СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………………………………………2

Глава 1. Особенности моделирования карбонатных залежей………………… 3

Глава 2. Геологическое строение района и месторождения…………………...4

Глава 3. Характеристика залежи в песчаниках Старооскольского горизонта среднего девона…………………………………………………………………   6

Глава 4. Общие сведения месторождении……………………………………..  8

Глава 5. Оценка достоверности построения геологической модели…………. 9

Глава 6. Геолого-технологическая модель . Определение……………………10

Глава 7. Построение карт………………………………………………………  13

ЗАКЛЮЧЕНИЕ…………………………………………………………………………………15

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ……………………………………………… 16

ПРИЛОЖЕНИЕ……………………………………………………………………………… .  17
ВВЕДЕНИЕ
    Карбонатные породы – коллекторы обладают сравнительно с тирригенными более сложной структурой пор со значительным разнообразием их форм. Карбонатные породы содержат более половины мировых запасов нефти, при этом только часть запасов сосредоточена в коллекторах порового типа. Значительное количество углеводородов находится в низкопористых карбонатных породах (НКП), которые могут быть коллекторами промышленного значения только при наличии в них открытых трещин поэтому строится модель.

      Цель работы. Выяснить особенности моделирования залежи нефти в карбонатных отложениях и  привести оценку достоверности построения геологической модели.

      Основные задачи : Разработка общих принципов оценки достоверности построения геологической модели.

      Объект исследований: Карбонатные породы Западно–Соплесского месторождения расположенного в пределах Печорской низменности  в бассейне Средней Печоры.
Глава 1. Особенности моделирования карбонатных залежей.
Моделирование залежей, приуроченных к карбонатным коллекторам, имеет свои особенности. Если разрез представлен чередованием хорошо коррелируемых поровых и плотных разностей, то вполне реализуемы обычные методические приемы, применяемые для пластовых залежей в терригенных коллекторах. Однако нередко карбонатные массивы представлены нерасчлененной толщей, в которых емкостно-фильтрационные свойства контролируются не условиями седиментации отложений, а степенью развития вторичных, катагенетических процессов: растрескиванием, выщелачиванием, перекристаллизацией и т.д.

В этом случае более приемлемой технологией моделирования является формирование трехмерных псевдослоистых моделей. Основой такой методики является типизация коллекторов, геометризация резервуара и параметрическое заполнение модели с использованием вероятностного подхода. Типизация коллекторов должна учитывать качественные различия в структуре пустотного пространства породы, в частности, количественное соотношение трещин, каверн и поровой матрицы. Геометризация резервуара использует задание оцифрованных поверхностей (кровли, водонефтяного контакта, тектонических нарушений и т.д.) и формирует пакет параллельных слоев, каждый из которых представляет собой зональную карту распространения выделенных типов коллекторов на соответствующей глубине.

 Параметрическое заполнение модели осуществляется заданием статистических распределений параметров дифференцированно для каждого типа коллектора и моделирование их в узлах послойных матриц. Если построение модели выполнялось ранее, дается краткое сравнение полученных результатов с результатами работ прошлых лет: изменение размеров и ориентации ячеек, алгоритмов интерполяции, корректировки исходных данных, зависимостей между сейсмическими и петрофизическими параметрами.
Глава 2. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ РАЙОНА

И  МЕСТОРОЖДЕНИЯ.
Литолого-стратиграфическая характеристика разреза и      продуктивных горизонтов

Литолого-стратиграфическая характеристика разреза и продуктивных горизонтов Западно-Соплесского месторождения, расположенного в северо-западной части Среднепечорского поперечного поднятия.

Вскрытый разрез осадочного чехла Западно-Соплесского поднятия слагают породы, представленные девонскими, каменноугольными, пермскими и четвертичными отложениями, максимальная вскрытая толщина которых в скв. 1-Тимано-Печорская составляет 6903,5 м.

Ниже приводится краткое литологическое описание разреза вскрытого скважинами на Западно-Соплесском месторождении.
Тектоническое строение месторождения

Западно-Соплесское месторождение приурочено к одноименной антиклинальной складке, расположенной в северо-западной части Среднепечорского поперечного поднятия.

Согласно схеме тектонического районирования осадочного чехла Тимано-Печорской провинции Среднепечорское поднятие является структурой 1 порядка, разделяющей однопорядковые с ним Верхнепечорскую и Большесынинскую впадины. В современном структурном плане поднятие представляет собой системы узких линейных антиклинальных зон, разделенных Даниловской депрессией; на юге к ним примыкает Тимаизское складчато-блоковое поднятие.

По фундаменту южная часть Печоро-Кожвинского мегавала представляет собой узкий глубоко погруженный блок. С запада от Верхнепечорской впадины он отделен зоной Припечорского глубинного разлома, с востока — системой разломов, разделяющих поперечное поднятие и Большесынинскую впадину. Амплитуда погружения этого блока относительно прилегающих впадин составляет порядка 2,5 км на широте Западно-Соплесской структуры. Наиболее характерной особенностью строения этого крупного блока фундамента является его расчлененность на систему блоков более низкого порядка, ступенчато погружающихся к востоку, в сторону Большесынинской впадины, что и предопределило блоково-ячеистое строение района. Приподнятые блоки образуют выступы фундамента, которым в осадочном чехле соответствуют крупные унаследованные структуры. Одной из структур подобного типа является приразломная Западно-Соплесская складка, приуроченная к одноименному выступу. Присводовая часть выступа и его западное крыло срезаны глубинным Припечорским разломом.

Среднепечорское поперечное поднятие является узлом пересечения структуры Печоро-Колвинского авлакогена и Предуральского краевого прогиба, в котором два тектонических потока развивались независимо и пересекались друг с другом, образуя специфические структурые формы. В соответствии с этим на территории поперечного поднятия существуют структуры как платформенного, так и орогенного типов.

Несмотря на значительный объем сейсморазведочных исследований, современное состояние сети профилей позволяет говорить о том, что специальных работ по детальному геофизическому исследованию месторождения с целью создания детальной модели не проводилось. Месторождение находится в стадии эксплуатации, сейсморазведочные работы не вышли из поисковой стадии и методика полевых работ не обеспечивает разработки детальной модели строения.

Структурные планы по всем трем поверхностям имеют похожий друг на друга облик. Западно-Соплесская структура представляет собой приразломную сложнопостроенную антиклинальную складку северо-северо-восточного простирания. Западная часть складки срезана нарушением. Противоречивость структурно-тектонических элементов может свидетельствовать только о том, что все они принадлежат к различным временным и генетическим этапам развития территории.

Структурные карты по этим горизонтам практически повторяют структурные поверхности приуроченных к ним отложений (подошву и кровлю старооскольского горизонта).

По общепринятой классификации ловушка в отложениях старооскольского горизонта среднего девона относится к группе пластовых сводовых, подгруппе экранированных тектоническими и стратиграфическими поверхностями, с литологическими ограничениями.
Глава 3. ХАРАКТЕРИСТИКА ЗАЛЕЖИ В ПЕСЧАНИКАХ СТАРООСКОЛЬСКОГО ГОРИЗОНТА СРЕДНЕГО ДЕВОНА.
В пределах данной залежи было выделено пять в различной степени гидродинамически связанных блоков (I-V). В данной курсовой работе проводился подсчет запасов по I и II блокам второй пачки, поэтому рассмотрим подробнее особенности стороения данных структур.

I блок, выделенный в западной части залежи, от основной ее части (блок III) отделен серией нарушений, примыкающих к основному высокоамплитудному надвигу и протрассированных в северо-восточном направлении. В сводной части (район скважин 1 и 75) этот блок занимает более высокое гипсометрическое положение относительно примыкающего к нему III блока. По мере погружения блока к северо-востоку амплитуда надвига нивелируется, и в районе скважин 4, 85 уже III блок занимает более высокое гипсометрическое положение по отношению к рассматриваемому I блоку.

II блок с северо-востока ограничен серповидным надвигом, прослеженным в северо-западном направлении (в районе скважины 31 – параллельно основному, ограничивающему залежь с юго-запада. С северо-запада данный блок ограничен сбросом, амплитуда которого в районе скважины 11 составляет порядка 50м.

I  отделен от основной части залежи районом скважины 85, характеризующимся ухудшенными коллекторскими свойствами. Во II блоке пробурены скважины 11 и 32, в разрезах которых пласты-коллекторы представлены разрозненными прослоями различной мощности; скважина 31 находится в зоне отсутствия коллекторов. В разрезах скважин 32 и 85 присутствуют диабазы, затрудняющие сообщаемость блоков в этом районе. Выделенные под диабазовым телом пласты-коллекторы с наддиабазовой частью залежи могут иметь связь только по зонам трещиноватости, развитой в залежи вследствие разломной тектоники. Кроме того, в пределах I (скв.1) и II (скв. 11 и32) длоков в процессе разработки сохраняется относительно повышенное пластовое давление по сравнению с близлежащими скважинами III блока.

 В I блоке подошва продуктивных коллекторов отбита на довольно высоком гипсометрическом уровне (-4020м), что позволяет предположить отсутствие нефтяной оторочки. В пределах I блока пробурено 5 скважин (1, 4, 5, 75 и 82), в контере продуктивности – 3 скважины (1, 4, 75).

В пределах II блока пробурены 3 скважины (11, 32, 31). Скважина 31 находится в зоне отсутствия коллекторов. Граница замещения проницаемых песчаников плотными породами проведена на половине расстояния между скважинами 31 и 32. В силу высокого гипсометрического залегания данного блока, весь его эффективный объем отнесен к газонасыщенному.

Вся залежь представляет собой единый объект разработки. Для более обоснованного и достоверного подсчета запасов газа, конденсата и нефти выделено три объекта подсчета, соответствующие I, II и III пачкам песчаников старооскольского горизонта.

II пачка – наддиабазовая часть. В контуре продуктивности скважины 1, 4, 11, 32, 75. в разрезе скважины 85 отложения II пачки залегают под диабазовым телом. В скважине 32 отложения данной пачки внедрившимся диабазом разделены на две части: наддиабазовую и поддиабазовую. Скважина 31 пробурена в зоне отсутствия коллекторов. Граница замещения проницаемых песчаников плотными породами проведена на половине расстояния между скважинами 31 и 32, на северо-западе – по нарушению, разделяющему блоки II и III.

II пачка – поддиабазовая часть. В поддиабазовой части залежи продуктивные отложения рассматриваемой пачки вскрыты скважинами 32 и 85 (III блок). В районе скв. 32 контур продуктивности ограничен линией пересечения подошвы проницаемых песчаников II пачки с подошвенной поверхностью диабазового тела. В районе скв. 85 граница распространения коллекторов принята по линии пересечения подошвы проницаемых песчаников с поверхностью диабазового тела.
Глава 4. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ.
Географическое и административное положение месторождения

В административном отношении Западно-Соплесское месторождение расположено в северной части Вуктыльского района Республики Коми. Ближайший населенный пункт, расположенный на берегу р. Печоры, в 7 км от месторождения, - дер. Усть-Воя, в которой имеются пристань и аэропорт местного назначения для приема вертолетов и небольших самолетов. Непосредственно на территории месторождения находятся газопромысловые сооружения, внутрипромысловые дороги и коммуникации, вахтовый поселок.

В 75 км к северо-западу от месторождения находится г. Печора – крупный промышленный и транспортный узел на севере Республики Коми, в 60 км к юго-востоку – районный центр г. Вуктыл.

В непосредственной близости от Западно-Соплесского разрабатываемого месторождения (в 10 км к северо-западу от него) открыто и находится в разведке Югид-Соплесское нефтегазоконденсатное месторождение, разведаны и введены в разработку Печорокожвинское и Печорогородское газоконденсатные, Кыртаельское, Югидское и Южно-Кыртаельское нефтегазоконденсатные месторождения. Эта группа месторождений во главе с Вуктыльским НГКМ является сырьевой базой для крупнейшего Вуктыльского геолого-экономического района Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.

         Природно-климатические условия

Западно-Соплесское месторождение расположено в пределах Печорской низменности в бассейне Средней Печоры.

Климат района умеренно-континентальный с холодной продолжительной зимой и коротким прохладным летом.

В гидрогеологическом отношении территория месторождения приурочена к Печорской системе артезианских бассейнов, к южной части Усино-Коротаихинского бассейна II порядка.

Таким образом, важнейшее значение для водоснабжения промышленного и гражданского строительства имеют воды нижней-верхней перми и нижнего карбона. На территории месторождения ряд гидрогеологических скважин, пробуренных на нижнекаменноугольные отложения, используются для технического водоснабжения и хозяйственно-питьевых нужд (скв. 10). Глубина скважин – от 60 до 200 м.            

В геологическом отношении площадь месторождения приурочена к северной части Среднепечорского поперечного поднятия.
Глава 5. Оценка достоверности построения геологической модели.
Исчерпывающая оценка достоверности прогноза структурных отметок, общих и эффективных толщин и петрофизических параметров может быть проведена только последующим бурением скважин в пределах области построения модели.

предварительные оценки достоверности можно сделать исходя из следующих принципов:

-провести учет всех аппаратурных, методических, интерпретационных, интерполяционных погрешностей на разных этапах прохождения и преобразования данных, используемых для геологического моделирования. Этот путь наименее разработан, но более предпочтителен;

-точность и достоверность прогноза принимаются равными соответствующим величинам по аналогичным объектам, где они были установлены последующим бурением. При этом предполагается, что методика построения геологической модели оставалась прежней;

-точность и достоверность прогноза устанавливается путем проведения многовариантного моделирования по одним и тем же исходным данным. Многовариантность модели может начинаться с этапа обработки данных сейсморазведки и ГИС или с начала построения цифровых геологических сеток. Методика построения цифровых сеток может различаться алгоритмами интерполяции, использованием разных сейсмических атрибутов, субъективным вклдом исполнителей проекта и т.д. принимая равновероятность всех полученных моделей, может быть рассчитана погрешность каждого отдельного параметра модели;

-точность и достоверность прогноза может устанавливаться путем исключения части данных из построения и оценки правильности геологической модели в области исключенных данных. Такая методика эффективна при использовании большого количества скважин и реализована во многих пакетах построения моделей.  При редкой сети разведочных скважин исключение даже одной скважины может привести к существованию другой модели. Поэтому применение методики исключения данных для оценки достоверности следует проводить осторожно;

-достоверность геологической модели устанавливается на этапе гидродинамического моделирования путем адаптации истории разработки залежи.
Глава 6. ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ. ОПРЕДЕЛЕНИЕ.
 Адресная постоянно-действующая геолого-технологичес­кая модель (ПДГТМ) - это объемная имитация месторождения, хранящаяся в памяти компьютера в виде многомерного обьекта, позволяющая исследовать и прогнозировать процессы, протека­ющие при разработке в объеме резервуара, непрерывно уточня­ющаяся на основе новых данных на протяжении всего периода эксплуатации месторождения.

ПДГТМ, по­строенные в рамках единой компьютерной технологии, пред­ставляют совокупность:

• цифровой интегрированной базы геологической, геофизической, гидродинамической и промысловой информации;
• цифровой трехмерной адресной геологической модели месторождения (залежей);
• двухмерных и трехмерных, трехфазных и композиционных, физически содержательных фильтрационных (гидродинами­ческих) математических моделей процессов разработки;
• программных средств построения, просмотра, редактирова­ния цифровой геологической модели, подсчета балансовых запасов нефти, газа и конденсата;
• программных средств для пересчета параметров геологической модели в параметры фильтрационной модели и их кор­ректировки;
• программ оптимизации процесса разработки по заданным тех­нологическим и экономическим ограничениям и критериям;
• программных средств и технологий, позволяющих по установ­ленным в процессе моделирования правилам уточнять модели по мере постоянного поступления текущих данных, порождае­мых в процессе освоения и разработки месторождений;
• программных средств выдачи отчетной графики, хранения и архивации получаемых результатов;
• базы знаний и экспертных систем, используемых при приня­тии решений по управлению процессом разработки.

Порядок создания и утверждения ПДГТМ.

Для построения геологических и фильтрационных моделей могут использоваться следующие данные:

а) результаты интерпретации данных геохимических исследований, полевых материалов ГИС, данных грави-, магниторазведки и др.

б) результаты региональных геолого-геофизических исследований, освещающих региональную тектонику, стратиграфию, палеоморфологию, фациальную обстановку и т.д.

в) данные 3D и 2D детализированной сейсморазведки, данные ВСП, сейсмокаротажа, акустического и плотностного каротажа.

г) данные на кернах фазовой проницаемости, капиллярных давлений, ФЕС, гранулометрии основных классов коллекторов.

д)результаты лабораторных исследований керна, шлифов, палеонтологические и палеморфологические исследования.

е) данные пластовой наклонометрии в интервалах продуктивных горизонтов в разведочных скважинах и частично эксплуатационных.

ж) исходные кривые ГИС, результаты их обработки и интерпретации.

з) данные инклинометрии

и) данные контроля за разработкой (дебитометрия, расходометрия).

к) данные испытания скважин

л) сведения о конструкции скважин (качество крепления, интервалы перфорации).

м) сведения о компонентном составе и физико-химических свойствах нефтей, конденсата, газа и минерализации пластовой воды.

н) соотношение результатов замеров по скважине – состава, объёма, % соотношения добывающей продукции, закачиваемого в скважине реагента, продуктивности (приемистости), пластовых и забойных давлений, времени работы скважины, данные о состоянии фонда скважин

о) сведения об альтитудах, координатах устья скважины, положении геологических и геофизических профилей в системе координат, принятых на предприятии.

п) на новых месторождениях получение перечисленных данных должно быть предусмотрено в проектах поисков, разведки и доразведки месторождений.

р) на разрабатываемых месторождениях должны быть реализованы данные инклинометрии, программы уточнения инклинометрии действующих скважин и обеспечение замеров дебитов, пластовых и забойных давлений в скважинах высокоточными приборами.

При построении ПДГТМ должны быть проведены следующие работы:

- оцифровка всей геологической и технологической информации и занесение её в базу данных.

- оценка качества и при необходимости переработка и переитерпретация данных ГИС.

- исследования керна и проб пластового флюида.

- детальная корреляция разрезов скважин, выделение продуктивных пластов.

- уточнение петрофизических и функциональных зависимостей, являющихся основой комплексной интерпретации данных ГИС, исследований керна и сейсморазведки, переработка данных ГТИ и их комплексная интерпретация с данными ГИС и разработки.

- построение схем, обоснование межфлюидных контактов.

- геометризация каждого продуктивного пласта, оценка его параметров и эксплуатационных характеристик.

- фациально-формационный анализ, включая выделение седимента- ционных циклов осадконакопления.

-детальный анализ разработки с отбраковкой ненадёжных и недостоверных сведений с их проверкой, представлении о геологическом  строении  по данным разработки.

- интерпретация данных дистанционных методов исследований контроля за разработкой.

На основе всех перечисленных данных может быть построена цифровая геологическая модель месторождения и произведён дифференциальный подсчёт запасов УВ по объектам залежи в целом. Затем с учётом особенностей применения системы разработки выбирается тип фильтрационной модели, формируется её сеточная область и параметры геологической модели преобразуются в параметры сетки фильтрационной модели. По мере поступления новых данных, они должны добавляться в ПДГТМ. Рекомендуется проводить ежегодный авторский надзор за ПДГТМ. Цель авторского надзора - анализ согласуемости новых данных с уже имеющейся моделью, оценка текущей точности прогноза технологических показателей на модели и выдача рекомендаций по её дальнейшему использованию. Эта модель должна постоянно корректироваться на основе новых данных и в связи с экономическими условиями. Экспертиза ПДГТМ проводится в рамках экспертизы проектных документов на разработку месторождения Центральной и Территориальной комиссиями по разработке. Построение ПДГТМ должно производиться специализированными коллективами, которые имеют лицензию ГОСГОРТЕХНАДЗОРА России на проектирование. При создании ПДГТМ следует руководствоваться следующими документами: законами РФ, указами Президента РФ, постановлениями Правительства РФ по вопросам народного хозяйства, лицензированию, продажи нефти и т. д., правилами разработки нефтяных и газовых месторождений, правилами Минтопэнерго, Остами и Гостами и т. д.
Глава 7. ПОСТРОЕНИЕ КАРТ.
Построение структурной карты сводится к проведению горизонтальной поверхности, по которой строится структурная карта. Положение точек, по которым проходят горизонтали, определяется пропорциональным делением отрезка между скважинами. С особой осторожностью должны проводится горизонтали в сводных частях структуры, где поверхности выполаживаются и расстояния между горизонталями увеличиваются. Карта будет построена наиболее достоверно, если при ее сопоставлении учитываются замеры угла падения пород пластовым наклономером. Построение структурных карт значительно осложняется при наличии дизъюнктивных нарушений. Нарушения вызывают разрыв горизонтали, что затрудняет их проведение. В этом случае предварительно на карту наносятся плоскости нарушения (сбрасывателя) и по ним определяются точки пересечения этой плоскости с поверхностью, по которой строятся карта.
Карта схождений (карта равных мощностей)
Дает представление об изменении мощности геологических подразделений в пределах изучаемой площади. Для сопоставления карт схождения определяют истинную толщину объекта, если карта схождения составляется с целью изучения характера изменения мощности продуктивной части коллектора, для подсчета текущих запасов нефти и газа. Определяется видимая мощность изучаемого объекта, приведенная к вертикальной скважине, т.е. с учетом удлинения.

Полученные значения видимых или истинных мощностей надписываются возле проекции точки пересечения скважиной середины изучаемого объекта. Точки с одинаковыми мощностями соединяются изолиниями, изопахитами.

Линии равных мощностей проводят через равные интервалы (0,5, 1, 5, 10, …) в зависимости от толщины изучаемого комплекса отложений, плотности вскрывших его скважин и масштаба карты. Чем тоньше пласт, тем в большем числе точек он вскрыт и крупнее масштаб составляемой карты, тем меньше берется интервал между изолиниями. Точное положение точек, через которые должны быть проведены изопахиты, определяются пропорциональным делением.

Карты равных мощностей нефтенасыщенной части пласта. Числовые значения изопахит на таких картах не остаются постоянными во времени и изменяются в процессе разработки залежи, что дает возможность изучить характер продвижения контурных вод. Последнее позволяет установить участки, где выработка залежи задерживается и где целесообразно заложение новых скважин, еще позволяет выявить зоны, в которых обнаруживается интенсивное продвижение контурных вод, а это требует изменение режима эксплуатации.

Карты равных мощностей нефтенасыщенной части разреза строят на различных этапах эксплуатации. Сравнивая карты между собой легко установить характер уменьшение нефтяной мощности по мере разработки.

При составлении таких карт следует отмечать даты проведения исследования. Это дает возможность точнее составлять карту, т.к. иногда локальное увеличение нефтенасыщенной части пласта является следствием более раннего исследования по сравнению с другими.
Пластовые карты
К числу пластовых карт относятся:

- карта равной пористости;

- карта равного суммарного или пропорционального содержания

  глинистых пород;

- карты равного содержания удельных сопротивлений пластовых вод и   т.д.

Карта равной пористости составляется по коэффициенту пористости, который принят в подсчете запасов и определен по одному из методов ГИС. Эти карты используются при подсчете запасов нефти и газа и составлении проектов рационального размещения скважин.
        
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В результате проведенной работы были получены необходимые данные для последующего построения псевдотрехмерной модели по выбранному участку месторождения: схема корреляции по скважинам, таблицы значений средневзвешенной пористости, эффективных толщин, кровли и подошвы, карты по выделенным объектам.

В результате проделанной работы мы подготовили необходимые данные для последующего построения псевдотрехмерной цифровой геологической модели. Закрепили знания по предмету «Геолого-геофизическое моделирование». Приобрели навык работы в коллективе.
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1. Отчет по этапу 1.8 темы 30/96. Том 1. Книга 1 Уточнение геологического строения и запасов углеводородного сырья в залежи старооскольских отложений Западно-Соплесского месторождения по состоянию на 01.07.95г.Ухта 1996г.

2. Отчет по этапу 1.8 темы 30/96. Том 2. Книга 1 Уточнение геологического строения и запасов углеводородного сырья в залежи старооскольских отложений Западно-Соплесского месторождения по состоянию на 01.07.95г.Ухта 1996г.

3. Отчет по этапу 1.8 темы 30/96. Том 5. Схемы выделения коллекторов. Уточнение геологического строения и запасов углеводородного сырья в залежи старооскольских отложений Западно-Соплесского месторождения по состоянию на 01.07.95г.Ухта 1996г.

4.   Золоева Г.М., Денисов С.Б., Билибин С.И. Геолого-геофизическое моделирование залежей нефти и газа: Учебное пособие.-М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2005.-172с.

5.   Лекционный материал по моделированию