Концептуальная модель строения доюрских отложений Чкаловского месторождения Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

К.М. Паровинчак, руководитель проекта Департамента разработки месторождений, ОАО «НК «Роснефть»

КОНЦЕПТУАЛЬНАЯ МОДЕЛЬ

строения доюрских отложений чкаловского

МЕСТОРОЖДЕНИЯ

С целью вовлечения в разработку запасов неразрабатываемых месторождений, расположенных в одном районе (Томская обл.), предлагается объединить усилия недропользователей в части обустройства. Только такой подход позволит ввести в разработку мелкие (нерентабельные) месторождения, исключить дублирование проектных и строительных работ, которое уже имеет место и может привести к дальнейшему неоправданному вложению капитальных затрат. По всем месторождениям рассматриваемого региона вскрыты доюрские отложения.

Для реализации данной программы обобщен весь имеющий материал по доюрским отложениям Томской области, выявлены закономерности формирования, распространения данных отложений. Сформированы критерии, определяющие способ закан-чивания бурения новых скважин, также определены критерии очередности ввода месторождений в разработку. В данной работе представлено детальное изучение геологического строения доюрских отложений одного из сложных месторождений Томской области - Чкаловского.

Ранее автором была рассмотрена проблема выработки запасов, снижения добычи нефти, газа на крупных месторождениях Томской области, выявлены общие особенности геологического строения месторождений рассматриваемого района, предложена программа ввода группы неразрабатываемых месторождений. Предложено объединить усилия недропользователей и создать единую транспортную схему. Также в работе была дана краткая экономическая оценка проекта в целом [1].

В данной работе рассматривается детальное геологическое строение доюрских отложений одного из сложных месторождений Томской области, также в работе проведен анализ эффективности основных геолого-технологических мероприятий, исследовано их влияние на КИН, рассмотрены мероприятия по увеличению нефтеотдачи пласта. Чкаловское месторождение расположено на территории Томской области в Александровском нефтегазоносном районе. Открыто месторождение в

1977 г. в разработку введено в 1986 г. Промышленная нефтеносность месторождения установлена в юрских терригенных отложениях (пласт Ю11) и породах палеозоя (пласт М1). Месторождение относится к группе мелких, по сложности геологического строения

- к сложным. Наиболее сложными и заслуживающими особого внимания являются залежи углеводородов (УВ), приуроченные к древним палеозойским образованиям.Ранее, при рассмотрении материалов подсчета запасов Чкаловского месторождения в 2004 г., ГКЗ отмечала низкую степень изученности залежей нефти и газа пласта М1. К настоящему времени в пределах месторождения проведены геологоразведочные работы, позволившие получить дополнительную информацию, которая легла в основу принципиально новой концептуальной геологической модели. Так, увеличилась степень раз-буренности (с 27 до 37 скв.) и освещенности керном (с 9 до 13 скв.) сложно-построенного пласта М1, определен

возраст палеозойских отложений, определена роль тектонических нарушений, введена в разработку часть разреза, ранее отнесенная к зоне, насыщенной газом, и показавшая отсутствие газовых шапок, проведены промысловые замеры газового фактора, выполнены новые комплексы геофизических исследований.

ГЕОЛОГИЧЕСКОЕСТРОЕНИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Особенностью Чкаловского месторождения является присутствие промышленных залежей нефти в отложениях палеозойского фундамента и мезозойского чехла.

Построению геологической модели палеозойских образований Чкаловского эрозионно-тектонического выступа, начатому в 1980 г., долгое время препятствовало отсутствие в породах палеонтологических находок. Представления о том, что в строении палеозойской части Чкаловского выступа принимают участие толщи, свиты силурийского, де-

^>ufi

Approved

Event

12-я МОСКОВСКАЯ МЕЖДУНАРОДНАЯ ВЫСТАВКА

НЕФТЬ И ГАЗ

MIOGE

25-28

ИЮНЯ 2013

МОСКВА

ЭКСПОЦЕНТР

А

RPGC

11-й РОССИЙСКИЙ

НЕФТЕГАЗОВЫЙ

КОНГРЕСС

25-27

ИЮНЯ 2013

МОСКВА

ЭКСПОЦЕНТР

ГЛАВНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ ГОДА ДЛЯ ГЛАВНОЙ ОТРАСЛИ РОССИИ

ОГГАИИМТОР

www.mioge.ru

www.mioge.com

ГРУППА КОМПАНИИ

ITE MOSCOW

+7(495)935 7350 oil-gas@ite-expo.ru

ITE GROUP PLC

+44 (0) 207 596 5000 oilgas@ite-exhibitions.com

таблица 1. сведения о геолого-геофизической изученности района по результатам работ, выполненных после 2004 г.

виды работ Год начала и окончания работ Основные результаты работ

Разведочное и эксплуатационное бурение Отбор и исследование керна 2004-2011 В разведочных скважинах в полном объеме реализован комплекс ГИС, что снизило возможности неоднозначной интерпретации карбонатно-терригенного разреза палеозоя и выделения в нем коллекторов. Уточнены контуры залежей пластов М1 и Ю11. Отобран керн в 4 скв.: проведено детальное изучение литологического состава, возрастные определения.

ВСП 2008 Выполнено ВСП с одним ближним и 6 дальним пунктами взрыва. В результате был уточнен структурный план.

Гироскопические исследования 2008-2011 Инклинометрия гироскопом в 10 скважинах.

Мониторинг структурно-тектонической модели Чкаловского месторождения 2011 Перестроены структурные карты кровли палеозойского фундамента с использованием уточненной привязки отражающего горизонта Ф2 и кровли горизонта 11а, с учетом пробуренного фонда скважин.

Литолого-фациальное моделирование 2011 Выявлены литологические особенности карбонатной толщи. По данным исследований, горизонт М1 в пределах Чкаловского выступа связан с карбонатными отложениями палеозоя. Представлен карбонатными породами нижнего силура, выведенными на доюрскую поверхность.

Мониторинг структурно-тектонической модели Чкаловского месторождения 2011 Перестроены структурные карты кровли палеозойского фундамента с использованием уточненной привязки отражающего горизонта Ф2 и кровли горизонта 11а, с учетом пробуренного фонда скважин.

вонского и каменноугольного возраста [2], сформировались по причине слабой палеонтологической охарактеризованного площади.

Стратиграфия докембрия и нижнего палеозоя исследуемого района была разработана недостаточно. Для сравнительного анализа и привязки разрезов, вскрытых скважинами Чкаловского месторождения, к общей стратиграфической шкале использованы материалы удаленных разрезов крайнего востока Томской области: параметрических скважин, в которых отложения данного стратиграфического уровня пройдены в наиболее полном объеме и хорошо изучены [3]. Данный анализ позволил уточнить концептуальную модель палеозойских образований в пределах Чкаловского месторождения и был положен в основу построенной геологоматематической модели пласта М1.

В тектоническом плане район работ располагается в пределах южной ча-

сти центральной Западно-Сибирской складчатой системы герцинского возраста. Система занимает всю центральную часть Западно-Сибирской плиты, пересекая ее с юга на север. Заложена была в силуре или начале девона на байкальском и салаирском складчатом основании. Герцинский возраст центральной части плиты подтверждается не только типом структурных зон, развитых в фундаменте, но и составом пород, вскрытых скважинами. Доюрский комплекс отложений служит фундаментом для мезозойско-кайнозойского чехла. В результате унаследованных движений структурно-формационных зон фундамента в мезозое-кайнозое были сформированы консидементационные структуры платформенного чехла.

геолого-геофизическая

изученность

Работы на Чкаловской площади осу-

ществлялись планомерно, в три этапа: поиск, разведка и доразведка. В 2006 г. в рамках геологоразведочных работ была пробурена скважина, которая выявила нефтеносность пласта М1 в центральном блоке. В 2007 г. пробурена скважина, подтвердившая нефтегазо-носность центрального блока.

Кроме того, согласно текущему проектному документу, в 2010-2011 гг. было пробурено 10 наклонных эксплуатационных скважин со вскрытием до-юрского горизонта М1. Все скважины подтвердили продуктивность целевого горизонта (табл.1.).

По состоянию на 01.01.2012 г. на Чка-ловском месторождении пробурено 111 скважин, из них 23 разведочных. Площадь изучена сейсморазведочными работами МОГТ-2Д (302 пог. км) и МОГТ-3Д (57 км2). В четырех скважинах выполнены сейсмокаротажные исследования, характеризующие главным образом скоростную характеристику

разреза до верхнеюрских горизонтов включительно. После бурения разведочных скважин в них были проведены работы по методике непродольного ВСП. Это позволило изучить средние и пластовые скорости распространения упругих волн до горизонтов верхней части доюрского фундамента [4].

изученность керном

С целью изучения литологопетрографических характеристик разреза, коллекторских свойств продуктивных пластов бурение поисковоразведочных и эксплуатационных скважин проводилось с отбором керна.

Всего на месторождении пробурено 27 скважин с отбором керна. При этом по пласту М1 с отбором пробурено 17 скважин, а по пласту Ю11 с отбором пробурено 26 скважины.

По пласту М1 пройдено 70% общей толщины пласта. Вынос керна равен 21,1%. По пласту М1 из эффективной нефтенасыщенной части освещенность составляет 33,8%. В газонасыщенной части пласта освещенность керном составляет 28,5%.

Анализируя состояние отбора керново-го материала по продуктивным пластам, следует отметить, что при существующем фонде скважин его объем можно считать неудовлетворительным.

гидродинамические исследования скважин

Испытания разведочных скважин после бурения с целью определения продуктивности пластов и структуры залежи проводились с 1978 г. до 1996 г. Испытания проводились в эксплуатационной колонне, скважины исследовались на стационарных режимах фильтрации с построением индикаторных диаграмм (ИК), на неустановившихся режимах £

фильтрации с записью кривой восста- ч

новления давления (КВД).

Испытания пласта М1 проводилось по 15 разведочным скважинам. Испытания проводились в период 1977-2008 гг. Исследования эксплуатационных скважин проводились начиная с 04.1986 г. и до настоящего времени с целью гидродинамического контроля и оценки гидродинамических параметров пласта, энергетического состояния и определения прогноза продуктивности скважин. Для оценки текущего пластового

давления проводились прямые замеры Рпл и замеры статического уровня (Нст) в скважинах действующего и бездействующего фондов.

Исследования пласта М1 в период эксплуатации проведены по 10 скважинам, в основном при освоении (методом компрессирования)и в период работы скважины на фонтане безводной нефтью.

определение вторичной Пористости

Вторичная пористость (емкость трещин и распространенных вдоль трещин каверн) рассчитывалась по методике Котяхова [5]:

1. На основе кернового материала по двум скважинам было посчитано количество макротрещин. Из общего количества были выделены открытые. По ориентации трещин в пространстве были выделены следующие виды: брекчиевидная структура, блоковая структура, вертикальные, косые, горизонтальные и стилолитовые. Выделение интервалов с вертикальными перетоками обусловлено наличием открытых макротрещин большой протяженностью в вертикальном (субвертикальном) направлении.

2. По данным ГДИС (гидродинамические исследования) определяются следующие коэффициенты: Ц - коэффициент продуктивности, м3/сут.мПа; Ь - объемный коэффициент нефти,

д. ед.; ц - динамическая вязкость нефти, мПа-с; 1Кк и 1Кс - радиусы дренирования и скважины, м.

3. На основе полученного материала был произведен расчет вторичной (трещинной) пористости по формуле, предложенной Ф.И. Котяховым:

3\п-ЪцЛ^^- Г2т

кп.т = (1/577.9)

Где: Густота трещин, м-1; Н - толщина продуцирующего интервала, м.

На рисунке 1 полученный массив точек показал высокую корреляцию с густотой трещин. На рисунке 2 представлен пример визуализации блока карбонатной породы с развитой вторичной пористостью.

4. Для распространения вторичной (трещинной) пористости по всему фонду скважин была построена зависимость:

Кп_тр=-0,0099*ЩДгк)+0,0025.

оценка проницаемости карбонатных пород

Проницаемость карбонатных пород складывается из проницаемости матрицы и проницаемости макротрещин. Проницаемость макротрещин оценивалась по данным гидродинамики. Измерений проницаемости на образцах керна карбонатных отложений выполнено мало. Основная масса образцов, отобранная

Густота трещин рис. 1. График Кп_тр=f (густота трещин)

рис. 2. Пример визуализации блока карбонатной породы с развитой вторичной пористостью

для определения коэффициента проницаемости, является непроницаемой, что характеризует фильтрационные свойства матрицы. Для построения зависимости, определяющей проницаемость пород, была произведена выборка образцов, располагающихся в пределах коллекторов. По имеющимся образцам были выделены две линии тренда (рис. 3), со сменой свойств при пористости 6%, что обусловлено тем, что коллекторы Чкаловского месторождения имеют трещинный, трещинно-каверновый и каверново-трещинный типы. Трещинная пористость составляет небольшую долю емкости карбонатных пород (примерно до 2%), но имеет важное значение в формировании фильтрационных свойств коллекторов.

каверновая пористость

При непроницаемой матрице, как правило, каверны сообщаются между собой через сеть трещин. Каверновая пористость карбонатных пород является определяющей в формировании емкостных свойств коллекторов. Изменение фильтрационных свойств относительно емкостных на графике Кпр-Кп на границе 6% обусловлено увеличением доли каверн относительно трещин, что увеличивает долю порового

пространства в единице объема породы, но уменьшает их сообщаемость между собой по причине уменьшения раскры-тости трещин и их густоты.

Изменение фильтрационно-емкостных свойств пласта М1 наблюдается в широком диапазоне. Открытая пористость изменяется от 2,6 до 20,6%. Проницаемость варьирует в пределах

0,04-328*10-3 мкм2, водонасыщенность изменяется от 21 до 82,7%. Средневзвешенные значения параметров по пласту по нефтенасыщенной части составляют: открытая пористость

- 4,9 %, проницаемость - 4.4*10-3 мкм2, нефтенасыщенность - 57,7%. Средняя пористость пород-коллекторов для газонасыщенной части составляет 2,3%, газонасыщенность - 62,4%.

В общем между пористостью и проницаемостью пласта М1 связи не выявлено, коэффициент корреляции равен 0,19.

моделирование пласта м1

Процесс построения геологической модели заключается в описании математическими алгоритмами геологического строения пласта и его коллекторских свойств по данным сейсмических, литолого-фациальных и петрофизиче-ских моделей. Для адекватной оценки размеров, внутреннего строения, неоднородности и гидродинамической связности продуктивного горизонта М1 Чкаловского месторождения были

привлечены результаты детального фа-циального и сейсмического анализа, которые нашли свое отражение в геологической модели месторождения. При построении модели задавали слои по 0,5 м. Данный способ нарезки отражает условия формирования и накопления карбонатных осадков. Следует учесть, что подошва пласта не вскрыта, все залежи являются массивными. Вышеописанный способ позволяет сохранить регулярность грида и избежать образования ячеек треугольной формы, которые вызывают ряд сложностей при гидродинамических расчетах.

При построении геологической модели было выделено 14 разломов, и модель разбита на 9 сегментов.

Вследствие глубокой переработки пород пласта М вторичными процессами, полностью нивелирующими изначальное пустотное пространство, основополагающим фактором при распределении свойств является учет направления развития системы микро- и макротрещин, а также выделение зон развития трещиноватости.

На основе структурно-тектонического анализа на месторождении сделан вывод о приуроченности систем трещин преимущественно к разломам севернозападного простирания параллельно растягивающим напряжениям. Разломы северо-западного простира-

Рис. 4. Разбиение геологической модели на сегменты, слева: модель 2004-2005 гг.; справа: 2011г.

ния в основном сбросового типа либо безамплитудные; разломы северовосточного простирания имеют большие амплитуды с более пликативным характером деформаций (рис. 4). Анализируя характер деформаций и направления ориентации разломов, можно заключить, что структура создавалась в условиях преимущественного сжатия, ориентированного в северо-восточном направлении.

Это согласуется с данными региональной тектоники: район месторождения находится в пределах протягивающегося в северо-западном направлении Назино-Сеньковского антиклинория. Таким образом, установлено преимущественно северо-западное направление развития системы микро- и макротрещин, равное 310° по азимуту, соответствующее преимущественному направлению растяжений.

выделение силурийского рифового тела

Силурийский карбонатный риф, выделенный по данным керна, также трассирован по кубу 30-сейсморазведки по характерному поведению сейсмических амплитуд. Рифовое тело распространено в северо-западном направлении и выделено в модели отдельно. В дальнейшем при выборе рангов вариограмм при распределении свойств учитывались геоме-

КОМПЛЕКСНОЕ ОБУСТРОЙСТВО МЕСТОРОЖДЕНИЙ

СТРОИТЕЛЬСТВО ИНФРАСТРУКТУРЫ ДЛЯ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ И ДОБЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЙ

Здания на основе металлоконструкций могут быть различного назначения:

• производственные здания;

• складские и гаражные корпуса;

• физкультурно-оздоровительные комплексы;

• торговые центры;

• спортивные комплексы;

• овощехранилища;

• ремонтно-механические мастерские;

• производственные цеха.

Внутриплощадочные объекты инфраструктуры:

• модульные котельные;

• дизельные генераторы и электростанции;

Здания на основе несущих панелей СОТИС:

• общежития для рабочих и ИТР;

• столовые полного цикла и доготовочные;

• административно-бытовые комплексы;

• служебно-эксплуатационные блоки;

• пожарные депо;

• медицинские пункты;

• бани, прачечные, сауны;

• операторные;

• жилые многоквартирные дома.

Межплощадочные и внутриплощадочные инженерные сети:

• сети водоснабжения;

с Ц

^ . ■ • очистные сооружения; • сети канализации;

• станции водоподготовки; • сети теплоснабжения; г L j

• ротарные резервуары; • сети электроснабжения;

• модульные насосные станции. • сети связи (телевидение, ив і

Интернет, телефония).

ГЕОСТРОИ

группа компаний

Юридический адрес:

115304, г. Москва, ул, Ереванская, д. 17, стр. 1

Фактический адрес:

623150, Свердловская обл., г. Первоуральск, п. Билимбай, ул. Малышева, 22

Тел.:/3439/292-331,292-188, 292-199,292-184 Факс:/3439/292-336

e-mail: info@gkgeostroy.com www.gkgeostroy.com

трические параметры рифа, установленные по месторождениям-аналогам.

ПОСТРОЕНИЕ КУБА ТИПОВ КОЛЛЕКТОРА

Типы коллектора были распространены в объеме модели с использованием кокригинга по нормализованному кубу акустического импеданса. Для силурийского рифа - направление 335°, исходя из направления распространения рифового тела. Для остальной модели - 310°, исходя из данных развития основных тектонических напряжений, влияющих на ориентацию микро- и макротрещин.

ПОСТРОЕНИЕ КУБА ТРЕЩИННОЙ ПОРИСТОСТИ

Каротаж трещинной пористости распространен в объеме модели алгоритмом «Генетическая инверсия», на входе которого задан 3й-сейсмоатрибут Varience, качественно указывающий на зоны разломов и трещиноватости. Получившийся куб ремасштабирован на грид модели с помощью алгоритма Seismic

resampling и использован в качестве тренда при моделировании трещинной пористости 310о.

Автор твердо убежден, что фильтрационная модель является в первую очередь инструментом, позволяющим понять геологическое строение месторождения. Воспроизведение истории разработки пласта при непротиворечивых входных параметрах модели может служить критерием истинности концепции, принятой при построении геологической модели. Даже недостаток индикаторных исследований с закачкой трассеров, исследований по гидропрослушиванию скважин и специального комплекса ГИС для трещинных коллекторов не могут служить, при столь длительной истории разработки, критерием отказа от использования модели двойной среды.

ЗАПАСЫ БЛОКОВОЙ И ТРЕЩИННОЙ ЧАСТЯХ ПЛАСТА М1

Запасы нефти отнесены к категориям В, С1 и С2. Запасы посчитаны по блоковой части и трещинной раздель-

но. Для блоковой части эффективная нефтегазонасыщенная толщина определялась по данным ГИС с учетом предела коллектора по открытой пористости, равного 2%. Пористость рассчитывалась по НГК (НКт) с учетом литологии. Для трещинной части запасы считались во всем объеме моделирования (выделение эффективных толщин не представляется возможным), ограниченного только нефте-, газоводяным контактом. Для трещинной пористости определение предельных значений не проводилось, т.к. трещинная пористость - это величина, характеризующая раскры-тость макротрещин, определенная по методике Ф.И. Котяхова.

ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ ФОНДА СКВАЖИН

В таблице приводится краткая информация по причинам остановки скважин пласта М1 Чкаловского месторождения. Бездействие ряда скважин пласта М1 Чкаловского месторождения в основном связано с техниче-

таблица 2. Причины остановки скважин пласта Ml

Скважина № Блок Дата перфорации Состояние скважины (по умолчанию - на 01.11.2012 г.)

X1 4 янв. 199S действующая, ЭЦН

X2 S июль 2010 действующая, ЭЦН

X3 2 март 2011 действующая, ЭЦН

X4 2 янв. 2011 действующая, фонтан

X5 7 авг. 2011 На 01.01.2012 действующая, ЭЦН. Остановлена 09.2012 г. На 01.11.2012 в бездействии по техническим причинам, падение изоляции УЭЦН до 0

X6 1 янв. 2011 На 01.01.2012 г. действующая, ЭЦН. Остановлена 02.2012 г. На 01.11.2012 в бездействии по техническим причинам, падение изоляции УЭЦН до 0

X7 4 июль 2010 действующая, фонтан

XS 10 авг. 2006 действующая, фонтан

X9 9 окт. 2007 В бездействии в связи с отсутствием притока. Отмечено нарушение ЭК. Работы по ликвидации нарушения ЭК продолжаются. Возможное смещение колонны либо посторонний предмет

X10 3 янв. 2011 Находится в бездействии по техническим причинам

X11 1 февр. 2011 На 01.11.2012 находится в работе с дебитом жидкости 179,8 т/с

X12 7 нояб. 2011 Находится в бездействии по техническим причинам (04.2012 падение изоляции УЭЦН до 0). В данный момент авария ликвидируется

X13 S сент. 2010 В бездействии по техническим причинам, остановлена 05.2011. Ликвидация аварии

скими причинами, обусловленными сложностью эксплуатации и неблагоприятной средой (коррозионная активность, высокий ГФ, выпадение АСПВ) при разработке палеозойских отложений: с полетами НКТ, падением изоляции УЭЦН до нуля, срывами подачи и т.п..

В связи с очевидными сложностями разработки в 2008-2009 гг. на месторождении проведены испытания, которые показали увеличение СНО со 180 до 895 сут. в результате использования НКТ из коррозионностойкой стали. Успешность проведенных испытаний позволила увеличить средний межремонтный период.

В 2011-2012 гг. проведены испытания отечественных аналогов - НКТ с 13% содержанием хрома.

Таким образом, из данных таблицы 2 видно, что подавляющее количество скважин остановлено по техническим причинам, и слабая выработанность

соответствующих блоков пласта на текущий момент обусловлена периодической работой скважин, что не служит признаком отсутствия притока из трещин или отсутствием трещиноватости. Данное обстоятельство не позволяет отнести пласт М1 к поровому коллектору.

заключение

В результате комплексной работы по уточнению структурно-тектонической модели, построению литолого-фациальной модели, обоснованию новых пертофизических зависимостей с учетом новых исследований керна построена статическая геологическая модель продуктивного пласта М1 Чкаловского месторождения. Построенная 30-модель позволила не только провести оценку начальных геологических запасов нефти и газа, но и явилась основой для построения принципиально новой гидродинамической мо-

дели двойной среды, с использованием которой будет выполнено обоснование коэффициента нефтеизвлечения, подготовлена технология дальнейшей разработки месторождения. Детальное изучение кернового материала, позволило подтвердить ранее сложившееся представление о строении палеозойской части Чкаловского выступа, осложненного значительными вторичными преобразованиями пород в зоне действия процессов триасового рифтогенеза.

Изучение характера трещиноватости карбонатной части разреза позволило создать адекватную геологическую модель продуктивных отложений пласта М1 двойной пористости и проницаемости.

Так же выявлены доказательства невозможности существования в пределах продуктивного пласта М1 легких углеводородов в газообразном состоянии, которые предложены к списанию.

Литература:

1. Паровинчак К.М., Паровинчак М.С., Афанасьев И.С., Латкин К.Е., Фомин А.И. Экономическое обоснование стратегии комплексного освоения нефтегазоконденсатных месторождений Томской Области / «Нефтяное хозяйство». -Вып. 2/2011. - С. 24-27.

2. Исаев Г.Д. Кораллы, биостратиграфия и геологические модели палеозоя Западной Сибири. - Новосибирск: академическое издательство «Гео», 2007. - 247 с.

3. Исаев Г.Д., Макаренко С.Н., Раабен М.Е., Биджаков В.И., Коптев И.И. Геологическое строение доюрского основания Западно-Сибирской плиты в пределах Кеть-Тымского междуречья. - Новосибирск: изд-во Новосибирского ун-та, 2003.

- 34 с.

4. Багмет Г.Н., Валиева Ф.Л. Органические остатки карбонатных отложений позднего докембрия западной части Алтае-Саянской складчатой области/ В кн.: Эволюция жизни на Земле. Мат-лы II Международного симпозиума «Эволюция жизни на Земле», 12-15 ноября 2001 г. - Томск: изд-во НТЛ, 2001. - С. 124-126.

5. Абросимова О.О., Рыжкова С.В. Некоторые особенности ловушек, коллекторов и залежей углеводородов в доюрских породах Западной Сибири / «Геология нефти и газа», 1997, № 3. - С. 22-25.

6. Багринцева К.И. Условия формирования и свойства карбонатных коллекторов нефти и газа. - М.: Недра, 1999.

7. Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов. - М.: Недра, 1986.

- 608 с.

8. Гончаров И.В., Носова С.В., Самойленко В.В. Генетические типы нефтей Томской области. Химия нефти и газа/ Материалы V международной конференции, г. Томск, 2003. - С. 10-13.

9. Запивалов Н.П., Абросимова О.О., Попов В.В. Геолого-геофизическая модель Малоичского месторождения в палеозое Западной Сибири и особенности его освоения / «Геология нефти и газа», 1997, № 2. - С. 30-37.

10. Ежова А.В. Генезис пустотного пространства и фильтрационно-емкостные свойства палеозойских коллекторов месторождений углеводородов Томской области / «Геология нефти и газа», 2007. - С. 20-24.

11. Интенберг С.С., Шурман Г.А. Интерпретация результатов каротажа сложных коллекторов. - М.: Недра, 1984. - 256 с.

12. Конторович А.Э., Варламов А.И., Гражданкин Д.В., Карлова Г.А, Клец А.Г., Конторович В.А., Сараев С.В., Терлеев А.А., Беляев С.Ю., Вараксина И.В., Ефимов А.С., Кочнев Б.Б., Наговицин К.Е., Постников А.А., Филиппов Ю.Ф. Разрез переходных венд-кембрийских отложений восточной части Западно-Сибирской геосинеклизы (по результатам бурения параметрической скважины Восток-3) / «Геология и геофизика», 2008. № 12. - С. 1238-1247.

Ключевые слова: нефть, растворенный газ, коллекторские свойства пласта, пористость, нефтенасыщенность, исследования скважин, коэффициенты вытеснения, охвата, нефтеизвлечения, геологические запасы, извлекаемые запасы, трехмерная геологическая модель, гидродинамическая модель.