The 5 references with contexts in paper N. Gilmanova V., R. Livaev Z., V. Zikova A., O. Draganchuk A., Yu. Titov V., Н. Гильманова В., Р. Ливаев З., В. Зыкова А., О. Драганчук А., Ю. Титов В. (2018) “УЧЕТ ТЕРМОБАРИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ ПРИ ОПРЕДЕЛЕНИИ ПОДСЧЕТНЫХ ПАРАМЕТРОВ ЦЕОЛИТСОДЕРЖАЩИХ ПОРОД ПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ МЕСТОРОЖДЕНИЙ БОЛЬШЕХЕТСКОЙ ВПАДИНЫ // ACCOUNTING THERMOBARIC CONDITIONS WHEN DETERMINING THE COUNTING PARAMETERS OF ZEOLITE-CONTAINING ROCKS OF PRODUCTIVE RESERVOIRS OF THE BOLSHEKHETSKAYA DEPRESSION FIELDS” / spz:neicon:tumnig:y:2018:i:1:p:6-13

1
Изучение коллекторов по керну, отобранному при бурении на растворах с нефтяной основой / А. В. Ручкин [и др.] // Геология нефти и газа. – 1981. – No 11.
Total in-text references: 1
  1. In-text reference with the coordinate start=6830
    Prefix
    Пересчет пористости в пластовые условия рекомендуется осуществлять по формуле Кптбу=0,983∙Кпатм−0,874//KTC = 0,9065. (2) Пересчет водоудерживающей способности в пластовые условия осуществлялся по формуле
    Exact
    [1]
    Suffix
    Квстбу=Квсатм∙훽훽∙�Кпатм∙�1−Кптбу�� �Кптбу∙(1−Кпатм)��, (3) где Квстбу, Кптбу, Кпатм, Квсатм — водоудерживающая способность и пористость водонасыщением в пластовых и атмосферных условиях; β — объемный коэффициент для пластовой воды, изменяющийся от 1,01 до 1,06 (принят средним 1,03).

2
Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом / Под ред. В. И. Петерсилье, В. И. Пороскуна, Г. Г. Яценко. – Москва – Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003 –260 с.
Total in-text references: 2
  1. In-text reference with the coordinate start=8566
    Prefix
    Кво=4,409 ∙10−5∙Квс3−0,0033∙Квс2+0,8868 ∙Квс+0,5674// КТ С = 0,7625. (6) Определение граничных значений для нефтенасыщенных коллекторов осуществляется по сопоставлению эффективной и динамической пористости при Кпд = 0. Для газонасыщенных коллекторов возможно использование значений Кпэф = 0 и/или Кпрэфотн = 0
    Exact
    [2]
    Suffix
    . Наличие цеолитов в исследуемых породах Пякяхинского месторождения предопределяет необходимость выполнения всех петрофизических исследований при насыщении образцов моделью пластовой воды. Только в этом случае определение пористости, УЭС, текущей и остаточной водонасыщенности по капилляриметрии или центрифугированию, а также получаемые петрофизические зависимости не входят в противоре

  2. In-text reference with the coordinate start=10275
    Prefix
    Такое поведение свидетельствует об практическом отсутствии фильтрации газа при значениях Кпр < 0,1 мД. Эксперименты по определению эффективной проницаемости по газу Кпрэф в присутствии остаточной воды позволяют построить сопоставление
    Exact
    [2]
    Suffix
    Кпрэф отн (Кпвтбу), где Кпр эф отн = Кпр эф/Кпр. Установленное при Кпрэфотн = 0 граничное значение пористости водонасыщением в пластовых условиях для газонасыщенных коллекторов — 9,4 %. Полученное значение соответствует граничной проницаемости 0,1 мД по зависимостям Кпр(Кпвтбу) и не противоречит данным по соседним месторождениям участка.

3
Гудок Н. С., Богданович Н. Н., Мартынов В. Г. Определение физических свойств нефтеводосодержащих пород: учеб. пособие для вузов. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2007. – 592 с.
Total in-text references: 1
  1. In-text reference with the coordinate start=11172
    Prefix
    Минералогическая плотность цеолитсодержащих пород δмин была определена как расчетным путем по имеющимся значениям массы образца при измерении пористости водонасыщением, так и пикнометрическим методом. В качестве рабочей жидкости в последнем способе использован очищенный керосин
    Exact
    [3]
    Suffix
    . Сопоставление расчетного и пикнометрического способов показало хорошую сходимость. В дальнейшем использована расчетная минералогическая плотность. При построении связей δмин (Кпв) отмечено снижение минералогической плотности скелета до δмин = 2,66 г/см3 для пластов группы БУ за счет развития цеолитизации коллекторов преимущественно при Кпв > 9 %.

4
Латышова М. Г. Практическое руководство по интерпретации диаграмм геофизических исследований скважин. – М.: Недра, 1991. – 219 с.
Total in-text references: 2
  1. In-text reference with the coordinate start=11769
    Prefix
    Плотность флюида в зоне исследования метода приблизительно равна плотности фильтрата промывочной жидкости и устанавливается по зависимости плотности водного раствора NaCl от концентрации соли, температуры и давления
    Exact
    [4]
    Suffix
    . При наличии газонасыщенных пластов значение плотности флюида рассчитывается исходя из свойств газа и содержания газа в промытой части пласта (Кг.пп.). П о Рис. 4. Сопоставление открытой пористости водонасыщением (тбу) и относительной эффективной проницаемости для продуктивных пластов Пякяхинского месторождения следнее либо выбирается как среднее, характеризующее данный коллектор,

  2. In-text reference with the coordinate start=12235
    Prefix
    Сопоставление открытой пористости водонасыщением (тбу) и относительной эффективной проницаемости для продуктивных пластов Пякяхинского месторождения следнее либо выбирается как среднее, характеризующее данный коллектор, либо подбирается итерационно
    Exact
    [4]
    Suffix
    : 훿훿фл=훿훿ж– Кг.пп. (훿훿ж−훿훿г), (11) где δг рассчитывается при соответствующем эффективном давлении и пластовой температуре. Для группы пластов БУ при Рэфф = 31 Мпа, Т = 89 0С, относительной плотности газа по воздуху 0,7, δг в пластовых условиях по [5] составляет 0,255 г/см3.

5
Воронина Н. В. Определение плотности газа, нефти, нефтепродуктов и пластовых вод: метод. указания. – Ухта: УГТУ, 2012. Сведения об авторах Information about the authors Гильманова Наталья Вячеславовна, к. г.-м. н., до-
Total in-text references: 1
  1. In-text reference with the coordinate start=12530
    Prefix
    выбирается как среднее, характеризующее данный коллектор, либо подбирается итерационно [4]: 훿훿фл=훿훿ж– Кг.пп. (훿훿ж−훿훿г), (11) где δг рассчитывается при соответствующем эффективном давлении и пластовой температуре. Для группы пластов БУ при Рэфф = 31 Мпа, Т = 89 0С, относительной плотности газа по воздуху 0,7, δг в пластовых условиях по
    Exact
    [5]
    Suffix
    составляет 0,255 г/см3. Кг.пп. для пластов БУ15 подобран итерационно и имеет значения от 8,9 ÷12,8 %, что соответствует δфл около 0,93 г/см3. При таких условиях вклад остаточной газонасыщенности в промытой зоне на пористость (для характерных значений плотности породы) незначителен ∼ 0,5 % и может не учитываться.