Систематизация информационных возможностей геофизических исследований скважин для оценки коллекторов Ачимовской толщи (на примере ТПП «Когалымнефтегаз»)

Введение: Актуальность, цели и предмет исследования

Освоение ресурсной базы Российской Федерации в сфере нефтегазодобычи все более смещается в сторону трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ), залегающих в сложнопостроенных коллекторах с низкими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС). В условиях Западной Сибири, в частности, на лицензионных участках ТПП «Когалымнефтегаз», критически важным объектом являются отложения Ачимовской толщи. Эти отложения, залегающие на больших глубинах (около 4000 м) и характеризующиеся клиноформным строением, высокой литологической неоднородностью и тонким переслаиванием, представляют собой значительный вызов для стандартных методов промысловой геологии.

Геофизические исследования скважин (ГИС) — это фундаментальный комплекс методов, позволяющий дистанционно изучать геологический разрез и является основным источником информации для количественной оценки ФЕС и подсчета запасов. Однако высокая неопределенность, присущая Ачимовским коллекторам, требует глубокой систематизации информационных возможностей ГИС, адаптации петрофизических моделей и применения современных методов интерпретации.

Целью данного исследования является систематизация и анализ информационных возможностей ГИС и методов их интерпретации для решения ключевых задач промысловой геологии: литологического расчленения разрезов, выделения продуктивных коллекторов и оценки их характера насыщенности и ФЕС, с акцентом на региональную специфику объектов ТПП «Когалымнефтегаз».

Ключевые термины:

• ГИС (Геофизические исследования скважин): Комплекс методов, осуществляемых в скважинах для изучения геологического разреза, выделения продуктивных пластов и оценки их свойств.
• Коллектор: Горная порода, обладающая достаточной пористостью и проницаемостью для вмещения и отдачи флюидов (нефти, газа, воды).
• Литологическое расчленение: Процесс разделения разреза на интервалы, сложенные породами различного состава (песчаники, глины, алевролиты, известняки) на основе геофизических данных.
• ФЕС (Фильтрационно-емкостные свойства): Параметры, характеризующие способность породы вмещать (емкость, например, пористость) и пропускать (фильтрация, например, проницаемость) флюиды.

Методологические основы геофизических исследований

Исторически сложилось, что эффективность разработки месторождений напрямую зависит от того, насколько полно и точно информация о строении пласта извлекается из данных ГИС. Для работы в терригенных толщах Западной Сибири сформировался стабильный комплекс методов, который, однако, требует дополнения специальными исследованиями при работе с ТРИЗ, такими как Ачимовская толща. Именно поэтому крайне важно постоянно пересматривать и адаптировать стандартные методики, чтобы не упустить потенциально продуктивные, но нетипичные по своим свойствам интервалы.

Стандартный комплекс ГИС для терригенного разреза

Стандартный комплекс ГИС для терригенных разрезов Западной Сибири, в том числе в регионе деятельности ТПП «Когалымнефтегаз», направлен на решение двух ключевых задач: литологическое расчленение и качественное выделение коллекторов.

Метод ГИС	Измеряемый параметр	Основное назначение
Гамма-каротаж (ГК)	Естественная радиоактивность	Оценка глинистости ($V_{\text{гл}}$), литологическое расчленение (глины имеют высокую радиоактивность).
Потенциал собственной поляризации (ПС)	Электрический потенциал	Выделение проницаемых пластов (коллекторов) по аномалиям.
Индукционный каротаж (ИК) / Боковой каротаж (БК)	Удельное электрическое сопротивление ($R_{\text{п}}$)	Оценка характера насыщенности (нефть/газ или вода) и определение $K_{\text{в}}$.
Гамма-гамма-плотностной каротаж (ГГК-П)	Объемная плотность ($\rho_{\text{п}}$)	Определение пористости ($K_{\text{п}}$) и литологического состава.
Компенсированный нейтронный каротаж (КНК)	Водородосодержание (аналог пористости)	Определение пористости ($K_{\text{п}}$), выделение газонасыщенных интервалов (по эффекту разгазовки).

Для качественного литологического расчленения используются методы, чувствительные к минеральному составу (ГК), и методы, чувствительные к проницаемости (ПС). В частности, ГК позволяет эффективно выделять глинистые пропластки, поскольку глина содержит больше радиоактивных элементов (калий, торий, уран). Электрические методы (БК, ИК) измеряют удельное сопротивление пласта ($R_{\text{п}}$), что является прямым индикатором характера насыщенности: водонасыщенные пласты имеют низкое сопротивление, нефтегазонасыщенные — высокое.

Расширенный комплекс для сложнопостроенных коллекторов

Специфика низкопроницаемых коллекторов Ачимовской толщи, характеризующихся полимиктовым составом, развитым глинистым цементом и сложной геометрией пор, делает стандартный комплекс недостаточным. Для повышения точности оценок необходимо применение расширенного комплекса ГИС, потому что стандартные инструменты не могут адекватно разделить связанную и свободную воду.

Для Ачимовских отложений, где критично важны различия между связанной и свободной водой, а также между матрицей и глинистым цементом, обосновывается необходимость использования Спектрометрического гамма-каротажа (СГК) и Ядерно-магнитного каротажа (ЯМК).

1. Спектрометрический гамма-каротаж (СГК): Позволяет раздельно регистрировать концентрации трех основных естественных радиоактивных элементов (K, Th, U). Эта детализация критична, поскольку помогает дифференцировать глины, содержащие уран (связанный с органикой или осадками), от глин, содержащих торий (связанный с детритом), что существенно повышает точность оценки объемной доли глины ($V_{\text{гл}}$).
2. Ядерно-магнитный каротаж (ЯМК): Этот метод является наиболее прямым инструментом для оценки эффективной пористости ($K_{\text{п.эфф}}$) и остаточной водонасыщенности ($K_{\text{в.ост}}$). ЯМК измеряет отклик протонов флюидов в порах, игнорируя протоны, связанные в минеральной матрице и твердом глинистом цементе. Главное преимущество ЯМК — возможность разделения пор по размеру (по временам релаксации $T_2$) и определение несвязанной (подвижной) воды, что напрямую коррелирует с эффективной проницаемостью.

Петрофизическое моделирование фильтрационно-емкостных свойств

Количественная интерпретация данных ГИС является центральным этапом промысловой геологии, требующим перехода от показаний приборов к подсчетным параметрам пласта. Для низкопроницаемых и глинистых коллекторов, характерных для ТПП «Когалымнефтегаз», этот процесс требует адаптации классических петрофизических моделей.

Определение коэффициента пористости ($K_{\text{п}}$)

Коэффициент пористости ($K_{\text{п}}$) является краеугольным камнем в оценке запасов. В терригенных коллекторах Западной Сибири $K_{\text{п}}$ определяется в основном по двум основным методам:

1. По ГГК-П: Расчет основан на разнице между плотностью породы ($\rho_{\text{п}}$), измеряемой прибором, и плотностью матрицы ($\rho_{\text{м}}$) и флюида ($\rho_{\text{ф}}$):
   Kп = (ρм - ρп) / (ρм - ρф)
   Для терригенных пород Западной Сибири плотность матрицы ($\rho_{\text{м}}$) обычно принимается равной $2.65 \text{ г}/\text{см}^3$.
2. По КНК: Показания КНК напрямую коррелируют с водородосодержанием, которое в водонасыщенных породах соответствует пористости.

Критически важно, что для оценки нефтегазонасыщения необходимо использовать коэффициент эффективной пористости ($K_{\text{п.эфф}}$), который исключает объем изолированных пор и пор, заполненных связанной глинистой водой. В Ачимовских коллекторах $K_{\text{п.эфф}}$ может существенно отличаться от общей пористости ($K_{\text{п}}$), что требует коррекции через данные СГК и ЯМК. Но как можно быть уверенным в достоверности этих сложных коррекций, если не интегрировать прямой анализ керна?

Расчет коэффициента нефтегазонасыщенности ($K_{\text{нг}}$)

Определение коэффициента нефтегазонасыщенности ($K_{\text{нг}}$) является косвенным и основано на расчете коэффициента водонасыщенности ($K_{\text{в}}$) по данным электрического каротажа.

1. Уравнение Арчи для чистых коллекторов

В чистых (неглинистых) песчаниках используется классическое уравнение Арчи, которое связывает удельное сопротивление пласта с пористостью и насыщенностью:

Kв = (a ⋅ Rв / (Rп ⋅ Kпm))1/n

Где:

• $K_{\text{в}}$ — коэффициент водонасыщенности (д. ед.);
• $R_{\text{в}}$ — удельное сопротивление пластовой воды ($\text{Ом} \cdot \text{м}$);
• $R_{\text{п}}$ — удельное сопротивление пласта ($\text{Ом} \cdot \text{м}$);
• $K_{\text{п}}$ — коэффициент пористости (д. ед.);
• $a$ — литологический коэффициент (часто принимается $1.0$);
• $m$ — показатель цементации;
• $n$ — показатель насыщения.

2. Модель Симмандю для глинистых коллекторов

Коллекторы Ачимовской толщи являются типичными глинистыми коллекторами, где классическое уравнение Арчи дает заниженные результаты по $K_{\text{нг}}$ из-за дополнительной проводимости глинистой составляющей. Для учета этого эффекта широко используется уравнение Симмандю (Simandoux):

Kвn = Rв / (Rп ⋅ Kпm) + (Vгл ⋅ Rв) / (2 ⋅ Rгл ⋅ Kп ⋅ Kв)

Где $V_{\text{гл}}$ — объемная доля глины, $R_{\text{гл}}$ — удельное сопротивление глины. Уравнение Симмандю, как видно, является более сложным, требуя итерационного решения, но обеспечивает значительно более точную оценку насыщенности в неоднородных пластах.

Индивидуальные петрофизические параметры

Для низкопроницаемых коллекторов Ачимовской толщи, залегающих на большой глубине, характерны индивидуальные, нетрадиционные параметры цементации и насыщения, которые определяются на основе лабораторных исследований керна. Использование стандартных значений ($m \approx 2.0$, $n \approx 2.0$) приводит к систематической ошибке в оценке $K_{\text{нг}}$.

Специфические параметры для Ачимовских коллекторов ТПП «Когалымнефтегаз»:

Параметр	Обозначение	Значение	Обоснование
Показатель цементации	$m$	$1.96$	Характеризует сложность порового пространства и степень уплотнения (цементации)
Показатель насыщения	$n$	$1.56$	Учитывает аномальную проводимость глинистой составляющей и характер распределения флюидов

Использование $m=1.96$ и $n=1.56$ позволяет существенно повысить точность расчета $K_{\text{нг}}$ в условиях низкой проницаемости и высокой глинистости Ачимовских отложений.

Анализ граничных значений ФЕП и региональных проблем интерпретации

Эффективность освоения ТРИЗ напрямую зависит от корректного установления граничных значений фильтрационно-емкостных параметров (ФЕП), которые определяют принадлежность пласта к категории продуктивных коллекторов.

Критерии выделения продуктивных коллекторов

В отличие от традиционных, высокопористых пластов Западной Сибири, коллекторы Ачимовской толщи (слабопроницаемые и плохопроницаемые) требуют установления аномально низких граничных значений ФЕП. Это связано с тем, что даже небольшая эффективная пористость может оказаться продуктивной при использовании современных методов интенсификации (например, ГРП).

Параметр	Граничное значение (для Ачимовских коллекторов)	Стандартное значение (для сравнения)
Эффективная пористость ($K_{\text{п.эфф}}$)	$\approx 0.05$ д. ед. (5%)	$> 0.10$ д. ед. (10%)
Проницаемость ($K_{\text{пр}}$)	$0.001$ до $0.05 \text{ мкм}^2$	$> 0.1 \text{ мкм}^2$

Интервалы с $K_{\text{п.эфф}}$ ниже $0.05$ д. ед. часто классифицируются как субколлекторы, но могут быть включены в подсчет запасов, если подтверждена их продуктивность результатами испытаний. Таким образом, снижение граничного порога по пористости — это не просто теоретическая уступка, но стратегическое решение, открывающее доступ к дополнительным запасам.

Специфика низкоомных пластов и переходных зон

Интерпретация ГИС в Западной Сибири осложняется двумя критическими региональными факторами, которые могут привести к значительным ошибкам:

1. Феномен низкоомных продуктивных коллекторов

Низкоомными продуктивными коллекторами называют нефтенасыщенные пласты, которые, вопреки ожиданию, демонстрируют аномально низкое удельное электрическое сопротивление ($R_{\text{п}}$). Причины этого явления многообразны и характерны для полимиктовых, глинистых коллекторов:

• Высокое содержание глинистого цемента: Глинистые частицы обладают собственной проводимостью, которая существенно снижает общее сопротивление пласта, даже если он насыщен углеводородами.
• Высокая минерализация связанной воды: В порах коллекторов может присутствовать пластовая вода с высокой минерализацией, которая значительно снижает $R_{\text{п}}$.

Использование стандартных моделей или граничных значений $R_{\text{п}}$ в этих условиях приводит к «ошибке первого рода» — классификации продуктивного пласта как водонасыщенного, что влечет за собой недостоверную оценку запасов и пропуск потенциально продуктивных интервалов.

2. Аномально толстая переходная зона

Переходная зона — это интервал пласта, расположенный между чистой нефтенасыщенной зоной и чистой водонасыщенной зоной, где флюиды распределены в соответствии с капиллярными и гравитационными силами. В чистых коллекторах мощность этой зоны составляет доли метра.

Однако в глинистых полимиктовых коллекторах Западной Сибири (включая Ачимовскую толщу) мощность переходной зоны может достигать 20–30 метров. Это обусловлено:

• Микронеоднородностью порового пространства: Сложная геометрия пор и наличие глинистого цемента способствует удержанию воды в мелких порах даже выше водонефтяного контакта (ВНК).
• Капиллярными силами: Доминирование капиллярных сил над гравитационными в низкопроницаемых породах.

Такая толстая переходная зона делает практически невозможным точное определение ВНК по данным только электрического каротажа. Это требует применения специальных исследований (ЯМК, капилляриметрия керна) и построения сложных капиллярных кривых.

Автоматизация и программные комплексы в интерпретации ГИС

Сложность геолого-геофизических данных, особенно при работе с ТРИЗ, требует применения высокопроизводительных информационных технологий. Современные программные комплексы (ПО) обеспечивают не только стандартизацию обработки, но и возможность реализации сложных петрофизических моделей, адаптированных к региональным особенностям.

Обзор отечественного ПО для интерпретации

В российской нефтегазовой отрасли наблюдается активное развитие отечественных программных решений, которые успешно конкурируют с зарубежными аналогами и адаптированы под специфику российских отраслевых стандартов (РД, ГОСТ).

Ключевые отечественные программные комплексы для интерпретации ГИС-данных:

Программный комплекс	Ключевая функциональность	Роль в интерпретации ТРИЗ
PrimeGeo	Полный цикл интерпретации ГИС, 3D-моделирование, управление базами данных.	Один из промышленных стандартов ВИНК, обеспечивает высокую точность расчетов ФЕС и литологии.
Darcy	Интеллектуальная платформа, поддержка Machine Learning и языка Python.	Позволяет создавать и применять уникальные, статистически обоснованные петрофизические связи для неоднородных коллекторов.
«СОНАТА» / GeoGlobe	Комплексная обработка и интерпретация, визуализация данных.	Базовый инструмент для увязки, нормализации кривых и качественного анализа.
«ПАНГЕЯ» (PetroExpert)	Модульная система (MultiLog, GNMR, Geoman), включая интерпретацию ЯМК.	Критически важен для работы с данными расширенного комплекса ГИС (ЯМК) в Ачимовской толще.

PrimeGeo является одним из признанных индустриальных стандартов, который активно используется крупнейшими вертикально интегрированными нефтяными компаниями (ВИНК) и позволяет проводить полный цикл количественной интерпретации, включая сложные многомерные модели для глинистых коллекторов.

Применение ПО для снижения неопределенности

Специализированное ПО выполняет несколько критически важных функций, направленных на повышение достоверности результатов:

1. Автоматизированная коррекция и нормализация: Снижение инструментальных ошибок и приведение кривых к единому стандарту.
2. Построение петрофизических зависимостей: Программы позволяют оперативно строить и анализировать кросс-плоты (например, КНК-ГГК, ГК-ПС), что является основой для литологического расчленения и выделения типовых петрофизических связей.
3. Реализация сложных моделей: Возможность параметризации и расчета $K_{\text{в}}$ по моделям, учитывающим глинистость (например, Симмандю), с индивидуальными региональными параметрами ($m=1.96, n=1.56$).
4. Снижение человеческого фактора: Автоматизация итерационных процессов количественной интерпретации и применение элементов машинного обучения (в частности, в ПО Darcy) для выявления неочевидных статистических связей в сильно неоднородных пластах.

Верификация результатов: Интеграция ГИС, керна и ГДИС

Несмотря на высокий уровень развития ГИС и программного обеспечения, данные, полученные косвенными геофизическими методами, всегда должны быть верифицированы прямыми лабораторными и промысловыми исследованиями. Комплексный подход, интегрирующий ГИС, керн и гидродинамические исследования скважин (ГДИС), является обязательным условием для достоверной оценки ФЕС ТРИЗ.

Сопоставление «Керн-ГИС»

Анализ керна предоставляет непосредственные, лабораторно подтвержденные данные о составе и свойствах породы, являясь «золотым стандартом» петрофизики.

Подготовка керновых данных включает:

• Определение литолого-минералогического состава и типа цемента.
• Измерение открытой пористости и абсолютной проницаемости.
• Определение остаточной водонасыщенности ($K_{\text{в.ост}}$).

Процесс сопоставления «Керн-ГИС» (связка керн-каротаж) заключается в построении корреляционных зависимостей между лабораторно определенными ФЕС (например, $K_{\text{п}}$, $K_{\text{пр}}$) и показаниями ГИС (ГГК-П, КНК, ГК) в одних и тех же интервалах. Эти зависимости служат для:

1. Калибровки: Приведение показаний ГИС к фактическим значениям ФЕС.
2. Построения региональных моделей: Определение индивидуальных коэффициентов ($m, n$) для конкретных литотипов, что критически важно для корректного применения уравнения Симмандю в Ачимовских отложениях.

Роль гидродинамических исследований (ГДИС)

Если данные керна подтверждают емкостные характеристики, то ГДИС верифицируют фильтрационные свойства пласта в призабойной зоне и на площади. ГДИС предоставляют динамическую информацию о фактических дебитах нефти, газа и воды, фильтрационных параметрах (гидродинамической проницаемости) и пластовых давлениях.

Наиболее важная функция ГДИС в контексте оценки насыщенности — это верификация характера насыщения и продуктивности. Только фактическое получение притока углеводородов подтверждает, что выделенный по ГИС интервал является продуктивным. Для точного определения неснижаемой (связанной) водонасыщенности ($K_{\text{в.н}}$), которая является критическим параметром для прогнозирования состава притока, проводятся капилляриметрические исследования керна. Наиболее распространенным является метод центрифугирования, который позволяет лабораторно моделировать пластовое равновесие и определять максимальное количество воды, которое порода способна удерживать под действием капиллярных сил. Это значение используется как граничное для $K_{\text{в}}$ при подсчете запасов.

Заключение и практические рекомендации

Исследование информационных возможностей ГИС показало, что для успешного освоения низкопроницаемых, литологически неоднородных коллекторов Ачимовской толщи на объектах ТПП «Когалымнефтегаз» необходимо отойти от стандартного подхода и перейти к интегрированной методологии.

Ключевые выводы:

1. Комплекс ГИС: Стандартный комплекс (ГК, ПС, БК/ИК, КНК, ГГК-П) должен быть обязательно расширен за счет СГК и ЯМК для точного разделения эффективной и неэффективной пористости, что критично для ТРИЗ.
2. Петрофизическое моделирование: Для количественной интерпретации необходимо использовать модели, учитывающие проводимость глины (уравнение Симмандю), с индивидуальными, регионально адаптированными параметрами ($m=1.96, n=1.56$), полученными на керне.
3. Региональные особенности: Критическая проблема — это феномен низкоомных продуктивных пластов (риск ошибки первого рода) и аномально толстая переходная зона (20–30 м). Эти факторы делают неприменимым стандартный подход к определению ВНК и требуют более глубокого анализа.
4. Технологическая поддержка: Использование современных отечественных программных комплексов (например, PrimeGeo и Darcy) является необходимым условием для автоматизации сложных итерационных расчетов, построения кросс-плотов и реализации нетрадиционных петрофизических зависимостей.

Практические рекомендации по повышению точности оценки насыщенности:

1. Усиление керновых работ: Проводить отбор керна в максимально возможном количестве с обязательным проведением капилляриметрических исследований (методом центрифугирования) для точного определения неснижаемой водонасыщенности ($K_{\text{в.н}}$).
2. Интеграция ГДИС: Использовать результаты ГДИС для верификации гидродинамической проницаемости и настройки фильтрационных моделей, а также для подтверждения продуктивности низкоомных интервалов.
3. Специальные исследования: При возникновении неопределенности в характере насыщения применять методику «каротаж – испытание – репрессия – каротаж» для окончательной верификации флюидального состава пласта.

Победа над геолого-геофизической неопределенностью в освоении ТРИЗ Ачимовской толщи ТПП «Когалымнефтегаз» заключается в строгом следовании принципам комплексности, адаптации петрофизического обеспечения и использовании всего арсенала современных информационных технологий, что, в конечном итоге, обеспечивает максимальную экономическую эффективность разработки месторождений.

Список использованной литературы

1. РД 153-39.0-072-01. Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах.
2. Правила геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах. М., 1999.
3. ПРИМЕНЕНИЕ КОМПЛЕКСА РАДИОАКТИВНЫХ МЕТОДОВ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН ДЛЯ ОЦЕНКИ ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ (на примере пласта ПК 19). URL: https://geolib.ru/ (дата обращения: 24.10.2025).
4. Гидродинамические исследования пластов и скважин. URL: https://tpu.ru/ (дата обращения: 24.10.2025).
5. Система петрофизического обеспечения моделирования залежей нефти и газа на основе эффективной пористости гранулярных коллекторов. URL: https://dissercat.com/ (дата обращения: 24.10.2025).
6. Практическое руководство по ГИС. URL: https://eues.ru/ (дата обращения: 24.10.2025).
7. Геология нефти и газа. 1990. № 8. URL: https://geolib.ru/ (дата обращения: 24.10.2025).
8. Производственный опыт ООО «Нефтегазгеофизика». URL: https://karotazh.ru/ (дата обращения: 24.10.2025).
9. ПЕТРОФИЗИЧЕСКАЯ ПОДГОТОВКА ДАННЫХ ГИС ДЛЯ ГЕОМЕХАНИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ КРАСНОЛЕНИНСКОГО СВОДА (ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ). URL: https://cyberleninka.ru/ (дата обращения: 24.10.2025).
10. Повышение эффективности комплексов ГИС при изучении геологических разрезов нефтегазовых скважин. URL: https://cyberleninka.ru/ (дата обращения: 24.10.2025).
11. Повышение точности определения пористости коллекторов по данным сопоставления «Керн-ГИС». URL: https://cyberleninka.ru/ (дата обращения: 24.10.2025).
12. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН. URL: https://geokniga.org/ (дата обращения: 24.10.2025).
13. Автореферат диссертации по теме «Определение по данным ГИС подсчетных параметров и прогнозирование продуктивности коллекторов переходных зон (на примере месторождений Западной Сибири и Оренбуржья)». URL: https://earthpapers.net/ (дата обращения: 24.10.2025).
14. Закономерности изменения граничных значений фильтрационно-емкостных свойств продуктивных коллекторов вендских отложений месторождений газотранспортной системы «Сила Сибири» в зависимости от глубины залегания и фациальной принадлежности отложений. URL: https://cyberleninka.ru/ (дата обращения: 24.10.2025).
15. Определение фильтрационно-емкостных свойств коллекторов Западной Сибири с использованием нетрадиционных приемов интерпретации данных ГИС. URL: https://dslib.net/ (дата обращения: 24.10.2025).
16. Определение продуктивности и фильтрационно-емкостных свойств коллекторов с использованием нетрадиционных приемов интерпретации данных ГИС. URL: https://researchgate.net/ (дата обращения: 24.10.2025).
17. Программный комплекс «СОНАТА», GeoGlobe, PIC-Inter, ГеоПоиск, Darcy, «ПАНГЕЯ» (PetroExpert). URL: https://agbcorp.ru/ (дата обращения: 24.10.2025).
18. Базовая версия программы PrimeGeo — купить программный комплекс для обработки и исследования скважин. URL: https://primegeo.ru/ (дата обращения: 24.10.2025).
19. Современные отечественные программные комплексы интерпретации гравимагнитных данных. URL: https://cyberleninka.ru/ (дата обращения: 24.10.2025).
20. Региональные и локальные петрофизические зависимости для определения коэффициента нефтегазонасыщенности коллекторов месторождений Западной Сибири. URL: https://neftegaz.ru/ (дата обращения: 24.10.2025).
21. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ НЕФТЕГАЗОВЫХ КОЛЛЕКТОР. URL: https://geokniga.org/ (дата обращения: 24.10.2025).
22. ТПП «КОГАЛЫМНЕФТЕГАЗ» — ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь». URL: https://lukoil.ru/ (дата обращения: 24.10.2025).
23. Построение фациальной схемы ачимовских отложений на территории юга Тюменской области. URL: https://runeft.ru/ (дата обращения: 24.10.2025).