множество значений параметра, по которому строится ГСР. В результате, в пределах каждого интервала получается некий набор значений или некоторая функция распределения данного параметра (в нашем случае - проницаемости). На практике ГСР строится по какой-либо отдельной характеристике этого распределения (среднее, минимум, максимум, стандартное отклонение или др.). По сути такой ГСР показывает неоднородность пласта по данному параметру. Например, построенный ГСР по средним значениям, показывает послойную неоднородность, а по коэффициенту вариации - зональную неоднородность пласта. На построенном ГСР для пласта БС6 Восточно-Правдинского месторождения видно, что его средняя проницаемость увеличивается к подошве. В кровле пласта проницаемость равна примерно 10010-3 мкм2, а в нижней половине пласта увеличивается до 25010-3 мкм2. При этом коэффициент вариации снижается с 1 до 0,5. Таким образом, нижняя часть рассматриваемого пласта является более проницаемой и, вместе с тем, обладает меньшей площадной изменчивостью.

По материалам геофизических исследований скважин (ГИС) было проанализировано геологическое строение продуктивного пласта БС6 Восточно-Правдинского месторождения и его особенности, влияющие на основные коллекторские свойства, их распространенность и неоднородность.

В процессе изучения и анализа геологического строения было проведено разделение разреза по типам на основе классификации кривых метода спонтанной поляризации (ПС) по форме в различных скважинах. При детальной корреляции и анализе каротажа установлено, что кривые метода ПС в скважинах объединяются в 3 группы, при этом сами скважины каждой группы имеют определенную локализацию по площади месторождения. В результате было выделено три типа разреза, характеризующихся разным строением и названных литофациями, поскольку кривые ГИС несут значительную информацию о свойствах горных пород, об условиях осадконакопления и активности гидродинамической среды.

Формы диаграмм ПС, а также построение и анализ палеоструктурных карт показали, что на момент осадкообразования в зонах распространения II и III литофаций существовали в целом более глубоководные условия. Построенная карта изопахит отложений от кровли пласта БС5 до кровли пласта БС6 указывает, что скорость погружения дна бассейна седиментации при условии компенсированного осадконакопления, увеличивается с востока на запад. На фоне данной закономерной составляющей, наблюдаются более высокие скорости погружения в пределах Восточно-Правдинской структуры, о чем свидетельствуют несколько большие толщины отложившихся осадков. При этом по данным керновых исследований, обнаруживается уменьшение песчанистости пласта и увеличение содержания глинистых компонентов в породах-коллекторах с запада на восток. Это позволяет предположить, что в целом восточная часть была более погруженной, с более спокойным режимом осадконакопления, а к западу имело место увеличение активности и наблюдались высокие скорости седиментации. Наиболее низкие значения толщин между кровлей БС5 и кровлей БС6, соответствуют наиболее высоким гипсометрическим отметкам пласта БС6, расположенным на западе месторождения (скважины 218, 1302р).

Были построены палеоструктурные карты, позволившие установить историю формирования продуктивных отложений. Структурная ловушка начала формироваться в это время. К концу периода накопления отложений пласта БС6 на фоне регионального наклона на запад еще не существовало замкнутой структуры, лишь в районе скважины 1306р намечалось некоторое поднятие.

К концу же времени накопления отложений пласта БС5 можно видеть замкнутое поднятие в районе скважины 1302р (южнее скважины 1306р). Имеющаяся на карте зона низких значений отметок палеоструктуры западнее скважины 1304р претерпела поднятие в более позднее время, о чем свидетельствует современная поверхность кровли пласта БС8.

Для анализа локальных тектонических движений в истории развития структуры можно применить показатели, характеризующие степень унаследованности поверхностей. Известно, что зависимость положения структур глубокозалегающих горизонтов часто хорошо описывается линейными уравнениями корреляционной связи H1=aH2+b (где Н1, Н2 - глубины залегания кровли пластов). Смысл коэффициентов a и b заключается в следующем. Если угловой коэффициент a = 1, то обе границы параллельны и отличаются на значение b. Если a < 1, то отмечается увеличение толщины отложений с их глубиной. В этом случае можно говорить о конседиментационном характере формирования структуры. Чем меньше значение a, тем меньше соответствие двух структур и тем выше, очевидно, скорость роста структуры в данный период времени. При a > 1, наоборот, отмечается уменьшение толщины отложений с глубиной. В этом случае можно говорить об инверсионном развитии структуры. Для наших условий связь глубины залегания кровли пласта БС8 с кровлей БС6 выражается уравнением

H1=0,895H2+182,6,

где Н1 - глубина кровли пласта БС6, Н2 - глубина кровли пласта БС8. Коэффициент корреляции при этом составляет 0,97. Поскольку угловой коэффициент a меньше 1, то можно говорить, что структура испытывала рост и формировалась в период накопления сармановских глин и пласта БС6.

При обосновании петрофизических зависимостей между пористостью и проницаемостью для пород разных литофаций были установлены различные виды зависимостей. Для пород II и III литофаций характерны пористости до 20% и проницаемости 1 - 10 10-3 мкм2, в то время как основное облако точек для пород I типа разреза лежит в области значений пористости 20 - 25% и проницаемости 10 - 100010-3 мкм2. Для одних и тех же значений пористости породы-коллекторы II и III типов будут характеризоваться меньшими проницаемостями. Для разных литофаций предложены свои петрофизические зависимости.

Проницаемость является важнейшей характеристикой пород-коллекторов, используемой для решения очень многих задач нефтепромысловой геологии и разработки. От правильности ее определения зависит адекватность принимаемых решений по управлению разработкой такой сложнейшей системой как залежь нефти.

В то же время нет достаточно надежных геофизических методов, позволяющих оценить проницаемость по всем прослоям продуктивного пласта по всему объему пробуренных скважин.

При построении зависимостей методом наименьших квадратов, связывающих керн и геофизику, не учитывается информация, полученная в результате гидродинамических исследований (ГДИ), а также результаты эксплуатации скважин. Между тем, для построения адекватных моделей необходимо учитывать разнородную информацию. Только при условии комплексирования данных ГИС, ГДИ, керна и разработки можно получить содержательные геологические модели с реальными параметрами, корректно определенными в любой области. Не используя промысловые данные, мы тем самым обедняем модель, снижаем ее качество и достоверность. Любое исследование, эксперимент, анализ или пробу необходимо включать в модель геологического строения и увязывать с уже имеющейся информацией. Взаимопроверка, уточнение, объяснение различных фактов во взаимосвязи помогают при моделировании в условиях таких сложных систем как нефтяные пласты, и, являются необходимым условием при создании геологических моделей.

Предложено строить зависимости таким образом, чтобы одновременно учитывалась разнородная информация, а именно исследования керна и промысловые данные.

Для этого предложено минимизировать не только один критерий – такой как сумма квадратов отклонений, а рассматривать несколько критериев совместно. При этом предлагается минимизировать функцию

= I1*+(1-)I2*,

где - коэффициент, учитывающий влияние критерия (изменяется от 0 до 1), I1* - критерий, учитывающий информацию по данным керновых исследований, I2* - критерий, учитывающий информацию по данным ГДИ или эксплуатации скважин. Звездочка при критериях I1, I2 означает, что данные критерии приводятся к одному масштабу.

Как видно, критерий позволяет одновременно учитывать два условия, каждое из которых влияет на значение.

Первый критерий есть минимизация квадратов отклонений фактических значений проницаемости пропластка, вычисленной по ГИС через параметр пс и средней проницаемости, определенной по данным привязанного керна.

Второй критерий – это минимум квадратов отклонений средней проницаемости по скважине, вычисленной по ГИС и полученной в результате гидродинамических исследований.

При минимизации значение коэффициента можно выбирать различным образом. Так, при =1, все влияние будет отдано исследованиям керна, данные ГДИ при этом учитываться не будут. Наоборот, при =0, на значение будет влиять исключительно данные определения проницаемости по ГДИ. При =0,5 влияние обеих критериев будет равносильным. Выбор значения зависит от конкретных условий, от достоверности, количества, репрезентативности тех либо иных исследований.

Необходимо сказать также, что во многих случаях исходные данные характеризуются невысокими коэффициентами корреляции. При этом решение, полученное методом наименьших квадратов, может оказаться неустойчивым, и недостатки, присущие методу могут сильно исказить содержательность полученного уравнения. Вводя дополнительный критерий, мы существенно увеличиваем количество информации об объекте исследования, и это помогает нам получить гораздо более адекватное решение.

На примере данных по пластам БС6-10 Тепловского месторождения были просчитаны значения для разных значений. С учетом того, что охват скважин гидродинамическими исследованиями больше, они более равномерно расположены по площади пласта, рекомендуется принять значение коэффициента, равное 0,3. При этом вклад данных по керну в конечное уравнение составляет 30%, а вклад ГДИ - 70%. Гидродинамические исследования дают в данном случае несколько большее значение средней проницаемости по сравнению с керном, что может быть объяснено недостаточным и неравномерным отбором керна, разрушением его наиболее проницаемых разностей. Учет этих данных позволил улучшить качество построенной зависимости.

Применение же двух независимых критериев при построении зависимости позволило учесть информацию из различных источников, скомплексировать ее и получить уравнение, удовлетворяющее максимальному количеству исходных данных.

В четвертой главе рассмотрены вопросы достоверной оценки подсченых параметров и новые методики дифференцированного подсчета запасов, основанные на применении вероятностно-статистических подходов.

Оценено влияние различных факторов на точность определения запасов. Установлено, как сказывается точность определения положения водонефтяного контакта (ВНК) на погрешность определения залежей с различной площадью водонефтяной зоны (ВНЗ). Для залежей с большой площадью ВНЗ влияние точности определения ВНК меньше влияет на точность определения нефтенасыщенного объема.

Определены погрешности определения объемов в зависимости от плотности скважин. При плотности более 3 скв/тыс.м2 значение толщины пласта стабилизируется, при плотности более 6 – погрешность не превышает 1%. Пористость обладает меньшей погрешностью. Уже при плотности скважин более 3 скв/тыс.м2 значение средней пористости стабилизируется, и его погрешность составляет 1%.

Измерения геологических параметров нельзя рассматривать только как чисто случайные величины. Они пространственно зависимы. Чем ближе находятся друг к другу скважины, тем сильнее похожи характеристики, замеряемые в них. Это говорит об автокоррелированности геологических данных. Проведенный анализ вариограмм различных параметров по месторождениям рассматриваемого района.

Наибольшей автокоррелированностью обладают структурные отметки пластов. Это свойство может использоваться для корректировки отметок в скважинах с большой кривизной, находящихся в противоречии с отметками окружающих скважин.

Толщины обладают меньшей автокоррелированностью. Однако, имея вариограмму толщин, можно с большой долей определенности предсказать значение данного параметра в зонах вблизи с уже пробуренными скважинами.

Пористость же можно практически рассматривать как случайную величину, значение которой трудно предсказать, опираясь на уже пробуренные скважины. Однако пористость сама по себе обладает небольшой изменчивостью. Уже при небольшой плотности скважин ее среднее значение стабилизируется и может быть использовано при подсчете запасов как вполне обоснованный подсчетный параметр.

Для более точной, количественной оценки определения точности, в условиях возросшей значимости геолого-экономической оценки залежей нефти, значительный интерес стали представлять вероятностные методы определения запасов. Кроме того, вероятностное моделирование позволяет оценить риск работ, а также увязать категории запасов, применяемых в России с категориями, используемыми на Западе.

При вероятностном подходе в подсчете запасов предполагается, что параметры геологического объекта, как и результат – оценка запасов или ресурсов – носят вероятностный характер, т.е. описываются функцией распределения Р(х). При этом, как известно из теории вероятностей, распределения могут быть дискретными и непрерывными.

Исходя из этого, в данной работе предложено и представлено вероятностное моделирование, основанное на формуле полной вероятности (для случаев дискретного распределения), и статистическое моделирование методом Монте-Карло.

Для установления обоснованности количества подсчета запасов методом Монте-Карло были проведены эксперименты с различным количеством подсчетов запасов. Для каждого фиксированного количества было проделано по 30 реализаций, в результате которых появлялось то или иное значение запасов. По каждому блоку из 30 реализаций были рассчитаны размах, дисперсия и стандартное отклонение.

Установлено, что при количестве реализаций подсчетов более 500 результаты становятся статистически устойчивыми и значение запасов практически не изменяется. Для практического использования можно рекомендовать 500-1000 реализаций подсчетов запасов методом Монте-Карло.

В работе предложена методика, позволяющая учитывать особенности распределения подсчетных параметров, т.е. его изменчивость и неоднородность. Такой подход позволяет увеличить достоверность запасов за счет использования характерных данных о строении пласта.

Для этого строится карта какого-либо подсчетного параметра, одновременно с которой строится карта меры точности определения данного параметра. Карта может являться функцией плотности скважин, либо картой стандартных отклонений, используемой при крайгинге. Задавая вид распределения подсчетного параметра, в каждой точке построенной карты (сетки) мы можем в качестве среднего и стандартного отклонения взять значения из карты подсчетного параметра и из карты меры его точности соответственно. Таким образом, для каждой точки площади залежи мы имеем свою реализацию распределения подсчетного параметра, которая отражает неточность его измерения и неопределенность интерполяции. Такой подход позволяет также задавать различный тип распределений для выделенных характерных зон или литофаций пласта. Кроме того, каждой точке, ввиду неопределенности структурных построений и определения положения ВНК, может быть приписана вероятность принадлежности к залежи.

В каждой точке производится N реализаций, для получения распределения в ней удельных запасов. Далее такая процедура повторяется для других точек залежи, в результате чего получается суммарное распределение запасов по залежи. Кроме указания наиболее вероятной величины запасов, их доверительного интервала, можно получить также карту погрешностей определения запасов.

Для установления распределения запасов нефти по разрезу залежи возможно применение аппарата ГСР. При этом оценку достоверности подсчитанных запасов также возможно решить с помощью построения ГСР. Установление особенностей размещения запасов в залежи позволяет более ясно представить локализацию в ней нефти, оценить наименее вырабатываемые участки и дать рекомендации по более полному извлечению нефти из залежи.

Геолого-статистический разрез можно построить по продуктивным толщинам пласта с целью оценки запасов нефти и установления распределения этих запасов по разрезу залежи. Методика построения такого ГСР заключается в следующем. В пределах рассматриваемой залежи находится доля скважин, вскрывших нефтенасыщенную толщину не меньшую заданной. Для этого строится карта нефтенасыщенных толщин залежи, которая затем делится с заданным интервалом по разрезу, начиная с ее верхней границы. При этом рассматриваются только продуктивные толщины без учета непроницаемых прослоев. Вид ГСР будет постепенно уменьшающимся от кровли залежи к ее нижней части.

При помощи геолого-статистических разрезов предложено оценивать выработку запасов по толщине залежи. Для оценки текущих запасов и их распределения по разрезу залежи используются отборы нефти с начала разработки по скважинам. Производится разбивка добычи нефти скважин, приходящаяся на каждый интервал по нефтенасыщенной толщине пласта. При этом учитываются интервалы перфорации скважин, и добыча нефти распределяется в перфорированной части скважины, приходящейся на продуктивные пропластки. Составленный ГСР распределения добычи нефти по разрезу пласта БС6 Восточно-Правдинского месторождения позволяет видеть, что выработка запасов по разрезу залежи происходит достаточно равномерно, текущее значение нефтеотдачи по залежи составляет в среднем 0,1. Наблюдается лишь несколько более высокие значения текущей нефтеотдачи в нижней части залежи. Вместе с тем, верхняя часть пласта в ряде скважин может быть доперфорирована и, таким образом, более интенсивно вовлечена в процесс разработки.

Основные выводы и рекомендации

1. Основные начальные извлекаемые запасы ОАО «Юганскнефтегаз» сосредоточены в пластах группы БС (БС1-БС10), текущие извлекаемые запасы – в пластах группы БС и АС. Вместе с тем наблюдается невысокая выработка запасов по глубоко залегающим объектам (ачимовская толща и юрские отложения) и по пластам группы АС. Первоочередными объектами разработки являются пласты группы БС и АС.
2. Получена зависимость, позволяющая оценивать запасы по новым залежам для различных стратиграфических подразделений, связывающая площадь нефтеносности и нефтенасыщенную толщину с запасами нефти. При этом рассчитываются наиболее вероятные значения запасов и их доверительный интервал, исходя из фактических распределений подсчетных параметров.
3. Проведена классификация залежей нефти ОАО «Юганскнефтегаз» по комплексу геолого-физических и физико-химических параметров методами многомерного анализа, позволившая разделить залежи на три группы, установить диагностические признаки выделенных групп и основные особенности присущие им. Выделенные группы залежей характеризуются своими особенностями выработки и характера обводнения. Для каждой группы предложены свои методы увеличения нефтеотдачи.
4. Изучено строение переходной зоны нефтяных месторождений ОАО «Юганскнефтегаз». Построена зависимость водонасыщенности от высоты над уровнем свободной воды и проницаемости, позволяющая определять высоту переходной зоны и распределение нефтенасыщенности по разрезу. Получено подтверждение наличия переходной зоны и ее высоты по данным эксплуатации и ГИС на Восточно-Правдинском месторождении.
5. Предложена методика построения геологической модели пластов с учетом их неоднородности по разрезу и по площади, с выделением литофациальных зон, характеризующихся своими петрофизическими зависимостями. Показано, что для оценки неоднородности по толщине и по площади может быть применены геолого-статистические разрезы.
6. Предложена методика уточнения проницаемости, совместно учитывающая данные анализов керна, промыслово-геофизических и гидродинамических исследований. Методика опробована для обоснования проницаемости при составлении моделей залежей нефти для технологических схем и проектов разработки месторождений ОАО «Юганскнефтегаз» и может быть рекомендована для определения проницаемости при построении фильтрационных моделей.
7. Предложена и реализована методика подсчета запасов с применением вероятностно-статистического моделирования, позволяющего не только посчитать запасы, но и указать точность их определения.

Публикации по теме диссертации

1. Абабков К.В., Гильманшин А.Ф. О законе распределения залежей углеводородов по величине запасов. // Материалы научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. - Уфа, УГНТУ, 1995г. С. 9.
2. Абабков К.В., Сиднев А.В. Вероятностно-экономическая оценка стратегии бурения поисковых скважин. // Материалы научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. - Уфа, УГНТУ, 1996г. С. 19.
3. Хатмуллин И.Ф., Хамитов И.Г., Абабков К.В. Методические подходы к автоматизированному построению объемных моделей продуктивных толщ нефтяных месторождений. //Нефтепромысловое дело, 1998г. №4-5. С. 2-4.
4. Хамитов И.Г., Абабков К.В., Быков В.В., Меньших О.Е. Совершен­ствование модели геологического строения пласта БС10 Средне-Балыкского месторождения. //Нефтепромысловое дело, 1998г. №4-5. С. 4-7.
5. Абабков К.В., Чеснокова И.В., Щербинин В.Г. Оценка достоверности определения зависимостей типа керн-геофизика. //Научно-технические достижения и передовой опыт в нефтегазовой промышленности. Сборник научных трудов. Уфа, 1999г. С. 77-79.
6. Абабков К.В. Уточнение положения ВНК пласта АС5-6 Южно-Балыкского месторождения. // Нефть и газ: проблемы добычи, транспорта, хранения и переработки. Межвузовский сборник научных трудов. Уфа, 1998г. С. 102-107.
7. Хайрединов Н.Ш., Абабков К.В. О выборе достаточного количества наблюдений для получения обоснованных геологических параметров пласта. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, 1999г. №4. С. 23-27.
8. Абабков К.В. Изучение особенностей строения переходной зоны и ее влияние на обводненность добываемой продукции нефтяных месторождений Западной Сибири. // XV Губкинские чтения. Перспективные направления, методы и технологии комплексного изучения нефтегазоносности недр. Тезисы докладов. Москва, 1999г. С. 3.
9. Абабков К.В., Котенев Ю.А., Мансур А.Н., Сиднев А.В. Изучение геологических и литофациальных особенностей строения продуктивных пластов нефтяных месторождений. //Республиканская научно-практическая конференция “Состояние и перспективы использования геофизических методов для решения актуальных задач поисков, разведки и разработки месторождений полезных ископаемых” Сборник трудов. Уфа, 2000г. С. 308-315.
10. Абабков К.В. О дифференциации коллекторских свойств и запасов нефти по разрезу залежи. //Нефтепромысловое дело, 1999г. №12 С. 7-12.
11. Абабков К.В. Влияние геологических особенностей строения Восточно-Правдинского месторождения на показатели разработки и обводненность добываемой проукции. //Нефтепромысловое дело, 1999г. №12 С. 12-17.
12. Абабков К.В. Изучение и классификация геологических объектов месторождений ОАО «Юганскнефтегаз». //Материалы научно-практической коференции молодых специалистов. Нижневартовск, 2000г. С.11-21.
13. Абабков К.В., Хайрединов Н.Ш., Сиднев А.В. Палеоструктурные и литофациальные реконструкции при изучении геологического строения Восточно-Правдинского месторождения. Известия ВУЗов. Нефть и газ, 2000г. №6. С.11-16.
14. Абабков К.В. Построение геолого-фильтрационной модели Лемпинской площади Салымского месторождения. // Состояние, проблемы, основные направления развития нефтяной промышленности в XXI веке. Тюмень, 2000 г. С. 67-76.
15. Абабков К.В., Мустафин И.Г., Котенев Ю.А. Информационное обеспечение изучения, анализа и моделирования геологических объектов месторождений Среднеобской НГО Западной Сибири. // Методы увеличения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов. Проблемы и решения. Выпуск 3, НИИ Нефтеотдача, 2001г. С.101-105.
16. Хайрединов Н.Ш., Абабков К.В. Вероятностно-статистическое моделирование запасов нефтяных залежей. // Методы увеличения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов. Проблемы и решения. Выпуск 3, НИИ Нефтеотдача, 2001г. С.29-35.
17. Абабков К.В., Березцов П.Б. Методы построения регрессионных зависимостей для решения задач нефтепромысловой геологии и геофизики. // Методы увеличения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов. Проблемы и решения. Выпуск 3, НИИ Нефтеотдача, 2001г. С.179-184.
18. Патент РФ №2135766, Е 21 В 49/00. Способ контроля за разработкой нефтяных залежей / Хасанов М.М., Хатмуллин И.Ф., Хамитов И.Г., Абабков К.В. (РФ). Бюл. Изобретения. – 1999. - №24. –С.454.