CC BY
212
УДК 553.98:550.83(571.1)
ЗАКОНОМЕРНОСТИ ИЗМЕНЕНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ КОЛЛЕКТОРОВ ГОРИЗОНТА Ю1 КРАПИВИНСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Шайхиев Дамир Рафаилович,
мл. науч. сотр. сектора мониторинга гидродинамических исследований скважин ОАО «ТомскНИПИнефть», Россия, 634027, г. Томск, пр. Мира, д. 72; аспирант кафедры геофизики Института природных ресурсов ТПУ, Россия, 634050, г. Томск, пр. Ленина, д. 30. E-mail: [email protected]
Излагаются результаты петрофизических и геофизических исследований фильтрационных свойств коллекторов пласта Ю1-3 Кра-пивинского нефтяного месторождения. Выявлены закономерности и причины пространственной неоднородности пласта по проницаемости, как в целом по площади месторождения, так и в геолого-геофизическом разрезе скважин, а также причины ошибок оценки проницаемости по результатам интерпретации геофизических исследований скважин. Был проведен анализ карты проницаемости пласта Ю1-3, которая была получена из постоянно действующей геолого-технологической модели Крапивинско-го месторождения. Данный анализ подтвердил пространственную неоднородность фильтрационно-емкостных свойств коллектора, особенно проницаемости, которая наиболее ярко выражена на севере месторождения, что подтверждается наличием суперколлекторов, которые были выделены по выполненному комплексу исследований. Был проведен сравнительный анализ значений проницаемости пород пласта Ю1-3 по результатам лабораторных исследований керна, геофизических и гидродинамических исследований скважин, в результате чего были выявлены расхождения в оценке проницаемости. Была подтверждена правомерность выделения типов коллекторов в пласте Ю1-3. По соотношению коэффициента открытой пористости и проницаемости было отмечено наличие суперколлектора в пласте Ю1-3 и его отличительные особенности. Были отмечены геологические причины роста проницаемости пласта Ю1-3.
Ключевые слова:
Пористость, проницаемость, суперколлектор, геофизические исследования скважин, гидродинамические исследования скважин.
Проницаемость - это свойство породы-коллектора пропускать через себя флюиды (вода, нефть, газ) и отдавать их при разработке месторождений [1-5]. Информация о проницаемости коллекторов необходима при настройке фильтрационной модели месторождения. «От того, насколько точны и детальны эти данные, зависит степень соответствия полученной модели и реального строения пласта, а значит точность воспроизведения истории разработки и точность поведения залежи в будущем» [6].
Крапивинское нефтяное месторождение расположено в юго-восточной части Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна (Томская область). Промышленная нефтеносность связана с Верхнеюрским нефтегазовым комплексом (НГК) - горизонт Ю1, который является наиболее продуктивным на юго-востоке Западной Сибири [7-9].
В тектоническом отношении месторождение приурочено к Крапивинским группам поднятий в пределах Моисеевского куполовидного поднятия южной части Каймысоиского свода [1, 10, 11]. Тектоническими разломами месторождение разбито на шесть блоков. По сейсмическим данным тектонические нарушения, секущие Крапивинские структуры, достигают баженовского горизонта и проникают в нижнемеловой интервал разреза.
Верхнюю часть юрского горизонта слагают битуминозные карбонатно-глинисто-кремнистые образования баженовской свиты и глинистые породы георгиевской свиты, служащие региональной покрышкой Верхнеюрского НГК. Горизонт Ю1 ло-
кализован в верхней части васюганской свиты и представлен кварцевыми и кварцево-полевошпатовыми песчаниками и алевролитами пластов ЮЬ2 и Юьз.
Литологические и петрофизические исследования образцов керна из пластов горизонта Ю1 выполнены в лабораториях физики пласта ОАО «Томскнефтегазгеология» и «ТомскНИПИнефть», а также в Центре подготовки и переподготовки специалистов нефтегазового дела (Томский политехнический университет) [10, 12-15]. Проведены гидродинамические (ГДИС) и геофизические исследования скважин (ГИС).
Пласт Ю1-3 является наиболее продуктивным пластом и основным объектом разработки Крапи-винского месторождения. Особенности пласта Ю1-3: локальное развитие нефтяных залежей в пределах регионально распространенного коллектора, резкая пространственная неоднородность фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллектора, особенно проницаемости, которая наиболее ярко выражена на севере месторождения (рис. 1). Данная карта была получена из постоянно действующей геолого-технологической модели (ПДГТМ) Крапивинского месторождения.
Данная неоднородность также прослеживается и в разрезе (рис. 2), редкое, но имеющее место появление так называемых «суперколлекторов» -пластов с аномально высокой проницаемостью.
По комплексу литолого-физических параметров в пласте выделяются три пачки (табл. 1), чаще не разделенные непроницаемыми прослоями,
поэтому пласт остается единой гидродинамической системой. С учетом наличия суперколлекторов и резкого отличия по проницаемости пачки Ю1-3а от остальных пачек, в составе пласта выделены четыре типа коллектора (рис. 3, табл. 2), первый и второй - в составе пачки Ю1-3а.
Таблица 1. Проницаемость пород пласта Ю1-3 по результатам лабораторных измерений керна и геофизических исследований скважин
Методы измерений проницаемости Параметры измерений Интервал пласта Ю1-3
Юі-за Ю1-36 Ю1-3Б
Лабораторные Скважин/опре- делений 15/181 27/261 3/14
Среднее Кпр, мД 144,6 16,3 6,6
Интервал изменения, мД 1,9...2484,8 1.36 2.7,6
Геофизические исследования скважин (ГИС) Скважин/опре- делений 83/274 145/570 50/60
Среднее Кпр, мД 118 14,86 6,86
Интервал изменения, мД 2,1.413 0,6.382 1.41
тора. На поле корреляции Кп и Кпр (рис. 3) параметры, полученные по данным лабораторных исследований керна и ГИС, образуют область точек, в которой от подошвы к кровле закономерно следуют типы коллекторов. Такое изменение параметров объясняется регрессивными условиями осад-конакопления и в полной мере относится к коллекторам типа III и IV, размещенным в нижней части пласта.
Таблица 2. Типы коллекторов по результатам лабораторных измерений керна и геофизических исследований скважин пласта Ю3 Крапивинского месторождения
Параметр коллектора Типы коллектора
I II III IV
Открытая пористость, Кпо, % 18.22 14.19 12.15 12.14
Проницаемость, Кпр, мД 100.3000 10.1000 1.10 0,1.1
Глинистость, Кгл, % ~ 5 5.7 5.9 9.15
Микропористость глин, % 0,96 3,12 4,2 13,44
Обломков с с/>0,25 мм, % 50.70 33 21 4.15
Регенерационного кварца в цементе, % 6,53 5,17 4,17 1,88
Правомерность выделения типов коллектора особенно хорошо видна из соотношения, которое было получено по методу наименьших квадратов [16], коэффициентов открытой пористости (Кп) и проницаемости (Кпр) - базовых параметров коллек-
На границе 30...50 мД происходит резкое изменение и места локализации точек, и наклона зависимостей - I и II типы коллектора (рис. 3). При этом в перекрывающемся для трех типов коллектора интервале пористости 16.19,5 % в коллекторах
Рис. 2. Результаты геофизических исследований двух разрезов Крапивинского месторождения с разным притоком нефти (Q) из пласта Ю1-3:1) интервалы перфорации; 2) интервалы нефтенасыщенности пластов по данным ГИС
I и II типа Кпр практически на порядок выше, чем в коллекторе III типа. При большей пористости доминирует коллектор I типа, обладающий высокой и аномальной проницаемостью (суперколлектор).
Коллектор I типа представлен песчаниками преимущественно кварцевого состава. Кварц преобладает в обломках (более 60 %) и в составе цемента (регенерированный кварц). Кроме того, от других типов коллектор отличается хорошей отсорти-рованностью обломков и их более крупным размером, а также низким содержанием пирита и карбонатов в цементе.
Поскольку основным изменяющимся параметром коллектора является проницаемость [17], то перечисленные свойства коллекторов первого типа и есть причины увеличения проницаемости пласта Ю1-3, в том числе и образования суперколлектора. Нужно отметить, что большинство параметров-причин (пористость, остаточная водонасыщен-ность (Ков), глинистость), а также параметры ГИС (ПС, ГК) имеют линейные корреляционные связи с Ь^Кщ, (табл. 3), то есть распределены по нормальному закону, а проницаемость - по логнормальному. Это, с одной стороны, определяет невысокую
Таблица 3. Наиболее сильные корреляционные связи коэффициента проницаемости с другими петрофизическими параметрами пласта Ю1-3 (разрез скважины 208,1 тип коллектора)
К„р° МД медиана максимум По измерениям керна По данным ГИС
К„о Кпэф сухой породы Ков ГК ПС
351,6 2484,8 =0,3131К„-3,6877 R2=0,946 =-10,421 К„эф+24,558 R2=0,943 =-0,0619К в+4,0914 R2=0,924 =-0,5409ГК+4,4882 R2=0,704 =-0,0628ПС+3,2725 R2=0,64
точность оценки проницаемости по связи с пористостью, а с другой, не позволяет считать вышеназванные параметры существенными причинами изменения коэффициента проницаемости, который получен по данным ГИС, на несколько порядков, как это имеет место в пласте Ю1-3 Крапивин-ского месторождения (рис. 3, табл. 1, 2).
юооо
1000
100 £
5 ю
і
0.1
10 12 14 16 18 20 22
Кп. %
Рис. 3. Поле корреляции коэффициентов проницаемости и открытой пористости различных типов коллекторов пласта Ю1-3 Крапивинского месторождения
Основной причиной изменения Кпр является вариации размера пор коллектора. Этот параметр входит в уравнение Козени-Кармена [2, 18], представляющее собой теоретическую модель связи «Кп-Кпр». По уравнению Козени-Кармена коэффициент проницаемости прямо пропорционален коэффициенту пористости, а также квадрату радиуса пор. Радиус пор может изменяться в терригенных коллекторах на несколько порядков [19]. В случае отсортированного малоглинистого коллектора между распределением пор по размерам и распределением обломков по их размерам наблюдается хорошая согласованность. Иными словами, результаты гранулометрического анализа пород-коллекторов разных типов показывают (табл. 2), что размер пор увеличивается от коллектора IV типа к коллектору I типа.
Росту проницаемости способствуют также понижение глинистости и карбонатности цемента, смена гидрослюды на менее поверхностно активный каолинит, понижение микропористости глин (свободный член в уравнении «Кп-аПС» [18]). По этим обстоятельствам, в совокупности с преимущественно кварцевым составом обломков, коэффициент открытой пористости Кпо коллектора I типа весьма близок к коэффициенту эффективной пори-
стости (табл. 3), что выразилось в очень тесных корреляционных связях проницаемости с открытой пористостью, плотностью и остаточной водона-сыщенностью [20].
Отражение пластов горизонта Ю1 и типов коллекторов пласта Ю1-3 в результатах ГИС можно видеть на геолого-геофизических разрезах скважин 298 и 325_1 (рис. 2). Приведены диаграммы показаний электрических методов: самопроизвольной поляризации (ПС), бокового (БК) и индукционного (ИК) каротажа и разноглубинных градиент-зондов (ГЗ) метода сопротивления. По средним значениям ФЕС коллекторов пласт Ю1-3 в кровельной части разреза 298 содержит коллектор I типа (Кп=21,3 %, Кпр=1681 мД), а разреза 325_1 - коллектор II типа (Кп=18,9 %, Кпр=203,6 мД). По результатам интерпретации данных ГИС в разрезе 298 пласт является более нефтенасыщеным (Кн=84 %) и имеет большую мощность (рис. 2), чем в сравниваемом разрезе (Кн=62 %). При вторичном вскрытии пластов получен приток безводной нефти, в 5 раз больший из скважины с коллектором
I типа.
Литолого-стратиграфический разрез в показаниях методов ГИС исследуемых разрезов отражается стандартно. Покрышка Верхнеюрского НГК отличается высокими показаниями ПС и переменными показаниями методов сопротивления: битуминозные карбонатно-глинисто-кремнистые образования баженовской свиты - аномально высоким электрическим сопротивлением (БК, ГЗ), а глины георгиевской свиты - самым низким сопротивлением в интервале юрского разреза (рис. 2). Глинистые отложения васюганской свиты (за пределами пластов-коллекторов) характеризуются высокими значениями ПС и низкими показаниями методов сопротивления.
Таблица 4. Средние значения петрофизических параметров пласта Ю1-3 в скв. 298 и325_1 северной части Крапивинского месторождения
Раз- рез По измерениям керна По данным ГИС
К„, % К„р° мД Кн, % ПС, мВ ИК, мС/м БК, Ом*м ГК, мкР/ч НГК
298 21,3 1681 84 3,9 29,9 48,4 2,47 2,86
325_1 18,9 203,6 62 21,7 105,2 16,9 4,57 2,4
По данным ГК также отмечается отличительная характеристика суперколлектора. Значение
естественной радиоактивности на скв. 298 составляет 2,47 мР/ч, а по скв. № 325_1 - 4,57 мР/ч. Это свидетельствует о том, что песчаник суперколлектора менее радиоактивен по сравнению с песчаником, который не обладает аномальной проницаемостью (табл. 4)
О латеральной неоднородности по проницаемости пласта Ю1-3 можно судить из данных рис. 1. Во-первых, выделяются локальные области высоких проницаемостей коллектора (>300 мД), например, в разрезах скважин 208Р и 298 (коллектор первого типа), как правило, обрамленные кольцевой зоной пониженной и низкой проницаемости в зависимости от степени карбонатизации коллектора [21, 22]. В разрезах скважин 102, 104 коллекторы
II типа, а скважин 230Р, 207Р - III типа. Во-вторых, наблюдается тенденция ухудшения свойств коллектора к востоку (северо-востоку), то есть в направлении Нюрольской мегавпадины. Пласт Ю1-3 в разрезах скважин 213Р, 216Р имеет коллектор IV типа и практически не дает притоков.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Физика горных пород / Л.Я. Eрофеев, Г.С. Вахромеев, В.С. Зинченко, Г.Г. Номоконова. - Томск: Изд-во ТПУ, 2006. - 520 с.
2. Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Кожевников Д.А. Пе-трофизика. - М.: Недра, 1991. - 368 с.
3. Элланский М.М. Петрофизические основы комплексной интерпретации данных геофизических исследований скважин. -М.: Изд-во ГОРС, 2001. - 229 с.
4. Конторович В.А., Мангазеев В.П., Городников М.А. Анализ мезозойско-кайнозойской истории тектонического развития территории Томской области // Международная геофизическая конференция и выставка EАГO, SEG: Сб. тез. докл. - М.: Совинцентр, 1997.- С. 110-112.
5. Comparative Study on Stress-Dependent Permeability of Ultra-low Permeability Sandstone Rock using Different Types of Fluid Media / Sun Junchang, Yang Zhengming, Langfang Zranch, Teng Qi. VI International Petroleum Technology Conference. - Beijing, China, 26-28 March, 2013.
6. Геология нефти и газа Западной Сибири / А.Э. Конторович, И.И. Нестеров, Ф.К. Салманов и др. - М.: Наука, 1975. - 678 с.
7. Белозёров В.Б., Брылина Н.А., Даненберг E.E. Литостратигра-фия отложений васюганской свиты юго-востока Западно-Сибирской плиты / в кн.: Региональная стратиграфия нефтегазо-носнных районов Сибири. - Новосибирск: Сиб. науч. исслед. ин-т. геологии, геофизики и минерального сырья, 1988. -С. 75-83.
8. Анашкин А.Р., Дорогиницкая Л.М., Дергачева Т.Н. Петрофи-зические основы классификации коллекторов нефти и газа Западной Сибири по добывным параметрам // Геофизика. Спец. Вып. - 2001. - С. 77-83.
9. Белозеров Б.В. Роль петрофизических исследований при оценке насыщения сложнопостроенных коллекторов // Известия Томского политехнического университета. - 2010. - Т. 317. -М 1. - С. 110-116.
10. Чернова О.С., Жуковская EA Биостратиграфическая характеристика отложений горизонта Ю1 Крапивинского нефтяного месторождения // Известия Томского политехнического университета. - 2010. - Т. 317. - М 1. - С. 122-127.
11. Белозёров В.Б. Палеогеографические особенности формирования нефтеносных пластов васюганской свиты Западной Сибири // Известия Томского политехнического университета. -2008. - Т. 311. - М 1. - С. 67-72.
Заключение
Таким образом, в результате проведенных исследований выявлены основные закономерности пространственной неоднородности коллекторов пласта Ю1-3 Крапивинского месторождения по проницаемости, расхождение в значении коэффициента проницаемости, полученного по данным ГИС и по данным ПДГТМ. Установлены литолого-петрофизические и геофизические признаки коллекторов с аномальными значениями этого параметра. Основной причиной изменения проницаемости коллекторов пласта, в том числе и появления суперколлекторов, является изменение размера пор. Это же является основной причиной ошибок оценки проницаемости по данным геофизических исследований скважин, использующей корреляционные зависимости между пористостью и проницаемостью. Для устранения ошибок и более корректного определения проницаемости пласта необходимо использование данных гидродинамических исследований скважин.
12. Особенности строения продуктивного пласта Ю1-3/4 Крапивинского месторождения нефти по геологосейсмическим данным / В.П. Девятов, В.И. Берилко, В.В. Фоменко, Н.И. Карапузов // Вопросы геологии и палеонтологии Сибири. - Томск: Изд-во НТЛ, 1997. - С. 12-18.
13. Сахибгареев P.C. Вторичные изменения коллекторов в процессе формирования и разрушения нефтяных залежей. - Л.: Недра, 1989. - 260 с.
14. Жуковская Е.А., Кравченко Г.Г. Влияние вторичных изменений на коллекторские свойства верхнеюрских продуктивных отложений Крапивинского месторождения // Известия Томского политехнического университета. - 2010. - Т. 316. -№1.- С. 93-98.
15. Формалев В.Ф., Ревизников Д.Л. Численные методы. 2-е изд., испр. и доп. - М.: Физматлит, 2006. - 400 с.
16. The Integration of Petrophysical and Formation Tester Data in
the Creation of a Petrophysical Model for an Eastern Siberian Oilfield / Y. Karpekin, P. Weinheber, L. Abdrakhmanova, A. Tsikla-kov, Y.I. Gordeev, Maslov S.O. SPE Annual Technical Conference and Exhibition. - Denver, Colorado, USA, 30 October - 2 November 2011. URL: http://tgtoil.com/wp-content/uplo-
ads/2013/12/SPE- 146043-MS-P.pdf (дата обращения: 10.01.2014).
17. Конторович В.А. Тектоника и нефтегазоносность мезозойско-кайнозойских отложений юго-восточных районов Западной Сибири. - Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал «ГЕО», 2002. - 253 с.
18. Количественная оценка добывных характеристик коллекторов нефти и газа по петрофизическим данным и материалам ГИС / Л.М. Дорогиницкая, Т.Н. Дергачева, А.Р. Анашкин и др. - Томск: STT, 2007. - 278 с.
19. Пирсон С.Д. Учение о нефтяном пласте. - М.: Гостоптехиздат, 1961. - 567 с.
20. Кравченко Г.Г. Анизотропия песчаных коллекторов Крапи-винского месторождения нефти (Томская область) // Структурный анализ в геологических исследованиях: матер. Между-на. семинара и республиканской школы молодых ученых. -Томск, 1999.- С. 128-129.
21. Перозио Г.Н. Эпигенез терригенных пород юры и мела Западно-Сибирской низменности. - М.: Недра, 1971. - 158 с.
Поступила 13.01.2014 г.
UDC 553.98:550.83(571.1)
PATTERNS OF RESERVOIR PERMEABILITY VARIATION OF J1 KRAPIVINSKOE OILFIELD HORIZON
Damir R. Shaykhiev,
TomskNIPIneft, 72, Mira Avenue, Tomsk, 634027, Russia; Tomsk Polytechnic University, 30, Lenin Avenue, Toms, 634050, Russia. E-mail: [email protected]
The paper introduces the results of petrophysical and geophysical researches of reservoir filtration features of Krapivinskoe oilfield J1-3 horizon. The author has determined the factors and the reasons of space permeable heterogeneity both in lateral and vertical directions, as well as the reasons of inaccuracy when estimating permeability by geophysical data interpretation. The permeability map of J1-3 reservoir was analyzed; the map was obtained from a permanent geological-technological model Krapivinskoe oilfield. The analysis confirmed spatial heterogeneity of the reservoir permeability and porosity, especially permeability, which is most pronounced in the
north of the field; it was proved by the presence of high permeable layers that had been allocated according to the implemented com-
plex of the researches. Based on the results of core laboratory research, geophysical and hydrodynamic data interpretation and well test analysis the author carried out the comparative analysis of J1-3 horizon permeability values. As a result the differences in permeability estimation were determined. The validity of petro-units selection of J1-3 horizon was confirmed. Presence of high permeable layers in J1-3 horizon and its diagnostic characteristics were determined from porosity to permeability values correlation. The paper describes the geological reasons of increasing permeability values of J1-3 horizon.
Key words:
Porosity, permeability, high-permeability reservoir rock, well logging, well testing.
REFERENCES
1. Erofeev L.Ya., Vakhromeev G.S., Zinchenko V.S., Nomokonova G.G. Fizika gornykh porod [Physics of rock properties]. Tomsk, TPU Publ. House, 2006. 520 p.
2. Dobrynin V.M., Vendelshteyn B.Yu., Kozhevnikov D.A. Petrofi-zika [Petrophysics]. Moscow, Nedra Publ., 1991. 36B p.
3. Ellansky M.M. Petrofizicheskie osnovy kompleksnoi interpretat-sii dannykh geofizicheskikh issledovany skvazhin [Petrophysical principles of complex data interpretation of geophysical well investigation]. Moscow, GERS Publ., 2001. 229 p.
4. Kontorovich V.A., Mangazeev V.P., Gorodnikov M.A. Analyz mezozoysko-kaynozoyskoy istorii tektonicheskogo razvitiya ter-ritorii Tomskoy oblasti [Analysis of mesozoic-kainozoic history of Tomsk region tectonic development]. Mezhdynarodnya geofi-zicheskya koneferentsiya i vystavka EAGO, SEG. Sbornik tezisov dokladov [International geophysical conference and exhibition EAGO, sEg. Abstracts]. Moscow, Sovintsentr Publ., 1997. pp. 110-112.
5. Sun Junchang, Yang Zhengming, Langfang Zranch, Teng Qi. Comparative Study on Stress-Dependent Permeability of Ultra-low Permeability Sandstone Rock using Different Types of Fluid Media. VI International Petroleum Technology Conference. Beijing, China, 26-2B March, 2013.
6. Kontorovich A.E., Nesterov I.I., Salmanov F.K. Geologia nefti i gaza Zapadnoy Sibiri [Oil and gas geology of West Siberia]. Moscow, Nauka Publ., 1975. 67B p.
7. Belozerov V.B., Brylina N.A., Danenberg E.E. Litostratigrafiya otlozheniy vasyuganskoy svity yugo-vostochnykh rayonov Zapad-no-Sibirskoi plity [Lithostratigraphy of Vasyugan formation in southeast of West Siberia plate]. Regionalnay stratigrafiya nefte-gazovykh rayonov Sibiri [Regional strategraphy of oil and gas bearing areas of Siberia]. Novosibirsk, Sibirsky nauchno-issledova-telsky institute geologii, geofiziki i miniralnogo syrya, 19BB. pp. 75-B3.
B. Anashkin A.R., Doroginitskaya L.M., Dergacheva T.N. Petrofi-ziheskie osnovy klassifikatsii kollektorov nefti i gaza po dobyv-nym parametram [Petrophysical principles of oil-gas sand classification of West Siberia based on production data]. Geofizika, 2001, Spec. Iss., pp. 77-B3.
9. Belozerov B.V. Rol petrofiziheskikh issledovaniy pri otsenke na-syshchenya slozhnopostroennykh kollektorov [Petrophysical in-
vestigations responsibility when estimating oil saturation in complex reservoirs]. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University, 2010, vol. 317, no. 1, pp. 110-116.
10. Chernova O.S., Zhykovskaya E.A. Biostratigraficheskay kharak-teristika otlozheniy gorizonta U1 Krapivinskogo neftynogo mes-torozhdenya [Biostratigraphic property of J1 formation deposits in Krapivinskoe oil field]. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University, 2010, vol. 317, no. 1, pp. 122-127.
11. Belozerov V.B. Paleogeograficheskie osobennosti formirovanya neftenosnykh plastov vasyuganskoy svity Zapadnoy Sibiri [Pale-ogeographic particulars of forming oil and gas bearing formations of West Siberia Vasygan petroleum play]. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University, 2008, vol. 311, no. 1, pp. 67-72.
12. Devyatov V.P., Berilko V.I., Fomenko V.V., Karapuzov N.I. Osobennosti stroenia produktivnogo plasta U1-3/4 Krapivinskogo mestorozhdenia nefti po geologoseysmicheskim dannym [Seismic data on structure of reservoir J1-3/4 of Krapivinskoe oil field]. Voprosy geologii i palentologii Sibiri [Issues of geology and paleontology of Siberia]. Tomsk, NTL Publ., 1997. pp. 12-18.
13. Sakhibgareev P.S. Vtorichnye izmenenia kollektorov v protsesse formirovanya i razrushenia neftyanykh zalezhey [Secondary alteration in accumulation and destruction of oil trap]. Leningrad, Nedra Publ., 1989. 260 p.
14. Zhukovskaya E.A., Kravchenko G.G. Vliyanie vtorichnykh iz-menenmiy na kollektorskie svoystva verkhneyurskikh prodyktiv-nykh otlozheniy Krapivinskogo mestorozhdenia [Influence of secondary alteration on reservoir characteristics of upper Jurassic sand in Krapivinskoe oil field]. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University, 2010, vol. 316, no. 1, pp. 93-98.
15. Formalev V.F., Reviznikov D.L. Chislennye metody [Numerical methods]. Moscow, Fizmatlit Publ., 2006. 2d edition, 400 p.
16. Karpekin Y., Weinheber P., Abdrakhmanova L., Tsiklakov A., Gordeev Y.I., Maslov S.O. The Integration of Petrophysical and Formation Tester Data in the Creation of a Petrophysical Model for an Eastern Siberian Oilfield. SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Denver, Colorado, USA, 30 October - 2 November 2011. Available at: http://tgtoil.com/wp-content/uplo-ads/2013/12/SPE-146043-MS-P.pdf (accessed 10.01.2014).
17. Kontorovich V.A. Tektonika i neftegazonosnost mezozoysko-kay-nozoyskikh otlozheniy yugo-vostochnykh rayonov Zapadnoy Sibiri [Tectonics and oil-and-gas origin of Mesozoic and Cainozoic age
sedimentation of South-East regions of West Siberia]. Novosibirsk, SO RAN Publ., GEO, 2002. 253 p.
1B. Dorognitskaya L.M., Dergacheva T.N., Anashkin A.R. Koliche-stvennaya otsenka dobyvnykh kharakteristik kollektorov nefti i gaza po petrofizicheskim dannym i materialam GIS [Quantitative estimation of oil and gas reservoir production characteristics by petrophysical and wellog data]. Tomsk, STT Publ., 2007. 27B p.
19. Pirson S.D. Uchenie o neftynom plaste [Study of oil formation]. Moscow, Gostoptekhisdat Publ., І961. 567 p.
20. Kravchenko G.G. Anizotropiya peschanykh kollektorov Krapivinskogo mestorozhdeniya nefti (Tomskya oblast) [Net sand ani-
sotropy in Krapivinskoe oil field (Tomsk region)]. Stryktyrny analiz v geologicheskikh issledovaniyakh. Mareryaly mezhdyna-rodnogo seminara i respyblikanskoy shkoly molodykh uchenykh [Structural analysis in geological researches. Proc. of International seminar and republic school of young scientists]. Tomsk, 1999. pp. 128-129.
21. Perozio G.N. Epigenez terrigennykh porod yury i mela Zapadno-Sibirskoy nizmennosti [Weathering of clastic rocks of Jurassic and Cretaceous of West Siberia plate]. Moscow, Nedra Publ., 1971. 158 p.
