Этапы изучения верхнемеловых карбонатных коллекторов сложного порового строения Восточного Предкавказья

Размещено на http://www.allbest.ru/

Этапы изучения верхнемеловых карбонатных коллекторов сложного порового строения Восточного Предкавказья

Б.Л. Александров

Кубанский государственный аграрный университет,

М.А. Хасанов, А.С. Эльжаев

Комплексный научно-исследовательский институт РАН,

А.А. Алексеев

ОАО «Краснодарнефтегеофизика».

Проблема выделения в карбонатном разрезе коллекторов с вторичной пористостью и её количественная оценка по геолого-геофизическим данным является весьма сложной. В пределах Восточного и Западного Предкавказья карбонатные толщи пород вскрыты в разрезах верхнего мела и верхней юры. Наибольший опыт изучения карбонатных разрезов накоплен при разведке и разработке нефтяных месторождений в верхнемеловой толще Восточного Предкавказья и в дальнейшем использовался при разведке нефтяных и газовых месторождений в юрских отложениях Восточного и Западного Предкавказья и в других регионах страны.

Впервые промышленный приток нефти из верхнемеловых карбонатных отложений был получен в 1956 году на Карабулак-Ачалукской площади. С этого момента проблема карбонатных трещинных коллекторов стала одной из актуальных задач нефтяной и газовой промышленности на Северном Кавказе. Решением этого вопроса на территории Терско-Сунженской нефтегазоносной области начали одновременно заниматься ряд научно-исследовательских организаций - ГрозНИИ (позднее СевКавНИПИнефть), ВНИГРИ, Грозненская лаборатория ВНИИгеофизики, Грозненский нефтяной институт (ГНИ) и производственные подразделения треста «Грознефтегеофизика».

Фактические данные петрофизических исследований кернов, факты получения нефтяных фонтанов при незначительных выносах керна говорили о наличии трещин в верхнемеловых известняках. По данным исследований кернов [13,38,46] было установлено, что полная пористость известняков приблизительно равна пористости насыщения, а газопроницаемость низкая и изменяется от 0,01 до 0,06•10^-13м². Ещё в 1959 году В.М. Николаев [46] писал: «Данные исследования плотных известняков без учета их трещиноватости не могут быть использованы для оценки эффективной пористости». «Знание параметров трещиноватости совершенно необходимо при оценке перспектив нефтеносности пород» - утверждал Е.М. Смехов [47]. В результате работ по изучению каменного материала был сделан вывод, что поры и микротрещины породы в кернах заполнены водой, а нефть в пласте находится в кавернах и макротрещинах [13]. Естественно, что пористость и проницаемость, определяемые в лабораторных условиях для ненарушенных образцов, не могут дать полной характеристики трещинной емкости, а полученные данные нельзя распространять на площадь. Уже тогда пришли к выводу [46], что трещиноватость известняков Карабулак-Ачалукского месторождения обусловлена тектоническим фактором, хотя тектоническая трещиноватость без постседиментационной не могла бы обеспечить условий формирования залежи. Для изучения характера трещиноватости и общих её закономерностей с 1959 года начали проводиться полевые наблюдения по рекам и в полосе выходов верхнемеловых пород на поверхность [21, 34, 37]. Во ВНИГРИ широко стали применяться исследования под микроскопом, были разработаны определения проницаемости трещиноватых пород [41]. В результате полевых исследований трещиноватости верхнемеловых отложений Терско-Сунженской нефтегазоносной области было установлено [19,20,21,29,36,38], что:

1. Трещины по происхождению делятся на литологические и тектонические.

2.Тектонические трещины, которые обуславливают коллекторские свойства верхнемеловых отложений, делятся на два класса: тектонические трещины первого порядка, пересекающие всю толщу пород и поэтому еще называющиеся многопластовыми; трещины второго порядка также тектонического происхождения, но захватывающие один, два пласта и образующие две взаимно-перпендикулярные системы, одна из которых направлена по падению, другая - по простиранию. Количество трещин второго порядка определяется литологическим составом отложений [19], мощностью пласта и интенсивностью тектонических напряжений. Глины растресканы более интенсивно, чем мергели, а последние обладают большей трещиноватостью, чем известняки. Диагенетические и эпигенетические процессы образовали вторичную пустотность, которая увеличивает первичную межзерновую пористость. Микротрещины, соединяющие эти пустоты, делают их сообщаемыми и обуславливают проницаемость пород [19]. Первичная пористость имеет подчиненное значение в общей ёмкости верхнемеловых известняков.

3.Максимальная трещиноватость наблюдается в своде структуры, на переклинальных окончаниях складок и участках, осложненных разрывными нарушениями.

4.Фильтрация жидкости в пласте по горизонтали происходит по однопластовым трещинам, а вертикальную миграцию обеспечивают трещины первого порядка, тектонические разломы.

5.Тектоническая трещиноватость верхнемеловых пород возникла не в один раз, а этот процесс развивался во времени длительно и неравномерно. Наблюдались процессы залечивания трещин.

6. Признаков нефти в порах не обнаружено, в большинстве образцов нефть содержится в трещинах и прилегающих зонах. И только в единичных образцах с высокой пористостью нефть наблюдалась и в самой матрице породы. Таким образом, миграция и аккумуляция нефти и газа в верхнемеловых известняках происходила по трещинам.

Результаты изучения трещиноватости, полученные при полевых наблюдениях и при микроскопических исследованиях легли в основу гидродинамических и геофизических работ. Принимая, что параллельные трещины постоянной раскрытости секут блок породы, путем совместного решения уравнения для скорости фильтрации по формулам Буссинека и Дарси для радиального потока несжимаемой жидкости при стационарном напорном режиме её течения, Ф.И. Котяховым [30, 31, 32, 33] было выведено выражение для определения коэффициента трещиноватости. В последующем для определения трещиноватости были предложены ещё два метода. Один из них основан на использовании индикаторных кривых [40], другой на применении кривых восстановления давления [31,32,33]. К.М. Донцов [25] и К.Х. Таташев [49] усовершенствовали этот метод. Они предложили определять эффективную трещинную пористость по кривым восстановления давления.

В 60-х годах начали внедряться индикаторные методы, которые наряду с решением ряда геологических и нефтепромысловых задач позволяют получить данные о трещинной пористости. В основе метода лежит явление молекулярной диффузии, приводящей к смешиванию введенной в пласт меченой жидкости и пластовых флюидов [48]. Массообменным способом, разработанным Э.В. Соколовским [11], можно рассчитать, кроме коэффициента трещиноватости, удельную поверхность горных пород, объемную плотность трещин, размеры блоковой трещиноватой среды. Однако вопрос о ёмкости и строении верхнемелового коллектора продолжал оставаться одной из трудных задач.

При осмотре под микроскопом везде наблюдалась мелкая трещиноватость, но крупные трещины в керне отсутствовали. Тем не менее, имели место такие явления, как большие дебиты скважин при почти непроницаемом керне, высокие скорости бурения, наличие мест интенсивного поглощения бурового раствора, провалы инструмента. Все это усложняло решение вопроса о строении изучаемого коллектора, его емкости и роли трещин. Характерной чертой начала 60-х годов является признание исследователями приоритетной роли трещин и каверн (вторичной пористости) в образовании эффективной ёмкости верхнемелового карбонатного коллектора. В 1963 году, а затем и в 1970 году П.П. Лысенков [38, 39] отмечает, что при изучении коллекторских свойств верхнего мела необходимо уделять внимание широко развитому в этих отложениях карстовому явлению. Много примеров карстов в верхнемеловых отложениях приводит И.М. Крисюк [34] и другие исследователи. Н.Н. Болтышев [15], объясняя факты провала инструмента случаями перехода из крепких пород в зону раздробленных трещиноватых, утверждает, что изолированных пустот-карст в породах верхнемелового возраста нет. Все каверны приурочены к трещинам, сутуростилолитовым швам. Они и увеличивают ёмкость коллектора. В тоже время была установлена общая закономерность, что в скважинах, вскрывших карбонатный верхнемеловой разрез в сводовых частях структур, диаметр ствола скважины, как правило, выше номинального [1]. Согласно проведенным исследованиям, М.Х. Булач [19] утверждает, что коллекторские свойства верхнемеловых пород обусловлены их вторичной пористостью и трещинной проницаемостью. На II Всесоюзном совещании по трещинным коллекторам нефти и газа отмечалось, что точки зрения грозненских нефтяников и сотрудников ВНИГРИ на ёмкость карбонатных коллекторов сблизились.

Было установлено, что основная полезная ёмкость верхнемелового коллектора определялась всей совокупностью вторичных пустот: трещиноватостью, кавернозностью, а трещины являются также еще и основными проводниками движения жидкости. Согласно классификации Е.М.Смехова, коллектор верхнего мела был отнесен к трещинно-порово-кавернозному или трещинно-кавернозно-поровому [47]. Основным вместилищем нефти являются однопластовые трещины, которые обеспечивают горизонтальную проницаемость в пределах одного слоя. Фильтрацию жидкости по вертикали определяют карстовые пустоты, тектонические нарушения и многопластовые трещины.

Первые исследования по изучению карбонатных коллекторов верхнего мела методами промысловой геофизики были выполнены А.М. Нечаем [24,43,44,45,50], который для пород с различными системами трещин получил соотношения, связывающие составляющие удельного сопротивления трещинной породы (с_т) с трещинной пористостью (К_пт), удельным сопротивлением блока породы (с_б) и удельным сопротивлением флюида (с_ж), заполняющего трещины. Удельное сопротивление для породы с хаотическим распределением трещин на основании результатов измерений образцов пород взято таким же, как и в случае трех взаимно перпендикулярных систем трещин, то есть породы являются изотропными.

(1)

При малых значениях К_пт, принимая что (3-2К_пт) ? (3-К_пт), выражение (1) упрощается и для расчета удельного сопротивления трещинной породы А.М. Нечаем [24] была предложена формула

(2)

где К_пб - коэффициент блоковой (межзерновой) пористости; А-постоянный коэффициент, зависящий от ориентировки систем трещин в породе (для хаотического расположения трещин А=1,5; для двух систем вертикальных трещин А=2); с_в, с_ж - удельное электрическое сопротивление воды в межзерновых порах и флюида в трещинах.

И.И. Горюнов [23,41] для такой же среды, но рассеченной произвольными системами трещин, получил выражение

(3)

Формулы (1) и (3), хотя и выведены разными способами, очень близки. Удельное сопротивление трещиноватой породы в значительной степени зависит от трещинной пористости и соотношения сопротивления флюида в порах и трещинах. Причем трещинная пористость оказывает значительно большее влияние на сопротивление породы, чем блоковая (межзерновая), если в порах и трещинах один и тот же флюид низкого сопротивления.

Из формул (2) и (3) следует, что при насыщении трещин нефтью (т.е. при с_ж>?) удельное сопротивление нефтенасыщенной породы равно

с_тн = с_в/К^m_пб = с_б (4)

Поэтому принято считать, что в случае заполнения трещин нефтью трещинная пористость практически не оказывает влияния на сопротивление породы. Однако формулы (1) и (3) получены при некоторых допущениях, играющих существенную роль для оценки характера насыщения трещинных коллекторов. Б.Л. Александровым [1] дано уравнение, в котором учитываются удельные сопротивления флюидов в трещинах, расположенных как параллельно (с_жII), так и перпендикулярно (с_ж+) к направлению токовых линий.

(5)

Для оценки удельного сопротивления коллектора кавернозного типа А.М. Нечай [24] предложил уравнение:

(6)

При насыщении каверн пластовой водой (с_ж=с_в>0) уравнение (6) преобразуется в выражение

; (7)

при насыщении каверн нефтью (с_ж>?) - в выражение

(8)

Из формул (7) и (8) следует, что при К_пк =5 ч 15% нефтенасыщение каверн обуславливает увеличение сопротивления породы на 5ч16%, а водонасыщение - уменьшение сопротивления на 14 ч 35%. Таким образом, кавернозная пористость оказывает несущественное по сравнению с блоковой пористостью влияние на сопротивление породы.

А.М. Нечаем [50,51] была разработана методика для количественной оценки вторичной пористости по комплексу электрических методов и метода НГК. Как утверждает сам автор, эта методика не универсальна и практическое применение её возможно лишь при наличии следующих условий:

1) разрез представлен плотными, гранулярно-непроницаемыми, трещинными (кавернозно-трещинными), слабоглинистыми или неглинистыми породами;

2) продуктивность разреза связана только с вторичной пористостью; гранулярные поры насыщены водой и нефти не содержат;

3) анизотропия пород, обусловленная их слоистостью, не слишком велика;

4) минерализация пластовой воды мала и не меняется по площади и разрезу.

При интерпретации геофизических материалов описанным способом используют три основных исходных соотношения. Первое из них представляет зависимость относительного сопротивления не трещиноватых блоков породы Р_пб от их межзерновой пористости К_пб. Второе соотношение связывает относительное сопротивление водонасыщенной трещинной породы Р_т с относительным сопротивлением блоков Р_пб и трещиноватостью К_пт:

(9)

Третья исходная зависимость выражает связь между показаниями НГК (J_nг), пористостью коллекторов любого типа и относительным сопротивлением не трещиноватых пород Р_пб. Практическое применение методики интерпретации сводится к построению графика зависимости J_nг = ѓ(lgР_п). Относительные сопротивления рассчитывают по формуле

Р_п =с_п/с_в, (10)

где с_п - удельное сопротивление пласта без учета характера его насыщения; с_в - удельное сопротивление пластовой воды.

Таким образом, можно определить полную и вторичную пористость неглинистых или слабоглинистых продуктивных карбонатных кавернозных и трещинно-кавернозных коллекторов. Возможность таких определений основывается на теоретических положениях, подтвержденных данными лабораторных экспериментов о том, что вторичные пустоты (трещины, каверны, карсты и т.п.), насыщенные нефтью, незначительно влияют на удельное сопротивление породы, изменяется лишь вторичная гамма-активность породы. Фактические графики зависимости J_nг = ѓ(lgР_п) строят по каждой скважине. Обычно в результате построения точки распределяются на бланке со значительным разбросом и задача сводится к определению положения прямой J_nг = ѓ(lgР_пб) для пород только с межзерновой пористостью. Указанную прямую проводят по двум опорным точкам, соответствующим пластам с известной пористостью - минимальной (плотный пласт с К_п=1ч 5%) и максимальной (пористый пласт с К_п=30ч40%). Научный вклад в обоснование параметров опорных пластов внесли А.М. Нечай [51], В.С. Афанасьев, Г.А. Шнурман, Б.Л. Александров [12], Г.А. Шнурман [52], В.М. Курганский [35]. Таким образом, можно определить полную и вторичную пористость неглинистых или слабоглинистых продуктивных карбонатных кавернозных и трещинно-кавернозных коллекторов.

На величину удельного сопротивления карбонатных пород оказывает влияние наличие глинистого материала. Б.Л. Александровым [1] даны аналитические выражения, определяющие удельные сопротивления карбонатной породы при наличии различных видов пористостей и слоистом или дисперсном распределении глинистого материала.

Для водонасыщенных пород:

со слоистым распределением глинистого материала

(11)

с диспергированным распределением глинистого материала

(12)

Для нефтенасыщенных во вторичных пустотах пород:

(13)

(14)

Для порово-кавернозно-трещинного коллектора с нефтенасыщением вторичных и первичных пор:

 (15)

(16)

Практическая реализация учета содержания глинистого материала в карбонатной породе была предложена Б.Ю. Вендельштейном и Н.В. Манчевой [22,42]. Для обоснования полного водосодержания щ пластов ими рекомендуется учитывать содержание в них нерастворимого остатка К_но, определяемого по материалам ГК, ПС и НГК или по керновым данным. Предварительно оценивают или принимают по аналогии с другими районами удельное водосодержание щ_Н2О нерастворимого остатка (водосодержание химически связанной воды в кристаллической решетке частиц нерастворимого остатка, в основном глинистых частиц, определяемое по лабораторным данным). Величину К_но рекомендуют [22] определять по диаграммам ГК или совместно по диаграммам НГК и ПС. Таким образом, полное водосодержание плотного опорного пласта находят как сумму средневзвешенного значения пористости и водосодержания нерастворимого остатка: трещиноватость нефтегазоносный карбонатный геофизика

щ = К_пб + щ_Н2О К_но (17)

При отсутствии фактических данных можно принимать щ_Н2О =0,1 [42]. Большим недостатком комплексной методики является то, что при оценке блоковой пористости трещинно-кавернозных интервалов допускают, что удельное сопротивление трещинно-кавернозной породы близко к удельному сопротивлению её блока. Сделанное допущение справедливо лишь для пород с повышенной блоковой пористостью, небольшой трещиноватостью и в случае насыщения трещин флюидами достаточно высокого сопротивления.

В виду того, что большое значение для верхнемеловых пород имеет трещинная пористость, были разработаны методики её определения. И.Е. Эйдманом и Е.Н. Финкельштейном предложен способ определения этого параметра по методу двух растворов [53]. При отсутствии исследований методом двух растворов, Л.П. Брагиной [16,17,18] было предложено по материалам БК и МБК проводить оценку трещинной пористости приближенным экстремальным способом. Свой вклад в изучение карбонатных коллекторов методами ГИС также внесли Б.Л. Александров [1,2,3,4,5,6,7,8,9,26], Г.А. Шнурман [8,45,52] и другие. Таким образом, в процессе изучения верхнемеловых отложений Терско-Сунженской нефтегазоносной области применялись разработанные для карбонатных пород различные методы определения коллекторских свойств: полевые, литолого-петрографические, по керну и косвенные - гидродинамические, геофизические. В результате полученных данных было установлено, что эффективную ёмкость коллекторов составляет межзерновое пространство, каверны, развитые вдоль трещин, секущих карбонатные породы, полости стилолитовых швов и самих трещин, а фильтрационные свойства определяются только трещинами. Тип коллектора пород верхнемелового возраста - трещинно-порово-каверновый. Изучались вопросы формирования вторичной пористости и влияние различных факторов на её величину: структурно-тектонического, литологического, мощности слоя и механических свойств горных пород. Опыт комплексного изучения карбонатных коллекторов со сложной структурой порового пространства был использован в других регионах страны [10,27,28,35].

Литература

1. Александров Б.Л. Изучение карбонатных коллекторов геофизическими методами. М.: Недра,1979, 199с.

2. Александров Б.Л., Есипко О.А., Гулый С.В., Дмитриенко И.М. Влияние глубины погружения и АВПД на степень уплотнения известняков. Журнал «Нефть и газ», №12,1987.

3. Александров Б.Л. Комплексное изучение юрских отложений Восточного Предкавказья в связи с оценкой их коллекторских свойств и нефтенасыщенности. Автореферат диссертации на соискание ученой степени канд. геолого-минералогических наук. Грозный, ГНИ,1968, 21с.

4. Александров Б.Л., Коновалов В.И., Житский П.Я., Николенко К.К. Комплексная оценка емкости и нефтеотдачи карбонатных отложений валанжинского яруса месторождения Заманкул. Журнал «Геология нефти и газа», №5, 1972.

5. Александров Б.Л., Николенко К.К., Лозгачев Е.Г. Типы карбонатных коллекторов мезозоя Северо-Восточного Предкавказья по данным промыслово-геофизических исследований. Журнал «Нефть и газ», Издание Высших учебных заведений, №4, 1972.

6. Александров Б.Л. Оценка емкостных параметров карбонатных мезозойских пород ЧИАССР на больших глубинах по промыслово-геофизическим данным. Тр. СевКавНИПИнефть, выпуск XIII. Геология и нефтегазоносность Восточного Предкавказья. Грозный, 1973, с.300-308.

7. Александров Б.Л. Результаты опробования метода двух растворов в условиях глубоких скважин Передовых хребтов Северо-Восточного Предкавказья. Труды ГНИ, Грозный, выпуск №29, 1968.

8.Александров Б.Л., Шнурман Г.А. О проникновении фильтрата бурового раствора в карбонатный коллектор в связи с интерпретацией данных геофизических исследований. Труды ГНИ, Грозный, выпуск №29, 1968.

9. Александров Б.Л. Экспериментальные исследования влияния фильтрации раствора в трещинах на сопротивление карбонатной породы. Журнал «Нефть и газ», №6, 1973.

10.Алексеев А.А., Клюкина Р.И., Беляев С.В. Оценка пористости верхнеюрских карбонатных отложений Западного Предкавказья по комплексу ГИС. Научно-технический вестник «Каротажник», выпуск 1 (178), Тверь, 2009, с.40-52.

11. А.С. №453479 СССР «Способ определения нефтеводонасыщенности горной породы. Э.В.Соколовский (СССР). Опубл. 1974, Б.И. №46, 43с.

12.Афанасьев В.С., Шнурман Г.А., Александров Б.Л. Оценка водосодержания глин при интерпретации диаграмм нейтронного гамма-каротажа в условиях Восточного Предкавказья.- Известия Вузов. Журнал «Нефть и газ», 1972, №5, С. 3-6 с илл.

13. Багов М.С., Ремнев Б.Ф. К интерпретации результатов исследования кернов верхнемеловых отложений месторождения Карабулак-Ачалуки. Вопросы геологии и разработки нефтяных месторождений.- Тр. ГрозНИИ. Грозный, Чечено-Ингушское книжное издательство, 1959, вып. V, С. 43-46.

14. Багов М.С., Цой В.И. Определение трещинной пористости в образцах известняков. Разработка нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1965, С.136-138.

15.Болтышев Н.Н., Плотников И.А., Меркулов А.В. О типе коллекторов верхнемеловых нефтяных залежей Передовых хребтов Восточного Предкавказья. Материалы изучения мезозойских залежей нефти Восточного Предкавказья. - Тр. СевКавНИИ. Грозный, Чечено-Ингушское книжное издательство, 1971, выпуск X, С. 5-17.

16. Брагина Л.П. Вопросы методики изучения нефтегазонасыщенных карбонатных коллекторов верхнемеловых отложений ЧИАССР и Ставропольского края по комплексу промыслово-геофизических исследований. Автореферат канд. Диссертации - Грозный, ГНИ, 1969, 18с.

17. Брагина Л.П., Кулигин А.А. Определение средних гармонических сопротивлений по диаграммам каротажа скважин. Материалы изучения мезозойских залежей нефти Восточного Предкавказья. - Тр.СевКавНИПИнефти. Грозный, Гостоптехиздат, 1971, выпуск 10, С.320-325.

18. Брагина Л.П. Приближенный способ оценки коэффициента трещинной пористости пород по данным электрического каротажа скважин. Геология и нефтегазоносность Восточного Предкавказья. - Тр. СевКавНИПИнефти. Грозный, Гостоптехиздат, 1973, вып. 13, С. 291-294.

19. Булач М.Х. О трещиноватости меловых отложений Чечено-Ингушской АССР в связи с изучением их коллекторских свойств. Исследование трещиноватых горных пород и их коллекторских свойств. Тр. ВНИГРИ. Л.: Гостоптехиздат, 1961, выпуск 165, С. 89-128.

20.Булач М.Х., Каплан М.Е. Результаты изучения трещиноватости верхнемеловых пород на Северо-Восточном Кавказе. Трещиноватость горных пород и трещинные коллекторы. - Тр. ВНИГРИ, Л.: Гостоптехиздат, 1962, выпуск 193, С.30-54.

21. Булач М.Х., Каплан М.Е. О факторах, влияющих на коллекторские свойства верхнемеловых пород Северного Кавказа. Труды II Всесоюзного совещания по трещинным коллекторам нефти и газа. М.: Недра, 1965, С. 91-96.

22.Геофизические методы исследования скважин. М.; Недра, 1966, 204 с.

23.Горюнов И.И. Геофизические исследования трещиноватости горных пород.- В кн. Проблемы трещинных коллекторов нефти и газа и методы их изучения. Л.: Недра, 1968, С. 134-150.

24.Доклады по проблеме трещинных коллекторов нефти и газа. (К III Всесоюзному совещанию по коллекторам нефти и газа), М.: ВНИГНИ-ВНИГРИ, 1956, 263с.

25.Донцов К.М. О методике обработки индикаторных линий трещинных коллекторов.- Известие высших учебных заведений, Баку, 1965, С.35-39.

26. Жемеричко М.И., Александров Б.Л. О причинах образования раскрытых трещин верхнемеловых отложений ЧИАССР в связи с их нефтегазоносностью. Человек и природа - сборник статей преподавателей ЧИГУ, Грозный, 1972, С. 98-102.

27.Залуцкий А.М., Африкян А.Н. Использование фактора времени и точек максимумов кривых электрического зондирования при изучении карбонатных отложений Волгоградской области. Геофизические методы исследования скважин. Труды МИНХиГП имени акад. И.М. Губкина, вып. 56, «Недра», 1966.

28. Иванов Т.В. Использование фактора времени при изучении карбонатных коллекторов Чирекского газоконденсатного месторождения методом сопротивлений. Геофизические методы исследования скважин. Труды МИНХиГП имени акад. И.М. Губкина, вып. 56, «Недра», 1966.

29. Каплан М.Е., Булач М.Х. О связи стилолитовых текстур с трещиноватостью горных пород. Трещиноватость горных пород и трещинные коллекторы.- Тр. ВНИГРИ, Л.: Гостоптехиздат, 1962, выпуск 193, С. 178-186.

30. Котяхов Ф.И., Ремнев Б.Ф., Буторин М.А. Анализ кернов нефтяных месторождений. М.: Гостоптехиздат, 1968, 181с.

31.Котяхов Ф.И. Об определении коэффициента трещиноватости пород по кривым восстановления давления в скважинах. Геология нефти и газа, 1962, №6, С. 7-11.

32.Котяхов Ф.И., Серебреников С.А. Оценка определения трещин в коллекторах нефти и газа при помощи глубинного фотографирования.- Геология нефти и газа, 1964, №2, С.7-12.

33. Котяхов Ф.И. Методика определения коллекторских свойств горных пород по результатам анализа керна и гидродинамических данных. М.: Недра, 1975, 112 с.

34.Крисюк И.М. Литофации верхнемеловых отложений западной части Восточного Предкавказья в связи с коллекторскими свойствами. Автореферат кандидатской диссертации. - Грозный, 1960, 31с.

35.Курганский В.М. Изучение корреляционных связей между геофизическими параметрами и физическими свойствами карбонатных отложений на примере газонефтяных месторождений Восточного Предкавказья и Крыма. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук. М.: МИНХиГП, 1968, 26с.

36.Лысенков М.П.Трещинные коллекторы - след тектонических процессов. Материалы по геологии и нефтегазоносности мезозоя Восточного Предкавказья.- Тр. СевКавНИИ, М.; Недра, 1970, выпуск VII, с. 172-175.

37. Лысенков М.П. К вопросу о методике полевого изучения трещиноватости горных пород. Геология и нефтегазоносность Восточного Предкавказья и Терско-Кумской равнины. -Тр. ГрозНИИ, М.: Гостоптехиздат, 1961, выпуск IX, С. 112-124.

38. Лысенков М.П. Трещиноватость верхнемеловых отложений бассейна р. Аргун. Геология и нефтегазоносность Северного Кавказа - Тр. ГрозНИИ, М.: Гостоптехиздат, 1963, выпуск XIV, С. 295-303.

39. Лысенков М.П., Талалаев В.Л. Геологическое строение верхнемеловых отложений Передовых хребтов. Геология и нефтегазоносность Восточного и Центрального Предкавказья - Тр. ГрозНИИ, М.: Недра, 1965, выпуск XVIII, С. 202-209.

40. Майдебор В.Н. Приближенный метод оценки коэффициента трещиноватости по данным исследования залежи. Тр. II Всесоюзного совещания по трещинным коллекторам нефти и газа.- М.: Недра, 1965, С. 430-432.

41.Методика изучения трещиноватости горных пород и трещинных коллекторов нефти и газа. Под ред. Смехова Е.М.- Л.: Недра, 1969, 125с.

42.Тхостов Б.А., Везирова А.Д., Вендельштейн Б.Ю., Добрынин В.М.

Нефть в трещинных коллекторах. Под редакцией М.Ф. Мирчинка.Л.: 1970, 214с.

43.Нечай А.М. Оценка продуктивности и коллекторских свойств трещиноватых карбонатных пород. - Прикладная геофизика, выпуск 26, М.: Гостоптехиздат, 1960, С. 149-185.

44. Нечай А.М. Изучение трещинных коллекторов методами промысловой геофизики.- Разведочная геофизика, выпуск 36, М.: Недра, 1969, С. 111-126.

45. Нечай А.М., Шнурман Г.А., Боярчук А.Ф. К вопросу о нефтенасыщенности верхнемеловых продуктивных отложений Терско-Сунженской нефтегазоносной области. - Журнал «Нефтегазовая геология и геофизика», 1972, №8, С. 27-30.

46.Николаев В.М. Пористость, проницаемость, водонасыщенность, связанная вода по данным анализов кернов верхнемеловых известняков Карабулак-Ачалукского района. Вопросы геологии и разработки нефтяных месторождений - Тр. ГрозНИИ, Грозный, Чечено-Ингушское книжное издательство, 1959, выпуск V, С. 47-52.

47.Смехов Е.М. Емкость карбонатных пород. Трещиноватость горных пород и трещинные коллектора.-Тр. ВНИГРИ, Л.; Гостоптехиздат, 1962, выпуск 193, С. 5-21.

48. Соколовский Э.В., Соловьев Г.Б., Тренчиков Ю.И.Индикаторные методы изучения нефтегазоносных пластов.- М.: Недра, 1968, 157с.

49. Таташев К.Х. Приложение гидродинамических методов к определению некоторых важных параметров трещиновато-пористых коллекторов. Разработка нефтяных месторождений и физика пласта.- Тр.СевКавНИИ, Орджоникидзе, 1970, выпуск VI, С. 63-71.

50. Труды Всесоюзного совещания по трещинным коллекторам нефти и газа. (Ленинград, 23-27 мая 1960г), Л.: Гостоптехиздат, 1961, 327с.

51. Труды II Всесоюзного совещания по трещинным коллекторам нефти и газа. М.: Недра, 1965, 505 с. с ил.

52.Шнурман Г.А. Исследование трещинно-кавернозно-гранулярных коллекторов по комплексу геолого-геофизических данных (на примере нефтегазовых верхнемеловых отложений Восточного Предкавказья). Автореферат диссертации на соискание ученой степени канд. геолого-минералогических наук. Грозный, ГНИ,1968, 20с.

53.Эйдман И.Е., Финкельштейн Е.Н. К вопросу об определении коллекторских свойств карбонатных пород геофизическими методами. Прикладная геофизика, М.: Недра, 1960, выпуск 28, С. 145-153.

Размещено на Allbest.ru