Каротажник (кстати, есть сайт журнала) (продолжение)

Форум » РАЗНОЕ - MISCELLANEOUS » Каротажник (кстати, есть сайт журнала) (продолжение) » Ответить

Каротажник (кстати, есть сайт журнала) (продолжение)

bne: Наверное имеет смысл (даже для самого себя) вести мониторинг выпусков КАРОТАЖНИКА в отдельном топике Жаль, сразу не сообразил - было бы теперь что просматривать http://www.karotazhnik.ru/htmls/news/allnews.htm К сожалению, не все номера одинаково интересны С Сайта можно скачивать оглаление номера (правда с запаздыванием) Продолжение топика начатого по ссылкам (от ранних номеров к поздним): http://petrophysics.borda.ru/?1-4-0-00000124-000 http://www.petrophysics.borda.ru/?1-4-0-00000112-000 http://www.petrophysics.borda.ru/?1-4-0-00000120-000 http://petrophysics.borda.ru/?1-4-0-00000124-000 до 190(1) http://petrophysics.borda.ru/?1-4-0-00000131-000

Ответов - 15

bne: Начало - по ссылке http://petrophysics.borda.ru/?1-4-0-00000131-004 Идея оценивать проницаемость из уравнений формирования глинистой корки вроде как не новая Жаль, что авторы не анализируют несколько факторов, в том числе 1) Изменение проницаемости самой корки во времени (обычно на протяжении первого часа) 2) Деформации корки при движении приборов и инструментов 3) образование зоны внутренней кальматации

Mikhail Markov: Не буду спорить на 100 долларов против дохлой кошки, но мне кажется, что толшина корки в большей степени зависит от качества раствора и выбора режима бурения, чем от проницамости породы.

bne: Я начинаю опасаться собственной предвзятости по отношению к публикациям ряда новосибирских коллег ;-) Формально уравнения ими написаны, ссылки есть (хоть отечественными авторами они и принебрегают), проверка на некотором экспериментальном полигоне Baker - также А вот изучение области применимости у них не просматривается Лично мне это кажется наивной "попыткой миссионера поучать людоедов" (с) Литлвуд о Г.Харди Просто раз уж я взялся что-то писать про Каротажник - приходится писать, хотя редакционная политика этого издания меня временами сильно удивляет (это как минимум) . Тем не менее на качественном уровне при устаканенном режиме бурения и стандартных типах коллекторов отделения плотного от коллектора в терригенном разрезе по микрозондам работало Другое дело, что растворы давно уже не тем и объекты сложнее

alexniler: Спасибо за комментарии: 1) про пределы применимости правильно заметили, пробы пера так сказать... 2) про ссылки отечественных авторов интересно было бы узнать С наилучшими, Макаров А.И.

bne: Дело в том, что тема для меня немного переферийная Но я помню, что в Волгограде и в Саратове ей занимались (видел это когда делал диплом - значит еще 60-70-е годы) Были даже серьезные установки на которых моделировали образование корки В Волгограде это могло быть в трудах Волгоградского НИПИ (тогда я искал там труды Белоусовой и Карпова) Были и аналитические работы (кажется Л.Б.Дворкина) Помню меня поразил результат, что корка формируется буквально в первые десятки минут и очень важна ее (корки) сжимаемость (предопределяющая ее проницаемость) Не вполне в теме насколько продвинулись тут Ярмахов и Михайлов (вернее что тут было доведено до публикаций)

alexniler: Дело в том, что для "простой" модели корки, с помощью пары трюков, получилось вывернуть гидродинамическую модель "на изнанку" и получить выражение для проницаемости пласта. Для "сложных" моделей корки подойдут только прямые расчеты.При этом выбор модели глинистой корки остается открытым. Попробую поискать российские ссылки...

bne: Интуитивно кажется довольно естественным (для плоской задачи), что при прочих равных условиях более проницаемый слой начнет быстрее кальматироваться (шунтироваться) вплоть до выравнивания проницаемостей (поскольку через него будет больше прокачиваться и налипать) Но фокус в том, что очень многое зависит от разных нюансов с растворами (их водоотдачей, характером циркуляции раствора и прочим), типов коллектора (скажем зона внутренней глинизации перенесет падение проницаемости внутрь), режимов бурения Не факт что и линейность сохранится Если что припомню про моделирование корки точнее - напишу тут

bne: Из потенциально интересного мне в этом номере статьи Некрасова Но книгу я его читал и тут особо нового не увидел

bne: Каротажник 191 (2) выпуск 2010 Выпуск посвящен ПермьНефтеГеофизике В выпуске: Поздравления ОАО “Пермнефтегеофизика” с юбилеем. Стр.4 И. Ф. Шумский, В. М. Неганов. ОАО “Пермнефтегеофизика” – сегодня. Стр.13 Производственный опыт А. Д. Савич. Геофизические исследования горизонтальных скважин. Состояние и проблемы. Стр.16 А. С. Некрасов, Р. А. Саблин, А. В. Шумилов. Особенности фаменской залежи Гагаринского нефтяного месторождения, обусловленные трещиноватостью карбонатных коллекторов. Стр.38 А. С. Некрасов, Н. С. Белозерова. Результаты изучения тектонической трещиноватости и условий формирования трещинных коллекторов в карбонатных отложениях Варандей-Адзьвинской нефтегазоносной области по геофизическим данным (на примере Тобой-Мядсейской группы месторождений). Стр.50 Д. Н. Крючатов, Д. Л. Бурдин, А. С. Чухлов. Практика применения программного комплекса соната для решения специальных задач контроля технического состояния крепи нефтегазовых скважин. Стр.59 Результаты работ и исследований ученых и конструкторов И. А. Черных. Оценка информативности результатов исследований механизированных скважин дистанционными приборами, спущенными под глубинный насос. Стр.67 А. С. Некрасов, В. И. Костицын, А. В. Шумилов. Методика выделения и оценки вторичной пористости коллекторов смешанного типа по данным геофизических исследований скважин. Стр.76 А. С. Некрасов, Н. С. Белозерова. Литолого-фациальное моделирование карбонатных коллекторов месторождений севера Волго-Уральской и Тимано-Печорской нефтегазоносных провинций. Стр.88 С. В. Белов, Е. В. Заичкин, О. В. Наугольных, И. В. Ташкинов. Мониторинг технического состояния скважин в программном комплексе СОНАТА. Стр.96 Дискуссионный клуб А. А. Вилисов. ГТИ – вид сбоку. Стр.110 Из биографии нашего каротажа В. А. Гершанок. У истоков “Пермнефтегеофизики”. Стр.114 В. И. Костицын, А. П. Лаптев. Кафедра геофизики Пермского государственного университета и ОАО “Пермнефтегеофизика”. 60 лет успешного сотрудничества (заметки в 7 частях). Стр.139 А. Д. Савич, А. В. Шумилов. Промысловая геофизика Пермского Прикамья (этапы развития). Стр.152 А. А. Семенцов. Пермгеокабель работает для отечественной геофизики с 1995 года. Стр.176 С. И. Тарасов. Воплощение мечты счастливого человека. Стр.185 И. В. Ташкинов. ООО Предприятие “ФХС-ПНГ” – 15 лет инноваций и развития. Стр.193 В. Г. Санин. ООО “Геолайн” – первая “пятерка”. Стр.197 А. В. Шумилов. Вспоминая о Борисе Александровиче Семенове. Стр.203 Информационные сообщения О присвоении открытому месторождению нефти имени Н. А. Савостьянова. Стр.209 Объявления IV Китайско-Российский научный симпозиум по промысловой геофизике. Стр.210 Научно-практическая конференция “Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин”. Стр.212 Наши поздравления Юбилей Дмитрия Александровича Кожевникова. 55 лет научно-педагогической деятельности. Стр.214 Юбилей Ростислава Ивановича Кривоносова. Стр.217 Юбилей Аврама Семеновича Державца. Стр.218 Сведения об авторах Стр.220 Abstracts Стр.228 Аннотации А. Д. Савич Геофизические исследования горизонтальных скважин. Состояние и проблемы Рассмотрены вопросы геофизических исследований в бурящихся и эксплуатационных горизонтальных скважинах. Приведены результаты анализа эффективности отечественных технологических комплексов доставки геофизических приборов к забоям горизонтальных скважин и возможности выполнения в них необходимого комплекса ГИС, а также информативности получаемых данных. На конкретных примерах показана степень возможных погрешностей при интерпретации, а также определены основные факторы, влияющие на результаты определения параметров пласта. Показано, что использование специальных технологий ГИС позволяет при помощи скважиной аппаратуры российского производства уверенно решать задачи при исследованиях в эксплуатационных скважинах. Ключевые слова: горизонтальная скважина, каротаж, интерпретация, технологический комплекс, фильтрационно-емкостные свойства горных пород, зона проникновения. Литература 1. Аксельрод С. М. Исследование профиля притока в горизонтальных скважинах // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2005. Вып. 5–6. С. 301–335. 2. Ахметсафин Р. Д., Ардаширов А. Р., Булгаков А. А., Габдрахманов И. Р., Дворкин В. И., Иванов В. Я., Сулейманов М. А., Служаев В. Н., Лаздин А. Р. Автономная геофизическая система “Горизонталь” с доставкой на бурильных трубах // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2005. Вып. 10–11. С. 39–46. 3. Денисов А. М, Лагойда Д. В., Лагунов П. С., Савич А. Д., Семенцов А. А., Черепанников А. В., Шумилов А. В., Элькинд С. Я. Комплекс для контроля параметров флюида в нефтедобывающих скважинах. Патент на полезную модель № 54395. 2006. 4. Килейко Е. С., Савич А. Д., Шумилов А. В. Технологический комплекс “Латераль-2005” – новый уровень исследований горизонтальных стволов скважин действующего фонда // Тезисы докладов научно-практической конференции, посвященной 100-летию промысловой геофизики. Москва, 2006. С. 55–56. 5. Киясов П. П., Степанов Н. Ю., Шестаков В. А. Геофизические исследования горизонтальных скважин в ОАО “Татнефтегеофизика” // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2003. Вып. 109. С. 168–172. 6. Кнеллер Л. Е., Гайфуллин Я. С., Потапов А. П. Геофизические исследования горизонтальных скважин и некоторые особенности их интерпретации // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2006. Вып. 7–8. С. 73–87. 7. Кнеллер Л. Е., Гайфуллин Я. С., Потапов А. П. К интерпретации материалов геофизических исследований горизонтальных скважин // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2003. Вып. 113. С. 80–94. 8. Князев А. Р., Коновалов А. Ю., Савич А. Д., Шумилов А. В. Программа для ЭВМ “Латераль-расчет-2007”. Свидетельство № 2008611039, Роспатент. 2008. 9. Лежанкин С. И., Рапин В. А. Особенности интерпретации результатов промыслово-геофизических исследований в горизонтальных скважинах // Гео-физика. 1994. № 2. С. 31–36. 10. Молчанов А. А., Лукьянов Э. Е., Рапин В. А. Геофизические исследования горизонтальных нефтегазовых скважин. СПб.: Международная академия наук экологии, безопасности человека и природы, 2001. 299 с. 11. Савич А. Д., Семенцов А. А., Расстегаев А. В., Попов Л. Н., Лаврухин Ю. М. Геофизические исследования горизонтальных скважин при помощи насосно-компрессорных труб малого диаметра // Нефтяное хозяйство. 1998. № 6. С. 41–46. 12. Семенов А. А., Исламов Р. А., Нухаев М. Т. Дизайн устройства пассивного контроля притока на Ванкорском месторождении // Нефтяное хозяйство. 2009. № 11. С. 20–23. 13. Хаматдинов Р. Т. Комплекс автономных приборов для исследования пологих и горизонтальных скважин // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2008. Вып. 10. С. 3–16. 14. Яковлев Г. Е. Электрометрия скважин в квазиоднородном поле. Казань: Изд-во Казанского университета, 1984. 109 с. 15. Darwin V. Ellis and Joseph M. Chiaramonte. Interpreting Neutron Logs in Horizontal Wells: A Forward Modeling Tutorial. Petrophysics, Vol. 41. № 1 (January-February 2000).P. 23–32. 16. Passey Q. R., Yin H., Rendeiro C. M., Fitz D. E. Overview of High-Angle and Horizontal Well Formation Evaluation: Issues, Learnings, and Future Directions. SPWLA 46th Annual Logging Symposium. June 26–29, 2005. А. С. Некрасов, Р. А. Саблин, А. В. Шумилов Особенности фаменской залежи Гагаринского нефтяного месторождения, обусловленные трещиноватостью карбонатных коллекторов На примере Гагаринского нефтяного месторождения установлено, что емкостно-фильтрационная структура карбонатных коллекторов Соликамской депрессии является не поровой (статичной, недеформируемой при изменении пластового давления), а трещинно-кавернозно-поровой (динамичной, деформируемой при изменении первоначального пластового давления). Ключевые слова: давление, дебит, запасы, коллектор, нефть, месторождение, продуктивность. Литература 1. Вендельштейн Б. Ю., Золоева Г. М., Царева Н. В. Геофизические методы изучения подсчетных параметров при определении запасов нефти и газа. М.: Недра, 1985. С. 159–163. 2. Викторин В. Д., Катошин А. Ф., Назаров А. Ю. Геолого-промысловая модель объемной сетки трещин (МОСТ) карбонатных и терригенных коллекторов трещинно-порового типа: Сб. науч. тр. ПермНИПИнефть. Пермь, 2003. С. 30–56. 3. Голф-Рахт Т. Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов. М.: Недра, 1986. 608 с. 4. Лебединец Н. П. Изучение и разработка нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. М.: Наука, 1997. 324 с. А. С. Некрасов, Н. С. Белозерова Результаты изучения тектонической трещиноватости и условий формирования трещинных коллекторов в карбонатных отложениях Варандей-Адзьвинской нефтегазоносной области по геофизическим данным (на примере Тобой-Мядсейской группы месторождений) Результаты детального анализа скоростей сейсмических волн позволили установить преобладающее северо-восточное направление развития трещиноватости в овинпармских отложениях Тобой-Мядсейской группы месторождений. Северо-восточное направление трещиноватости не совпадает с прогнозируемым северо-западным простиранием трещиноватости и направлением основных тектонических нарушений Варандей-Адзьвинской нефтегазоносной области. Ключевые слова: анизотропия, когерентность, сейсморазведка, структура, трещиноватость. Литература 1. Викторин В. Д. Влияние особенностей карбонатных коллекторов на эффективность разработки нефтяных залежей. М.: Недра, 1988. 150 с. 2. Керусов И. Н., Эпов К. А., Соенко В. Л. Азимутальный AVO-анализ – выявление зон трещиноватости карбонатных коллекторов при 3D-сейсморазведке // Геофизика. Спец. выпуск “Технологии сейсморазведки”. 2002. № 1. С. 91–95. 3. Птецов С. Н. Анализ волновых полей для прогнозирования геологического разреза. М.: Недра, 1989. 135 с. 4. Смехов Е. М.,Дорофеева Т. В. Вторичная пористость горных пород-коллекторов нефти и газа. Л.: Недра, 1987. 95 с. 5. Тимонин Н. И. Печорская плита: история геологического развития в фанерозое. Екатеринбург: УрО РАН, 1998. 224 с. Д. Н. Крючатов, Д. Л. Бурдин, А. С. Чухлов Практика применения программного комплекса соната для решения специальных задач контроля технического состояния крепи нефтегазовых скважин Рассмотрен производственный опыт внедрения программного комплекса СОНАТА в ОАО “Когалымнефтегеофизика” для задач контроля технического состояния крепи нефтегазовых скважин на примере обработки и комплексной интерпретации данных акустической и гамма-гамма-цементометрии в горизонтальных участках скважины, а также обработки данных секторного прибора акустического каротажа МАК-СК. Ключевые слова: оценка технического состояния скважин, горизонтальная скважина, акустический каротаж, гамма-гамма-цементометрия, секторная акустическая цементометрия. И. А. Черных Оценка информативности результатов исследований механизированных скважин дистанционными приборами, спущенными под глубинный насос Обосновывается целесообразность применения технологии спуска приборов под насос для исследований механизированных скважин, что значительно улучшает качество исследований и повышает достоверность получаемой информации. Ключевые слова: исследование скважин, интерпретация, индикаторные диаграммы, потокометрия, коэффициент продуктивности. Литература 1. Валиуллин Р. А., Вахитов Г. Р., Назаров В. Ф., Рамазанов А. Ш., Федотов В. Я., Яруллин Р. К. Термогидродинамические исследования пластов и скважин нефтяных месторождений. Уфа, 2004. 2. Дебранд Р. Теория и интерпретация результатов геофизических методов исследования скважин / Пер. с фр. / Под ред. В. Н. Дахнова. М.: Недра, 1972. 3. Пилатовский В. П. Основы гидромеханики тонкого пласта. М.: Недра, 1966. 4. Руководство по применению промыслово-геофизических методов для контроля за разработкой нефтяных месторождений. М.: Недра, 1978. А. С. Некрасов, В. И. Костицын, А. В. Шумилов Методика выделения и оценки вторичной пористости коллекторов смешанного типа по данным геофизических исследований скважин Предложена методика выделения и оценки вторичной пористости коллекторов смешанного типа по величине коэффициента сжимаемости пор. Методика может быть реализована в автоматизированном варианте. Ключевые слова: горная порода, коэффициент Пуассона, модуль Юнга, пористость, сжимаемость. Литература 1. Белов С. В., Жуланов И. Н., Семенцов А. А., Шумилов А. В. Опыт использования методики выделения приточных зон на месторождениях в Пермской области // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2000. Вып. 67. С. 54–57. 2. Будыко Л. В., Спивак В. Б., Щербаков Ю. Д. Изучение разрезов скважин по материалам регистрации динамических параметров упругих волн. М.: ВИЭМС, 1979. 33 с. 3. Викторин В. Д., Катошин А. Ф., Назаров А. Ю. Геолого-промысловая модель объемной сетки трещин (МОСТ) карбонатных и терригенных коллекторов трещинно-порового типа: Сб. науч. тр. ПермНИПИнефть. Пермь, 2003. С. 30–56. 4. Голф-Рахт Т. Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов. М.: Недра, 1986. 608 с. 5. Добрынин В. М., Вендельштейн Б. Ю., Кожевников Д. А. Петрофизика: Учебник для вузов. М.: Недра, 1991. 368 с. 6. Желтов Ю. П. Механика нефтегазоносного пласта. М.: Недра, 1975. 321 с. 7. Кузнецов О. Л., Чиркин И. А., Курьянов И. А. и др. Сейсмоакустика пористых и трещиноватых геологических сред. Т. 2. Экспериментальные исследования. М.: ВНИИгеосистем, 2004. С. 131–136. А. С. Некрасов, Н. С. Белозерова Литолого-фациальное моделирование карбонатных коллекторов месторождений севера Волго-Уральской и Тимано-Печорской нефтегазоносных провинций Выполнено литологическое и сейсмофациальное моделирование карбонатных отложений с целью выявления высокопроницаемых трещинных зон. Результатом комплексной интерпретации сейсморазведки ЗD, лабораторного изучения керна, гидродинамических и геофизических исследований скважин явилось составление карты распространения типов коллекторов. Ключевые слова: геологическая модель, карбонатный коллектор, комплекс ГИС, сейсморазведка 3D, фация. Литература 1. Некрасов А. С. Геолого-геофизические исследования карбонатных коллекторов нефтяных месторождений. Пермь: ПГУ, 2006. 422 с. 2. Тимонин Н. И. Печорская плита: история геологического развития в фанерозое. Екатеринбург: УрО РАН, 1998. 224 с. С. В. Белов, Е. В. Заичкин, О. В. Наугольных, И. В. Ташкинов Мониторинг технического состояния скважин в программном комплексе СОНАТА Показана эффективность использования программного комплекса СОНАТА для мониторинга технического состояния нефтегазовых скважин, включающего технологию комплексной обработки и интерпретации широкого спектра гео-физических методов. Ключевые слова: техническое состояние скважин, мониторинг, акустический каротаж, гамма-гамма-цементометрия, секторная акустическая цементомет-рия. Литература 1. Белов С. В., Заичкин Е. В., Наугольных О. В., Ташкинов И. В., Шумилов А. В. Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ “Модульная система обработки и интерпретации данных геофизических исследований скважин” (Соната). М.: Роспатент. 22.01.2004. № 2004610273. 2. Заичкин Е. В., Белов С. В., Ташкинов И. В., Шумилов А. В. Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ “Сжатие полного волнового пакета акустического каротажа” (Сжатие ВС). М.: Роспатент. 11.12.2002. № 2002612073. 3. Методическое руководство по проведению магнитоимпульсной дефектоскопии-толщинометрии в нефтяных и газовых скважинах аппаратурой МИД-Газпром и обработке результатов измерений. М.: ОАО “Газпром”, ОАО “Газпромгеофизика”, ЗАО НПФ “ГИТАС”, 2003. 4. РД 153-39.0-072-01. Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах. М.: ГЕРС, 2001. 5. Стандарт компании по определению качества цементирования обсадных колонн в скважинах и боковых стволах скважин на месторождениях ОАО “НК “Роснефть”. М.: ОАО “НК “Роснефть”, 2005. 6. http://www.fxc-png.ru Abstracts A. D. Savich horizontal well logging. current situation and problems Logging in drilled or producing horizontal wells has been discussed. The results of analysis of effectiveness of Russian technological complexes for logging tool conveyance to horizontal well bottomholes, horizontal well loggability and log data information value have been given. Specific examples show the extent of possible interpretation errors and determine the major factors of influence on formation parameter evaluation. Special logging technologies have been shown to reliably solve problems of production well logging with the help of the tools made in Russia. Key words: horizontal well, well logging, interpretation, technological complex, rock filtration and capacity properties, invaded zone. Literatura 1. Akseljrod S. M. Issledovanie profilya pritoka v gorizon-taljnihkh skvazhinakh // NTV “Karotazhnik”. Tverj: Izd. AIS. 2005. Vihp. 5–6. S. 301–335. 2. Akhmetsafin R. D., Ardashirov A. R., Bulgakov A. A., Gabd-rakhmanov I. R., Dvorkin V. I., Ivanov V. Ya., Suleyjmanov M. A., Sluzhaev V. N., Lazdin A. R. Avtonomnaya geofizicheskaya sis-tema “Gorizontalj” s dostavkoyj na buriljnihkh trubakh // NTV “Karotazhnik”. Tverj: Izd. AIS. 2005. Vihp. 10–11. S. 39–46. 3. Denisov A. M, Lagoyjda D. V., Lagunov P. S., Savich A. D., Se-mencov A. A., Cherepannikov A. V., Shumilov A. V., Ehljkind S. Ya. Kompleks dlya kontrolya parametrov flyuida v neftedobihvayu-thikh skvazhinakh. Patent na poleznuyu modelj № 54395. 2006. 4. Kileyjko E. S., Savich A. D., Shumilov A. V. Tekhnologicheskiyj kompleks “Lateralj-2005” – novihyj urovenj issledovaniyj go-rizontaljnihkh stvolov skvazhin deyjstvuyuthego fonda // Tezisih dokladov nauchno-prakticheskoyj konferencii, posvyathennoyj 100-letiyu promihslovoyj geofiziki. Moskva, 2006. S. 55–56. 5. Kiyasov P. P., Stepanov N. Yu., Shestakov V. A. Geofiziche-skie issledovaniya gorizontaljnihkh skvazhin v OAO “Tatnef-tegeofizika” // NTV “Karotazhnik”. Tverj: Izd. AIS. 2003. Vihp. 109. S. 168–172. 6. Kneller L. E., Gayjfullin Ya. S., Potapov A. P. Geofiziche-skie issledovaniya gorizontaljnihkh skvazhin i nekotorihe oso-bennosti ikh interpretacii // NTV “Karotazhnik”. Tverj: Izd. AIS. 2006. Vihp. 7–8. S. 73–87. 7. Kneller L. E., Gayjfullin Ya. S., Potapov A. P. K interpre-tacii materialov geofizicheskikh issledovaniyj gorizontalj-nihkh skvazhin // NTV “Karotazhnik”. Tverj: Izd. AIS. 2003. Vihp. 113. S. 80–94. 8. Knyazev A. R., Konovalov A. Yu., Savich A. D., Shumilov A. V. Programma dlya EhVM “Lateralj-raschet-2007”. Svideteljstvo № 2008611039, Rospatent. 2008. 9. Lezhankin S. I., Rapin V. A. Osobennosti interpretacii rezuljtatov promihslovo-geofizicheskikh issledovaniyj v gori-zontaljnihkh skvazhinakh // Geo¬fizika. 1994. № 2. S. 31–36. 10. Molchanov A. A., Lukjyanov Eh. E., Rapin V. A. Geofizicheskie issledovaniya gorizontaljnihkh neftegazovihkh skvazhin. SPb.: Mezhdunarodnaya akademiya nauk ehkologii, bezopasnosti chelo-veka i prirodih, 2001. 299 s. 11. Savich A. D., Semencov A. A., Rasstegaev A. V., Popov L. N., Lavrukhin Yu. M. Geofizicheskie issledovaniya gorizontaljnihkh skvazhin pri pomothi nasosno-kompressornihkh trub malogo diametra // Neftyanoe khozyayjstvo. 1998. № 6. S. 41–46. 12. Semenov A. A., Islamov R. A., Nukhaev M. T. Dizayjn ustroyj-stva passivnogo kontrolya pritoka na Vankorskom mestorozh-denii // Neftyanoe khozyayjstvo. 2009. № 11. S. 20–23. 13. Khamatdinov R. T. Kompleks avtonomnihkh priborov dlya is-sledovaniya pologikh i gorizontaljnihkh skvazhin // NTV “Karo-tazhnik”. Tverj: Izd. AIS. 2008. Vihp. 10. S. 3–16. 14. Yakovlev G. E. Ehlektrometriya skvazhin v kvaziodnorodnom pole. Kazanj: Izd-vo Kazanskogo universiteta, 1984. 109 s. 15. Darwin V. Ellis and Joseph M. Chiaramonte. Interpreting Neu-tron Logs in Horizontal Wells: A Forward Modeling Tutorial. Petrophysics, Vol. 41. № 1 (January-February 2000). P. 23–32. 16. Passey Q. R., Yin H., Rendeiro C. M., Fitz D. E. Overview of High-Angle and Horizontal Well Formation Evaluation: Issues, Learnings, and Future Directions. SPWLA 46th Annual Logging Symposium. June 26–29, 2005. A. S. Nekrasov, R. A. Sablin, A. V. Shumilov peculiarities of Famenskaya pool in gagarinskoe oil field caused by carbonate reservoir fracturing It has been shown on example of Gagarinskoe oil field that the filtration and capacity structure of Solikamsk depression’s carbonate reservoirs is fracture-cavern-porous (dynamic, deformable under variations of the original formation pressure) rather than porous (static and undeformable under variations of the formation pressure). Key words: pressure, output, reserves, reservoir, oil, field, productivity. Literatura 1. Vendeljshteyjn B. Yu., Zoloeva G. M., Careva N. V. Geofizi-cheskie metodih izucheniya podschetnihkh parametrov pri oprede-lenii zapasov nefti i gaza. M.: Nedra, 1985. S. 159–163. 2. Viktorin V. D., Katoshin A. F., Nazarov A. Yu. Geologo-promihslovaya modelj objhemnoyj setki trethin (MOST) karbo-natnihkh i terrigennihkh kollektorov trethinno-porovogo tipa: Sb. nauch. tr. PermNIPIneftj. Permj, 2003. S. 30–56. 3. Golf-Rakht T. D. Osnovih neftepromihslovoyj geologii i raz-rabotki trethinovatihkh kollektorov. M.: Nedra, 1986. 608 s. 4. Lebedinec N. P. Izuchenie i razrabotka neftyanihkh mestorozhde-niyj s trethinovatihmi kollektorami. M.: Nauka, 1997. 324 s. A. S. Nekrasov, N. S. Belozerova tectonic fracturing and origin conditions of fracture reservoirs in carbonate sediments of varandey adzvinskaya hydrocarbon region (on example of toboy myadseiskaya field group) from geophysical data A prevailing northeastern fracturing trend has been determined in Ovinparmean sediments of Toboy Myadseiskaya field group from the results of detailed analysis of seismic wave velocities. The northeastern fracturing trend mismatches the predicted northwestern course of fracturing and the direction of major tectonic dislocations in Varandey Adzvinskaya hydrocarbon region. Key words: anisotropy, coherence, seismic exploration, structure, fracturing. Literatura 1. Viktorin V. D. Vliyanie osobennosteyj karbonatnihkh kollek-torov na ehffektivnostj razrabotki neftyanihkh zalezheyj. M.: Nedra, 1988. 150 s. 2. Kerusov I. N., Ehpov K. A., Soenko V. L. Azimutaljnihyj AVO-analiz – vihyavlenie zon trethinovatosti karbonatnihkh kollek-torov pri 3D-seyjsmorazvedke // Geofizika. Spec. vihpusk “Tekhnologii seyjsmorazvedki”. 2002. № 1. S. 91–95. 3. Ptecov S. N. Analiz volnovihkh poleyj dlya prognozirovaniya geologicheskogo razreza. M.: Nedra, 1989. 135 s. 4. Smekhov E. M., Dorofeeva T. V. Vtorichnaya poristostj gor-nihkh porod-kollektorov nefti i gaza. L.: Nedra, 1987. 95 s. 5. Timonin N. I. Pechorskaya plita: istoriya geologicheskogo razvi-tiya v fanerozoe. Ekaterinburg: UrO RAN, 1998. 224 s. D. N. Kryuchatov, D. L. Burdin, A. S. Chukhlov practical application of SONATA SOFTWARE COMPLEX for solving special problems in casing technical state monitoring in oil and gas wells The commercial experience in introduction of SONATA software complex in Kogalymneftegeofizika OJSC for monitoring of casing technical state in oil and gas wells has been discussed on example of processing and comprehensive interpretation of sonic and gamma gamma cement logs in horizontal intervals of the well, as well as processing of sector sonic MAK-SK logs. Key words: well technical state evaluation, horizontal well, sonic log, gamma gamma cement log, sector sonic cement log. I. A. Chernykh estimation of information content of logs from mechanized wells logged by remote tools lowered under the depth pump The reasonability of the technology of tool lowering under the pump in mechanized well logging has been validated. It can considerably improve the logging quality and make the information obtained more reliable. Key words: well logging, interpretation, indicator logs, flow rate measurements, well productivity factor. Literatura 1. Valiullin R. A., Vakhitov G. R., Nazarov V. F., Ramazanov A. Sh., Fedotov V. Ya., Yarullin R. K. Termogidrodinamicheskie issledovaniya plastov i skvazhin neftyanihkh mestorozhdeniyj. Ufa, 2004. 2. Debrand R. Teoriya i interpretaciya rezuljtatov geofiziche-skikh metodov issledovaniya skvazhin / Per. s fr. / Pod red. V. N. Dakhnova. M.: Nedra, 1972. 3. Pilatovskiyj V. P. Osnovih gidromekhaniki tonkogo plasta. M.: Nedra, 1966. 4. Rukovodstvo po primeneniyu promihslovo-geofizicheskikh meto-dov dlya kontrolya za razrabotkoyj neftyanihkh mestorozhdeniyj. M.: Nedra, 1978. A. S. Nekrasov, V. I. Kostitsyn, A. V. Shumilov technique for detection and evaluation of secondary porosity in mixed-type reservoirs from well logs A technique for detection and evaluation of secondary porosity in mixed-type reservoirs from pore compressibility has been proposed. The technique can be implemented in its automated version. Key words: rock, Poisson's ratio, Young's modulus, porosity, compressibility. Literatura 1. Belov S. V., Zhulanov I. N., Semencov A. A., Shumilov A. V. Opiht ispoljzovaniya metodiki vihdeleniya pritochnihkh zon na mestorozhdeniyakh v Permskoyj oblasti // NTV “Karotazhnik”. Tverj: Izd. AIS. 2000. Vihp. 67. S. 54–57. 2. Budihko L. V., Spivak V. B., Therbakov Yu. D. Izuchenie razre-zov skvazhin po materialam registracii dinamicheskikh para-metrov uprugikh voln. M.: VIEhMS, 1979. 33 s. 3. Viktorin V. D., Katoshin A. F., Nazarov A. Yu. Geologo-promihslovaya modelj objhemnoyj setki trethin (MOST) karbo-natnihkh i terrigennihkh kollektorov trethinno-porovogo tipa: Sb. nauch. tr. PermNIPIneftj. Permj, 2003. S. 30–56. 4. Golf-Rakht T. D. Osnovih neftepromihslovoyj geologii i raz-rabotki trethinovatihkh kollektorov. M.: Nedra, 1986. 608 s. 5. Dobrihnin V. M., Vendeljshteyjn B. Yu., Kozhevnikov D. A. Petrofizika: Uchebnik dlya vuzov. M.: Nedra, 1991. 368 s. 6. Zheltov Yu. P. Mekhanika neftegazonosnogo plasta. M.: Ne-dra, 1975. 321 s. 7. Kuznecov O. L., Chirkin I. A., Kurjyanov I. A. i dr. Seyjsmoaku-stika poristihkh i trethinovatihkh geologicheskikh sred. T. 2. Ehkspe-rimentaljnihe issledovaniya. M.: VNIIgeosistem, 2004. S. 131–136. A. S. Nekrasov, N. S. Belozerova lithofacies modeling of carbonate reservoirs of the north of volga-urals and Timan-Pechora oil-and-gas provinces Lithologic and seismic facies of carbonate sediments have been modeled to reveal high-permeability fracturing zones. The comprehensive interpretation of 3D seismics, laboratory core analysis, hydrodynamical and geophysical well surveys have resulted in reservoir type mapping. Key words: geologic model, carbonate reservoir, well log set, 3D seismics, facies. Literatura 1. Nekrasov A. S. Geologo-geofizicheskie issledovaniya karbo-natnihkh kollektorov neftyanihkh mestorozhdeniyj. Permj: PGU, 2006. 422 s. 2. Timonin N. I. Pechorskaya plita: istoriya geologicheskogo razvi-tiya v fanerozoe. Ekaterinburg: UrO RAN, 1998. 224 s. S. V. Belov, E. V. Zaichkin, O. V. Naugolnykh, I. V. Tashkinov well technical state monitoring in SONATA SOFTWARE COMPLEX Effective use of SONATA software complex for monitoring of technical state of oil and gas wells has been shown. It includes a technology for comprehensive processing and interpretation of a wide range of geophysical methods. Key words: technical state of wells, monitoring, sonic log, gamma gamma cement log, sector sonic cement log. Literatura 1. Belov S. V., Zaichkin E. V., Naugoljnihkh O. V., Tashkinov I. V., Shumilov A. V. Svideteljstvo ob oficialjnoyj registracii programmih dlya EhVM “Moduljnaya sistema obrabotki i interpretacii dannihkh geofizicheskikh issledovaniyj skvazhin” (Sonata). M.: Rospatent. 22.01.2004. № 2004610273. 2. Zaichkin E. V., Belov S. V., Tashkinov I. V., Shumilov A. V. Svideteljstvo ob oficialjnoyj registracii programmih dlya EhVM “Szhatie polnogo volnovogo paketa akusticheskogo karotazha” (Szhatie VS). M.: Rospatent. 11.12.2002. № 2002612073. 3. Metodicheskoe rukovodstvo po provedeniyu magnitoimpuljsnoyj defektoskopii-tolthinometrii v neftyanihkh i gazovihkh skvazhinakh apparaturoyj MID-Gazprom i obrabotke rezuljtatov izmereniyj. M.: OAO “Gazprom”, OAO “Gazpromgeofizika”, ZAO NPF “GITAS”, 2003. 4. RD 153-39.0-072-01. Tekhnicheskaya instrukciya po provedeniyu geofizicheskikh issledovaniyj i rabot priborami na kabele v neftyanihkh i gazovihkh skvazhinakh. M.: GERS, 2001. 5. Standart kompanii po opredeleniyu kachestva cementiro ...

bne: ... vaniya obsadnihkh kolonn v skvazhinakh i bokovihkh stvolakh skvazhin na mestorozhdeniyakh OAO “NK “Rosneftj”. M.: OAO “NK “Rosneftj”, 2005. 6. http://www.fxc-png.ru Сведения об авторах Белов Сергей Владимирович Заместитель генерального директора ООО Предприятие “ФХС-ПНГ”, к. т. н. Окончил в 1985 г. геологический факультет Пермского государственного университета. Научные интересы – технология обработки и интерпретации данных ГИС, проектирование информационных систем, разработка программного обеспечения. Автор 15 научных публикаций и 7 программных средств. Тел. +7 (342) 269-72-72 E-mail: belov@fxc-png.ru Белозерова Наталия Сергеевна Главный геофизик ГЭЦОИ ОАО “Пермнефтегеофизика”. Окончила в 1978 г. геологический факультет Пермского государственного университета по специальности “геофизические методы поисков и разведки полезных ископаемых”. Основные направления деятельности – обработка сейсмических данных и комплексная интерпретация данных сейсморазведки и ГИС. Автор более 30 научно-производственных отчетов. Тел. (3422) 69-39-45 E-mail: belozerova-n@pngf.com Бурдин Дмитрий Леонидович Геофизик ОАО “Когалымнефтегеофизика”. Окончил в 2009 г. магистратуру кафедры геофизики Пермского государственного университета. Аспирант ОАО НПФ “Геофизика”. Научные интересы – разработка и внедрение эффективных технологий исследования действующих горизонтальных скважин. Автор 3 научных статей и учебного пособия. Тел. (342) 231-34-98, +7 (908) 265-86-16 Вилисов Александр Александрович Технический директор ООО “Геолайн”. Окончил в 1986 г. физический факультет Пермского государственного университета по специальности “радиофизика и электроника”. Научные интересы – новые информационные технологии при строительстве нефтегазовых скважин. Тел: (342) 290-74-17 Е-mail: geoline_perm@mail.ru Гершанок Валентин Александрович Профессор кафедры геофизики Пермского государственного университета, д. т. н. Окончил в 1963 г. Пермский государственный университет по специальности “геофизические методы поисков и разведки полезных ископаемых”. Научные интересы – развитие гравиразведки при поисках нефтяных месторождений и в инженерной геофизике, решение экологических задач посредством применения ядерной геофизики. Автор 125 опубликованных научных работ, в том числе 6 монографий. Заслуженный работник высшей школы РФ. 614990, г. Пермь, ул. Букирева, 15 Тел. (342) 239-68-61 Заичкин Евгений Владимирович Ведущий специалист ООО Предприятие “ФХС-ПНГ”. Окончил в 1999 г. физический факультет Пермского государственного университета. Научные интересы – автоматизация обработки и интерпретации данных ГИС, разработка программного обеспечения. Автор 10 научных публикаций и 6 программных средств. Тел. (342) 269-72-72 E-mail: info@fxc-png.ru Костицын Владимир Ильич Заведующий кафедрой геофизики Пермского государственного университета, д. т. н., профессор, заслуженный работник высшей школы Российской Федерации. Председатель диссертационного (докторского) совета по специальности “Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых”, председатель Камского регионального отделения Российской академии естествознания. Окончил в 1968 г. Пермский государственный университет с присвоением квалификации “инженер-геолог-геофизик”. Научные интересы – детальная гравиразведка на нефть и газ, гравиметрический мониторинг по выявлению предвестников землетрясений, геофизические исследования скважин, история геофизической науки. Автор 200 научных и учебно-методических работ, в том числе 6 монографий и учебника для студентов вузов “Гравиразведка”. Тел. +7 (342) 239-66-57, 239-68-43 E-mail: kostitsyn@psu.ru; geophysic@psu.ru Крючатов Дмитрий Николаевич Заместитель генерального директора по геологии ОАО “Когалымнефтегеофизика”. Окончил в 1996 г. Уфимский нефтяной технический университет по специальности “геофизические методы поисков и разведки”. Научные интересы – методики и технологии геофизических исследований скважин. Автор 7 научных работ. Тел. (34667) 4-45-47, 4-45-48 – факс E-mail: gisgeo@kngf.org Лаптев Александр Павлович Заместитель генерального директора по полевой геофизике – главный инженер ОАО “Пермнефтегеофизика”, к. г.-м. н. Окончил в 1977 г. Пермский государственный университет по специальности “геофизика”. Научные интересы – разработка и совершенствование технологий проведения 3D сейсморазведки в труднодоступных районах, структурная интерпретация сейсморазведочных данных на нефть и газ. Автор 27 публикаций и 2 патентов на полезные технологические модели. 614090, г. Пермь, ул. Лодыгина, 34 Тел. (342) 269-29-65; +7 (902) 472-73-65 Наугольных Оксана Васильевна Ведущий специалист ООО Предприятие “ФXC-ПНГ”. Окончила в 1996 г. механико-математический факультет Пермского государственного университета. Научные интересы связаны с формализацией и автоматизацией обработки и интерпретации данных ГИС. Автор 9 научных работ и 5 программных средств. Тел. (342) 269-72-72 E-mail: info@fxc-png.ru Неганов Валентин Михайлович Заместитель генерального директора – главный геолог ОАО “Пермнефтегеофизика”, к. г.-м. н. Заслуженный геолог РФ. Окончил в 1969 г. Пермский политехнический институт по специальности “геология и разработка нефтяных и газовых месторождений”. Научные интересы – интерпретация геолого-геофизических материалов. Автор более 40 научных публикаций. Некрасов Александр Сергеевич Начальник отдела промысловой геофизики и гидродинамических исследований скважин ООО “ПермНИПИнефть”, д. г.-м. н. В 1973 г. окончил Пермский государственный университет. Научные интересы – разработка технологии прогнозирования нефтяных залежей в сложно построенных карбонатных и терригенных коллекторах по комплексу сейсморазведки 3D, ГИС и гидродинамических исследований скважин. Автор более 80 научных работ. Саблин Роман Алексеевич Начальник отдела разработки нефтяных и газовых месторождений ООО “ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ”. Окончил в 1998 г. Пермский государственный технический университет по специальности “разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений”. Научные интересы ? оптимизация разработки нефтяных и газовых месторождений. E-mail: Roman.Sablin@lp.lukoil.com Савич Анатолий Данилович Главный геофизик по промысловой геофизике ОАО “Пермнефтегеофизика”, к. т. н. Окончил в 1975 г. Пермский государственный университет по специальности “геофизические методы поисков и разведки полезных ископаемых”. Научные интересы – технологии исследований в горизонтальных скважинах, обустройство интеллектуальных скважин в условиях одновременно-раздельной разработки пластов, технологии заканчивания скважин. Автор 59 научных работ, в том числе 10 патентов на изобретения и полезные модели. E-mail: savich@pngf.com Санин Владислав Геннадьевич Исполнительный директор ООО “Геолайн”. Окончил в 1975 г. Пермский государственный университет по специальности “геологическая съемка и поиски месторождений полезных ископаемых”. Научные интересы – геология нефтяных и газовых месторождений. Автор двух научных статей. Тел. (342) 290-74-17 Е-mail: geoline_perm@mail.ru Семенцов Анатолий Анатольевич Директор ООО “Пермгеокабель”. Окончил в 1971 г. горный факультет Карагандинского политехнического института по специальности “геофизические методы поисков и разведки полезных ископаемых”. Горный инженер-геофизик. Научные интересы – разработка и изготовление грузонесущего геофизического кабеля. Тел. (34273) 4-00-75, 4-74-04 Тарасов Сергей Иванович Технический директор ООО НПФ “Чегис”. Окончил в 1984 г. Пермский государственный университет по специальности “геофизика”. Научные интересы – совершенствование гидродинамических исследований в скважинах с аномально высокими буферными давлениями. 617830, Пермский край, г. Чернушка, а/я 129 Тел. +7 (902) 478-64-77 Ташкинов Илья Владимирович Генеральный директор ООО Предприятие “ФXC-ПНГ”, к. т. н. Окончил в 1995 г. Пермский государственный университет. Научные интересы – автоматизация обработки и интерпретации данных ГИС, разработка программного обеспечения. Автор 20 научных публикаций и 7 программных средств. Тел. (342) 269-72-72 E-mail: info@fxc-png.ru Черных Ирина Александровна Начальник отдела геофизических работ ООО “ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ”. Окончила в 1987 г. Пермский политехнический институт по специальности “геология нефти и газа”. Научные интересы – мониторинг разработки месторождений, обустройство интеллектуальных скважин и специальные гидродинамические исследования в скважинах. Автор 10 научных работ, в том числе 4 патентов на изобретения. E-mail: irina.chernykh@lp.lukoil.com Чухлов Андрей Сергеевич Геофизик ОАО “Когалымнефтегеофизика”. Окончил в 2009 г. магистратуру кафедры геофизики Пермского государственного университета. Аспирант кафедры геофизики ПГУ. Научные интересы – комплексные исследования технического состояния обсадных колонн нефтегазовых скважин. Автор 5 научных статей и учебного пособия. Тел. 8 (950) 446-673 Шумилов Александр Владимирович Заместитель генерального директора ОАО “Пермнефтегеофизика” по промысловой геофизике, к. т. н. Окончил в 1983 г. МИНХиГП по специальности “горный инженер-геофизик”. Научные интересы – контроль технического состояния крепи нефтяных и газовых скважин, методы повышения нефтеотдачи пластов, геофизический мониторинг разработки месторождений, ГИС в скважинах специальных конструкций (горизонтальных, со стеклопластиковыми вставками и т. д.). Автор 87 публикаций (в том числе 24 в НТВ “Каротажник”) и 20 патентов на изобретения, полезные технологические модели и программные средства. 614600, г. Пермь, ул. Лодыгина, 34 Тел/факс (342) 269-34-34 Шумский Игорь Федорович Генеральный директор ОАО “Пермнефтегео-физика”. Окончил в 1993 г. Московскую государственную академию нефти и газа по специальности “горный инженер”. Научные интересы – различные виды воздействия на призабойную зону пласта с целью повышения нефтеотдачи. Специалист в области управления проектами топливно-энергетического комплекса. Автор 12 публикаций.

bne: Из потенциально интересного мне в этом номере статьи Некрасова Но книгу я его читал и тут особо нового не увидел

bne: В выпуске: Жизнь АИС НТВ “Каротажник” – в списке “Перечня ВАК”. Стр.3 Поздравляем АИС с 20-летием! Стр.4 Производственный опыт С. Е. Ершов, С. Г. Крекнин, Р. Р. Шакуров, Е. Ф. Якимов, М. П. Пасечник, В. И. Ковалев, И. П. Клочан, Д. Н. Гуляев. Результаты разработки и внедрения системы технологий и методик газодинамических исследований скважин, обеспечивших возможность создания научно обоснованных цифровых моделей месторождений с целью эффективного контроля и оптимизации их разработки и эксплуатации. Стр.12 Л. Ю. Могильнер, А. А. Абакумов (мл.), Е. Е. Семин. Оценка технического состояния и расчет срока безопасной эксплуатации нефтяных и газовых скважин с применением технологии скважинной магнитной интроскопии. Стр.28 Результаты работ и исследований ученых и конструкторов С. И. Билибин, Б. Е. Лухминский. Анализ погрешностей при оценке запасов нефти и газа. Стр. 37 В. Г. Божедомов, Е. Н. Зозуля, Д. В. Селезнев, В. Н. Сотников. Современный измерительно-вычислительный комплекс “Локатор акустический скважинный” Стр.46 Н. Л. Миронцов. Решение задачи определения действительного вертикального профиля проводимости по данным индукционного каротажа. Стр.57 В. А. Велижанин, С. Н. Саранцев, А. В. Смирнов, Ю. Н. Чуприн. Автономный прибор спектрометрического гамма-каротажа для горизонтальных и сильнонаклонных скважин. Стр.70 Р. Ю. Алияров, Р. А. Рамазанов. Изменение электрического сопротивления пластов-коллекторов в процессе разработки залежей нефти и газа. Стр.78 С. Г. Фурсин, Н. Ф. Рязанцев, В. В. Подзолков. Каротаж скважины на основе наддолотного опробователя. Стр.91 Научные обзоры С. М. Аксельрод. Проблемы разработки месторождений тяжелой нефти и битума (по материалам зарубежных публикаций). Стр.97 Дискуссионный клуб А. П. Потапов, В. Н. Даниленко. Ответы на вопросы, поставленные в статье В. В. Климова, Е. В. Климова “Проблемы дефектоскопии обсадных колонн на нефтегазовых месторождениях и подземных хранилищах газа”. Стр.139 Наши поздравления Юбилей Ивана Николаевича Гайворонского. Стр.147 Юбилей Сергея Владимировича Гошовского. Стр.149 Валерию Никитовичу Курганскому – 70 лет! Стр.151 Эдуарду Саркисовичу Сианисяну – 60 лет! Стр.154 Объявления График мероприятий, проводимых Ассоциацией “АИС” в 2010 году. Стр.156 Памяти Бернарда Мухамедовича Бикбулатова. Стр.157 Сведения об авторах Стр.159 Abstracts Стр.170

bne: С. И. Билибин, Б. Е. Лухминский Анализ погрешностей при оценке запасов нефти и газа В рамках объемного метода как детерминированными, так и статистическими методами (Монте-Карло) получены оценки погрешности подсчета запасов. Оказалось, что обе оценки хорошо согласуются между собой и позволяют получить так называемые доверительные интервалы (или квантили Р10, Р50, Р90) для запаса. Ключевые слова: запасы нефти и газа, погрешности определения, статистическое моделирование, метод Монте-Карло. Литература 1. Билибин С. И., Перепечкин М. В., Юканова Е. А. Технология построения геологических моделей залежей углеводородов в программном комплексе DV-Geo при недостаточном наборе исходных данных // Геофизика. 2007. № 4. С. 191–194. 2. Демидович Б. П., Марон И. А. Основы вычислительной математики. М.: Физматгиз, 1960. 3. Емельянова Н. М., Пороскун В. И. Возможность использования вероятностных оценок запасов при управлении углеводородными ресурсами // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2006. № 12. С. 67–71. 4. Пороскун В. И., Севернин М. Ю., Шепелев Г. И. Вероятностная оценка запасов на начальных стадиях изучения залежей нефти и газа // Геология нефти и газа. 1999. № 5–6. С. 59–63. 5. Ходжин Дж., Забродин Д. П. Учет запасов и ресурсов углеводородов: сравнение новой российской классификации с международной классификацией SPE-PRMS // Недропользование – ХХI век. 2008. № 4. С. 42–47. 6. Murtha J., Ross J. Uncertainty and the volumetric equation. Journal of Petroleum Technology. 2009. № 9. P. 20–22. ==================== S. I. Bilibin, B. E. Lukhminsky analysis of errors in oil and gas reserves evaluation Evaluations of oil and gas reserves evaluation errors have been obtained by both determinative and statistical methods (Monte Carlo) within the framework of the volumetric approach. The both evaluations proved to correlate well between themselves and provide so-called confidence intervals (or fractiles Р10, Р50, Р90) for the reserves. Key words: oil and gas reserves , evaluation errors, statistical modeling, Monte Carlo method. Literatura 1. Bilibin S. I., Perepechkin M. V., Yukanova E. A. Tekhnologiya postroeniya geologicheskikh modeleyj zalezheyj uglevodorodov v programmnom komplekse DV-Geo pri nedostatochnom nabore iskhodnihkh dannihkh // Geofizika. 2007. № 4. S. 191–194. 2. Demidovich B. P., Maron I. A. Osnovih vihchisliteljnoyj matematiki. M.: Fizmatgiz, 1960. 3. Emeljyanova N. M., Poroskun V. I. Vozmozhnostj ispoljzovaniya veroyatnostnihkh ocenok zapasov pri upravlenii uglevodorodnihmi resursami // Geologiya, geofizika i razrabotka neftyanihkh i gazovihkh mestorozhdeniyj. 2006. № 12. S. 67–71. 4. Poroskun V. I., Severnin M. Yu., Shepelev G. I. Veroyatnostnaya ocenka zapasov na nachaljnihkh stadiyakh izucheniya zalezheyj nefti i gaza // Geologiya nefti i gaza. 1999. № 5–6. S. 59–63. 5. Khodzhin Dzh., Zabrodin D. P. Uchet zapasov i resursov uglevodorodov: sravnenie novoyj rossiyjskoyj klassifikacii s mezhdunarodnoyj klassifikacieyj SPE-PRMS // Nedropoljzovanie – KhKhI vek. 2008. № 4. S. 42–47. 6. Murtha J., Ross J. Uncertainty and the volumetric equation. Journal of Petroleum Technology. 2009. № 9. P. 20–22. ====================== Р. Ю. Алияров, Р. А. Рамазанов Изменение электрического сопротивления пластов-коллекторов в процессе разработки залежей нефти и газа Рассмотрена связь извилистости пор с основными петрофизическими характеристиками пород-коллекторов месторождений Южно-Каспийской впадины на основании результатов экспериментальных исследований. Получена аналитическая модель изменения удельного электрического сопротивления пластов-коллекторов с учетом изменения насыщенности, пористости и структурных коэффициентов в процессе разработки. Ключевые слова: сопротивление, извилистость, структурные коэффициенты m и n. Литература 1. Абасов М. Т., Алияров Р. Ю., Кондрушкин Ю. М., Мусаев Р. А. и др. Изучение смачиваемости пород-коллекторов на поздней стадии разработки залежей нефти // Известия НАНА “Науки о Земле”. 2004. № 4. С. 84–90. 2. Алияров Р. Ю. Научные основы и методы изучения природных резервуаров нефти и газа в Южно-Каспийской впадине по данным геофизических исследований скважин: автореф. дис. ... д. г.-м. н. Баку, 1996. 3. Дахнов В. Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщения горных пород. М.: Недра, 1985. 4. Ханин А. А. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение. М.: Недра, 1969. 386 с. 5. Attia M. Attia. Effects of petrophysical rock properties on tortuosity factor // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2005. № 48. P. 185–198. 6. Salem H. S. Derivation of the Cementation Factor (Archie’s Exponents) and the Kozeney–Carman Constant from Well Log Data and Dependence on Lithology and Other Physical Parameters. SPE Paper. 1993. Vol. 26309. =============================== R. Yu. Aliyarov, R. A. Ramazanov changes in the reservoir bed resistivity WHILE developING THE oil and gas pools Liaison between pore tortuosity and basic petrophysical characteristics of the South Caspian depression reservoir rocks has been discussed on the basis of experimental results. An analytical model of reservoir bed resistivity corrected for saturation, porosity and structure coefficient variations in the course of reservoir development has been obtained. Key words: resistivity, tortuosity, structure coefficients m and n. Literatura 1. Abasov M. T., Aliyarov R. Yu., Kondrushkin Yu. M., Musaev R. A. i dr. Izuchenie smachivaemosti porod-kollektorov na pozdneyj stadii razrabotki zalezheyj nefti // Izvestiya NANA “Nauki o Zemle”. 2004. № 4. S. 84–90. 2. Aliyarov R. Yu. Nauchnihe osnovih i metodih izucheniya prirodnihkh rezervuarov nefti i gaza v Yuzhno-Kaspiyjskoyj vpadine po dannihm geofizicheskikh issledovaniyj skvazhin: avtoref. dis. ... d. g.-m. n. Baku, 1996. 3. Dakhnov V. N. Geofizicheskie metodih opredeleniya kollektorskikh svoyjstv i neftegazonasihtheniya gornihkh porod. M.: Nedra, 1985. 4. Khanin A. A. Porodih-kollektorih nefti i gaza i ikh izuchenie. M.: Nedra, 1969. 386 s. 5. Attia M. Attia. Effects of petrophysical rock properties on tortuosity factor // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2005. № 48. P. 185–198. 6. Salem H. S. Derivation of the Cementation Factor (Archie’s Exponents) and the Kozeney–Carman Constant from Well Log Data and Dependence on Lithology and Other Physical Parameters. SPE Paper. 1993. Vol. 26309. ======================================================================== С. М. Аксельрод Проблемы разработки месторождений тяжелой нефти и битума (по материалам зарубежных публикаций) Рассмотрены современные способы разработки месторождений тяжелой нефти и битуминозных песчаников, описаны приемы определения вязкости нефти в пластовых условиях, оценены состояние и перспективы развития скважинных и наземных методов мониторинга процессов добычи тяжелой нефти. Ключевые слова: тяжелая нефть, битум, вязкость, плотность, мониторинг, пар, разработка, геофизические исследования. Литература 1. Аксельрод С. М. Исследования профиля притока в горизонтальных скважинах (по материалам американской печати) // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2005. Вып. 132–133. С. 300–335. 2. Аксельрод С. М. Оптико-волоконная технология при геофизических исследованиях в скважинах // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2006. Вып. 142. С. 104–141. 3. Аксельрод С. М. Многомерные ЯМР-исследования разрезов скважин (по материалам публикаций в американской литературе) // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2008. Вып. 172. С. 84–123. 4. Alboudwarej H. et al. Highlighting Heavy Oil. Schlumberger Oilfield Review, V. 18, № 2, p. 34–53, Summer 2006. http://www.slb.com/media/services/resources/oilfieldreview/ors06/sum06/heavy_oil.pdf 5. Akkurt R., Seifert D., Al-Harbi A., Al-Beaiji T. M., Kruspe T., Thern H., Kroken A. Real-Time Detection of Tar in Carbonates Using LWD Triple Combo, NMR and Formation Tester in Highly-Deviated Wells. SPWLA 49th Annual Logging Symposium, paper XXX, May 25–28, 2008. 6. Al-Asimi M., Butler G., Brown G., Hartog A., Cosad T., Fitzgerald J., Navarro J., Gabb A., Ingham J., Kimminau S., Smith J., Stefenson K. Advances in Well and Reservoir Surveillance. Schlumberger Oilfield Review, Winter 2002/2003, p. 14–35. http://www.slb.com/media/services/resources/oilfieldreview/ors02/p14 _35.pdf 7. Atkinson J., Berard M., Conort G., Groves J., Lowe T., McDiarmid A., Mehdizade P., Perciot P., Pinguot B., Williamson K. A New Horizon in Multiphase Flow Measurement. Schlumberger Oilfield Review, Winter 2004/2005, p. 52–63. http://www.slb.com/media/services/resources/oilfieldreview/ors04/win04/05_multiphase_flow.pdf 8. Barreto W., Hill A. Heavy oil testing in deepwater wells – How can the latest technology and processes be best applied for testing success? On-line press release. http://www.heavyoilinfo.com/feature_items/heavy-oil-testing-in-deepwater-wells 9. Belani A. It is Time for an Industry Initiative on Heavy Oil. Journal of Petroleum Technology, Vol. 58, № 6, p. 40–42, 2006. 10. Bouchard M. Expert Viewpoint – Flow Control. On-line press release, February 2008. http://www.heavyoilinfo.com/feature_items/expert-viewpont-2013-flow-control 11. Bourg L., Decoster E., Klein J., Gipsin L. Resistivity Logging in Horizontal Wells in the Orinoco Heavy Oil Belt: Laterolog or Dielectric Propagation LWD Tools? SPWLA 48th Annual Logging Symposium, paper QQQ, June 3–6, 2007. 12. Bryan J., Kantzas A., Mai A. Heavy Oil Reservoir Characterization Using Low Field NMR. Back to Exploration. CSPG CSEG CWLS Convention, p. 236–241, 2008. http://www.cspg.org/conventions/abstracts/2008abstracts/195.pdf 13. Bryan J., Mai A., Hum F., Kantzas A. Oil- and Water-Content Measurements in Bitumen Ore and Froth Samples Using Low-Field NMR. SPE Reservoir Evaluation & Engineering, V. 9, № 6, p. 654–663, 2006. 14. Burcaw L., Kleinberg R., Bryan J., Kantzas A., Cheng Y., Kharrat A., Badry R. Improved Methods for Estimating the Viscosity of Heavy Oils from Magnetic Resonance Data. SPWLA 49th Annual Logging Symposium, paper W, May 25–28, 2008. 15. Carmona R., Decoster E. Assessing Production Potential of Heavy Oil Reservoirs from the Orinoco Belt with NMR Log. SPWLA 42ndAnnual Logging Symposium, paper ZZ, June 17–20, 2001. 16. Curtis C. et al. Heavy-Oil Reservoirs. Schlumberger Oilfield Review, Autumn 2002, V. 14, № 3, p. 30–51. 17. Clark B., Graves W. G., Gurfinkel M. E., Lopez-de-Cardenas J. E., Peats A. W. Heavy Oil, Topic № 22. Working Document of the National Petroleum Council Global Oil & Gas Study, July 2007. http://www.npc.org/Study_Topic_Papers/22-TTG-Heavy-Heavy-Oil.pdf 18. Decoster E. Application of recent NMR development to the characterization of Orinoco belt heavy oil reservoirs. SPWLA 49th Annual Logging Symposium, paper VVV, May 25–28, 2008. 19. Denney D. Processes Responsible for Heavy-Oil Recovery by Alkali/Surfactant Flooding. Journal of Petroleum Technology, V. 61, № 1, p. 52–54, p. 88, January 2009. 20. Englemark F. Time-Lapse Monitoring of Steam Assisted Gravity Drainage (SAGD) of Heavy Oil Using Multi-Transient Electro-Magnetics (MTEM), in Let it Flow, CSPG CSEG Convention, p. 647–651, 2007. 21. Hassan M. M., Bekkoucha M., Abukhader M. SPE 101475. Production-Well-Testing Optimization Using Multiphase Flowmeters. Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference, 5–8 November, 2006. 22. Haugen J. A., Jenssen E. S., Hatlem S. Challenges in Heavy Crude Oil – Grane, an Overview. OTC 18234, 2006 Offshore Technology Conference, Texas, 1–4 May, 2006. 23. Hemandes H. et al. SPE 104074-MS. Calibration of Parameters Used in the Processing of Nuclear Magnetic Resonance Data, Acquired in Heavy- to Extraheavy-Oil Reservoirs, by Integrating Core, Production, and Conventional Log Data With Magnetic Resonance Data – Orinoco Belt, Eastern Venezuela. First International Oil Conference and Exhibition in Mexico, 31 August – 2 September, 2006, Cancun, Mexico. 24. Hinkle A., Batzle M. Heavy Oil. A worldwide overview. The Leading Edge, V. 125, № 6, p. 742–749, June 2006. 25. JPT Online. Fiber optic tool continuously logs temperature in complex, multilateral wells, in Management, Reservoir, 2007. http://www.google.com/#hl=en&q=Fiber+optic+tool+continuosly+logs+temperature+in+complex%2C+multilateral+wells&aq=f&oq=&aqi=&fp=dMlfxuRvj0I 26. Kendall R. Using Timelapse Seismic to Monitor the THAITM Heavy Oil Production Process. Frontiers+Innovation, 2009 CSPG CSEG CWLS Convention, p. 538–542, 2009. http://www.geoconvention.org/2009abstracts/186.pdf 27. Krawchuk P., Beshry M. A., Brown G. A., Brough B. SPE 102159. Predicting the Flow Distribution on Total E&P Canada’s Joslyn Project Horizontal SAGD Producing Wells Using Permanently Installed Fiber Optic Monitoring. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, September 24–27, 2006. 28. Lapene A., Castaniet L. M., Debenest G., Quintard M., Kamp L. M., Corre B. Effect of Steam on Heavy Oil Combustion. SPE Reservoir Evaluatopn & Engineering, V. 12, № 4, p. 508–517, August, 2009. 29. Li Q., Liu C. B., Maeso C., Wu P., Smits J., Prabawa H. Automated Interpretation for LWD Propagation Resistivity Tools through Integrated Model Selection. SPWLA 44th Annual Logging Symposium, paper UU, June 22–25, 2003. 30. Li Q., Omeragic D., Chou L., Yang L., Duong K., Smits J., Yang J., Lau T. Liu C. B., Dworak R., Dreuillault V., Ye H. New Directional Electromagnetic Tool for Proactive Geosteering and Accurate Formation Evaluation while Drilling. SPWLA 46th. 31. Lines L., Zou Y., Embleton J. Reservoir Characterization and Heavy Oil Production. CSEG Recorder, January 2005, p. 26–29. 32. Liu C., Sun B., Wild T., Van Dalen S. The HIa Method and the Integrated Work Flow for Estimating In-Situ Heavy Oil Viscosity with NMR and Conventional Logs. SPWLA 48th Annual Logging Symposium, paper T, June 3–6, 2007. Annual Logging Symposium, paper UU, June 26–29, 2005. 33. Marin A., Bornia O., Pinguet B. Heavy lifting solved in Venezuela, E&P, November 1, 2008, on-line version. http://www.epmag.com/Magazine/2008/11/item16959.php 34. Mehdi Zadeh H., Srivastava R. P., Vedanti N., Landra M. Seismic monitoring of in-situ combustion in the Balol heavy oil field. SEG, San Antonio 2007 Annual Meeting, p. 2878–2828, 2007. http://www.ipt.ntnu.no/~hosseim/archive/seg07.pdf 35. Mirotchnik K. D., Allsopp K., Kantzas A., Curwen D., Badry R. Low-field NMR Method for Bitumen Sands Characterization: A New Approach. SPE Reservoir Evaluation & Engineering, V. 4, № 2, p. 88–96, April 2001. 36. Montero J., Salazar N., Fiondyga T., Reyes K. SPE 112863. First Production Log Run in a Heavy-Oil Long-Horizontal Well through a Y-Tool and Premium Screens. SPE/ICoTA Tubing and Well Intervention Conference and Exhibition, Woodlands, Texas, 1–2 April 2008. 37. Munroe N. U. S. Department of Energy, National Energy Technology Laboratory. Solvent Based Enhanced Oil Recovery for In-situ Upgrading of Heavy Oil. Final Technical Report, June 2009. 38. Nicot B., Fleury M., Leblond J. Improvement of Viscosity Prediction Using NMR Relaxation. SPWLA 48th Annual Logging Symposium, paper U, June 3–6, 2007. 39. Oscouie P., Nezhad T. Mechanism of Oil Recovery by Non-Hydrocarbon Gas Injection. On-line publication. http://www.ripi.ri/congress13/mechanism/pdf 40. Perez J. C., Rodriguez H. Rivera C., Cumbe C., Pinguet B., Gonsalves E. The Benefit of Multiphase Meter for Production Monitoring and Reservoir Optimization. 7th International South East Asia Hydrocarbon Flow Measurement Workshop, March 2008, Production and Upstream Flow Measurement Workshop, February 2008. http://www.tuvnel.com/events/THAW%20Abstracts/A-5.pdf 41. Picha M. S. SPE 105425. Enhanced Oil Recovery by Hot CO2 Flooding. 15th SPE Middle East Oil & Gas Show and Conference, Bahrane, 11–14 March, 2007. 42. Rangel-German E. R., Camacho-Romero S., Neri-Flores U. SPE 104046-MS. Thermal Simulation and Economic Evaluation of Heavy-Oil Projects. First International Oil Conference and Exhibition in Mexico, 31 August – 2 September, 2006, Cancun, Mexico. 43. Samir M. A., Elnashar I., Scimitar, Samuel M., Jemmali M. Smart Chemical Systems of High-Water Cut Heavy Oil Wells. SPE 116746-MS. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 21–24 September, 2008. 44. Schlumberger press-release. Vx Technology in Unconventional Oil, 2007. http://www.slb.com/media/services/testing/multiphase/vxtech_oil_ps.pdf 45. Schlumberger, on-line. Screening Study Determines Optimal Heavy Oil Recovery Technique. Case Study: Schlumberger heavy oil technology and expertise helps BP optimize heavy oil development approach in Alaska, 2007. http://www.slb.com/media/services/resources/casestudies/dcs/hobpaka_cs2.pdf 46. Schlumberger, on-line release. Identify Orinoco Heavy Oil Reservoirs and Water-Producing Zones. 2008. http://www.slb.com/content/services/resources/casestudies/evaluation/mrscanner_identify_cs.asp 47. Schlumberger, on-line brochure. Vx Technology. Multiphase flow rate measurements without fluid separation. September 2007. http://www.slb.com/media/services/testing/multiphase/vx_tecnology_brochure.pdf 48. Seccomb J., Akkurt R. Smith M., Bonnie R. J. M. Ranking Oil Viscosity in Heavy Oil Reservoirs. SPWLA 48th Annual Logging Symposium, paper EE, June 3–6, 2007. 49. Seifert D. J., Al-Dossari S., Burinda B. J., Kellet S. SPE 93392. Application of Formation Testing while Drilling in the Middle East. 14th SPE Middle East Oil & Gas Show and Conference, Bahrain, 12–15 March, 2005. 50. Shray F. Expert view point – Logging in heavy oil. On-line press release. http://www.heavyoilinfo.com/feature_items/expert-viewpoint-logging-in-heavy-oil 51. Sponchia B., Emerson B., Johnson J. Intelligent Multilateral Wells Provide Significant Benefits in Environments Ranging From Heavy-Oil Shallow Offshore Wells to Difficult Subsea Well Construction. OTC 17867, Offshore Technology Conference, Houston, Texas, 1–4 May, 2006. 52. Sun B., Dunn K. J., LaTorraca G. A., Liu C., Menard G. Apparent Hydrogen Index and Its Correlation with Heavy Oil Viscosity. SPWLA 48th Annual Logging Symposium, paper R, June 3–6, 2007. 53. Tan J. F., Bland H. C., Stewart R. R. Passive seismic event classification techniques applied to heavy oil production from Cold Lake, Alberta. Let it Flow, 2007 CSPG CSEG Convention, 2007. http://www.cspg.org/conventions/abstracts/2007abstracts/144S0131.pdf. 54. Theuveny B., Walker J. Flow meters enhance well test data. E&P, November 1, 2001, on-line version. http://www.epmag.com/archives/features/3500.htm 55. Varhaug. Fiber Optics Shines Light on Temperatures in Heavy Oil Producer. http://www.heavyoilinfo.com/feature_items/fiber-optics-shines-light-on-temperatures-in-heavy-oil-producer 56. Wang T., Lines L., Embleton J. Seismic Monitoring of Cold Heavy Oil Production. Let it Flow, 2007 CSPG CSEG Convention, p. 662–663, 2007. http://www.cspg.org/conventions/abstracts/2007abstracts/229S0131.pdf 57. Wright D., Ziolkowsky A., Hobbs B. Hydrocarbon detection and monitoring with a multicomponent transient electromagnetic (MTEM) survey. The Leading Edge, issue 21, September 2002, p. 852–864. 58. Yazdani A. J., Maini B. B. SPE 101684. Further Investigation of Drainage-Height Effect on Production Rate in Vapex. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, Texas, 24–27 September, 2006. ===================== S. M. Akselrod problems in heavy oil and bitumen fields development (based on foreign publications) Modern methods for heavy oil and bitumen sandstones field development have been discussed. In situ oil viscosity evaluation techniques have been described. The current state of and projects for the development of the downhole and surface techniques for heavy oil production events monitoring have been estimated. Key words: heavy oil, bitumen, viscosity, density, monitoring, steam, development, geophysical surveys / well logging. Literatura 1. Akseljrod S. M. Issledovaniya profilya pritoka v gorizontaljnihkh skvazhinakh (po materialam amerikanskoyj pechati) // NTV “Karotazhnik”. Tverj: Izd. AIS. 2005. Vihp. 132–133. S. 300–335. 2. Akseljrod S. M. Optiko-volokonnaya tekhnologiya pri geofizicheskikh issledovaniyakh v skvazhinakh // NTV “Karotazhnik”. Tverj: Izd. AIS. 2006. Vihp. 142. S. 104–141. 3. Akseljrod S. M. Mnogomernihe YaMR-issledovaniya razrezov skvazhin (po materialam publikaciyj v amerikanskoyj literature) // NTV “Karotazhnik”. Tverj: Izd. AIS. 2008. Vihp. 172. S. 84–123. 4. Alboudwarej H. et al. Highlighting Heavy Oil. Schlumberger Oilfield Review, V. 18, № 2, p. 34–53, Summer 2006. http://www.slb.com/media/services/resources/oilfieldreview/ors06/sum06/heavy_oil.pdf 5. Akkurt R., Seifert D., Al-Harbi A., Al-Beaiji T. M., Kruspe T., Thern H., Kroken A. Real-Time Detection of Tar in Carbonates Using LWD Triple Combo, NMR and Formation Tester in Highly-Deviated Wells. SPWLA 49th Annual Logging Symposium, paper XXX, May 25–28, 2008. 6. Al-Asimi M., Butler G., Brown G., Hartog A., Cosad T., Fitzgerald J., Navarro J., Gabb A., Ingham J., Kimminau S., Smith J., Stefenson K. Advances in Well and Reservoir Surveillance. Schlumberger Oilfield Review, Winter 2002/2003, p. 14–35. http://www.slb.com/media/services/resources/oilfieldreview/ors02/p14 _35.pdf 7. Atkinson J., Berard M., Conort G., Groves J., Lowe T., McDiarmid A., Mehdizade P., Perciot P., Pinguot B., Williamson K. A New Horizon in Multiphase Flow Measurement. Schlumberger Oilfield Review, Winter 2004/2005, p. 52–63. http://www.slb.com/media/services/resources/oilfieldreview/ors04/win04/05_multiphase_flow.pdf 8. Barreto W., Hill A. Heavy oil testing in deepwater wells – How can the latest technology and processes be best applied for testing success? On-line press release. http://www.heavyoilinfo.com/feature_items/heavy-oil-testing-in-deepwater-wells 9. Belani A. It is Time for an Industry Initiative on Heavy Oil. Journal of Petroleum Technology, Vol. 58, № 6, p. 40–42, 2006. 10. Bouchard M. Expert Viewpoint – Flow Control. On-line press release, February 2008. http://www.heavyoilinfo.com/feature_items/expert-viewpont-2013-flow-control 11. Bourg L., Decoster E., Klein J., Gipsin L. Resistivity Logging in Horizontal Wells in the Orinoco Heavy Oil Belt: Laterolog or Dielectric Propagation LWD Tools? SPWLA 48th Annual Logging Symposium, paper QQQ, June 3–6, 2007. 12. Bryan J., Kantzas A., Mai A. Heavy Oil Reservoir Characterization Using Low Field NMR. Back to Exploration. CSPG CSEG CWLS Convention, p. 236–241, 2008. http://www.cspg.org/conventions/abstracts/2008abstracts/195.pdf 13. Bryan J., Mai A., Hum F., Kantzas A. Oil- and Water-Content Measurements in Bitumen Ore and Froth Samples Using Low-Field NMR. SPE Reservoir Evaluation & Engineering, V. 9, № 6, p. 654–663, 2006. 14. Burcaw L., Kleinberg R., Bryan J., Kantzas A., Cheng Y., Kharrat A., Badry R. Improved Methods for Estimating the Viscosity of Heavy Oils from Magnetic Resonance Data. SPWLA 49th Annual Logging Symposium, paper W, May 25–28, 2008. 15. Carmona R., Decoster E. Assessing Production Potential of Heavy Oil Reservoirs from the Orinoco Belt with NMR Log. SPWLA 42ndAnnual Logging Symposium, paper ZZ, June 17–20, 2001. 16. Curtis C. et al. Heavy-Oil Reservoirs. Schlumberger Oilfield Review, Autumn 2002, V. 14, № 3, p. 30–51. 17. Clark B., Graves W. G., Gurfinkel M. E., Lopez-de-Cardenas J. E., Peats A. W. Heavy Oil, Topic № 22. Working Document of the National Petroleum Council Global Oil & Gas Study, July 2007. http://www.npc.org/Study_Topic_Papers/22-TTG-Heavy-Heavy-Oil.pdf 18. Decoster E. Application of recent NMR development to the characterization of Orinoco belt heavy oil reservoirs. SPWLA 49th Annual Logging Symposium, paper VVV, May 25–28, 2008. 19. Denney D. Processes Responsible for Heavy-Oil Recovery by Alkali/Surfactant Flooding. Journal of Petroleum Technology, V. 61, № 1, p. 52–54, p. 88, January 2009. 20. Englemark F. Time-Lapse Monitoring of Steam Assisted Gravity Drainage (SAGD) of Heavy Oil Using Multi-Transient Electro-Magnetics (MTEM), in Let it Flow, CSPG CSEG Convention, p. 647–651, 2007. 21. Hassan M. M., Bekkoucha M., Abukhader M. SPE 101475. Production-Well-Testing Optimization Using Multiphase Flowmeters. Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference, 5–8 November, 2006. 22. Haugen J. A., Jenssen E. S., Hatlem S. Challenges in Heavy Crude Oil – Grane, an Overview. OTC 18234, 2006 Offshore Technology Conference, Texas, 1–4 May, 2006. 23. Hemandes H. et al. SPE 104074-MS. Calibration of Parameters Used in the Processing of Nuclear Magnetic Resonance Data, Acquired in Heavy- to Extraheavy-Oil Reservoirs, by Integrating Core, Production, and Conventional Log Data With Magnetic Resonance Data – Orinoco Belt, Eastern Venezuela. First International Oil Conference and Exhibition in Mexico, 31 August – 2 September, 2006, Cancun, Mexico. 24. Hinkle A., Batzle M. Heavy Oil. A worldwide overview. The Leading Edge, V. 125, № 6, p. 742–749, June 2006. 25. JPT Online. Fiber optic tool continuously logs temperature in complex, multilateral wells, in Management, Reservoir, 2007. http://www.google.com/#hl=en&q=Fiber+optic+tool+continuosly+logs+temperature+in+complex%2C+multilateral+wells&aq=f&oq=&aqi=&fp=dMlfxuRvj0I 26. Kendall R. Using Timelapse Seismic to Monitor the THAITM Heavy Oil Production Process. Frontiers+Innovation, 2009 CSPG CSEG CWLS Convention, p. 538–542, 2009. http://www.geoconvention.org/2009abstracts/186.pdf 27. Krawchuk P., Beshry M. A., Brown G. A., Brough B. SPE 102159. Predicting the Flow Distribution on Total E&P Canada’s Joslyn Project Horizontal SAGD Producing Wells Using Permanently Installed Fiber Optic Monitoring. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, September 24–27, 2006. 28. Lapene A., Castaniet L. M., Debenest G., Quintard M., Kamp L. M., Corre ...

bne: ... B. Effect of Steam on Heavy Oil Combustion. SPE Reservoir Evaluatopn & Engineering, V. 12, № 4, p. 508–517, August, 2009. 29. Li Q., Liu C. B., Maeso C., Wu P., Smits J., Prabawa H. Automated Interpretation for LWD Propagation Resistivity Tools through Integrated Model Selection. SPWLA 44th Annual Logging Symposium, paper UU, June 22–25, 2003. 30. Li Q., Omeragic D., Chou L., Yang L., Duong K., Smits J., Yang J., Lau T. Liu C. B., Dworak R., Dreuillault V., Ye H. New Directional Electromagnetic Tool for Proactive Geosteering and Accurate Formation Evaluation while Drilling. SPWLA 46th. 31. Lines L., Zou Y., Embleton J. Reservoir Characterization and Heavy Oil Production. CSEG Recorder, January 2005, p. 26–29. 32. Liu C., Sun B., Wild T., Van Dalen S. The HIa Method and the Integrated Work Flow for Estimating In-Situ Heavy Oil Viscosity with NMR and Conventional Logs. SPWLA 48th Annual Logging Symposium, paper T, June 3–6, 2007. Annual Logging Symposium, paper UU, June 26–29, 2005. 33. Marin A., Bornia O., Pinguet B. Heavy lifting solved in Venezuela, E&P, November 1, 2008, on-line version. http://www.epmag.com/Magazine/2008/11/item16959.php 34. Mehdi Zadeh H., Srivastava R. P., Vedanti N., Landra M. Seismic monitoring of in-situ combustion in the Balol heavy oil field. SEG, San Antonio 2007 Annual Meeting, p. 2878–2828, 2007. http://www.ipt.ntnu.no/~hosseim/archive/seg07.pdf 35. Mirotchnik K. D., Allsopp K., Kantzas A., Curwen D., Badry R. Low-field NMR Method for Bitumen Sands Characterization: A New Approach. SPE Reservoir Evaluation & Engineering, V. 4, № 2, p. 88–96, April 2001. 36. Montero J., Salazar N., Fiondyga T., Reyes K. SPE 112863. First Production Log Run in a Heavy-Oil Long-Horizontal Well through a Y-Tool and Premium Screens. SPE/ICoTA Tubing and Well Intervention Conference and Exhibition, Woodlands, Texas, 1–2 April 2008. 37. Munroe N. U. S. Department of Energy, National Energy Technology Laboratory. Solvent Based Enhanced Oil Recovery for In-situ Upgrading of Heavy Oil. Final Technical Report, June 2009. 38. Nicot B., Fleury M., Leblond J. Improvement of Viscosity Prediction Using NMR Relaxation. SPWLA 48th Annual Logging Symposium, paper U, June 3–6, 2007. 39. Oscouie P., Nezhad T. Mechanism of Oil Recovery by Non-Hydrocarbon Gas Injection. On-line publication. http://www.ripi.ri/congress13/mechanism/pdf 40. Perez J. C., Rodriguez H. Rivera C., Cumbe C., Pinguet B., Gonsalves E. The Benefit of Multiphase Meter for Production Monitoring and Reservoir Optimization. 7th International South East Asia Hydrocarbon Flow Measurement Workshop, March 2008, Production and Upstream Flow Measurement Workshop, February 2008. http://www.tuvnel.com/events/THAW%20Abstracts/A-5.pdf 41. Picha M. S. SPE 105425. Enhanced Oil Recovery by Hot CO2 Flooding. 15th SPE Middle East Oil & Gas Show and Conference, Bahrane, 11–14 March, 2007. 42. Rangel-German E. R., Camacho-Romero S., Neri-Flores U. SPE 104046-MS. Thermal Simulation and Economic Evaluation of Heavy-Oil Projects. First International Oil Conference and Exhibition in Mexico, 31 August – 2 September, 2006, Cancun, Mexico. 43. Samir M. A., Elnashar I., Scimitar, Samuel M., Jemmali M. Smart Chemical Systems of High-Water Cut Heavy Oil Wells. SPE 116746-MS. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 21–24 September, 2008. 44. Schlumberger press-release. Vx Technology in Unconventional Oil, 2007. http://www.slb.com/media/services/testing/multiphase/vxtech_oil_ps.pdf 45. Schlumberger, on-line. Screening Study Determines Optimal Heavy Oil Recovery Technique. Case Study: Schlumberger heavy oil technology and expertise helps BP optimize heavy oil development approach in Alaska, 2007. http://www.slb.com/media/services/resources/casestudies/dcs/hobpaka_cs2.pdf 46. Schlumberger, on-line release. Identify Orinoco Heavy Oil Reservoirs and Water-Producing Zones. 2008. http://www.slb.com/content/services/resources/casestudies/evaluation/mrscanner_identify_cs.asp 47. Schlumberger, on-line brochure. Vx Technology. Multiphase flow rate measurements without fluid separation. September 2007. http://www.slb.com/media/services/testing/multiphase/vx_tecnology_brochure.pdf 48. Seccomb J., Akkurt R. Smith M., Bonnie R. J. M. Ranking Oil Viscosity in Heavy Oil Reservoirs. SPWLA 48th Annual Logging Symposium, paper EE, June 3–6, 2007. 49. Seifert D. J., Al-Dossari S., Burinda B. J., Kellet S. SPE 93392. Application of Formation Testing while Drilling in the Middle East. 14th SPE Middle East Oil & Gas Show and Conference, Bahrain, 12–15 March, 2005. 50. Shray F. Expert view point – Logging in heavy oil. On-line press release. http://www.heavyoilinfo.com/feature_items/expert-viewpoint-logging-in-heavy-oil 51. Sponchia B., Emerson B., Johnson J. Intelligent Multilateral Wells Provide Significant Benefits in Environments Ranging From Heavy-Oil Shallow Offshore Wells to Difficult Subsea Well Construction. OTC 17867, Offshore Technology Conference, Houston, Texas, 1–4 May, 2006. 52. Sun B., Dunn K. J., LaTorraca G. A., Liu C., Menard G. Apparent Hydrogen Index and Its Correlation with Heavy Oil Viscosity. SPWLA 48th Annual Logging Symposium, paper R, June 3–6, 2007. 53. Tan J. F., Bland H. C., Stewart R. R. Passive seismic event classification techniques applied to heavy oil production from Cold Lake, Alberta. Let it Flow, 2007 CSPG CSEG Convention, 2007. http://www.cspg.org/conventions/abstracts/2007abstracts/144S0131.pdf. 54. Theuveny B., Walker J. Flow meters enhance well test data. E&P, November 1, 2001, on-line version. http://www.epmag.com/archives/features/3500.htm 55. Varhaug. Fiber Optics Shines Light on Temperatures in Heavy Oil Producer. http://www.heavyoilinfo.com/feature_items/fiber-optics-shines-light-on-temperatures-in-heavy-oil-producer 56. Wang T., Lines L., Embleton J. Seismic Monitoring of Cold Heavy Oil Production. Let it Flow, 2007 CSPG CSEG Convention, p. 662–663, 2007. http://www.cspg.org/conventions/abstracts/2007abstracts/229S0131.pdf 57. Wright D., Ziolkowsky A., Hobbs B. Hydrocarbon detection and monitoring with a multicomponent transient electromagnetic (MTEM) survey. The Leading Edge, issue 21, September 2002, p. 852–864. 58. Yazdani A. J., Maini B. B. SPE 101684. Further Investigation of Drainage-Height Effect on Production Rate in Vapex. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, Texas, 24–27 September, 2006.

bne: 1) Про Билибина и Лухминского Теме учета корреляции прои подсчете запасов вроде как лет 40 Во времена геостатистики наверное интереснее было бы сравнить и с ситуацией прогноза случайных полей, а не просто корреляции свойств Более того, такое сравнение уже проводили специалисты из СлавНефти 2) А работе Алиярова и Рамазанова Больно думать о том сколько сил авторы тратят на эксплуатацию столь бессмысленного понятия как извилистость (вроде со времен Дахнова с этим все яснее и яснее) И уж тем более поражает равенство гидравлической и электрической извилистости в глинистых коллекторах Неужто редактора Каротажника не вполне в теме? 3) Самуил Михайлович как всегда на высоте Спасибо Буду помнить где написано если прижмет ;-)

полная версия страницы