КОМПЛЕКСНОЕ ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ МЕТОДОМ ЯМР Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

2020

ВЕСТНИК ПЕРМСКОГО УНИВЕРСИТЕТА

Геология

Том 19, № 2

ГЕОФИЗИКА, ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ПОИСКОВ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ

УДК 550.84.02:550.8.053

Комплексное определение петрофизических свойств продуктивных отложений методом ЯМР

A.B. Разницын, H.A. Попов

Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми 614066, Пермь, ул. Советской Армии, 29. E-mail: alexandrraznitsyn@gmail.com Nikita.Popov@pnn.lukoil.com (Статья поступила в редакцию 30 января 2020 г.)

Представлены результаты комплексного определения петрофизических свойств продуктивных отложений одного из месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции методом ЯМР. Показана эффективность экспрессной оценки определения коэффициента пористости методом ЯМР, позволяющая пропустить этап экстрагирования образцов керна. Получены эмпирические зависимости для прогнозирования коэффициента объемной глинистости по результатам ЯМР-исследований для визейских терриген-ных отложений изучаемого месторождения.

Ключевые слова: ЯМР, петрофизические свойства, глинистость, коэффициент пористости. DOI: 10.17072/psu.geol.l9.2.132

Введение

Начиная с 90-х гг. XX в. метод ядерного магнитного резонанса (ЯМР) получил широкое распространение при изучении петрофизических свойств коллекторов нефти и газа (как в лаборатории, так и в скважине - ядерный магнитный каротаж), а также исследовании свойств пластовых флюидов (Джафа-ров и др., 2002).

Исследования горных пород и флюидов методом ЯМР основаны на изучении резонансного поглощения электромагнитной энергии ядрами атомов водорода. Метод ЯМР является уникальным неразрушающим методом исследования горных пород и позволяет определять такие важные характеристики коллекторов, как коэффициенты пористости и остаточной водонасыщенности, структуру пустотного пространства, распределение по типам пористости, смачиваемость и другие (Коатес и др., 1999; Борисен-ко и др., 2017; Вавилин и др., 2011; Куляв-цев, Федорцов, 2017; Ьооуез1уп и др., 2017;

Вгап&таПе и др., 2017; Уа1оп, №со^ 2018; Бюкидр., 2018).

Цель данной работы - комплексное изучение петрофизических характеристик продуктивных отложений одного из месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции методом ЯМР.

Объектом исследования являются тур-нейские, визейские (радаевские, бобриков-ские и тульские терригенные), башкирские и московские отложения, изученные по керну одной из разведочных скважин месторождения, расположенного на территории Пермского края.

Экспресс-оценка коэффициента пористости методом ЯМР

Пористость горных пород определяют различными методами: жидкостенасыщения (метод И. А. Преображенского), ядерного магнитного резонанса (ЯМР), газоволюмет-рическим, а также парафинизации (метод Мельчера). Наибольшее распространение в

© Рмницын A.B., Попов H.A., 2020

практике лабораторных исследований получили первые три способа (Иванов, Калмыков и др., 2008).

Согласно ГОСТ 26450.0-85, перед проведением исследований пустотное пространство образцов необходимо очистить от содержащихся в нем нефти, битумов, а также солей (экстрагирование породы). Процесс очистки может продолжаться от нескольких часов до нескольких суток и более. Помимо этого, в ходе экстракции слабосцементиро-ванные образцы могут разрушиться. При определении пористости породы методом жидкостенасыщения или газоволюметриче-ским методом игнорирование этапа экстракции образцов может привести к занижению коэффициента пористости (особенно в случае нефтенасыщенных образцов) из-за того, что часть пустотного пространства занята остаточными флюидами или битумом. Однако метод ЯМР позволяет решить данную проблему: сигнал, получаемый при исследованиях, будет учитывать нефть, воду и битум, занимающие часть пустотного пространства.

С целью апробации методики экспресс-оценки коэффициента пористости методом

ЯМР были проведены ЯМР-исследования 53 неэкстрагированных образцов керна одной из скважин изучаемого месторождения.

Предварительно все образцы были высушены в сушильном шкафу для удаления легких фракций углеводородов и адсорбированной из воздуха воды, а затем донасыщены керосином. После проведения ЯМР-исследований образцы были проэкстрагиро-ваны и определен коэффициент открытой пористости методом жидкостенасыщения, согласно ГОСТ 26450.1-85, с целью сравнения полученных результатов. Абсолютная разность между значениями коэффициента пористости, определенного методом жидкостенасыщения, и значениями, полученными методом ЯМР, изменяется в диапазоне от 0,01 до 3,35 %, составляя в среднем 0,36 %. Для наглядного представления полученных результатов на рис. 1 изображен график сравнения значений коэффициента пористости, определенных методом жидкостенасыщения на экстрагированных и насыщенных моделью пластовой воды образцах и методом ЯМР на неэкстрагированных и насыщенных керосином образцах.

Коп (метод жидкостенасыщения), %

Рис. 1. Сравнение значений коэффициента порисг насыщения

По рис. 1 видно, что из общей зависимости выделяются два образца (обозначены оранжевыми квадратами). Разность между значениями коэффициента пористости,

[, определенных методами ЯМР и жидкосте-

определенными различными методами, составляет 3,35 и 2,21 % соответственно. Возможной причиной расхождения результатов может быть закупоривание пор неэкстраги-

рованных образцов твердыми углеводородными соединениями (асфальтены, смолы, парафины и т.д.), а также солями, которые не регистрируются ЯМР-релаксометром.

В целом проведенные исследования показывают хорошую сходимость результатов, полученных методом ЯМР на неэкстрагиро-ванных насыщенных керосином образцах, с данными, определенными стандартным методом жидкостенасьпцения, что говорит об эффективности экспрессной оценки коэффициента пористости методом ЯМР и возможности ее внедрения в практику лабораторных исследований.

Исследование структуры пустотного пространства горных пород методом ЯМР

При условии полного насыщения образца керна одним флюидом и отсутствии градиента магнитного поля время поперечной релаксации Тг, измеряемое в ходе эксперимента, определяется следующим выражением (Коатес и др., 1999):

1 Б

Т2 = ?у > (1)

где Т2 - время поперечной релаксации, мс;

р - релаксационная активность породы, мкм/мс;

S/V - площадь удельной поверхности порового пространства, мкм2/мкм3.

Как видно из выражения (1), время поперечной релаксации пропорционально размеру поры (площади удельной поверхности), что позволяет рассматривать ЯМР в качестве одного из методов изучения структуры пустотного пространства.

На 72 стандартных образцах керна продуктивных отложений изучаемого месторождения были проведены комплексные ЯМР-исследования, включающие в себя определение коэффициентов общей пористости и остаточной водонасыщенности, построение распределений различных типов пористости по временам поперечной релаксации Тг, определение времен граничных отсечек Тггр, отделяющих свободную воду от связанной.

В таблице представлены основные статистические характеристики результатов проведенных исследований.

Основные статистические характеристики результатов ЯМР-исследований раздельно по продуктивным отложениям

Возраст Кп, % K0B, % T2rp, мс Вклад в общую пористость, %

Глинисто-связанная вода и микропористость Капил-лярно-свя-занная вода Эффективная пористость Каверповая пористость

C2vr 11,53 ± 5,82 1,51 -20,14 57,20 ±28,14 20,37 - 93,74 181,13 ± 123,38 30,66-419,66 9,35 ± 18,95 0,06-61,93 47,85 ± 23,82 18,75 -79,42 26,13 ± 15,51 4,46 - 52,99 16,67 ± 19,23 0,35 - 50,95

C2b 4,10 ±3,02 1,03-10,61 69,47 ± 22,96 23,72 - 90,77 268,55 ±214,79 49,25 - 679,04 11,17 ± 10,06 0,31 -27,13 58,30 ± 16,94 23,20 - 79,23 12,30 ± 7,84 3,52-35,77 18,23 ±22,26 0,00-69,13

CitlT 12,50 ±8,11 0,89-20,77 63,23 ± 24,07 5,67-84,19 31,46 ± 18,23 7,49-61,92 25,77 ± 23,32 0,74-71,86 37,46 ±20,13 4,93-74,12 36,77 ± 24,07 15,81-94,33 -

С1ЪЪ 14,70 ± 5,60 7,65-23,58 55,82 ±31,72 4,24 - 86,42 30,07 ± 26,40 3,45-71,00 35,88 ± 37,60 0,22 - 85,49 19,94 ± 20,04 0,93-62,81 44,18 ±31,72 13,58-95,76 -

C^d 12,76 ±2,85 9,50 - 14,74 83,93 ± 3,20 80,25 -86,12 38,41 ±38,55 10,87-82,47 30,34 ± 26,32 7,38 - 59,07 53,59 ± 24,26 26,35 - 72,87 16,07 ±3,20 13,88 - 19,75 -

Cit 6,59 ±4,18 0,97 - 14,63 47,33 ±21,52 16,43 -93,55 193,02 ± 103,78 10,17-408,15 8,43 ± 12,57 0,85-49,90 38,86 ± 16,20 15,14-80,00 32,43 ± 13,11 5,95 - 55,40 20,27 ± 18,22 0,00-64,31

Примечание: в числителе указаны среднее арифметическое значение ± среднее квадратическое отклонение, в знаменателе - размах значений.

По результатам проведенных исследований выявлено, что наибольшим содержанием свободного флюида (сумма эффективной и каверновой пористостей) в объеме пустотного пространства характеризуются отложения турнейского века, а самые высокие значения

остаточной водонасыщенности (сумма глинисто-связанной воды, микропористости и капиллярно-связанной воды) присущи рада-евским отложениям. Следовательно, продуктивные отложения неоднородны по структуре пустотного пространства.

В качестве примера на рис. 2 наглядно представлен вклад различных типов пористости в общее пустотное пространство в зависимости от глубины отбора образцов для турнейских отложений. По графику видно, что в разрезе встречаются как зоны развития коллекторов, так и пород-флюидоупоров

(граница коллектор - неколлектор проведена условно).

На рис. 3 приведено сопоставление коэффициентов пористости и остаточной водона-сыщенности, определенных методом ЯМР и стандартными методами (жидкостенасыще-ния и капилляриметрии). Стоит отметить хорошую сходимость полученных результатов.

90

80

зг 70

л

1-

о о 60

1-

о

О. 50

о

с

2 40

>.

Э

ю о 30

п

СТ ?0

10

с

£

ш

10

0

Зона вероятного коллектора

I

Зона вероятного коллектора

V

£ .<>? .4? . £ к>?> . I? «£> .«? & ^,

^ «г^ «г» ^ ^ чР* & чf?>, «й

ч* ч% к.* ч% ч" ч* ч% ч% ч* ч^ ч^ ч^ ч% ч% ч* ч% ч*

Глубина отбора образца (привязанная к ГИС), м

□ Глинисто-связанная вода (СВ\Л/) и микропористость □ Капиллярно-связанная вода

□ Эффективная пористость ■ Каверновая пористость

& <5> ■&

Рис. 2. Вклад в общую пористость различных типов пористости в зависимости от глубины отбора образца (С^)

К 15'°

° 10,0 ш

5,0

0

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Ков (метод капилляриметрии), %

ОС2УГ ОС2Ь ЛС1у(С1ИТ, С1ЬЬ, С1гф «СИ

0,0 ^

0,0 5,0 10,0 15,0 20,0 25,0 Коп (метод жидкостенасыщения), %

ОС2уг ОС2Ь ЛС1У(С1ИТ, С1ЬЬ, С1гф «СИ

Рис. 3. Сравнение коэффициентов пористости и остаточной водонасыщенности, определенных стандартными методами и методом ЯМР

Определение глинистости терригенных пород по данным ЯМР

Одним из параметров, оказывающих существенное влияние на филырационно-емкостные свойства (ФЕС), водоудержива-

ющую способность и другие характеристики коллекторов, является глинистость (Добрынин и др., 2004). Под глинистостью пород понимается их свойство содержать частицы с эффективным диаметром менее 0,01 мм (Кобранова, 1986). Содержание частиц дан-

ного размера определяют в рамках гранулометрического анализа терригенных пород. Гранулометрический состав пород изучают различными методами: ситовым, седимента-ционным, а также методом лазерной дифракции (Иванов, Бурлин и др., 2008). Указанные методы достаточно трудоемки и занимают продолжительное время.

Вопросы оценки количественного содержания глинистых частиц в породах методом ЯМР в литературе практически не освещены. Определение глинистости пород по результатам ЯМР-исследований возможно в силу того, что аппаратура данного метода позволяет регистрировать сигнал от воды, адсорбируемой на поверхности глинистых частиц (Коатес и др., 1999; Джафаров и др., 2002). Так как протоны, которые содержатся в пленке, обволакивающей глинистые частицы, релаксируют очень быстро, то времена их поперечной релаксации Т2 крайне малы: общепринятой отсечкой, разделяющей гли-нисто-связан^ю и капиллярно-связанную воду в спектре времен Т2, являются 3 мс (Петерсилье и др., 2003). Следовательно, с увеличением количества глинистых частиц в породе среднее логарифмическое значение времен поперечной релаксации Т21о§теап будет смещаться в область малых значений. Данный показатель определяется по формуле

Т2^теап=10-—-,

¿Лш

где Т21о§теап - среднее логарифмическое значение времен поперечной релаксации Т2, мс;

Кш - 1-я пористость, д. ед., соответствующая .¡-му значению времени поперечной релаксации Т2(, мс.

В работе М.И. Шумскайте «Определение петрофизических параметров песчано-глинистых образцов керна и типизация пластовых флюидов методом ЯМР-релаксометрии» (2017) показана возможность прогнозирования объемного содержания глинистых частиц и определения типа глинистых минералов по данным ЯМР для песчано-алевритовых образцов керна из терригенных разрезов Западной Сибири. Для

территории Пермского края такие исследования не проводились.

С целью изучения возможности определения содержания глинистых частиц в терригенных породах методом ЯМР был проведен гранулометрический анализ 16 образцов керна визейских терригенных отложений изучаемого месторождения методом лазерной дифракции, по результатам которого было вычислено объемное содержание глинистых частиц в породе. Гранулометрический состав был определен у образцов, на которых проводились ЯМР-исследования.

Для наглядного представления влияния количества глинистых частиц в образце на спектр времен поперечной релаксации Т2 на рис. 4 представлено распределение ЯМР пористости по временам поперечной релаксации Т2 для двух полностью насыщенных образцов. Коэффициенты объемной глинистости составляют 42,3 и 13,2 % соответственно. По графику видно, что модальное значение времени поперечной релаксации Т2 образца, характеризующегося большей глинистостью, смещено в область меньших значений, что указывает на высокое содержание пелитовых частиц.

В результате аппроксимации экспериментальных данных получены следующие регрессионные уравнения, позволяющие на основе результатов ЯМР-исследований прогнозировать значения коэффициента глинистости:

1. Кгл = 8,548е°'016СВ^ Я2 = 0,71;

2. Кгл = 29,974Т21о§теап"0'314, Я2 = 0,64 (для полностью водонасыщенных образцов);

3.Кгл = 24,507Т21о§шеап"°'425, Я2 = 0,64 (для частично водонасыщенных образцов), где Кгл - коэффициент объемной глинистости, %;

Т21о§шеап - среднее логарифмическое значение времен поперечной релаксации Т2, мс;

CBW - вклад в общую пористость глинисто-связанной воды, %.

Видно, что наиболее тесная связь коэффициента объемной глинистости установлена с вкладом в общую пористость глинисто-связанной воды (СВ^ (рис. 5).

0,006

tj ш 0,005

et

л h 0,004

о

и 0,003

О.

О

С 0,002

Q.

S

Оч 0,001

Л £\ Кгл =13,2 %

' Г

Кгл = 4 2,3%

0,0 0,1 1,0 10,0 100,0 1000,0 10000,0 Время поперечной релаксацииТ2, мс

Рис. 4. Распределение ЯМР пористости по временам поперечной релаксации Т2 для двух терриген-ных образцов с различной глинистостью

45,0

>S 40,0

О

X S 35,0

Е 30,0

10

о н X S Ö 25,0

ш S Р 20,0

1Г о

S S 15,0

■е- X

■е- S с 10,0

о С

о 5,0

0,0

Krn=8,548e°'016CBW R2 = 0,71

О о

о

о о

0,0 20,0 40,0 60,0 80,0

Глинистхдевязанная вода (CBW), %

100,0

Рис. 5. График зависимости коэффициента объемной глинистости от вклада в общую пористость глинисто-связанной воды

Выводы

Проведенные ЯМР-исследования керна продуктивных отложений одного из месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции показали эффективность метода ЯМР при определении свойств горных пород, необходимых для петрофизического обеспечения подсчета запасов, а также разработки залежей углеводородов.

В результате исследований опробована и показана эффективность методики экспресс-оценки коэффициента пористости методом ЯМР, которая позволяет оперативно (2 дня вместо нескольких недель) определять ем-

костные характеристики пород, пропустив этап экстрагирования образцов (актуально для слабосцементированных отложений). Определены коэффициенты пористости и остаточной водонасыщенности, вклад различных типов пористости в общую пористость, времена граничных отсечек Тггр. Получены эмпирические зависимости для определения коэффициента объемной глинистости по данным ЯМР-исследований для визейских терригенных отложений.

Библиографический список

Борисенко СЛ., Богданович H.H., Козлова

Е.В., Спасенных М.Ю., Заграновская Д.Е. Оценка лиофильности пород баженовской свиты методами адсорбции и ядерной магнитной релаксо-метрии // Нефтяное хозяйство. 2017. №3. С. 1216.

Вавилин В.А., Кунакасов A.A., Галиев Т.Р., Сорокина Е.В. Эффективность применения метода ядерно-магнитного резонанса при лабораторных петрофизических исследованиях керна и шлама // Нефтяное хозяйство. 2011. №8. С. 2123.

ГОСТ 26450.0-85. Породы горные. Общие требования к отбору и подготовке проб для определения коллекторских свойств. М.: Изд-во стандартов, 1985. 4 с.

ГОСТ 26450.1-85. Породы горные. Метод определения коэффициента открытой пористости жидкостенасыщением. М.: Изд-во стандартов, 1985. 8 с.

Джафаров КС., Сынгаевский П.Е., Хафизов С.Ф. Применение метода ЯМР для характеристики состава и распределения пластовых флюидов. М.: Химия, 2002. 439 с.

Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Кожевников Д.А. Петрофизика (Физика горных пород). М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. 368 с.

Иванов М.К., Бурлин Ю.К, Калмыков Г.А., Карнюшина Е.Е., Коробова Н.И. Петрофизиче-ские методы исследования кернового материала (терригенные отложения): учеб. пособие в 2 кн. Кн. 1. М.: Изд-во Моск. ун-та, 2008. 112 с.

Иванов М.К., Калмыков Г.А., Белохин B.C., Корост Д.В., Хамидуллин P.A. Петрофизические методы исследования кернового материала: учеб. пособие в 2 кн. Кн. 2: Лабораторные методы петрофизических исследований кернового материала. М.: Изд-во Моск. ун-та, 2008. 112 с.

Кобранова В.Н. Петрофизика: учебник для вузов. М.: Недра, 1986. 392 с.

Кулявцев А.В., Федорцов ИВ. Результаты опытно-промышленных работ по использованию ЯМР-релаксометра GeoSpec для измерения общей и эффективной пористости горных пород // Нефтяное хозяйство. 2017. №9. С. 34-36.

Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом / под ред. В.И. Петерсилье. В.И. По-роскуна, Г.Г. Яценко / ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика». М.; Тверь, 2003.

Шумскайте М.Й. Определение петрофизических параметров песчано-глинистых образцов керна и типизация пластовых флюидов методом ЯМР-релаксометрии: дис. канд. техн. наук. Новосибирск, 2017. 136 с.

Brandimarte F., Eriksson М., Moss A. How to obtain primary drainage capillary pressure curves using NMR T2 distributions in a heterogeneous carbonate reservoir // International Symposium of the Society of Core Analysts. Vienna, Austria, 2017. P. 1-9.

Coates G. R, Xiao L., Prammer M. G. NMR Logging. Principles and Applications. Houston: Halliburton Energy Services, 1999. 253 p.

Dick M.J., Veselinovic D., Kenney Т., Green D. Measuring relative permeability with NMR // International Symposium of the Society of Core Analysts. Trondheim, Norway, 2018. P. 1-10.

Looyestijn W., Zhang X., Hebing A. How can NMR asses the wettability of a chalk reservoir // International Symposium of the Society of Core Analysts. Vienna, Austria, 2017. P. 1-12.

Valori A., NicotB. A review of 60 years of NMR wettability // International Symposium of the Society of Core Analysts. Trondheim, Norway, 2018. P. 1-13.

Comprehensive Determination of Petrophysical Properties of the Productive Deposits Using the NMR Method

A.V. Raznitsyn, N.A. Popov

The Branch of OOO «LUKOIL-Engineering» «PermNIPIneft» in Perm 29 Sovetskoy Armii Str., Perm 614066, Russia

E-mail: alexandrraznitsyn@gmail.com. Nikita.Popov@pnn.lukoil.com

The paper presents the results of comprehensive determination of productive deposits petrophysical properties using the NMR method. The subject of research is the productive deposits of one of the Volga-Ural oil-and-gas province fields. Efficiency of the short-time porosity estimation by NMR technique is shown. This approach allows excluding of cleaning core process. The author computed the empirical relationships of clay content and NMR results for the Visean terrigenous deposits of the study field. Keywords: NMR; petrophysical properties; clay content; porosity factor.

References

Borisenko S.A., Bogdanovich N.N., Kozlova E.V., Spasennykh M.Yu., Zagranovskaya D.E. 2017. Otsenka liofilnosti porod bazhenovskoy svity meto-dami adsorbtsii i yadernoy magnitnoy relaksometrii [Estimation of the lyophilic properties of the Ba-zhenovskaya formation rocks by adsorption and NMR methods]. Neftyanoye khozyaystvo. 3:12-16. (in Russian)

Vavilin V.A., Kunakasov A.A., Galiev T.R., So-rokina E.V. 2011. Effektivnost primeneniya metoda yaderno-magnitnogo rezonansa pri laboratornykh petrofizicheskikh issledovaniyakh kerna i shlama [Effectiveness of nuclear magnetic resonance method for the core samples and drilling sludge laboratory petrophysical study]. Neftyanoye khozyaystvo. 8:21-23. (in Russian)

GOST 26450.0-85. Porody gornye. Obshchie trebovaniya k otboru i podgotovke prob dlya opre-deleniya kollektorskikh svoystv [State standard 26450.0-85. Rocks. General requirements to specimens sampling and preparation for reservoir properties determination], Izdatelstvo standartov, Moskva, 4 p. (in Russian)

GOST 26450.1-85. Porody gornye. Metod opre-deleniya koeffitsienta otkrytoy poristosti zhidkostenasyshcheniem [State standard 26450.185. Rocks. Method of porosity factor determination with fluid saturation], Izdatelstvo standartov, Moskva, 8 p. (in Russian)

Dzhafarov I.S., Syngaevskiy P.E., Hafizov S.F. 2002. Primenenie metoda YAMR dlya kharakteristi-ki sostava i raspredeleniya plastovykh flyuidov [Application of the NMR method for characterization of reservoir fluids composition and distribution]. Himi-ya, Moskva, p. 439. (in Russian)

Dobrynin V.M., Vendelshteyn B.Yu., Kozhevni-kov D.A. 2004. Petrofizika (Fizika gornyh porod) [Petrophysics (Physics of rocks)]. Neft i gas, Moskva, p. 368. (in Russian)

IvanovM.K., Burlin Yu.K., Kalmykov G.A., Kar-nyushina E.E., Korobova N.I. 2008. Petrofizicheskie metody issledovaniya kernovogo materiala (terri-gennye otlozheniya) [Petrophysical methods of core material analysis (terrigenous deposits). Book 1]. Moskovskiy universitet, Moskva, p. 112. (in Russian)

Ivanov M.K., Kalmykov G.A., Belohin V.S., Korost D.V., Hamidullin R.A. 2008. Petrofizicheskie

metody issledovaniya kernovogo materiala. Kn. 2: Laboratornye metody petrofizicheskikh issledovaniy kernovogo materiala [Petrophysical methods of core material analysis. Book 2: Laboratory methods of core material petrophysical analysis]. Moskovskiy universitet, Moskva, p. 112. (in Russian)

Kobranova V.N. 1986. Petrofizika [Petrophysics]. Nedra, Moskva, p. 392. (in Russian)

Kulyavtsev A.V., Fedortsov I.V. 2017. Rezultaty opytno-promyshlennykh rabot po ispolzovaniyu YAMR-relaksometra GeoSpec dlya izmereniya ob-shchey i effektivnoy poristosti gornykh porod [Results of pilot-industrial works on the use of the GeoSpec NMR-relaxometer to measure the total and effective porosity of rocks]. Neftyanoye khozyaystvo. 9:34-36. (in Russian)

Metodicheskie rekomendatsii po podschetu geo-logicheskikh zapasov nefti i gaza obyemnym metodom [Methodological recommendations for oil and gas reserves estimation with volumetric method]. Petersilye V.I., Poroskuna V.I., Yacenko G.G. Eds. VNIGNI, NPC Tvergeophizika, Moskva-Tver, 2003. (in Russian)

Shumskajte M.J. 2017. Opredelenie petrofizicheskikh parametrov peschano-glinistykh obraztsov kerna i tipizatsiya plastovykh flyuidov metodom YAMR-relaksometrii [Determination of core samples petrophysical parameters and reservoir fluids typization with NMR-relaxometry], Dis. kand. tekh. nauk. Novosibirsk, p. 136. (in Russian)

Brandimarte F., Eriksson M., Moss A. 2017. How to obtain primary drainage capillary pressure curves using NMR T2 distributions in a heterogeneous carbonate reservoir. International Symposium of the Society of Core Analysts, pp. 1-9.

Coates G. R, Xiao L., Prammer M. G. 1999. NMR Logging. Principles and Applications. Houston: Halliburton Energy Services, p. 253.

Dick M.J., Veselinovic D., Kenney T., Green D. 2018. Measuring relative permeability with NMR. International Symposium of the Society of Core Analysts, pp. 1-10.

Looyestijn W., Zhang X., Hebing A. 2017. How can NMR asses the wettability of a chalk reservoir. International Symposium of the Society of Core Analysts, pp.1-12.

Valori A., Nicot B. 2018. A review of 60 years of NMR wettability. International Symposium of the Society of Core Analysts, pp. 1-13.