Способ построения геологических и гидродинамических моделей месторождений нефти и газа
METHOD OF CONSTRUCTING GEOLOGICAL AND HYDRODYNAMIC MODELS OF OIL AND GAS FIELDS

Способ предназначен для применения в нефтегазодобывающей отрасли для построения и/или уточнения гидродинамической модели сложных пластов, характеризующихся низкими фильтрационно-емкостным свойствами и неоднородным флюидонасыщением для корректного прогноза показателей разработки в зоне предельного насыщения (чистонефтяная зона - ЧНЗ) с учетом участия в движении части слоев рыхлосвязанной (РХС) воды после проведенного гидроразрыва пласта (ГРП).
Известны работы [1] по созданию оптимальной гидродинамической модели (ГДМ) на основе комплексной обработки геолого-геофизических, геолого-петрофизических и геолого-промысловых данных. Предложена новая усовершенствованная методика построения карт несоответствия прогнозных и фактических дебитов. Введен в обращение «коэффициент геофизической обоснованности запасов», представляющий количественную оценку качества результатов интерпретации данных геофизических исследований скважин (РИГИС) и вычисляемый на основе сравнения прогнозных и фактических дебитов скважин. Разработаны две программы: для типизации скважин по форме каротажных кривых; для литолого-генетической типизации и фациальной диагностики осадочных пород на основе кластерного анализа макроописаний керна. Но при этом, способ не учитывает непрерывное изменение коллекторских свойств по разрезу, не позволяет учесть пространственные характеристики неколлекторов.
Известен способ построения геолого-гидродинамической модели [2], включающий проведение геофизических исследований скважин (ГИС), геологопромысловых исследований скважин и лабораторные исследования свойств пластовых флюидов и пористых сред, интерпретацию материалов ГИС, построение детальной объемной геолого-гидродинамической модели слоисто-неоднородного пласта расчленением и корреляцией разрезов по данным ГИС, определение объемов накопленной добычи нефти для добывающих скважин и объемов закачек для нагнетательных скважин и выдачу рекомендаций по проведению геолого-технических мероприятий. Дополнительно проводят комплекс каротажных исследований скважин и осуществляют построение локальных геолого-статистических разрезов по комплексу каротажных кривых. Недостаток данного способа заключается в не использовании всего набора данных. Способ не учитывает распределение различных литологических разностей и их фильтрационно-емкостные свойства (ФЭС), поэтому построенная модель не дает качественной характеристики объекта для получения прогнозных показателей разработки.
Известен способ разработки мелких и средних нефтяных или нефтегазовых месторождений, включающий построение гидродинамической модели [3], ограничивающийся только геофизическим комплексом методов, поэтому способ обладает односторонней оценкой и не учитывает важных генетических факторов. Технический результат предлагаемого способа состоит в детальном построении геологической и гидродинамической моделей месторождений нефти и газа, в отображении модели условий осадконакопления; позволяет отображать неоднородности природного резервуара углеводородов, отрабатывать залежи с трудноизвлекаемыми запасами, а также повысить эффективность разработки и эксплуатации месторождения. Способ, также как и предыдущие, не учитывает фильтрационно-емкостные свойства неколлекторов, поэтому построенная модель не воспроизводит качественно динамику обводнения в зоне ЧНЗ.
Известен способ построения геологической и гидродинамической моделей месторождений нефти и газа [4], включающий определение условий формирования пород по вещественному составу, а также по текстурным и структурным диагностическим признакам (литолого-фациальный анализ (ЛФА)), проведение минералого-петрографического анализа осадочных пород исследуемого объекта, интерпретацию материалов геофизического исследования скважин (ГИС), обработку данных методами многомерной математической статистики. Создание модели состоит из последовательных этапов: построение литолого-фациальной модели путем изучения керна и результатов ГИС. Проводят корреляцию по имеющемуся фонду скважин. Делают выводы по неоднородности пласта. Формируют предварительную модель пласта, производят уточнение по сейсмогеологической интерпретации. Несмотря на то, что данный способ учитывает деление горных пород по гидравлическим единицам потока и позволяет уточнить проницаемость, однако он не описывает свойства пород на границе «коллектор-неколлектор», а также не учитывает то, что в природе не существует понятия неколлектор, а есть породы, которые при определенных условиях могут стать коллекторами.
Наиболее близким к предлагаемому способу является работа [5] по оптимизации пространственной детальности и увеличению содержательности гидродинамических моделей. Показано влияние фильтрационно-емкостных свойств и пространственных характеристик глинистых тел на процесс разработки месторождений. Установлено, что учет проницаемости и пластичности глин при гидродинамическом моделировании существенно улучшает адаптацию модели по давлению, воспроизведение динамики обводнения и забойного давления в скважинах, обусловливает существенное локальное перераспределение насыщенности углеводородов по сравнению с моделями, в которых глины (неколлекторы) описаны неактивными ячейками. Кроме того, учет пространственной связности и ФЕС глин существенно изменяет представление о характере миграции закачиваемой и пластовой вод в объеме того или иного объекта разработки, а, следовательно, и о характере локализации остаточных запасов нефти и газа.
Недостатком прототипа является то, что предлагаемый способ в качестве неколлекторов учитывает распределение фильтрационных характеристик глин, что не позволяет описать обводненность в начальный момент времени в чисто нефтяной зоне (ЧНЗ), т.к. увеличение обводненности связывается авторами с отжатием воды из глин за счет пластичности последних при изменении пластового давления в процессе разработки.
Следовательно, на месторождениях, имеющих в качестве неколлекторов большое количество алевролитов, а также неоднородный по флюидонасыщению разрез, применение прототипа на начальном этапе работы не позволит получить необходимых показателей по обводненности продукции и может привести к необоснованным заключениям о целесообразности тех или иных геолого-технических мероприятий.
Согласно [6] допускается два подхода литологического расчленения разреза - выделение интервалов по признаку «коллектор-неколлектор» (в каждой ячейке содержится одно значение, характеризующее лишь один тот или иной литотип: коллектор или неколлектор (набор 1 и 0)) и построение детальной литологической модели, учитывающей слабопроницаемые и малопористые породы, то есть пропластки, которые в вышеописанной модели литологии имеют значение 0 и в пределах которых не восстанавливаются фильтрационно-емкостные свойства, но являющиеся физически проницаемыми.
Также в [7, 8] описано построение геологических моделей в более сложных случаях, когда в качестве литотипов задавались алевролиты, плотные прослои, угли и глины. Причем только глины имели нулевую проницаемость, а алевролиты, плотные и угли - проницаемость вдвое меньше граничного значения. Таким образом, проницаемый объем в модели составил около 50%, и при тех же балансовых запасах модель воспроизвела историю разработки.
Применение указанного подхода не учитывает вариант неоднородного по флюидонасыщению разреза и включения в работу алевролитов после проведения ГРП, что не позволяет описать обводненность в начальный момент времени в чисто нефтяной зоне (ЧНЗ).
На ряде месторождений Западной Сибири низкопроницаемые отложения представляют собой сложную, литологически изменчивую толщу часто чередующихся песчаных, алевролитовых и глинистых пород. При литологическом описании таких пород отмечены как массивные текстуры, так субгоризонтальные-слойчатые за счет слойков обогащения и вкраплений слюдисто-углистого материала. Породы могут иметь как сплошное, так и полосчатое («пятнистое») нефтенасыщение.
В результате сопоставления образцов керна песчаников и алевролитов, имеющих признаки нефтенасыщения и не имеющих таковых, но расположенных в непосредственной близости от первых, установлено, что прослои коллекторов могут быть нефтенасыщены при различных значениях проницаемости. Для ачимовских отложений было получено ориентировочное граничное значение проницаемости для условия нефтенасыщения коллекторов от 0.2 до 10 мД в зависимости от высоты прослоя над уровнем водонефтяного контакта. При гипсометрических отметках от уровня ВНК 1÷2 м Кпргр для нефтенасыщенных пропластков составляет порядка 3÷10 мД, при высоте более 20 м - 0.6 мД, более 60 м - 0.2 мД (фиг. 1).
Исходя из установленного тренда граничных значений проницаемости, анализа гранулометрического состава можно сделать вывод, что определяющими факторами формирования полосчатого («пятнистого») нефтенасыщения для таких отложений явились: 1) наличие пород с ухудшенными коллекторскими свойствами, преимущественного алевритового генезиса, 2) значительные коэффициенты вертикальной анизотропии, связанные с текстурной неоднородностью коллекторов.
Свойства пород алевритового генезиса установлены по модальным значениям на распределениях фильтрационно-емкостных свойств (фиг. 2).
Таким образом, установлено, что водонасыщенные прослои при наличии текстурной неоднородности имеют характеристики, приближенные к граничным значениям проницаемости. Упомянутые прослои не включаются в эффективные мощности коллекторов при подсчете запасов нефти. После проведения ГРП на таких коллекторах в чистонефтяной зоне получают обводненную продукцию скважин с самого начала эксплуатации без закачки воды в нагнетательные скважины. Чем более расчлененный пласт, тем выше доля воды.
Решаемая предлагаемым изобретением задача и технический результат заключаются в повышении достоверности прогноза показателей разработки в условиях сложного строения коллекторов за счет построения адекватной геолого-гидродинамической модели с учетом не только распределения фильтрационных характеристик, как коллекторов, так и неколлекторов (включение последних в процесс фильтрации флюидов) по площади и разрезу, но и учетом участия в движении доли слоев рыхлосвязанной воды (РХС). Применение указанного подхода также позволяет использовать вариант неоднородного по флюидонасыщению разреза, обусловленного разными граничными значениями проницаемости для нефтенасыщения коллекторов в зависимости от высоты над водонефтяным контактом (ВНК).
Предлагаемый способ заключается в построении геологической и гидродинамической моделей месторождений нефти и газа, включающей поточечную интерпретацию данных геофизических исследований скважин с определением фильтрационно-емкостных параметров и гранулометрического состава (литологии) неколлекторов, обоснование граничных значений проницаемости для насыщения прослоев нефтью, обоснование полосчатого насыщения прослоев и соответствующих значений фазовых проницаемостей, учет доли обводненности продукции от неколлекторов за счет движения части слоя рыхлосвязанной воды в геолого-гидродинамической модели на начальном этапе разработки, при этом строят полномасштабные интегральные, непрерывные по разрезу, гидродинамические модели залежей с учетом литологии и свойств неколлекторов, включая отделяемое количество рыхлосвязанной воды после гидроразрыва пласта, при варианте неоднородного флюидонасыщения с высотой залежи, соответствующей зоне предельного насыщения.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Фиг. 1. Характеристика ачимовских отложений в зоне а) предельного насыщения и б) вблизи ВНК;
Фиг. 2. Распределения ФЕС по породам алевритового генезиса: а) Кпр, б) Кп, в) Квс;
Фиг. 3. Статистический способ получения граничных значений для пород различной литологии: а) песчаник-алевролит, б) песчаник-глина;
Фиг. 4. Комплексирование данных ГИС для выделения различных литотипов: а) ГК-ГГК-П, б) ГК-СП;
Фиг. 5. Поточечная интерпретация и выделение интервалов насыщенных пород по комплексу методов;
Фиг. 6. Критические значения водонасыщенности а) с учетом данных ОФП, б) с совмещенными результатами интерпретации;
Фиг. 7. Модель переходной зоны залежи по результатам капиллярных исследований, ОФП и данным ГИС;
Фиг. 8. Обоснование граничных величин а) эффективной, б) открытой пористости, в) проницаемости и г) остаточной водонасыщенности для продуктивных отложений ачимовской толщи;
Фиг. 9. 3D геологическая модель с учетом литотипа «алевролит» (прослои розового цвета);
Фиг. 10. Разрез по кубу нефтенасыщенности с учетом «алевролитов» внутри продуктивного пласта;
Фиг. 11. Используемые данные по относительным фазовым проницаемостям: а) для порового коллектора, б) при развитии трещин в неколлекторах;
Фиг. 12. Сопоставление фактической динамики работы скважин с ГДМ;
Фиг. 13. Показатели выработки запасов с учетом различных моделей;
Фиг. 14. Сопоставление входной обводненности по скважинам, введенным в 2017 г.;
6
Фиг. 15. Геолого-геофизическая характеристика по пласту Ач(красным цветом выделен интервал алевролитов, работающих пластовой водой).
Способ осуществляют в следующей последовательности операций (включая пример конкретного выполнения):
1. Проведение геофизических, геолого-промысловых исследований скважин, в том числе, дополнительного комплекса каротажных исследований скважин (с включением гамма-гамма плотностного каротажа) и лабораторных исследований свойств пород, включая специальные исследования по проведению потоковых экспериментов в системе «нефть-вода» и определение свойств неколлекторов.
2. Поточечная интерпретация материалов ГИС, обоснование граничных значений различных литотипов.
По обучающей выборке скважин с детальным литологическим описанием керна, наличием ФЕС (пористости, проницаемости и водоудерживающей способности) с целью обработки всего массива данных были получены граничные значения статистическим способом для создания детальной литологической колонки. Из фиг.3 видно, что в интервале асп 0.25-0.39 отн. ед. для отложений ачимовской толщи предполагается наличие алевролитов.
Дополнительно для идентификации литологии были выделены прослои:
- плотные непроницаемые породы (карбонатизированные песчаники), которые уверенно выделяются по высоким показаниям на диаграммах фокусированных методов электрического (БК, МК, ИК, БМК) и нейтронного каротажа (ННК-Т);
- глинистые породы, имеющие низкие электрические сопротивления, минимальные показания на кривых нейтронного каротажа, высокие показания на кривых гамма-каротажа ГК и акустического каротажа АК (At), увеличенный или номинальный диаметр скважины;
- угли, имеющие высокие показания БК и АК (At), минимальные показания на кривых радиоактивного каротажа (ННК-Т и ГК) и минимальную плотность на кривых гамма-гамма-плотностного каротажа (ГГК-П).
Перечисленные прослои можно также идентифицировать путем попарного комплексирования методов ГИС (фиг. 4).
но
3. Выделение интервалов полосчатого (или «пятнистого») нефтенасыщения с учетом результатов испытаний пластов, геохимических исследований керна, свечения керна в ультрафиолетовом свете (фиг. 5) и критических значений водонасыщенности (фиг. 6), полученных по данным относительных фазовых проницаемостей. Литотип «алевролит» имеет значения водонасыщенности выше критических (100-К), литотип «песчаник» - ниже критических. При переслаивании литотипов наблюдается разрез с чередованием насыщенных и ненасыщенных углевододородами прослоев (полосчатым насыщением).
4. Определение высоты залежи, сопоставление полученных значений нефтенасыщенности по данным ГИС с моделью переходной зоны.
Высоты залежи оцениваются по расстоянию от зеркала чистой воды до минимальных абсолютных отметок глубин (в своде залежи) по геологической модели.
На совмещенный график капиллярных давлений (фиг. 7), пересчитанных в высоту залежи по стандартной методике, наносят критические водонасыщенности по данным относительных фазовых проницаемостей (ОФП) (уравнения из фиг. 6). Затем совмещают результаты интерпретации данных ГИС.
нн
во
В
*
При значительных высотах залежей (100÷250 м) выделяемые коллекторы - песчаники имеют значения К, близкие к 100-К% (фиг. 7). В условиях, когда высоты залежей соответствуют неснижаемой водонасыщенности (выход капиллярных кривых на асимптоту (фиг. 7)) и ГРП не проводилось, обводненность продукции отсутствует. При фиксируемой разнице в 3-5% между неснижаемой водонасыщенностью и водонасыщенностью интерпретируемых прослоев (пунктирная линия на фиг.7) в зоне предельного насыщения (К<К), обводненность притока без ГРП может составить 1-2%. После проведения ГРП обводненность притока контролируется наличием неколлекторов (литотип «алевролит») за счет движения части слоев рыхлосвязанной воды, т.к. давления ГРП (~400 атм) существенно превышают капиллярные давления физически связанной воды 50÷70 атм [9].
пэф
пд
п
пэф
пр
п
во
нэф
5. Обоснование граничных значений «коллектор-неколлектор» (фиг. 8) проводят петрофизическим способом (путем построения связей К(К), К(К), К(К) и К(К)).
6. Построение детальной объемной геологической модели слоисто-неоднородного пласта. При создании 3D геологической модели отдельно отстраивают куб литологии «алевролит», который совмещают с кубом «песчаников» (коллекторов) и дальнейшее моделирование осуществляют совместно. Каждой ячейке модели присваивают индекс: 0 - неколлектор (глина), 1 - «песчаник», 2 - «алевролит». Литотипу «алевролит» присваивают ранее обоснованные граничные значения пористости и проницаемости и 100% водонасыщенность - куб LITO_AK (прослои розового цвета на фиг. 9). При 3D моделировании «алевролитов» учитывают прогнозное распространение данного литотипа, полученное при 2D построениях.
7. Построение детальной объемной гидродинамической модели. Куб нефтенасыщенности задается явно. В качестве относительных фазовых проницаемостей используют два вида функций - для порового и трещинного коллектора (в силу развития трещин гидроразрыва пласта (ГРП). Также для ячеек, относящихся к литотипу «алевролит», задается нулевая проницаемость по вертикали, благодаря чему удается избежать миграции нефти в водонасыщенные ячейки. Смешивание нефти и воды происходит только по латерали и имеет незначительный локальный характер.
Данный подход был реализован для залежей продуктивных пластов с большими высотами (100÷230 м).
Для оценки эффективности предлагаемого подхода на практике рассматривались три гидродинамические модели на основе трех геологических:
1. Модель, не учитывающая «алевролиты»;
2. Модель, учитывающая «алевролиты» ниже продуктивного пласта (аквифер);
3. Модель, учитывающая «алевролиты» внутри пласта (фиг. 10). После проведения ГРП проницаемость объекта существенно
возрастает за счет развития трещин и «алевролиты» включаются в работу. В качестве относительных фазовых проницаемостей использованы два вида функций - для порового и трещинного коллектора (фиг. 11). Последние были построены в соответствии с подходом, предлагаемым в литературных источниках [10, 11].
8. Расчет показателей за исторический период для оценки качества адаптации модели.
Рассматриваемый пласт находится в разработке с 2014 г., по состоянию на 01.01.2017 г. в эксплуатации 16 наклонно-направленных скважин (ННС) и 12 горизонтальных (ГС). На всех ННС проведено ГРП при вводе и МЗГРП на скважинах с горизонтальным окончанием. Среднее значение входной обводенности равно 23.3%. При этом по интерпретации данных ГИС скважины находятся в ЧНЗ.
При традиционном подходе к построению геологических моделей таких залежей (модель 1), где все прослои с отсутствием свечения керна в ультрафиолетовом свете (УФ) идентифицируются как неколлектор без проведения дополнительного анализа, получить удовлетворительную сходимость модельных расчетов с историческими данными не представляется возможным (фиг.12 - модель 1). Первый вариант ГДМ без учета «алевролитов» не соответствует обводненности продукции скважин при адаптации модели.
Второй вариант ГДМ предполагает моделирование «алевролитов» путем задания водонасыщенных ячеек ниже продуктивного пласта, таким образом, что мощность каждой ячейки будет равна суммарной мощности «алевролитистых» прослоев по всему разрезу в данной точке. Данный подход хоть и позволяет избежать возникновения движения в пласте при отсутствии работающих скважин, но не позволяет получить фактические показатели разработки горизонтальных скважин.
Третий вариант ГДМ предполагает учет «алевролитов» внутри пласта (фиг. 12 - модель 3), что соответствует реальному геологическому строению.
Вариант с учетом «алевролитов» внутри продуктивного пласта обеспечивает соответствие текущей динамике работы скважин и результатам геолого-промыслового анализа.
4
6
Исходя из полудлины и высоты трещины ГРП (в рассматриваемом примере ~80 м и ~32 м, соответственно) можно оценить вероятный объем воды, который может быть вовлечен в приток после ГРП, учитывая площадь залежи, суммарные толщины литотипов «песчаник» и «алевролит», пористость по залежи и расчетные значения остаточной водонасыщенности. Проведенные теоретические расчеты для двух залежей пластов Ач и Ач показали, что при соотношении мощностей песчаников и алевролитов как 1,24 максимальный вклад литотипа «алевролит» в суммарный дебит жидкости составляет 17%, при соотношении мощностей 0,47 - 53%.
Дополнительно, для оценки влияния «алевролитов» в модели пласта на показатели выработки запасов по ачимовской толще было проведено два сопоставительных расчета: с учетом «алевролитов» и без (фиг. 13).
Как видно из фиг. 13, годовые уровни и накопленная добыча нефти имеют очень близкие значения, и наличие в модели «алевролитов» не оказывает влияния на величину коэффициента нефтеизвлечения и проектные уровни добычи нефти. Отличие расчетов по накопленной добыче нефти составляет 1%. Основное отличие отмечается в начальной обводненности продукции и добыче жидкости. Наличие в модели «алевролитов» позволяет смоделировать входную обводненность новых скважин, соответствующую работе скважин.
Кроме того, на предлагаемом авторском варианте ГДМ продолжают разбуривание залежи. Например, за июль-декабрь 2017 г. введены в разработку еще восемь скважин в зонах прогнозных нефтенасыщенных толщин и прогнозного распространения «алевролитов». Сопоставление фактической входной обводненности и прогнозной обводненности по восьми скважинам показывает высокую сходимость: фактическая обводненность продукции в среднем составила 15%, расчетная обводненность на модели с учетом «алевролитов» - 11%, расчетная на модели без «алевролитов» - 2% (фиг. 14).
После снижения пластового давления и залечивания трещин данный эффект может не фиксироваться. Если для низкопроницаемых коллекторов проводят повторные ГРП, залечивание трещин можно не учитывать при гидродинамическом моделировании.
В связи с вышеизложенным, при моделировании сложных пластов, характеризующихся низкими фильтрационно-емкостными свойствами и неоднородным флюидонасыщением, рекомендуется применять подход с построением детальной литологической модели, учитывающей реальное расположение (чередование) водонасыщенных и нефтенасыщенных прослоев, а также вклад РХС. Данный подход обеспечивает сходимость гидродинамической модели с фактическими данными и позволяет получить корректный прогноз показателей разработки.
Сопоставительный анализ существенных признаков предлагаемого технического решения и прототипа позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого изобретения критерию "новизна". Существенным отличием от прототипа является обоснование полосчатого насыщения низкопроницаемых отложений (чередование прослоев «нефть» и «вода» в ЧНЗ), а также учет в геолого-гидродинамической модели на начальном этапе разработки доли обводнености продукции от неколлекторов (алевролитов) за счет участия в движении части слоев рыхлосвязанной воды после ГРП.
Сопоставление результатов промыслово-геофизических
исследований (ПГИ), интервалов перфорации нагнетательных и добывающих скважин позволяет подтвердить работу интервалов неколлекторов, что служит дополнительным обоснованием правильности выбранной геолого-гидродинамической модели (фиг. 15).
Что касается "изобретательского уровня", то авторами построены полномасштабные интегральные гидродинамические модели, позволяющие оперативно отслеживать текущую структуру запасов и контролировать разработку сложнопостроенных объектов, предложен новый подход, учитывающий особенности геологического строения при варианте неоднородного флюидонасыщения с высотой залежи, соответствующей зоне предельного насыщения, а также учет доли перехода рыхлосвязанной воды в свободное состояние при ГРП.
Предлагаемое техническое решение повышает надежность, достоверность и эффективность разработки нефтяных залежей.
Используемые источники:
1. Дулкарнаев М.Р., Котенев Ю.А., Методические принципы комплексного обоснования выработки неоднородных и сильно расчлененных пластов залежей нефти Когалымского региона // «Нефтегазовое дело», раздел Геология, геофизика, бурение, 2014 г, т. 12, №1, С. 13-24;
2. Патент РФ №2135766, МПК Е21В 49/00;
3. Патент РФ №2313662, МПК Е21В43/16;
4. Патент РФ №2475646, МПК Е21В 49/00;
5. Черемисин Н.А., Рзаев И.А., Алексеев Д.А. Влияние пространственной связности и фильтрационно-емкостных свойств неколлекторов и глин на разработку месторождений // «Нефтяное хозяйство», 2015 г., №11, С. 32-35;
6. Рекомендации к методике построения геологических моделей при подсчете запасов углеводородного сырья. Москва, ФБУ ГКЗ, 2014 г. - 100 с.;
7. Закревский К.Е. Геологическое 3Д моделирование. М: ООО «ИПЦ «Маска», 2009 г. - 376 с.;
8. Закревский К.Е., Нассонова Н.В. Геологическое моделирование клиноформ неокома Западной Сибири. Тверь: ООО «Издательство ГЕРС», 2012 г. - 80 с.;
9. Дерягин Б.В., Чураев Н.В., Овчаренко Ф.Д. Вода в дисперсных системах. - М.: Химия, 1989 г. - 288 с.;
10. Щипанов А.А. Модификация относительных фазовых проницаемостей как один из подходов к учету трещиноватости коллекторов при гидродинамическом моделировании // «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений», 2002 г., №8, С. 60-66;
11. Алишаев М.Г., Арешев Е.Г., Плынин В.В., Фомкин А.В. Сравнительный анализ относительных фазовых проницаемостей для порового и трещинного коллекторов при слабой гидрофильности или гидрофобности внутренней поверхности породы // «Нефтяное хозяйство», 2000 г., №12, С. 56-59.