Максимальная величина коэффициента извлечения нефти достигается выявлением и устранением дефектов вскрытия продуктивных коллекторов, управлением залежью в процессе эксплуатации на основе ее пространственной динамической геофлюидальной модели. Эта модель строится по данным ГИС и сейсмики. Экономические показатели и основные параметры режимов разработки через дебит и продуктивность определяются фильтрационно-емкостными характеристиками коллекторов, их вертикальной и латеральной неоднородностью, качеством первичного и вторичного вскрытия.

Многие промышленно продуктивные коллекторы относятся к категории глинистых с полиминеральным составом матрицы и цемента, сложной структурой емкостного пространства. Для этих коллекторов теряют смысл понятия “кондиционных” значений петрофизических характеристик (пористости, глинистости, и т.д.). Проблема количественного определения ФЕС таких коллекторов (в частности, эффективной и динамической пористости) до сих пор не имеет надежного решения. Не случайно запасы крупнейших месторождений пересчитываются не­однократно.

Современным системам разведки и разработки месторождений необходима специальная информационная технология, объединяющая методическое, интерпретационно-алгоритмическое и метрологическое обеспечение, которая позволяет по данным ГИС:

• надежно выявлять коллекторы и количественно оценивать их по величинам динамической пористости и проницаемости,
  
• решать последнюю задачу в процессе бурения в режиме реального времени, при бескабельной регистрации данных ГИС,
  
• изучать состояние прискважинной зоны пласта-коллектора,
  
• количественно определять содержания минеральных компонент коллекторов,
  
• количественно прогнозировать удельную продуктивность и степень обводненности продукции.
  

• Выделение и количественная оценка коллекторов, определение качества их первичного и вторичного вскрытия на основе новых методических концепций и интерпретационно-алгоритмических решений;
  
• уменьшение числа источников погрешностей при индивидуальной и ком­п­лексной интерпретации;
  
• сертификация процедур и технических средств петрофизических измерений на образцах;
  
• алгоритмизация интерпретационных процедур;
  
• «геологическая интеллектуальность» интерпретирующих систем.
  

1. Переход от эмпирических зависимостей («палеток» и «кросс-плотов») к петрофизическим законам, имеющим широкую область применимости;
   
2. Использование “петрофизической фильтрации” геологических разрезов по данным ГИС;
   
3. Перевод задач геологической интерпретации данных комплекса ГИС из класса творческих (неформализованных) в класс алгоритмически разрешимых на основе принципов “геологического интеллекта”.
   
4. Разработка алгоритмов интерпретации, учитывающих “анатомию” полей нейтронного и гамма- излучений в системе скважина-пласт;
   
5. Настройка алгоритмов интерпретации на индивидуальные метрологические харак­теристики ГИИС;
   
6. Реализация принципа адаптивности в методиках и алгоритмах индивидуальной и комплексной интерпретации.

Лабораторные петрофизические исследования далеко не часто завершаются обобщением эмпирических петрофизических взаимосвязей и расширением областей их применимости. Методика «петрофизического районирования» ориентирована на расширение применимости частных эмпирических, как правило, одномерных, корреляционных взаимосвязей. В лучшем случае такие связи удается распро­странить лишь на соседние площади.

Возможно ли частным петрофизическим зависимостям, не обладающим устойчивостью при изменении свойств коллекторов, придать значительно более широкие границы применимости? Возможно ли от частных закономерностей перейти к петрофизическим законам, и существуют ли такие законы?

Ответом на этот вопрос является принцип петрофизической инвариантности коллекторов, который был сформулирован автором [3] на основе петрофизической модели эффективной пористости (рис.1, рис.2) и эффективной пористости [10,12]. Этот принцип формулируется следующим образом: терригенные и карбонатные гранулярные коллекторы с различными значениями пористости и емкости матрицы, различными минеральными составами и водоудерживающими способностями матрицы и цемента, но с одинаковыми значениями петрофизических инвариантов Y(или h*), в определенном смысле проявляют себя как один и тот же коллектор. А именно: отмечаются одинаковыми значениями относительной амплитуды СП, газопроницаемости, двойного разностного параметра по урановому эквиваленту (эквивалентному массовому содержанию равновесного урана), величине параметра буримости¹

Петрофизическими инвариантами являются эффективная пористость Y и относительная глинистость h*, нормированные на свои максимальные значения. Эти инварианты не являются независимыми, они связаны соотношением:

Y = 1 - h* (1)

Параметр инвариантности Y, равный эффективной пористости, нормированной на ее максимальное значение для данного коллектора:

Y = K_{п эф} / K _{п эф max} = idem

является универсальной (в указанном выше смысле) характеристикой фильтрационно-емкостных свойств гранулярного коллектора. Характеризуя содержание динамически подвижного флюида, этот параметр тесно связан с проницаемостью. Параметр инвариантности изменяется в интервале 0ЈYЈ1 независимо от индивидуальных свойств коллектора: пористости матрицы, текущей пористости, водоудерживающих способностей матрицы и цемента.

На шкале инвариантов Y(или h*) сложные глинистые полиминеральные коллекторы становятся «простыми». При фиксированном Y (h*) они неразличимы в указанном выше смысле, то есть представляют собой как бы один и тот же коллектор.

Конечно, знание упомянутых петрофизических моделей и инвариантов необходимо для настройки алгоритмов интерпретации не только методов радиометрии, но и многих других методов ГИС.

В частности, можно показать (рис.1), что относительная амплитуда ПС очень близка к величине параметра инвариантности:

a_СП(K_п)=(K_п - m)/(M - m) = Y, (3)

хотя во многих случаях зависит от него нелинейно:

a_СП(K_п)= sin[p(K_п - m)/2(M-m)]=sin(pY/2) . (4)

Таким образом, мы приходим к важному выводу, что величина относительной амплитуды a_СП однозначно определяется величиной инварианта Y(h*). Этот вывод справедлив как для линейного, так и для нелинейного описания зависимости a_СП от пористости.

Проконтролировать справедливость зависимостей (3) и (4) можно сопоставлением a_СП с относительной глинистостью (рис.2).

Зависимость относительной амплитуды a_СП от эффективной пористости дает ключ к количественному решению такой важной задачи, как выделение и оценка коллекторов в процессе бурения посредством измерения скорости проходки долота.

В качестве количественного критерия для оперативного выделения коллекторов в процессе бурения Э.Е.Лукьяновым был предложен относительный параметр буримости Dt. Этот параметр представляет собой отношение продолжительности бурения исследуемого пласта Т к продолжительности бурения опорного пласта Топ, представленного глинами, и пройденного тем же долотом:

Dt = T/T_оп

Различия в буримости глинистых и песчаных пород дают основания ожидать тесной связи между параметром буримости песчаных коллекторов и их глинисто­стью, а через глинистость — с эффективной пористостью (рис.3). Отсюда следует, что дифференциация коллекторов по параметру буримости есть их дифференциация по параметру Y при соответствующих условиях применимости самого метода СП. Однако, как мы покажем далее, этот параметр может быть определен не только по данным СП. Аналогичным образом, разделение свойств осадочных отложений по режимам осадконакопления на “электрометрические фации» [18] также определяется параметром Y (рис.4).

Количественное определение проницаемости по данным ГИС (прямые гидродинамические и радиоиндикаторные методы здесь не рассматриваются) основано на наличии устойчивой корреляционной связи между проницаемостью и какой-либо петрофизической характеристикой (или комплексом характеристик), определяемых по данным ГИС. Наиболее тесная связь наблюдается между проницаемостью и петрофизическим инвариантом Y (рис.5).

Переход к эффективной пористости и далее — к петрофизическому инварианту Y сужает поле корреляции проницаемости с величиной Y до петрофизической закономерности, справедливой для гранулярных коллекторов различных генотипов. Уравнение соответствующей связи может быть использовано для коллекторов различных нефтегазодобывающих районов.

Зависимость газопроницаемости от Y можно представить в следующем виде:

K(Y) = (K_o)^Y, (5)

где

K_o = K_пр^max/K_пр^min,

В полулогарифмическом масштабе эта зависимость представляет собой прямую линию. Высокая интенсивность связи К_пр с К_пэф для фиксированного коллектора объясняется тем, что оба параметра — динамические, и определяются одной и той же совокупностью свойств.

Для примера на рис.5а показано поле корреляции проницаемости с открытой пористостью для четырех коллекторов Западной Сибири (АВ_1-8, БВ₀, БВ₄, ЮВ₁), вместе с аналогичными данными для коллекторов крупнейшего на Западе месторождения Прадхо Бэй, Аляска [6]. Линия регрессии имеет коэффициент корреляции r=0.873. рис.5 б те же данные сопоставлены уже с эффективной пористостью (r=0.911). На рис.5 в те же данные сопоставлены с величиной Y (r=0.970). На рис.5 г сопоставлена величина проницаемости в единицах формального предела, определяемого из уравнения (4), с величиной Y(r=0.984). Приведенные данные подтверждают устойчивость этой зависимости, что существенно повышает наглядность обобщения и систематизации данных, надежность количественного прогноза проницаемости по величине эффективной пористости.

Практическая ценность инвариантного представления проницаемости состоит в исключении влияния технологических факторов, проявляющихся как при исследованиях керна в различных лабораториях, так и в условиях разработки месторождений. В инвариантном представлении влияние различия технологических факторов (а также отсутствия метрологической сертификации измерительных процедур в петрофизике) исключается, или, по крайней мере, существенно ослабляется. Благодаря этому становится возможным непосредственное перенесение данных лабораторной петрофизики на условия естественного залегания с учетом технологии разработки и прогнозом поведения коллекторов (разбухание глинистых минералов[10,16]) в процессе разработки.

Гамма-метод первым из методов ядерной геофизики получил широкое применение в нефтегазовой геологии. Он используется для литологической характеристики пластов, распознавания условий осадконакопления, корреляции разрезов скважин, оценки глинистости, выделения высокопроницаемых коллекторов, выявления зон аномально высоких пластовых давлений (АВПД), геофизической навигации и оптимизации процесса бурения, решения многих других задач. Этот метод входит в комплексы ГИС, применяемые при поисках и разведке любых видов полезных ископаемых, в экологических и радиоиндикаторных исследованиях, широко используется при изучении наклонных и горизонтальных скважин, измерениях в процессе бурения (MWD, LWD) на нефть и газ.

Перевести интерпретацию данных ГМ с качественного эмпирического уровня на количественный алгоритмический позволяют сформулированные нами петрофизические модели и алгоритмы определения пористости по ГМ-С (ГМ). Эти алгоритмы формализуют процедуры выделения и количественной оценки коллекторов по величине их эффективной пористости. В наиболее сложных условиях глинистых полиминеральных терригенных отложений петрофизическая фильтрация позволяет дискриминировать пласты с высокой, но неэффективной пористостью.

Алгоритмический подход к определению общей и эффективной пористостей по данным метода естественной радиоактивности основан на использовании петрофизических моделей его интегральной (ГМ) и спектрометрической (ГМ-С) модификаций.

Петрофизическая модель ГМ имеет вид

eU =	S	dm eUm Km/d	(6)
	m

при выполнении условия материального баланса

S	Km=1,
m

и петрофизической модели объемной плотности

d =	S	dm Km
	m

Аналогично записывается петрофизическая модель для калиевых и ториевых эквивалентов. Из нее, в частности, следует, что суммарное массовое содержание ЕРЭ (показания канала ГМ) в единицах уранового эквивалента зависит от объемных содержаний всех контрастных по радиоактивности компонент породы, причем в общем случае — нелинейно. Строго говоря, ГМ является “методом глинистости” в точно такой же степени, как и “методом пористости”.

Выражение (6) дает количественную основу для петрофизического моделирования связей показаний ГМ с фильтрационно-емкостными свойствами пород, их минералогическим и гранулометрическим составом. В общем случае компонентная модель породы для ГМ может включать в себя не только минеральные компоненты, но и структурные — различные формы глинистого материала, а также различные гранулометрические фракции.

Из петрофизической модели следует, что, значения eU существенно зависят от множества факторов, причем эти зависимости (в частности, от содержания глинистого цемента) в коллекторах различного типа могут существенно различаться. Однако в шкале относительной глинистости h = K_гл/(К_п + К_гл), нормированной на ее максимальное значение h_max=1—m/М (m - полная водоудерживающая способность коллектора, М – пористость матрицы) для двойного разностного параметра DeU соответствующая зависимость DeU(h*) от величины петрофизического инварианта h*=h/h_max

DeU(h*) = [eU(h*)-eU(0)]/[eU(1)-eU(0)],

очень устойчива относительно величины М и практически не зависит от отношения радиоактивностей матрицы и цемента. Для различных М мы имеем семейство нелинейных кривых (рис.6), которые можно заменить средней, или просто — диагональю, если приближенно принять: DeU(h*)=h*. (Использование более точной нелинейной зависимости принципиальных трудностей не представляет)² При неизменных диаметре скважины и свойствах промежуточных зон выполняется равенство DeU=DJ_g, где

DJ_g=(J-J_min)/(J_max-J_min).

Для расчета суммарного массового содержания ЕРЭ в единицах уранового эквивалента используется алгоритм интерпретации, разработанный и описанный нами ранее [].

Таким образом, непосредственно из петрофизической модели (6) вытекает, что двойной разностный параметр DeU однозначно определяется величиной петрофизического инварианта Y(h*)Это обстоятельство подтверждает справедливость принципа петрофизической инвариантности, сформулированного выше. Можно сказать, что ГМ (ГМ-С) является одновременно и «методом относительной глинистости», и «методом эффективной пористости».

Реализацию ГМ как «метода эффективной пористости» продемонстрируем на конкретном примере глинистых девонских песчаников Татарстана. Для проверки применимости петрофизической модели ГМ и вытекающих из нее следствий для этих отложений, были сопоставлены массовые содержания тория и калия по данным гамма-спектрометрии (скв. 21917 Чишминская). Интенсивная корреляция между ними (а также ураном) свидетельствует, что глинистый цемент (пелитовая фракция) является общим носителем естественных радионуклидов. (Для полиминеральных глинистых коллекторов Зап. Сибири петрофизическая модель ГМ уже неприменима: требуются данные ГМ-С).

Очевидный интерес представляет сопоставление значений эффективных пористостей, определенных по данным ГМ и метода ЯМР. Последний является прямым методом определения эффективной пористости. В Татарии накоплен значительный опыт промышленного применения этого метода. Амплитуда сигнала свободной прецессии (ССП) непосредственно пропорциональна эффективной пористости и может быть откалибрована в единицах К_{п эфф}.

Для скв. 185 Бугульминской на рис.7 приведен планшет с диаграммами ССП, общих и эффективных пористостей по данным интегрального ГМ (в единицах уранового эквивалента eU), и показателем наличия (толщиной) глинистой корки, как прямого признака коллектора. Максимальная амплитуда ССП нормирована на величину максимальной эффективной пористости по ГМ. Эффективные пористости по ЯМР и ГМ практически совпадают (с коэффициентом корреляции 0.9), то есть определяются с одинаковой надежностью. Эта корреляция хорошо видна на планшете рис.7, и убедительно показывает, что ГМ может обоснованно рассматриваться как “метод эффективной пористости”.

Применение гамма-спектрометрии существенно расширяет область применимости метода естественной радиоактивности, в частности, на случай полиминеральных глинистых коллекторов. В сложных терригенных полиминеральных глинистых коллекторах условия применимости гамма-метода для определения пористости не выполняются. В этом случае открытая и эффективная пористости могут быть определены по массовому содержанию тория. На рис.8 приведен пример такого определения в сравнении с данными анализа керна.

Как метод определения пористости метод естественной радиоактивности обладает очень важными достоинствами:

• не требуются опорные пласты;
  
• искомый петрофизический параметр определяется в абсолютных единицах;
  
• эффективная пористость определяется как в необсаженных, так и в обсаженных скважинах;
  
• не влияет минерализация пластовых вод и промывочной жидкости;
  
• не влияет зона проникновения;
  
• обеспечивается наиболее точное определение эффективных толщин благодаря большей вертикальной разрешающей способности ГМ-С и ГМ по сравнению с ПС, ГГМ, нейтронными и большинством методов электрометрии;
  
• методика полностью сохраняет свою применимость при отсутствии или искажении прямых качественных признаков коллекторов (сужение диаметра скважин, искажение потенциалов ПС при применении высокоминерализованных полимерных растворов, и др.);
  
• методика обеспечивает прямой беспоправочный учет конструкции скважины (изменения диаметра по стволу скважины, плотности и радиоактивности бурового раствора, глинистой корки, цементного кольца в обсаженных скважинах, состава и толщины обсадной колонны);
  
• методика применима для измерений с разнотипной скважинной аппаратурой, причем обеспечивается абсолютная сопоставимость результатов (результат интерпретации не зависит от типа используемой аппаратуры);
  
• не требуется предварительного накопления информации типа статистических сопоставлений "керн - керн" или "керн - ГИС" для нахождения эмпирических связей "показания - глинистость" или "показания - пористость".
  

Ограничимся рассмотрением двухзондовых модификаций ННМ по тепловым и надтепловым нейтронам, которые получили широкое распространение благодаря ряду существенных преимуществ перед однозондовыми. Эти преимущества обусловлены использованием нового (по сравнению с однозондовой модификацией) интерпретационного параметра A=N₁/N₂, который обладает помехоустойчивостью относительно неконтролируемых изменений ряда помех (изменений диаметра скважины, плотности и минерализации промывочной жидкости в стволе скважины, эксцентриситета прибора в скважине, наличия и свойств глинистой корки и др.), а также более высокой точностью определения нейтронной пористости (при не слишком высоких водородосодержаниях). Эти достоинства ННМ-2 обоснованы теоретически и подтверждены экспериментально.

Однако при количественной интерпретации результатов измерений двухзондовой аппаратурой возникли серьезные трудности. Например, показания зондов, выраженные в «водяных» единицах (калибровочные замеры в емкости с пресной водой), часто оказываются меньше единицы, то есть нейтронная пористость оказывается больше 100%. Опыт показывает, что применяемые методики, интерпретационные зависимости и процедуры могут приводить к нереальным значениям нейтронной пористости пород (до 75%). Такие значения не могут быть объяснены погрешностями неучета изменений литологического состава или скважинных условий.

Для интерпретации данных ННМ применяются известные поправочные методики, обладающие многочисленными недостатками. Эти недостатки проявляются в виде целого ряда несоответствий условий физического и математического моделирования реальным условиям скважинных измерений по литологическому составу, петрохимическому составу твердой фазы, метрологическим характеристикам, термодинамическим условиям залегания пород.

Для устранения недостатков поправочных методик нами разработана адаптивная методика интерпретации данных ННМ-2. На рис.9 приведена схема интерпретационных зависимостей. Они настраиваются по трем параметрам, два из которых определяются автоматически (коэффициент дифференциации при минимальном значении пористости и параметр нелинейности), а третий (чувствительность зондов к поглощению нейтронов) или измеряется, или подбирается программно. На рис.10 показаны прямые и обратные показания ННМ-2 в терригенно-карбонатном разрезе как функции интерпретационного параметра А. На рис.11 приведены массивы обратных показаний зондов ННМ-2 как функции параметра А и соответствующие нейтронные пористости для отложений с высокой минерализацией пластовых вод. На рис.12 показаны диаграммы значений нейтронных, эффективных и динамических пористостей, а также сопротивлений, ПС, и массовых содержаний урана в интервале баженовской свиты. В баженитах нейтронная пористость отражает только водород ТОВ, диаграммы эффективной пористости указывают на отсутствие коллекторов в этом интервале, а диаграмма динамической пористости четко выявляет продуктивный коллектор под баженовской свитой.

Возможность одновременного определения водородосодержания (по ННМ-2) и общей пористости (по естественной радиоактивности) позволяет определять газонасыщенность без использования трудоемкой и длительной процедуры разновременных замеров.

Достоинствами адаптивной методики интерпретации данных ННМ являются:

• Количественно определяется водородосодержание пород в абсолютных единицах без использования опорных пластов.
  
• Алгоритм применим для двухзондовой (соответственно однозондовой и многозондовой) аппаратуры любого типа, с любыми детекторами и нейтронными источниками (Pu-Be, Cf²⁵², и др.).
  
• Алгоритм обеспечивает среднестатистическую (по всему массиву измерений) настройку на литологические и петрохимические особенности исследуемого интервала геологического разреза.
  
• Алгоритм обеспечивает настройку на метрологические характеристики применяемых зондов при термодинамических условиях естественного залегания пород в изучаемом интервале геологического разреза. Интерпретационная зависимость рассчитывается по интерпретационной модели не на типовые («стандартные») а на конкретно применяемые зондовые устройства. Это преимущество алгоритма особенно важно при использовании детекторов с существенно различными характеристиками на коротком и длинном зондах.
  
• Погрешности оценки нейтронной пористости практически не зависят от неточностей установки длин зондов (физические длины зондов не совпадают с геометрическими) а также изменений метрологических характеристик в процессе эксплуатации аппаратуры.
  
• По независимым показаниям двух зондов осуществляется внутренний контроль качества измерений, правильности петрофизических настроек и результатов интерпретации — количественного определения значений нейтронной пористости. Контроль качества интерпретации осуществляется по результатам сравнения распределений значений трех нейтронных пористостей, определенных по показаниям короткого и длинного зондов в отдельности и величине их отношения. Алгоритм обеспечивает надежность количественной оценки пористости в полиминеральных породах сложного литологического состава при последующей комплексной интерпретации, в частности, благодаря автоматическому учету собственного водородосодержания матрицы (по петрофизической модели коллектора).
  

Для сложных неоднородных коллекторов понятия “граничных” или “кондиционных” значений пористости и проницаемости теряют смысл. Однозначным критерием продуктивного коллектора является наличие динамической пористости Кпдин, которая зависит от целого ряда факторов (открытая пористость, глинистость, структура емкостного пространства, состав флюида и его свойства, и т.д. Поскольку многие факторы не являются независимыми, их совокупное действие можно синтезировать в виде петрофизической модели остаточного флюидонасыщения.

Это позволяет рассматривать величину К_{п эфф} (К_пдин) как «петрофизический фильтр», выделяющий коллекторы в геологическом разрезе.

Параметры петрофизической модели зависят, в первую очередь, от состава и содержания цемента и задаются на основании синтеза данных ГИС и доступной петрофизической информации.

Условие К_{п дин} > 0 является петрофизическим фильтром, надежно выявляющим пласты-коллекторы в терригенных и карбонатных отложениях. Высокая эффективность К_{п дин} как критерия выявления коллекторов впервые была выявлена результатами интерпретации данных индикаторного метода по радону при подсчете запасов Тенгизского нефтяного месторождения.

В тюменской свите Зап.Сибири петрофизическая фильтрация однозначно выявляет пласты-коллекторы (ЮК₂, ЮК₃, ЮК₄, ЮК_5а, ЮК_5б, ЮК_6, ЮК_7, ЮК₈ и др., рис.13). Коллекторы обладают различными кондиционными значениями пористости и минералогической глинистости (здесь под кондиционными мы понимаем значения Кп и Кгл, соответствующие заданному порогу чувствительности по динамической пористости), а также различными значениями К_{п дин.}. На рис.14 приведена петрофизическая карта расположения коллекторов тюменской свиты на плоскости «минералогическая глинистость — относительный вклад содержания каолинита в величину суммарного содержания глинистых минералов».

В частности, для горизонтов ЮК₃ и ЮК₇ «кондиционные» значения пористости составляют соответственно около 13% и 6%. Наибольшими величинами динамической пористости К_{п дин} обладают пласты ЮК₄ и ЮК₈ (5.4% и 5.7% соответственно).

Петрофизические карты на рис.14 и 15 показывают связь динамической пористости с относительным вкладом каолинита в суммарное содержание глинистых минералов. Они наглядно свидетельствуют, что качество коллекторов определяется содержанием каолинита. Наилучшие коллекторы существуют в области относительных содержаний каолинита более 60 % и значений минералогической глинистости от 20% до 40%. При этом содержания глинистых минералов до 18 % входят в состав матрицы («структурная» глинистость).

1. Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Кожевников Д.А. Петрофизика. М.: Недра, 1991.
   
2. Кожевников Д.А. Интерпретация и петрофизическая информативность данных гамма-метода.Геофизика №4, с.9-20. 2000.
   
3. Кожевников Д.А. Петрофизическая инвариантность гранулярных коллекторов. Геофизика. №4, 2001, с.31 - 37.
   
4. Кожевников Д.А. Проблемы интерпретации данных ГИС. Геофизика, №4, 2001, с. 20 - 30.
   
5. Кожевников Д.А. Способ исследования разрезов скважин гамма-методами ядерной геофизики. Патент РФ № 2069377 от 4.05.1994. Бюллетень изобретений №32, 1996.
   
6. Кожевников Д.А. Гамма-спектрометрия в комплексе геофизических исследований нефтегазовых скважин — 1, 2. НТВ АИС «Каротажник», №№38-39, с.27—57; с.37—67; 1997.
   
7. Кожевников Д.А., Кузьмина М.Г., Лазуткина Н.Е., Сурина И.И. Адаптивный компонентный анализ — новый метод комплексной интерпретации данных ГИС. — В кн.: «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России». 2-я научно-технич. конф., посвящ. 850-летию г.Москвы. Тезисы. М., Нефть и газ. 1997, с. 36-37.
   
8. Кожевников Д.А., Кулинкович А.Е. Циклометрическая интерпретация данных ГИС и «геологический интеллект». Тезисы докладов на Международной Геофизической Конференции «МОСКВА—97». С.121—122. ГЕРС; 1997.
   
9. Кожевников Д.А., Коваленко К.В., Кулик В.В. Вопросы интерпретационного обеспечения стационарной нейтронометрии скважин. НТВ АИС «Каротажник», 1999 (в печати).
   
10. Кожевников Д.А., Коваленко К.В. Набухаемость цемента терригенных коллекторов. Научно-технический вестник АИС «Каротажник». №84, с.98–106.
    
11. Кожевников Д.А., Коваленко К.В., Перельман И.Ф. Выделение и оценка терригенных коллекторов Западной Сибири методом петрофизической фильтрации. Научно-технический вестник АИС «Каротажник», вып.79, Тверь, 2000.
    
12. Кожевников Д.А., Коваленко К.В. Макроописание остаточной водонасыщенности коллекторов Геофизика, 2001, №4, с. 82 – 86.
    
13. Кожевников Д.А., Лазуткина Н.Е., Г.А.Петров, Т.Ф.Соколова.Гамма-спектрометрия в комплексе ГИС при изучении битумных месторождений Татарстана. Геофизика, 2001, №4, с. 82 – 86.
    
14. Кожевников Д.А., Н.Е.Лазуткина. Выделение коллекторов по результатам петрофизической интерпретации данных комплекса ГИС. — Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, 1993, No.11-12.
    
15. Кожевников Д.А., Элланский М.М. Оценка продуктивности коллекторов методом «петрофизической фильтрации» данных ГИС. Научно-технический вестник АИС «Каротажник». №61, с. 41–60. 1999.
    
16. Кринари Г. А., Ковалев А.Г., Кузнецов В.В. Минералогические причины снижения нефтеотдачи и способы их выявления. — Труды международн. конф. “Проблемы комплексного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и природных битумов”, том 6, с.2000-2002. Казань 1994.
    
17. Леонтьев Е.И и др. Изучение коллекторов нефти и газа месторождений Западной Сибири геофизическими методами. М.: Недра, 1974, 240с.
    
18. Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел — литологических ловушек нефти и газа. —Л.: Недра, 1984.—260с.
    
19. Мухаметшин Р.З., Кожевников Д.А., Кринари Г.А. Определение минералогической глинистости с использованием данных гамма-спектрометрии. Тезисы докладов на Международной геофизической конференции «МОСКВА—97». С.—1. ГЕРС; 1997
    
20. Лукьянов Э.Б. Исследования скважин в процессе бурения. М.: Недра, 1979, 248с.
    
21. Элланский М.М. 2001, Петрофизические основы интерпретации данных геофизических исследований скважин (методическое пособие): издательство ГЕРС.
    
22. Odom R., Bailey Shawn. Cased-hole density offers new reservoir analysis alternative. Oil & Gas Journal. 28 Dec.1998.
    
    

    ---

    ¹ Относительный параметр буримости был предложен Э.Е.Лукьяновым и представляет собой отношение продолжительности бурения исследуемого пласта к продолжительности бурения опорного пласта, представленного глинами, и пройденного тем же долотом:
    
    ² Заметим, что в работе [21] эти наши результаты изложены неточно.