Коллекторские свойства горных пород: Систематизация, количественный анализ и прикладное значение в разработке месторождений

метки: Объем, Порода, Коллектор, Емкостный, Свойство, Пористость, Критически, Пространство

Факт: В мировом масштабе около 60% подтвержденных запасов нефти приурочено к поровым коллекторам (песчаникам), что подчеркивает решающую роль емкостных и фильтрационных свойств осадочных пород в глобальной нефтедобыче.

Эта статистика не просто отражает географию залежей, но и определяет методологический фокус петрофизики — науки о физических свойствах горных пород, критически важных для поиска, разведки и разработки месторождений углеводородов. Понимание того, как порода вмещает и отдает флюиды, является основой для принятия любых инженерных и экономических решений в нефтегазовой отрасли.

Введение: Цели, задачи и роль петрофизики в нефтегазовой геологии

Петрофизика занимает центральное место в цикле разработки месторождений, выступая мостом между геологией и промысловой инженерией. Ее главная задача — количественно описать способность горной породы быть коллектором, то есть вмещать (емкость) и пропускать (фильтрация) нефть, газ или воду. Комплекс этих характеристик известен как фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС).

Актуальность детального и количественного исследования ФЕС возрастает в условиях усложнения геологических задач, перехода к разработке нетрадиционных коллекторов (сланцевая нефть, низкопроницаемые пласты), где стандартные методы оценки дают недостаточную точность. Данная работа ставит своей целью систематизацию знаний о коллекторских свойствах, углубленный количественный анализ их взаимосвязи и демонстрацию прикладного значения механических и тепловых свойств в современных процессах интенсификации добычи. И что из этого следует? Это означает, что без точного петрофизического моделирования даже самые крупные запасы остаются нерентабельными, поскольку оценка ФЕС напрямую влияет на выбор стратегии бурения и методов увеличения нефтеотдачи.

Емкостные свойства пород-коллекторов: Классификация и коэффициенты пористости

Емкостные свойства, определяемые пористостью, характеризуют объем пустотного пространства, доступного для скопления углеводородов и воды. Коллектор — это горная порода, обладающая достаточной емкостью ($K_п$) и проницаемостью ($K_{пр}$) для промышленной разработки. От качества оценки емкостных свойств зависит точность подсчета геологических запасов месторождения.

Инвестиционный раздел бизнес-плана малого предприятия: Методология ...

... инвестиционного бизнес-плана Разработка инвестиционного бизнес-плана должна следовать общепринятому стандарту, что обеспечивает прозрачность и облегчает процесс оценки для потенциального инвестора. ... беспрецедентной прозрачности и убедительности расчетов. Цель исследования заключается в разработке исчерпывающей методологической и аналитической основы для создания высококачественного инвестиционного ...

Типологизация коллекторов по характеру пустотного пространства

Классификация коллекторов основана на преобладающем типе пустотного пространства, которое может иметь различное происхождение (первичное, вторичное) и геометрию.

1. Поровые (Гранулярные) Коллекторы.
   • Описание: Пустотное пространство представлено межзерновыми порами, возникшими при осадконакоплении. Типичные породы: пески, песчаники, а также пористые известняки и доломиты.
   • Значимость: Как было указано, около 60% мировых запасов нефти связано именно с этим типом коллекторов, что делает их наиболее распространенными и изученными.
2. Трещинные Коллекторы.
   • Описание: Общий объем пор может быть невысок, но проницаемость обусловлена разветвленной системой трещин тектонического или литогенетического происхождения. Пустотное пространство сложено преимущественно карбонатами или плотными терригенными породами.
   • Пример: Трещиноватые аргиллиты Баженовской свиты Западной Сибири, где проницаемость формируется за счет микро- и нанотрещин.
3. Каверновые Коллекторы.
   • Описание: Характерны для карбонатных пород (например, рифовых известняков), где пустоты (каверны) образовались в результате выщелачивания или доломитизации. Каверны могут быть как изолированными, так и соединенными порами или трещинами.
4. Смешанные Коллекторы.
   • Наиболее распространенный тип в природе, сочетающий элементы всех трех типов: порово-трещинно-каверновые системы. Это особенно актуально для карбонатных и нетрадиционных коллекторов, где проницаемость и емкость формируются разными элементами структуры.

Коэффициент пористости ($K_п$) и его виды

Коэффициент пористости ($K_п$) — это фундаментальная емкостная характеристика, выражающая долю объема, занимаемую пустотным пространством в общем объеме породы. Математически он определяется как:

$$
K_{п} = \frac{V_{пор}}{V_{породы}} \cdot 100\%
$$

где $V_{пор}$ — объем пор, а $V_{породы}$ — общий объем образца породы.

В петрофизике различают три критически важных вида пористости:

1. Полная (Абсолютная) Пористость: Отношение суммарного объема всех пустот (сообщающихся и изолированных) к общему объему породы.
2. Открытая (Сообщающаяся) Пористость: Отношение объема только сообщающихся пор (через которые возможна фильтрация) к общему объему породы.
3. Эффективная (Динамическая) Пористость ($\Phi_{эфф}$): Объем пор, из которых флюиды могут быть извлечены в процессе эксплуатации. Она всегда меньше открытой пористости, так как часть воды удерживается капиллярными силами (связанная вода).

Для пород, имеющих промышленное значение (хорошие коллекторы), коэффициент пористости обычно находится в диапазоне 15%–25%. В то же время, низкоемкие коллекторы (класс В) могут разрабатываться при $K_п$ менее 5%, особенно если они обладают высокой трещинной проницаемостью.

6 стр., 2577 слов

Породы-коллекторы нефти и газа: Системный анализ классификаций, ...

... разностях карбонатных пород при пористости 10,6–15,0% проницаемость может составлять всего 0,88–52,80 мД, что соответствует IV–V классам по Теодоровичу и классифицируется как низкопродуктивный коллектор. Современные ... свойств. Наличие аутигенного базального карбонатного цемента в объеме 30–35% в терригенных прослоях способно снизить общую пористость с потенциальных 38–40% до критически низких ...

Размер пор также критически важен для фильтрации:

• Сверхкапиллярные (>0,1 мм) — обеспечивают свободную фильтрацию.
• Капиллярные (0,0002–0,1 мм) — фильтрация возможна, но контролируется капиллярными силами.
• Субкапиллярные (<0,0002 мм) — фильтрация практически невозможна, так как флюиды удерживаются молекулярными силами.

Фильтрационные свойства и гидродинамические основы проницаемости

Проницаемость — это ключевое свойство, определяющее способность коллектора пропускать флюиды при наличии градиента давления. Это свойство не зависит от типа флюида (вязкости), а является характеристикой самой пористой среды. Какая же взаимосвязь существует между объемом пор и легкостью их прохождения?

Закон Дарси: Линейная и дифференциальная формы

Физическую основу проницаемости описывает линейный закон фильтрации Дарси, впервые сформулированный в середине XIX века.

Линейная (Практическая) Форма Закона Дарси:

Применительно к одномерному стационарному течению в лабораторных условиях (например, через цилиндрический образец керна), закон Дарси позволяет определить коэффициент проницаемости ($K_{пр}$):

Kпр = (Q · μ · L) / (Δp · F)

Где:

• $Q$ — объемный расход флюида (м³/с);
• $\mu$ — абсолютная (динамическая) вязкость флюида (Па·с);
• $L$ — длина образца (м);
• $\Delta p$ — перепад давления на концах образца (Па);
• $F$ — площадь поперечного сечения образца (м²).

Дифференциальная (Общая) Форма Закона Дарси:

В общем виде для течения в пористой среде в любом направлении скорость фильтрации ($\vec{u}$) прямо пропорциональна градиенту давления ($\nabla P$) и обратно пропорциональна вязкости:

→u = - (K / μ) · ∇P

Знак «минус» указывает, что направление фильтрации противоположно направлению роста давления.

Единицы измерения: В системе СИ проницаемость измеряется в квадратных метрах (м²).

Однако в нефтегазовой отрасли преобладает единица Дарси ($\text{Д}$).
$$
1 \text{ Д} \approx 0,986923 \cdot 10^{-12} \text{ м}^{2}
$$

По промышленной классификации коллекторы делятся на:

• Высокопроницаемые (хорошие): $K_{пр} \geq 1 \text{ Д}$
• Средней проницаемости: $0,1 \text{ Д} \leq K_{пр} < 1 \text{ Д}$
• Низкопроницаемые (плохие): $K_{пр} < 0,1 \text{ Д}$

Эффективная и относительная проницаемость

Когда пористый пласт насыщен только одним флюидом, измеряется абсолютная (физическая) проницаемость ($K$).

В пластовых условиях, где поры одновременно заполнены нефтью, газом и водой, вводится понятие эффективной (фазовой) проницаемости ($K_{эфф}$).

Эффективная проницаемость — это способность породы пропускать один конкретный флюид в присутствии других. Она всегда меньше абсолютной проницаемости и зависит от степени насыщенности порового пространства каждой фазой. Какой важный нюанс здесь упускается? Эффективная проницаемость определяет реальную продуктивность скважины, и без ее точного учета моделирование притока будет давать завышенные и недостижимые в реальности показатели.

Для количественного описания многофазной фильтрации используется относительная проницаемость ($K_r$):

Kr,i = Kэфф,i / K

где $K_{r,i}$ — относительная проницаемость по фазе $i$, а $K$ — абсолютная проницаемость. Относительная проницаемость является безразмерной величиной и критически важной функцией насыщенности. Например, относительная проницаемость по нефти ($K_{r,н}$) стремится к нулю, когда водонасыщенность достигает критического значения (остаточная водонасыщенность).

Насыщенность флюидами: Определение и методы лабораторных исследований

Насыщенность флюидами — это второе ключевое емкостное свойство, определяющее фактическое содержание углеводородов в породе.

Коэффициент насыщенности и понятие связанной воды

Коэффициент насыщенности ($S_{флюида}$) показывает, какая доля порового пространства занята конкретным флюидом (нефтью, газом или водой):

Sфлюида = Vфлюида / Vпор

Условие баланса насыщенности всегда должно выполняться:

Sн + Sг + Sв = 1

где $S_н, S_г, S_в$ — коэффициенты нефте-, газо- и водонасыщенности соответственно.

Связанная (Остаточная) Вода ($S_{в, ост}$):

Ключевым понятием является связанная вода — вода, которая удерживается силами поверхностного натяжения и капиллярными силами в мелких порах и на поверхности минеральных зерен. Эта вода неподвижна и не может быть вытеснена нефтью или газом.

• В высокопроницаемых, хорошо отсортированных песчаниках $S_{в, ост}$ может составлять всего 5%–10%.
• В уплотненных, мелкозернистых породах или глинистых алевролитах, где преобладают субкапиллярные поры, остаточная водонасыщенность может достигать 30%–75%, что катастрофически снижает эффективную емкость коллектора.

Традиционные лабораторные методы определения насыщенности

Для получения точных данных о флюидонасыщенности керна используются специализированные лабораторные методы, направленные на извлечение и количественное измерение флюидов.

Метод	Принцип действия	Применимость и ограничения
Дистилляция (Дина-Старка)	Извлечение воды из образца путем нагрева в присутствии растворителя (например, толуола). Вода испаряется, конденсируется и собирается в градуированном приемнике, что позволяет точно измерить ее объем.	Высокая точность для определения воды. Не позволяет точно разделить объемы нефти и газа, а также может не подойти для очень плотных пород.
Реторта	Высокотемпературный нагрев образца керна без растворителя. Измеряется объем паров воды и углеводородов после конденсации.	Позволяет разделить воду и углеводороды. Метод менее точен, чем дистилляция для воды, и высокая температура может изменять свойства остаточной нефти.
Центрифугирование	Используется для определения $S_{в, ост}$ и получения капиллярных кривых. Образец, насыщенный водой, помещают в центрифугу, и центробежная сила вытесняет свободную воду, имитируя процесс накопления УВ.	Отлично подходит для моделирования пластовых условий и определения критических насыщенностей, но требует специальных центрифуг и подготовки образцов.
Полупроницаемые мембраны (Капилляриметрия)	Образец помещают в камеру с полупроницаемой мембраной и создают заданный перепад давления, позволяя получить зависимость капиллярного давления от насыщенности.	Наиболее точный метод для получения кривой капиллярного давления, необходимой для оценки $S_{в, ост}$ и высоты нефтенасыщенной части пласта.

Количественная взаимосвязь ФЕС и определяющие геологические факторы

Фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) не являются независимыми параметрами. Проницаемость и пористость тесно коррелируют между собой, и эта связь управляется геологическими факторами — литологией, гранулометрией и процессами катагенеза.

Уравнение Козени-Кармана как модель взаимосвязи

Взаимосвязь между проницаемостью ($K_{пр}$) и пористостью ($K_п$) является нелинейной и зависит от геометрии порового пространства. Одной из наиболее широко используемых теоретических моделей для описания этой зависимости является уравнение Козени-Кармана:

Kпр ∝ Kп³ / ((1 - Kп)² · Sуд²)

где $S_{уд}$ — удельная поверхность порового пространства (площадь поверхности пор на единицу объема породы).

Анализ зависимости:

Из этой формулы следует, что проницаемость пропорциональна кубу пористости и обратно пропорциональна квадрату удельной поверхности. Это имеет два важнейших следствия:

1. Критическая зависимость от пористости: Даже небольшое снижение пористости (например, за счет цементации) приводит к резкому, кубическому падению проницаемости.
2. Роль удельной поверхности: Удельная поверхность резко возрастает при уменьшении размера зерен (и, соответственно, пор).

   Поэтому, при одинаковой пористости, мелкозернистый коллектор (высокая $S_{уд}$) будет иметь проницаемость на порядки ниже, чем крупнозернистый. Это объясняет, почему глинистые алевролиты при $K_п = 15\%$ могут быть практически непроницаемы.

Влияние литологического состава и катагенеза

Сортированность и Цементация:

Хорошая сортированность (однородность размера зерен) способствует высокой пористости и проницаемости, так как мелкие частицы не забивают крупные поры. Наличие глинистого цемента — наиболее частая причина снижения проницаемости. Глинистый материал, даже занимая небольшой объем, резко увеличивает удельную поверхность ($S_{уд}$) и закупоривает горловины пор, делая их субкапиллярными. Этот фактор зачастую недооценивается при анализе емкостных свойств, но является решающим для фильтрационных характеристик.

Катагенез и Глубина Залегания:

С увеличением глубины залегания растет литостатическое давление и температура, что приводит к уплотнению породы (катагенез).

Уплотнение вызывает:

• Снижение общего объема пор.
• Интенсивное снижение открытой пористости по сравнению с полной, так как происходит смыкание наиболее слабых и открытых поровых каналов.

Эти процессы необратимо ухудшают ФЕС, что является основной проблемой при разработке глубокозалегающих пластов.

Прикладные свойства: Механика и теплофизика коллекторов в процессах интенсификации

Коллекторские свойства не ограничиваются ФЕС. Механические и тепловые характеристики породы имеют решающее значение для проектирования буровых работ, устойчивости ствола скважины и, особенно, для методов интенсификации добычи, таких как гидроразрыв пласта (ГРП).

Упругие константы и проектирование гидроразрыва пласта (ГРП)

Механические свойства, такие как упругость и сопротивление разрушению, описываются упругими константами, которые напрямую используются в геомеханических моделях для дизайна ГРП.

1. Модуль Юнга ($E$) — Модуль продольной упругости:

Характеризует жесткость породы — ее способность сопротивляться растяжению или сжатию.

• Типовые значения: Для песчаников и алевролитов $E$ варьируется от 33 до 78 ГПа, для известняков и доломитов — от 13 до 85 ГПа.
• Прикладное значение в ГРП: Модуль Юнга определяет величину деформации породы. Высокий $E$ означает, что порода жесткая и требует большего давления для раскрытия трещины, но при этом трещина будет иметь меньшую ширину.

2. Коэффициент Пуассона ($\mu$) — Упругая константа:

Отношение относительного поперечного сжатия к относительному продольному растяжению.

• Типовые значения: Для скальных коллекторов $\mu$ обычно находится в диапазоне 0,1–0,3.
• Прикладное значение в ГРП: Коэффициент Пуассона является ключевым параметром для расчета минимального горизонтального напряжения ($\sigma_{h,min}$), которое необходимо преодолеть для инициирования и роста трещины ГРП. Пласты с низким $\mu$ имеют более высокое $\sigma_{h,min}$, что требует более мощного насосного оборудования.

Тепловые свойства и их роль в эксплуатации

Тепловые свойства (теплопроводность и температуропроводность) становятся критически важными при глубоком бурении, закачке пара (для тяжелой нефти) или при расчете тепловых потерь в процессе эксплуатации.

Эффективная теплопроводность ($\lambda_{эфф}$):

Теплопроводность горной породы — это способность передавать теплоту. Она зависит от теплопроводности минерального скелета ($\lambda_М$), флюида ($\lambda_{флюид}$) и пористости ($\Phi$).

Зависимость может быть описана логарифмической моделью:

log λэфф = log λМ · (1 - Φ) + log λфлюид · Φ

Количественный анализ:

Теплопроводность минерального скелета значительно выше, чем у флюидов. Например, для кварца $\lambda_М \approx 7,67 \text{ Вт}/(\text{м} \cdot \text{К})$, а для кальцита $\lambda_М \approx 3,13-3,34 \text{ Вт}/(\text{м} \cdot \text{К})$. В то же время, теплопроводность нефти ($\lambda_{флюид}$) в пластовых условиях крайне низка — около $0,1-0,2 \text{ Вт}/(\text{м} \cdot \text{К})$. Следовательно, чем выше пористость ($\Phi$), тем ниже эффективная теплопроводность всего коллектора, так как увеличивается доля низкопроводящего флюида. Разве не очевидно, что точность моделирования тепловых процессов, критически важных для повышения нефтеотдачи, напрямую зависит от корректного учета этого фактора?

Современные методы детального исследования пустотного пространства

Традиционные методы исследования керна, хотя и являются эталонными, часто недостаточны для полной характеристики сложнопостроенных (нетрадиционных) коллекторов. Современная петрофизика активно использует неразрушающие технологии, позволяющие получить детальную 3D-информацию.

Компьютерная томография (КТ) керна

Компьютерная томография (КТ) — это передовая технология, позволяющая получить внутреннее, трехмерное (3D) изображение структуры образца керна без его разрушения.

Применение КТ:

1. Визуализация пустотного пространства: КТ позволяет точно локализовать и измерить первичную (поровой) и вторичную (трещиноватость, кавернозность) пористость, а также определить их взаимосвязь.
2. Геометрия фильтрационных путей: Полученное 3D-изображение используется для создания цифровой модели пористой среды, на основе которой можно численно моделировать процессы фильтрации и многофазного течения.
3. Изучение насыщенности: Используя рентгеноконтрастные растворы (например, йодиды), можно провести динамические эксперименты по вытеснению и визуализировать распределение флюидов (нефти и воды) в порах, что невозможно сделать стандартными методами.

Ядерно-магнитный резонанс (ЯМР) керна

Метод ядерно-магнитного резонанса (ЯМР) основан на измерении времени релаксации протонов флюидов, находящихся в порах. Время релаксации напрямую зависит от размера пор и характера поверхности минерального скелета.

Преимущества и применение ЯМР:

1. Определение спектра пор: ЯМР позволяет получить спектральное распределение пористости — то есть, оценить, какой объем пор приходится на поры различных размеров (от субкапиллярных до сверхкапиллярных).
2. Оценка связанной воды: Это главное преимущество метода. Так как вода в мелких порах (связанная вода) имеет очень короткое время релаксации, ЯМР позволяет точно отделить подвижный флюид от неподвижной связанной воды.
3. Исследование нетрадиционных коллекторов: В низкопроницаемых, плотных породах, таких как аргиллиты Баженовской свиты, где $K_{пр}$ может составлять $0,001 \text{ мД}$, стандартные экстракционно-дистилляционные методы дают высокую погрешность. ЯМР позволяет оценить объем связанной воды даже в этих сложных матрицах с высокой точностью.

Комплексная интерпретация данных КТ, ЯМР и традиционных лабораторных исследований позволяет проводить петротипизацию коллекторов — классификацию пород по сочетанию характеристик пустотного пространства, что является решающим этапом при освоении месторождений со сложной геологией.

Заключение

Академическое исследование коллекторских свойств горных пород демонстрирует, что успех в разработке месторождений углеводородов зависит от глубокого, многоаспектного и, прежде всего, количественного понимания петрофизических характеристик.

Коллекторские свойства представляют собой иерархическую систему:

1. Емкость ($K_п$) определяет общий объем запасов, с обязательным учетом разделения на полную, открытую и, критически важную, эффективную пористость.
2. Фильтрационные свойства ($K_{пр}$) определяют скорость извлечения флюидов, где Закон Дарси (в его линейной и дифференциальной формах) является краеугольным камнем.
3. Взаимосвязь ФЕС, количественно описываемая моделями типа Козени-Кармана, показывает, что проницаемость нелинейно зависит от пористости и обратно пропорциональна удельной поверхности, которая контролируется литологией и катагенезом.
4. Прикладные свойства (Модуль Юнга и Коэффициент Пуассона) имеют решающее значение для инженерного проектирования, в частности, для успешного планирования гидроразрыва пласта и обеспечения устойчивости скважин.

Переход к разработке низкопроницаемых и нетрадиционных коллекторов требует перехода от традиционных методов к передовым неразрушающим технологиям, таким как компьютерная томография и ЯМР, которые предоставляют необходимую 3D-детализацию морфологии пор и точную оценку связанной воды. Только комплексный, количественный и прикладной подход к петрофизическим данным, охватывающий весь спектр свойств — от пористости до геомеханики — обеспечивает минимальные риски и максимальную эффективность при проектировании и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений.

Список использованной литературы

1. Классификация пород-коллекторов нефти и газа [Электронный ресурс] // Oborudka.ru.
2. Основы промысловой геологии и разработки месторождений нефти и газа [Электронный ресурс] // psu.ru.
3. Типы пород-коллекторов [Электронный ресурс] // Studfile.net.
4. Нефтегазовая литология [Электронный ресурс] // kpfu.ru.
5. Количество углеводородов, содержащихся в продуктивном пласте… [Электронный ресурс] // tpu.ru.
6. СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОСТАТОЧНОЙ ВОДОНАСЫЩЕННОСТИ В НЕФТЕНОСНЫХ ПОРОДАХ: Патент № RU 2478784 МПК E21B49/00 [Электронный ресурс] // i.moscow.
7. Закон Дарси [Электронный ресурс] // infofiz.ru.
8. Геология и геохимия нефти и газа [Электронный ресурс] // Studfile.net.
9. Породы-коллекторы: Свойства, петрографические признаки, классификации: Учебно-методическое пособие [Электронный ресурс] // lithology.ru.
10. Пористость, проницаемость, водонасыщенность пород-коллекторов [Электронный ресурс] // Studfile.net.
11. Определение начальной водонасыщенности и капиллярной кривой методом центрифугирования [Электронный ресурс] // mgimo.ru.
12. Проницаемость горных пород, коэффициент фильтрации, закон Дарси [Электронный ресурс] // Oborudka.ru.
13. ПРИМЕНЕНИЕ КОМПЬЮТЕРНОЙ ТОМОГРАФИИ И ЯМР ДЛЯ ПЕТРОТИПИЗАЦИИ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ [Электронный ресурс] // Cyberleninka.ru.
14. Основные признаки пород-коллекторов [Электронный ресурс] // Studfile.net.
15. Упругость и пластичность горных пород [Электронный ресурс] // drillings.ru.
16. КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД [Электронный ресурс] // bigenc.ru.
17. МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ И ФЛЮИДОВ [Электронный ресурс] // Geokniga.org.
18. Физические свойства горных пород — коллекторов нефти и газа [Электронный ресурс] // neftemagnat.ru.
19. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ НЕФТЕГАЗОВЫХ КОЛЛЕКТОР [Электронный ресурс] // Geokniga.org.
20. Интерпретация данных исследований методом ядерного магнитного резонанса в комплексе лабораторных работ по изучению керна [Электронный ресурс] // pstu.ru.
21. Физико-механические свойства горных пород и породоразрушающий [Электронный ресурс] // samgtu.ru.
22. ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА КОЛЛЕКТОРОВ И ФЛЮИДОУПОРОВ [Электронный ресурс] // spmi.ru.
23. Современные возможности метода рентгеновской томографии при исследовании керна нефтяных и газовых месторождений [Электронный ресурс] // Cyberleninka.ru.
24. ЯМР-исследования керна [Электронный ресурс] // petroleumengineers.ru.
25. Методика расчета параметров механических свойств горных пород для моделирования гидроразрыва пласта [Электронный ресурс] // Cyberleninka.ru.
26. Лабораторные исследования керна. Геология [Электронный ресурс] // lab-nnz.ru.
27. Физические свойства горных пород-коллекторов нефти и газа [Электронный ресурс] // Studfile.net.
28. ТЕПЛОВЫЕ СВОЙСТВА ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ И НАСЫЩАЮЩИХ ФЛЮИДОВ [Электронный ресурс] // mgri.ru.
29. ЛАБОРАТОРНЫЕ МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВОДОСОДЕРЖАНИЯ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ [Электронный ресурс] // Cyberleninka.ru.
30. Методические рекомендации по моделированию остаточной водонасыщенности в лабораторных условиях на образцах полноразмерного керна [Электронный ресурс] // Cyberleninka.ru.
31. Методы определения количества остаточной (связанной) воды в пластах [Электронный ресурс] // Studfile.net.
32. Дизайн ГРП [Электронный ресурс] // petroleumengineers.ru.