CC BY
90ГЕОЛОГИЯ
УДК 553.98
Г.П. Кузнецова1, e-mail: [email protected]
1 ФГБОУ ВО «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
Методические приемы привязки керна к геофизическим исследованиям
Задача увязки данных керна и геофизических исследований скважин является первым этапом построения адекватной геологической модели залежей углеводородов (УВ), поскольку наиболее надежную информацию о филь-трационно-емкостных свойствах коллекторов можно получить, только изучая образцы керна. Коллекция керна, используемая для формирования петрофизической модели, должна в полной мере описывать изучаемый разрез по площади (латерали) и по разрезу (вертикали).
Петрофизическая настройка комплекса геофизических исследований (ГИС) выполняется сравнением их с данными анализа керна для отложений единого стратиграфического подразделения. Это необходимо для установления связей типа «керн - ГИС».
При сопоставлении результатов непрерывной (поточечной) интерпретации ГИС привязка керновых данных осуществляется поточечно. В случае попластовой интерпретации геофизических данных в интервалах выделенных пропластков выполняется осреднение значений параметра по керну.
Согласно Требованиям к составу и правилам оформления представляемых на государственную экспертизу материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов (Приказ Министерства природных ресурсов и экологии РФ от 28 декабря 2015 г. № 564) в раздел «Физико-литологическая характеристика коллекторов продуктивных пластов и покрышек по результатам исследования керна» включаются методика и результаты привязки керна к разрезу. В настоящее время в специальной литературе собственно методика привязки керна к геофизическим исследованиям не описана в должной мере. В статье рассмотрены основные методические приемы привязки кернового материала к геофизическим исследованиям в «ручном» режиме.
Различное программное обеспечение позволяет увязать данные керна и ГИС по глубине, однако за качество полученного результата и петрофизическую модель для целей определения подсчетных параметров отвечает специалист.
Ключевые слова: керн, фильтрационно-емкостные свойства, пористость, проницаемость, геофизические методы исследования скважин.
G.P. Kuznetsova1, e-mail: [email protected]
1 Federal State Budgetary Educational Institution of Higher Education «Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University)» (Moscow, Russia).
Methods Of Binding The Core To Geophysical Research
The challenge of linking data of core and geophysical well logging is the first step to build an adequate geological models of hydrocarbon deposits, since the most reliable information about porosity and reservoir properties can be obtained only by studying the core samples. Collection of core samples used to generate the petrophysical model must fully describe the studied section along the square (lateral) and the incision (vertical).
Petrophysical setting of geophysical research is performed by their comparison with data of core analysis for sediment a single stratigraphic unit. It is necessary to establish relations of the type «core - geophysical research». When comparing the results of a continuous (pointwise) interpretation of core data binding is carried out pointwise. In the case papastamou interpretation of geophysical data in intervals of selected layers is performed averaging the values at the core.
According to the Requirements for the composition and rules of registration submitted for the state expert examination of materials on calculation of reserves of oil and combustible gases (Order No. 564 of 28.12.2015 year, the Ministry of natural resources and ecology of the Russian Federation) the «Physico-lithological characteristics of the reservoir of productive layers and tires on the results of the core analysis» included the methodology and results of the binding core
20
№ 1-2 февраль 2017 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
to the slit. Currently in the literature actually how to bind core to geophysical investigations are not described adequately. The article considers main methodical receptions of binding of core to geophysical research in the «manual» option. Different software enables the linking of core data and GIS in depth. However, the quality of the result and petrophysical model for the purposes of determining estimation parameters responsible specialist.
Keywords: core, reservoir properties, porosity, permeability, geophysical methods of wells research.
В интервалах вскрытия нефтегазона-сыщенных или возможно нефтегазо-насыщенных горизонтов в поисково-оценочных и разведочных скважинах проводится сплошной отбор керна. В этих интервалах керновый материал служит для получения информации о литологии и стратиграфии разреза, характере изменения его фильтрацион-но-емкостных характеристик, а также в качестве опорной информации (петрофизической основы) для интерпретации данных ГИС.
Общие требования к петрофизической информации, используемой в качестве петрофизической основы интерпретации данных ГИС, сводятся к следующему:
1) комплекс петрофизических исследований должен обеспечивать возможность получения перечисленной выше петрофизической информации для интерпретации данных ГИС на этапе оперативной интерпретации и подсчета запасов;
2) петрофизические связи должны строиться раздельно для каждого объекта подсчета запасов. Возможно использование обобщенных для нескольких подсчетных объектов связей, при этом необходимо специальное обоснование такой возможности;
3) при построении петрофизических связей типа «керн - керн» необходимо использовать не менее 30 образцов керна, равномерно распределенных в интервале изменения коррелируемых параметров;
4) для построения петрофизических связей типа «керн - ГИС» используются опорные пластопересечения, охарактеризованные керном с выносом не менее 70 % и плотностью петрофизических анализов не менее трех на 1 м вынесенного керна;
5) в процессе отбора, транспортировки, хранения и исследования керна должны быть проведены мероприятия, предотвращающие изменение естественных условий упаковки (для слабосцемен-тированных и рыхлых пород) и смачиваемости;
6) при исследовании пород, характеризующихся наличием крупных элементов пустотного пространства (трещины, каверны), исследования керна должны выполняться на образцах большого размера (с сохранением диаметра керна);
7) при необходимости прямого определения по керну остаточной водона-сыщенности (бурение на безводной промывочной жидкости (ПЖ)) и остаточной нефтенасыщенности (бурение на водной ПЖ) требуется герметизация керна на буровой или использование при бурении с отбором керна герметизированных керноприемников. Петрофизические исследования керна ведутся по пяти основным направлениям, включающим изучения таких параметров, как:
• литологические характеристики пород (макро- и микроописание, гранулометрия, карбонатность и т. д.);
• фильтрационно-емкостные характеристики, определяющие количественные показатели горных пород как коллекторов нефти и газа (пористость, проницаемость, газо-, водо- и нефте-насыщенность и т. п.);
• физические характеристики, сопоставимые с характеристиками, изучаемыми методами ГИС (электрическое сопротивление, естественная радиоактивность и т. п.);
• динамические характеристики по-род-коллекторов,связанные с моделированием воздействия на них в результате разработки месторождений (коэффициент вытеснения нефти водой
или газом, относительная фазовая проницаемость и т. п.);
• технологические характеристики, связанные с изучением буримости горных пород, эффективности перфорации, влияния промывочных и других жидкостей на фильтрационные свойства и т. п. Совместное использование петрофизических характеристик, определенных на керне, и данных ГИС позволяет реализовать надежную привязку керна к разрезу для построения петрофизических связей типа «керн - ГИС». Детальные петрофизические лабораторные исследования включают:
•капиллярометрические исследования по методике, обеспечивающей получение неснижаемой водонасыщенности для всех групп пород-коллекторов;
• определение электрических свойств пород при переменной водонасыщенности в интервале от Кво до Кв = 100 %;
• изучение электрических и акустических свойств при моделировании термобарических условий залегания;
• раздельное определение содержания кальцита и доломита;
• спектрометрические исследования естественной радиоактивности с определением содержания урана, тория и калия;
• косвенные (модельные) исследования по определению остаточного содержания нефти или газа;
• измерение диффузионно-адсорбционной активности, магнитных свойств пород;
• ядерно-магнитные исследования;
• определение емкости катионного обмена [1].
Согласно Требованиям к составу и правилам оформления представляемых на государственную экспертизу материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов [2] на планшетах
Ссылка для цитирования (for citation):
Кузнецова Г.П. Методические приемы привязки керна к геофизическим исследованиям // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2017. № 1-2. С. 20-26. Kuznetsova G.P. Methods Of Binding The Core To Geophysical Research. Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2017, No. 1-2, P. 20-26. (In Russian)
Рис. 1. Пример планшета по скважине. Выполнена привязка керна, обозначены интервалы и результаты опробования Fig. 1. An example of the well tablet. A core binding was performed and intervals and sampling results were pointed
Условные обозначения литологии по керну The legend of core lithology
!Аргиллит ArgiLLite
| Песчанник нефтенас. OiL-saturated sandstone
■ Гравелит Gritstone
Порода КВ
A rock according to caliper measurement (CM)
■Ту. Конгломерат Conglomerate
Характер насыщенности The nature of saturation
[ Нефть OiL
Вода Water
_ Нефть + вода OiL + Water
(диаграммах ГИС по скважинам) указываются интервалы отбора и вынос керна в соответствии с его привязкой (рис. 1).
Фотографии керна в ультрафиолетовом свете (рис. 2, 3) позволяют выделить в разрезе нефтенасыщенные участки, выявить текстурные характеристики, связанные с особенностями условий осадконакопления пород. Нефтенасыщенные интервалы керна светятся в ультрафиолетовом свете в спектре от голубого до буровато-оранжевого цвета. Чем выше плотность углеводородов и насыщенность ими пород, тем больше желтых, оранжевых и коричневых цветов.
Фотографии каменного материала в дневном и ультрафиолетовом свете, информация по интервалу отбора керна и визуальное описание керна представлены на рис. 2 и 3 и в подрисуночных подписях. Неравномерное желтое свечение (рис. 2) - неравномерно нефтенасыщенные песчаники. Нефтенасы-
щенные известняки (верх 1-й ячейки и низ 3-й) светятся буровато-оранжевым светом (рис. 3).
Привязку керна к разрезу скважины проводят путем сопоставления диаграммы какого-либо геофизического метода с результатами «каротажа по керну» (например, диаграмм акустического метода с результатами измерения на образцах керна скорости распространения упругих волн) [3]. Существуют следующие основные способы привязки керна:
• по сопоставлению результатов профильных замеров на колонке керна с данными ГИС (ГК, ГГКП). Этот способ является самым надежным;
• по сопоставлению макролитологиче-ского описания керна с литологией по ГИС. Способ используется редко, его недостаток заключается в необходимости кодирования макроописания;
• по сопоставлению параметров, определенных на керне, с полученными по ГИС (например, по плотности, или КП).
Если обработка ГИС еще не сделана, при привязке по КП возможно использование характерных значений нейтронного каротажа (НК), электрического метода потенциалов собственной поляризации (ПС), гамма-гамма-каротажа (ГГК), акустического каротажа (АК). Этот способ применяется чаще всего. Надежность привязки керна снижается при низком выносе керна, недостаточной плотности анализов керна и при отсутствии профильных замеров на полноразмерном керне. Ниже приведены методические приемы по привязке результатов лабораторных керновых исследований к геофизическим кривым с использованием их характерных значений. Каждое правило прокомментировано примером. 1. Привязка керна к геофизическим кривым осуществляется согласно глубине отбора. Вначале на каротажной диаграмме (рис. 4) отмечают интервал отбора керна. Для скважины № 200 интервал соответствует глубинам
а) а) б) b)
Рис. 2. Фотография каменного материала: а) в дневном и б) в ультрафиолетовом свете. Неравномерное желтое свечение - неравномерно нефтенасыщенные песчаники.
Информация по интервалу отбора керна и описание керна:
Инт. 1509,9-1518,9 м
1517,15-1519,4 м
Отбор 3. Инт. 1518,9-1527,9 м
Проходка: 9,0 м. Керн: 9,0 м. Вынос: 100 %
1519,4-1519,9 м
0,5 м - продолжение слоя. В порах появляются пятна битума.
0,4 м - алевролиты темно-серые разнозернистые, глинистые и неравномерно песчанистые, интенсивно биотурбированные, плотные, среднекрепкие. 0,35 м - песчаник коричневато-серый мелкозернистый, нефтенасыщенный, пористый, глинистый, с многочисленными углефицированными остатками растений (в том числе корневищами). Коллектор среднепористый (до 15 %), проницаемый.
1,5 м - песчаники коричневато-серые мелкозернистые, неравномерно алевритистые, крупнокосослоистые, пористые, неравномерно
нефтенасыщенные, среднекрепкие, с редкими прожилками и включениями углефицированного материала, с единичными длинными корневищами
растений. Коллектор среднепористый (до 15 %), проницаемый.
Fig. 2. A photo of a stone material a) daytime light and b) ultraviolet light.
Uneven yellow glow - unevenly oil-saturated sandstones.
Information about the coring interval and core description:
Box No. 5
Interval 1509.9-1518.9 m 1517.15-1519.4 m
Selection 3. Interval 1518.9-1527.9 m Excavation: 9.0 m. Core: 9.0 m. Stem: 100 % 1519.4-1519.9 m
0.5 m - continued layer. Spots of bitumen appear in the pores.
0.4 m - dark grey various-grained siltstones, clayey and sandy uneven, intensely bioturbated, dense, with medium strength.
0.35 m - brown-gray fine-grained sandstone, oil-saturated, porous, clayey, with numerous coalified remains of plants (including rhizomes). The collector is of the medium porous for moderate (up to 15 %), permeable.
1.5 m - brown-gray fine-grained sandstones, unevenly siltstone, coarsely obliquely laminated, porous, unevenly oil-saturated, with medium strength, with occasional streaks and inclusions of coalified material, with single long plant rhizomes. The collector is of the medium porous for moderate (up to 15 %).
2556,0-2561,4 м. Вынос керна составил 5,4 м, или 100 %.
2. Необходимо понимать, что привязка параметров, определенных на керне, выполняется к геофизическим кривым, строго соответствующим данному параметру. Так, например, пористость, определенная на керне, может быть привязана к геофизическим кривым, определенным методами ПС, нейтронного гамма-каротажа (НГК), АК, ГГК, т. е. к методам, по которым определяют пористость по ГИС. Или, например, удельное электрическое сопротивление, определенное на образцах керна, может быть
привязано к кривым сопротивлений, замеренным методами бокового каротажа (БК), индукционного каротажа (ИК), потенциал-зонда (ПЗ), градиент-зонда (ГЗ), бокового каротажного зондирования (БКЗ). При этом необходимо контролировать соответствие значений как сопоставляемых параметров, так и образов кривых.
На рис. 4 приведен пример, где привязка кривой КП керновых исследований осуществляется к кривой ПС, поскольку метод потенциалов собственной поляризации является методом пористости. Максимальные величины пористости
соответствуют максимальным амплитудам ПС. Минимальные значения КП соответствуют интервалу с повышенной глинизацией (в кровельной части интервала 2556-2556,4 м уменьшение амплитуды ПС, снижение сопротивления по ПЗ) и уплотненной части разреза (2559,3-2600 м), обусловленной карбонатизацией цемента (об этом свидетельствует сильно увеличенные показания потенциал-зонда). Наблюдается соответствие образов кривых ПС и КП керновых исследований. Недостатком использования метода ПС для привязки керна является его
а) а) б) b)
Рис. 3. Фотография каменного материала: а) в дневном и б) в ультрафиолетовом свете. Нефтенасыщенная порода - известняки (верх 1-й ячейки и низ 3-й) светятся буровато-оранжевым светом. Информация по интервалу отбора керна и описание керна: Ящик 53 Отбор № 19 Инт. 1780,5-1781,1 м П - 0,6 м, К - 0,1 м
0,1 м - известняк темно-серый сгустковый (?) тонкослоистый, слабопористый, битуминозный, неравномерно нефтенасыщенный, крепкий.
Отбор № 20
Инт. 1814,0-1823,0 м
П - 9,0 м, К - 9,0 м, В - 100 %
1814,0-1816,8
2,2 м - известняки серые и светло-серые детритовые разнослоистые (от тонко- до толстослоистых, прослоями тонколинзовидные), плотные, крепкие, с неравномерно распределенными тонкими (до 8 мм) прослоями микрослоистого коричневато-темно-серого известковистого аргиллита, в подошве с тонкими (до 1,5 см) прослоями темно-бирюзового микрослоистого аргиллита. Налегание на нижний слой эрозионное. В верхней части слоя - единичные слабые выпоты нефти.
0,6 м - известняки серые и коричневато-серые полидетритовые среднеслоистые, неравномерно слабопористые, преимущественно плотные, стилолитизированные, нефтенасыщенные по стилолитам и пористым участкам, в верхней половине неравномерно брекчированные (закарстованные), с секрециями белого кальцита по извилистым палеопустотам. Стилолиты крупнозубчатые выполнены черным глинисто-битуминозным веществом.
Fig. 3. A photo of a stone material a) daytime light and b) ultraviolet light.
Oil-saturated rock - limestone (top of the 1st cell and the bottom 3rd) glowing with brownish-orange light. Information about the coring interval and core description:
Selection No. 19 Interval 1780.5-1781.1 m Excavation: 0.6 m Core: 0.1 m.
0.1 m - limestone, dark gray and clotty (?) lamellar, weak porous, bituminous, unevenly oil-saturated, strong.
Selection No. 20
Interval 1814.0-1823.0 m.
Excavation: 9.0 m. Kern: 9.0 m. Stem: 100 %.
1814.0-1816.8
2.2 m - grey and light grey detritaL and multilayer limestones (from thin to thick layered, between layers thin lenticular), dense, strong, unevenly distributed thin (8 mm) layers of microLite brownish-dark-gray calcareous argiLLite in the sole with a thin (up to 1.5 cm) with layers of dark teal microcLottage argiLLite. The reliance on the Lower Layer is erosive. At the top of the Layer - single weak effusions of oil.
0.6 m - grey and brownish Limestones, poLydetritaL, medium Layered, unevenLy weak porous, mostLy dense, styLoLitized, styLoLites oiL-saturated on styLoLites and porous areas, in the upper haLf they are irreguLarLy brecciated (karstic), with secretion of white caLcite into paLeo emptiness. StyLoLites are coarseLy toothed made by bLack cLay bituminous substance.
слабая расчлененность (дифферен-цированность кривой) по отношению к керновым исследованиям. Поэтому в качестве метода пористости рекомендуется использовать метод НГК либо гам-ма-гамма-плотностной каротаж (ГГКП). Следующее правило касается собственно интервала отбора.
3. При привязке керна к ГИС в ряде случаев разрешается перемещать по глубине керн выше или ниже интервала отбора, если конфигурация кривой определенного на керне параметра не совпадает с конфигурацией кривой ГИС в данном интервале глубин или величина этого параметра не соответствует
величине геофизического параметра в данном интервале глубин. Это допускается только с учетом литологического описания образца и при соответствии кернового параметра геофизическим исследованиям.
Причиной погрешности в определении глубины первоначального залегания
a ё* M ei СЧ s q CO о О j m ¿5 " in m w fz ° о о iO «n a Ю - « О Л N < J о о Y3 У* ✓V
1 ¿1 ; г. у 1 sL /и Г ^^ \ ф I —
¡рЛ WW
Глубина, м II ■ I 1 1
Индекс пласта БС10-1 БС 1<Ь2+3
Рис. 4. Пример привязки кривой КП керновых иссдледований к геофизической кривой ПС по скважине № 200
Fig. 4. An example of the binding КП (coefficient of porosity) curve of the core research to geophysical research curve defined by the method of potentials of self-polarization at well No. 200
Рис. 5. Первоначальная привязка керна в скважине № 227 строго по интервалу отбора Fig. 5. The original core binding in well No. 227 strictly by the selection interval
отобранных пород может быть ошибка в промере бурильных труб. Величина подобной ошибки редко превышает 2 м. Погрешность в отметках границ пластов за растяжку кабеля также находится в пределах ±2 м. Поэтому отклонения глубины отбора керна от границ соответствующего ему пласта на диаграмме не должны превышать ±4 м. На рис. 5 в скважине № 227 керн первоначально привязан строго в соответствии интервалу его отбора 2446,82452,4 м. Однако видно, что интервалы пониженных коэффициентов пористости смещены относительно кривой потенциал-зонда. Интервалы песчаников плотных с карбонатным цементом расположены на 0,8 м выше по разрезу (см. показания ПЗ и ПС в интервалах 2448,6-2449,5 м и 2451,8-2452,4 м). Поэтому перемещаем кривую КПкерн и точки отбора на 0,8 м вверх по разрезу (рис. 6) и корректируем результаты первоначальной привязки. Этот пример иллюстрирует использование в комплексе информации кривой ПС как метода пористости при привязке керна и метода сопротивления для дифференциации разреза по литологии.
4. Следует также отметить, что в случае не 100%-го выноса керна из интервала разрешается разделять образцы керна для их лучшей привязки к геофизическим кривым. Однако если в процессе увязки величина параметра, определенного на керне, не соответствует величине параметра, определенного по ГИС, образец керна бракуют и исключают из дальнейшей работы.
5. Поскольку керн отбирается в процессе бурения последовательно,его образцы нельзя перемешивать. Задача увязки данных керна и ГИС скважин является одним из этапов построения адекватной геологической модели залежей УВ. В настоящее время существует различное программное обеспечение, позволяющее увязать данные керна и ГИС по глубине. К примеру, в научно-техническом центре НК «Роснефть» (ООО «РН-УфаНИПИнефть», Уфа) разработана система компьютеризированной привязки керна к ГИС по глубинам, позволяющая привязывать керн к ГИС на всех скважинах, где есть керн и ГИС одновременно [4]. Увязка
данных ГИС и результатов лабораторных исследований фильтрационно-емкост-ных свойств образцов керна по глубине выполняется в автоматизированном режиме в поточечном варианте не только при сплошном выносе керна, но и в
случае низкого процента его выноса. На основе информации из базы данных этот инструмент позволяет в оперативном режиме осуществить увязку данных керна и ГИС на месторождении и существующей петрофизической модели
Рис. 6. Корректирование привязки керна в скважине № 227 на 0,8 м вверх по разрезу (скорректированные интервал, точки КПкерн и кривая КП показаны зеленым цветом) Fig. 6. The adjustment of the binding core in the well No. 227 0.8 m higher in the section (corrected interval КПкерн points (coefficient of the core porosity), and the КП curve (coefficient of porosity) are shown in green)
или выполнить настройку параметров модели.
В 80-е гг. ХХ в. группой авторов Украинского научно-исследовательского горно-рудного института разработана Методика и программы привязки глубины отбора керна к диаграммам каротажа [5], в которой приводится решение задачи привязки керна в случае неоднородного разреза и его неполного выноса. Рассматриваются три варианта:
1) керн отобран из одного пласта (плотного или проницаемого). Керн считается представительным, если на 1 м интервала отбора приходится более одного образца породы. При несоблюдении этого условия керн считается непредставительным, и дальнейшее его исследование прекращается;
2) интервал отбора керна состоит из двух пластов - проницаемого и плотного. Здесь могут встречаться случаи, когда керн поднят только из одного пласта или из обоих. Поэтому при определении представительности керна проводится дополнительная проверка: весь керн проницаемый (или плотный) - сопоставляется число образцов с толщиной проницаемого (или плотного) пласта;
3) в интервале отбора керна больше двух пластов. При неполном отборе в большинстве случаев неизвестно, с какой глубины начат подъем керна и какие пласты им охарактеризованы. Особенно
это относится к тонкопереслаивающим-ся плотным и проницаемым пластам. Данная методика может быть успешно использована и в настоящее время для привязки керна к ГИС с использованием
компьютерных технологий, поскольку авторами разработаны критерии погрешности сопоставляемых параметров фильтрационно-емкостных свойств по ГИС и керну.
References:
1. The Methodical Recommendations On The Calculation Of Oil And Gas Reserves By The Volumetric Method. Edited by V.I. Petersilie, et al. Moscow -Tver, The ministry of natural resources and ecology of the Russian Federation, All-Russian scientific research geological oil Institute, Scientific-production center Tvergeofizika, 2003. (In Russian)
2. The Order of The Ministry of Natural Resources and Ecology of the Russian Federation dated by 28 December 2015 No. 564. «The Requirements For The Composition And Registration Rules Of The Materials, Submitted For The State Calculation Examination Of Oil And Combustible Gases Reserves». (In Russian)
3. Gabrielyants G.A. Geology, Search And Exploration Of Oil And Gas Deposits. Moscow, Nedra, 2000, P. 144-145. (In Russian)
4. Nadezhdin O.V., Zairullina E.I. The Algorithms Of Point-By-Point Of Core Sample Viscosity And Geophysical Depth Researches. Abstracts of XI all-Russian scientific and technical conference «Actual problems of oil and gas complex in Russia» 08-10.02.2016. Moscow, Gubkin Russian State University of Oil And Gas (National Research University), 2016. (In Russian)
5. Izotova T.S., Soroka A.A., Push A.O. Methods And Programs Of The Connection Of The Coring Depth To The Logging Charts. Lvov, Ukrainian Scientific and Research Mining Institute, 1981. (In Russian)
Литература:
1. Методические рекомендации по подсчету запасов нефти и газа объемным методом / Под ред. В.И. Петерсилье и др. Москва - Тверь: МПР РФ, ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003.
2. Приказ Министерства природных ресурсов и экологии РФ от 28 декабря 2015 г. № 564 «Требования к составу и правилам оформления представляемых на государственную экспертизу материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов».
3. Габриэлянц Г.А. Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений. М.: Недра, 2000. С. 144-145.
4. Надеждин О.В., Зайруллина Э.И. Алгоритмы поточечной увязки керна и ГИС по глубине // Сб. тезисов XI Всероссийской науч.-техн. конф. «Актуальные проблемы нефтегазового комплекса России», 08-10.02.2016. М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2016.
5. Изотова Т.С., Сорока А.А., Пуш А.О. Методика и программы привязки глубины отбора керна к диаграммам каротажа. Львов: УкрНИГРИ, 1981.
