The 4 references with contexts in paper Ya. Kuznetsova V., Yu. Bolshakov Ya., Яна Кузнецова Владиславовна, Юлий Большаков Яковлевич (2016) “ОСОБЕННОСТИ СТРОЕНИЯ ПЕРЕХОДНЫХ ЗОН ЗАЛЕЖЕЙ, ЛОКАЛИЗОВАННЫХ ПОД НЕФТЕМАТЕРИНСКИМИ ПОРОДАМИ // SPECIFIC FEATURES OF THE OIL POOL TRANSITION ZONES LOCATED BENEATH THE SOURCE ROCKS” / spz:neicon:tumnig:y:2016:i:4:p:10-14

1
Большаков Ю. Я. Теория капиллярности нефтегазонакопления.–Новосибирск: Наука, 1995.–184 с.
Total in-text references: 2
  1. In-text reference with the coordinate start=3736
    Prefix
    Строение переходных зон залежей, локализованных над нефтематеринскими породами.Строение переходных зон описывается согласно капиллярно-гравитационной теории, в основе которой лежат разность давлений на границе нефти и воды, обусловленная межфазным натяжением, и разность плотностей нефти и воды
    Exact
    [1]
    Suffix
    . Следует отметить, что проблема изучения строения переходных зон актуальна для гидрофильных коллекторов, характеризующихся низкими фильтрационно-емкостными свойствами иливысокой анизотропией фильтрационно-емкостных свойств, в которых высота нефтеводонасыщенного интервала может достигать нескольких десятков метров [2].

  2. In-text reference with the coordinate start=5920
    Prefix
    Различия механизмов вторичной миграции нефти в зависимости от пространственного положения элементов нефтяной системы.К основным факторам, контролирующим перераспределение нефти внутри резервуара, относятся гравитационная составляющая и капиллярное давление
    Exact
    [1, 4]
    Suffix
    . При расположении коллектора над нефтематеринской породой гравитационные силы способствуют перемещению нефти в поровом пространстве и заполнению ловушки в направлении снизу вверх; при локализации резервуара под нефтематеринской толщей гравитационные силы удерживают углеводороды в прикровельных зонах пласта, в тех участках, где произошла их эмиграция.

2
Дьяконова Т. Ф., Бибилин С. И., Дубина А. М., Исакова Т. Г., Юканова Е. А. Проблемы обоснования водонефтяного контакта по материалам геофизических исследований скважин при построении детальных геологических моделей // Каротажник.–2004.–No 3-4.–С. 83-97.
Total in-text references: 1
  1. In-text reference with the coordinate start=4092
    Prefix
    Следует отметить, что проблема изучения строения переходных зон актуальна для гидрофильных коллекторов, характеризующихся низкими фильтрационно-емкостными свойствами иливысокой анизотропией фильтрационно-емкостных свойств, в которых высота нефтеводонасыщенного интервала может достигать нескольких десятков метров
    Exact
    [2]
    Suffix
    . В однородных высокопроницаемых пластах, а также в гидрофобных коллекторах высота переходных зон незначительна, в связи с чем прогноз насыщенности является менее неоднозначным. Разность давлений на границе нефти и воды определяет капиллярное давление, величина которого прямо пропорциональна поверхностному натяжению и косинусу угла смачивания стенки капилляра иобратно пропорциональна ве

3
Баженова О. К., Бурлин Ю. К., Соколов Б. А., Хаин В. Геология и геохимия нефти и газа.–М.: Издательство Московского университета; Издательский центр «Академия», 2004.–415 с.
Total in-text references: 2
  1. In-text reference with the coordinate start=4515
    Prefix
    Разность давлений на границе нефти и воды определяет капиллярное давление, величина которого прямо пропорциональна поверхностному натяжению и косинусу угла смачивания стенки капилляра иобратно пропорциональна величине радиуса капилляра
    Exact
    [3]
    Suffix
    . Ввиду того, что поверхностное натяжение воды выше, чем нефти, капиллярное давление препятствует поступлению жидких углеводородов в мелкие поры, заполненные водой. Таким образом, в зонах с низкой пористостью вода остается на более высоких гипсометрических уровнях по сравнению с зонами с высокой пористостью.

  2. In-text reference with the coordinate start=6901
    Prefix
    залежи они способствуют латеральной миграции нефти из более погруженных участков в более приподнятые только в случае высоких фильтрационноемкостных свойств резервуара. В случае низких фильтрационно-емкостных свойств силы капиллярного давления значительно превышают силы гравитационной сегрегации флюидов, в связи с чем латеральная миграция не наблюдается
    Exact
    [3, 4]
    Suffix
    . Таким образом, результатом действия гравитационного фактора и капиллярного давления в залежах, сформировавшихся за счет вертикальной миграции нефти вниз от нефтематеринской породы, являются следующие особенности: на равной высоте над зеркалом чистой воды при равныхнизких значениях фильтрационно-емкостных параметров резервуара наблюдается линейное уменьшение коэффициент

4
Хромовских А. Ю., Волощук Г. М. Особенности формирования верхнеюрских нефтяных залежей юго-востока Западно-Сибирской плиты // Известия Томского политехнического университета.–2011.–Т. 318,No 1.–С. 103-106. Сведения об авторахInformation about the authors Кузнецова Яна Владиславовна,аспирант, Тюменский индустриальный университет,
Total in-text references: 3
  1. In-text reference with the coordinate start=5920
    Prefix
    Различия механизмов вторичной миграции нефти в зависимости от пространственного положения элементов нефтяной системы.К основным факторам, контролирующим перераспределение нефти внутри резервуара, относятся гравитационная составляющая и капиллярное давление
    Exact
    [1, 4]
    Suffix
    . При расположении коллектора над нефтематеринской породой гравитационные силы способствуют перемещению нефти в поровом пространстве и заполнению ловушки в направлении снизу вверх; при локализации резервуара под нефтематеринской толщей гравитационные силы удерживают углеводороды в прикровельных зонах пласта, в тех участках, где произошла их эмиграция.

  2. In-text reference with the coordinate start=6901
    Prefix
    залежи они способствуют латеральной миграции нефти из более погруженных участков в более приподнятые только в случае высоких фильтрационноемкостных свойств резервуара. В случае низких фильтрационно-емкостных свойств силы капиллярного давления значительно превышают силы гравитационной сегрегации флюидов, в связи с чем латеральная миграция не наблюдается
    Exact
    [3, 4]
    Suffix
    . Таким образом, результатом действия гравитационного фактора и капиллярного давления в залежах, сформировавшихся за счет вертикальной миграции нефти вниз от нефтематеринской породы, являются следующие особенности: на равной высоте над зеркалом чистой воды при равныхнизких значениях фильтрационно-емкостных параметров резервуара наблюдается линейное уменьшение коэффициент

  3. In-text reference with the coordinate start=8911
    Prefix
    Рис. 2.Зависимость коэффициента нефтенасыщенности от расстояния от стратиграфической кровли пласта ЮВ1 на глубине 2 314–2 315 м (а. о.), коэффициент пористости—0,161–0,180 доли ед. Нефтематеринской породой, являющейся источником нефти пласта ЮВ1, считается расположенная выше баженовская свита
    Exact
    [4]
    Suffix
    . Представленные иллюстрации демонстрируют наличие линейной зависимости коэффициента нефтенасыщенности от расстояния от стратиграфической кровли пласта в случае низких значений фильтрационно-емкостных свойств резервуара и отсутствие таковой при увеличении коэффициента пористости.