Геологический контроль разработки рифогенных залежей нефти: На примере Белокаменного месторождения тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.12, кандидат геолого-минералогических наук Лихой, Николай Дмитриевич

• Лихой, Николай Дмитриевич
• кандидат геолого-минералогических наук
• 2002

Оглавление диссертации кандидат геолого-минералогических наук Лихой, Николай Дмитриевич

Введение

1 Обзор методик геологического изучения рифовых залежей нефти.

2. Особенности геологического строения региона.

2.1 Прибортовая зона Прикаспийской впадины.

2.2 Тектоника и развитие рифогенных зон в районе работ.

3. Геологическое строение Белокаменного месторождения.

3.1 История открытия и освоения месторождения.

3.1.1. История геологического изучения.

3.1.2. Освоение Белокаменного месторождения.

3.2 Геологическое строение рифогенной залежи нефти.

3.2.1. Стратиграфия разреза.

3.2.2. Особенности геологического строения рифогенной залежи.

4. Анализ разработки.

5. Геологический контроль разработки.

5.1 Методы геологического контроля как основа совершенствования разработки.

5.1.1. Оценка энергии пласта и текущего ВНК.

5.1.1.1. Исследование динамики пластового давления.

5.1.1.2. Анализ динамики текущего ВНК.

5.2 Корректировка исходной геологической модели по характеру продвижения пластовой и закачиваемой воды с использованием программы "Массив".

5.3 Прогноз положения западной границы по результатам бурения.

5.4 Оценка потенциальных границ области питания на основе упругоёмкости.

5.5 Оценка границ залежи с помощью гидропрослушивания.

5.6 Исследование условий сохранности залежи в процессе разработки.

5.7 Новые представления о возрасте и природе рифогенной ловушки на основе корреляции.

5.8 Изучение продуктивной части разреза с использованием методов ГИС по контролю за разработкой.

5.9 Рекомендации по доразведке и повышению конечного коэффициента извлечения нефти.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Геологический контроль разработки рифогенных залежей нефти: На примере Белокаменного месторождения»

Актуальность тематики

Поиск нефтяных месторождений, связанных с карбонатными, рифогенными коллекторами является приоритетным направлением многих нефтяных компаний в связи с наличием в них крупных запасов УВ и высоких дебитов скважин, обусловленных в первую очередь их трещиноватостью и кавернозностью. В настоящее время более 40% мировой добычи нефти связано с карбонатными отложениями, в России из них добывается всего лишь 12% [6].

Одним из приоритетных направлений развития нефтегазодобычи в Саратовской области начиная с 70-х годов и сейчас, является поиск месторождений УВ связанных с рифогенными залежами [38].

ОАО "Саратовнефтегаз" является основным предприятием Саратовской области по добыче углеводородного сырья (90%), имеющим в наличии мощный производственный потенциал для значительного расширения деятельности, как в Саратовской, так и в Волгоградской областях на дополнительных лицензионных участках.

В настоящее время из 3-х месторождений ОАО "Саратовнефтегаз", приуроченных к вехнефранской рифогенной зоне (Белокаменное, Лимано-Грачёвское, Рогожинское), ежегодно добывается около половины всей добычи. В целом по ОАО "Саратовнефтегаз" ежегодная добыча по Белокаменному месторождению составляет 43,3% от общей добычи всех 49 месторождений, находящихся в разработке. Поэтому изучение особенностей геологического строения Белокаменного месторождения может помочь в поисках, как новых рифогенных залежей, так и в контроле за разработкой непосредственно Белокаменного месторождения.

Необходимо отметить, что изучение геологического строения рифогенных залежей связано с рядом научно-методических проблем исследования как на этапе поисково-разведочных работ, так и на всех стадиях разработки.

В отличие от тектонических структур, рифогенные залежи имеют более сложную конфигурацию, а значит менее прогнозируемую геометрическую форму в плане. Рифогенные залежи имеют самое разнообразное распространение нефтенасыщенных коллекторов внутри рифовой постройки: от массива до хаотичного, линзовидно-пластового. Характер такого распространения зависит от многочисленных условий, познание которых требует длительного времени. Разнообразие особенностей геологического строения, гидродинамических режимов и флюидальных систем, настолько велико, что не всегда можно пользоваться принципами аналогии. Поиск рифовых объектов методами сейсморазведки является сложнейшей задачей, так как по сравнению с терригенными залежами отсутствуют границы двух сред с отличающимися упругими свойствами: «песок-глина».

Первоначальное представление о залежи было недостаточным с точки зрения обеспечения геологической информацией не только по геометрии залежи, но и по природе ловушки, её внутреннему строению, гидродинамическому режиму работы флюидальной системы. Тем не менее, разработка данного месторождения началась в силу производственно-экономической ситуации того времени. Начавшаяся разработка выявила проблему геологической недоизученности месторождения. Проблема повышения уровня обеспеченности геологической информацией имеет важное значение не только на ранних стадиях, но и на последующих этапах разработки [12].

Поэтому Белокаменное месторождение, расположенное большей своей частью под акваторией р. Волга, представляет собой типичный пример поиска, освоения, разработки недоразведанного месторождения и научно-исследовательского анализа проблем, связанных с изучением рифогенных залежей.

Решение проблемы геолого-промыслового изучения Белокаменного месторождения стало актуальной задачей не только для предприятия ОАО "Саратовнефтегаз", но и для Саратовской области в целом, так как сохранение и увеличение нефтегазодобычи является важнейшим аспектом социально-экономической жизни региона.

В настоящее время именно в зоне Белокаменного месторождения ведётся поисковое бурение с целью открытия новых месторождений нефти и газа в рифогенных образованиях прибортовой зоны Прикаспийской впадины на правом берегу р.Волги в приграничной с Волгоградской областью территории. Бурение идет сразу на двух объектах (скв.№1-Южно-Каменская, скв.№1-Разинская), находящихся в тектоническом отношении также в прибортовой зоне.

Основные проблемы разработки связаны с недостатком геологических знаний, полученных на стадиях поисков и оценки [11]. Изучение конкретных проблем нефтепромысловой геологии Белокаменного нефтяного месторождению не входит в круг решения задач бурового предприятия.

Геологический контроль силами нефтегазодобывающего предприятия, сводится к контролю за разработкой, большая часть которого, согласно «Правил разработки», носит технологический характер [48]. Недостаток геологических исследований на этом этапе приводит к непоправимым ошибкам уже на первой стадии разработки. Роль геологических исследований и их эффективность, по мере продвижения во времени, существенно влияет на достижение максимально возможного КИН. С проблемами физико-геологического изучения на первых стадиях разработки сталкиваются многие исследователи [4,27,31,42 и др.].

Основными проблемами разработки рифогенных залежей является высокая неоднородность ФЕС пород-коллекторов по вертикали и по латерали, хаотичный характер их распространения, что приводит к неправильному обоснованию выбора объектов эксплуатации, системы размещения скважин, плотности сетки, режима вытеснения и, в конечном итоге, к снижению КИН. Результатом неверного методического подхода к изучению залежи являются недовыработанные участки, преждевременное обводнение, отсутствие оптимизации системы разработки и, как следствие, списание запасов, преждевременная остановка добывающих скважин. Недооценка проблем разработки залежей особенно проявилась на примере Лимано-Грачевского месторождения. Годовые темпы отбора достигали 20%. Считалось, что Лимано-Грачёвское месторождение, приуроченное к рифовому поднятию, наиболее полно изучено бурением [38] и разработка ведётся методически правильно. Однако, в настоящее время основным способом эксплуатации является глубинно-насосный, с обводнённостью продукции 80%. Недовыработка НИЗ составила около 30%. Белокаменное месторождение находится в непосредственной близости (12 км) от Лимано-Грачёвского.

Несмотря на то, что Белокаменное месторождение находится в разработке более 13 лет, оно всё ещё недостаточно изучено, и является объектом приложения не только известных методов изучения, но и применения новых современных методов: геолого-математического моделирования, обработки и интерпретации новых видов геофизических методов, аналитических и лабораторных исследований.

Автор данного научного исследования имеющимися средствами геологического контроля уточнил геологическое строение залежи, выявил недостатки разработки рифогенной залежи и разработал рекомендации повышения КИН.

В результате выполненного комплекса научно-исследовательских работ на Белокаменном месторождении изменилось представление о геологической модели: спрогнозирована западная граница залежи (не установленная бурением до сих пор), уточнено внутреннее строение нефтенасыщенных коллекторов, имеющих линзовидно-пластовый хаотичный характер распространения внутри плотного рифового тела ( в отличие от ранее принятой концепции сплошного нефтенасыщенного рифового массива), установлен режим работы залежи как упруго-водонапорный (ранее считался упруго-замкнутым), уточнена конструкция скважин, выявлен характер обводнения, исследованы по керновому материалу литолого-петрофизические свойства карбонатной покрышки, предложена гипотеза по генезису природы ловушки.

Для большинства новых методов пока отсутствует достаточный промысловый опыт их внедрения, поэтому результаты эксперементальных исследований на конкретных объектах имеют принципиальное значение [12,13].

Научно-методический поиск и опыт геологического изучения Белокамейного месторождения, начиная с сопоставления результатов сейсморазведки, бурения первых поисково-разведочных скважин, пробной эксплуатации первых скважин и, кончая последними данными разработки, по мнению автора данной работы, будет полезен как для исследуемого месторождения, так и для будущих рифогенных залежей нефти и газа, поиски которых активно ведутся в настоящее время.

Цель работы

Целью данной работы является обобщение различных методов геологического контроля в единый системный комплекс исследований, используемый для управления разработкой сложной, недостаточно изученной рифогенной залежи нефти. Результатом используемого геологического комплексного изучения особенностей геологии и разработки Белокаменного месторождения является информационная база, необходимая для проектирования мероприятий по достижению максимального КИН, предотвращения разубоживания уникальных рифогенных залежей углеводородов.

Основные задачи исследований

• оценка анизотропии свойств коллекторов как основа совершенствования разработки методами геологического контроля;

• геолого-математическое моделирование с целью установления соответствия принятой для проектирования и фактической модели месторождения;

• определение границ залежи по упругоёмкости и результатам гидропрослушивания;

• пересмотр природы ловушки на основе корреляции разрезов скважин;

• исследование условий сохранности залежи в процессе разработки;

• оценка методов контроля за разработкой с помощью современных средств интерпретации ГИС (профили притока и приёмистости, ИННК-импульсный нейтрон-нейтронный каротаж).

Научная новизна.

Новизна данной работы заключается в разработке методики геологического изучения и создании новой геологической модели рифогенной залежи при отсутствии традиционных данных бурения и сейсморазведки по геометрии западной части залежи. Методика основывается на комплексном изучении имеющихся результатов ГИС в открытых стволах (при бурении) и

ГИС при контроле за разработкой, дополнительных специальных исследованиях керна из покрышки, методах геолого-математического моделирования в условиях линзовидно-пластового распространения коллекторов в карбонатном массиве, гидропрослушивании, анализе показателей разработки, дополнительных аналитических и лабораторных исследований.

Практическая значимость

На основе постоянного анализа результатов промыслово-геофизических и гидродинамических исследований скважин, показателей разработки и оценки изменения пластового давления разработаны рекомендации по предотвращению преждевременного обводнения скважин, доказана необходимость своевременной закачки воды, реализованы мероприятия по внедрению методов контроля за разработкой и регулированию фронта продвижения ВНК. Аналитическим путём определена западная граница месторождения под акваторией р.Волга и рекомендовано продолжение бурения в этой части месторождения.

Начато бурение дополнительных эксплуатационных скважин для уплотнения сетки скважин и вовлечения в разработку недовыработанных участков центральной части залежи.

Определены режим работы месторождения, характер обводнения и особенности фильтрационных процессов в рифогенной постройке, что позволило продлить срок фонтанирования скважин, предполагаемых к переводу на механический способ эксплуатации.

Предложены прогнозные варианты дальнейшей разработки месторождения, капитального ремонта эксплуатационных скважин, совершенствования системы поддержания пластового давления и изменения фронта продвижения вытесняющего агента с целью повышения конечного коэффициента извлечения нефти.

Внедрение результатов исследований

Предложенные рекомендации используются в практической разработке верхнедевонской нефтяной залежи Белокаменного месторождения начиная с 1998 г. и по настоящее время. Результаты исследований автора учитывались при принятии управленческих решений специалистами Заволжского нефтегазодобывающего управления и руководством ОАО "Саратовнефтегаз".

Апробация работы

Результаты исследований автора докладывались на научно-технических советах Научного Центра ОАО "Саратовнефтегаз", на технико-экономических совещаниях в Заволжском НГДУ, в аппарате управления ОАО "Саратовнефтегаз", на геолого-технических совещаниях НК "Сиданко". Материалы автора использовались при составлении "Технологической схемы разработки Белокаменного месторождения", в "Авторском надзоре за разработкой и создании постоянно-действующей геолого-гидродинамической модели Белокаменного месторождения", выполняемых специалистами ВНИИнефть (Москва, 1998 г., 2000 г.).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 4 работы, из них 3 написаны без соавторства.

Благодарности

Данная работа выполнена под руководством и при поддержке доктора геолого-минералогических наук ВНИИнефть А.В.Черницкого, которому выражаю искреннюю благодарность за высокую оценку моего постоянного производственного анализа, за определение приоритетности поставленной цели исследований.

Огромную пользу и влияние на автора оказали дискуссии со специалистами ОАО "Саратовнефтегаз": к.г-м.н. Ю.И. Никитиным, Ю.Н. Просвирновым, Л.И. Кельн, Н.И. Антоновым, к.т.н. В.Ф. Калининым, к.т.н. A.A.

Огневым, Н.Д. Лобачёвой, к.т.н. И.С. Польшаковым, а также коллегой из ВолгоградНИПИморнефть д.г-м.н. Ю.Н. Самойленко.

Особую значимость в работе имеют разработки и рекомендации, ныне покойного, к.г-м.н. В.А.Абрамова по корреляции разрезов скважин, с которым совместно обсуждалась природа ловушки Белокаменного месторождения и пути её познания.

Автор благодарен также руководителю проекта разработки Белокаменного месторождения к.т.н. A.B. Давыдову, за плодотворное совместное сотрудничество и использование материалов автора в практическом применении.

Кроме того, выражаю огромную благодарность всем специалистам ОАО "Саратовнефтегаз", оказавшим помощь в подготовке материалов, проведении гидродинамических, геофизических, петрофизических и лабораторных исследований.

Заключение диссертации по теме «Геология, поиски и разведка горючих ископаемых», Лихой, Николай Дмитриевич

Заключение

Основные исследования и выводы данной работы собраны в главе 5.

Итоги научного - исследовательского анализа определяются следующими положениями:

1. Методика геологического контроля разработки анизотропных рифогенных нефтяных залежей типа биостелл.

2. Новая концепция геологической модели рифогенной залежи, при недостатке данных бурения и сейсморазведки.

3. Усовершенствованная методика проведения ГИС контроля работающих интервалов и обработки материалов в условиях линзовидно-пластового распространения коллекторов в карбонатном массиве.

4. Комплекс новых геолого-технических мероприятий по извлечению запасов нефти из низкопроницаемых пропластков.

5. Оценка перспективы нефтегазоносности верхнедевонских отложений на основе новой гипотезы генезиса ловушки.

6. Предложения по доразведке и определению размеров залежи.

Список литературы диссертационного исследования кандидат геолого-минералогических наук Лихой, Николай Дмитриевич, 2002 год

1. Абрамов В.А. Белокаменное месторождение-риф или ловушка иного типа? "Недра Поволжья и Прикаспия" Вып.№7, 1994 г.

2. Абрамов В.А. Вероятная модель формирования и строения ловушки углеводородов на Белокаменном месторождении. "Недра Поволжья и Прикаспия", Вып. №26, 2001 г.

3. Абрикосов И.Х., Гутман И.С. Нефтепромысловая геология. М. Недра. 1970 г.

4. Александров В.М. Компьютеризированная технология оценки точности геометризации залежи и результаты её применения . "Тюмень-нефть -вчера и сегодня" г.Тюмень, 22-25 декабря., 1997 г. Изв. вузов "Нефть и газ" №6 с.29.

5. Аширов К.Б., Данилова Н.И. Определение типа дренируемой части нефтяного коллектора. Труды Гипровостокнефть, вып. XVII, 1973 г.

6. Багринцева К.И. Условия формирования и свойства карбонатных коллекторов нефти и газа. М.1999 г.

7. Бакиров A.A., Бакиров Э.А. и др. Теоретические основы и методы поисков нефти и газа. М., Высшая школа-1987 г.

8. Бойко B.C. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. М.: Недра,1980 г.

9. Быков Н.Е., Фурсов А .Я., Максимов М.И. и др. Справочник по нефтепромысловой геологии. М.:Недра.1981 г.

10. Воронин Н.И. Палеотектоника и размещение нефтегазовых залежей в Прикаспии и прилегающих районах. «Недра Поволжья и Прикаспия»-пробный выпуск-1991г.

11. Временное положение об этапах и стадиях геологоразведочных работ на нефть и газ. М. Приказ МПР РФ №126 от 07.02.2001 г.

12. Гавура В.Е. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений. М. ВНИИОУЭНГ, 1995 г.

13. Гавура В.Е., Исайчев В.В., Курбанов А.К., Лапидус В.З., Лещенко В.Е., Шовкринский Г.Ю. Современные методы и системы разработки газонефтяных залежей. М. ВНИИОУЭНГ, 1994 г.

14. Гиматуддинов Ш.К. и др. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1988 г.

15. Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов. М. Недра. 1986 г.

16. Грачевский М.М., Кравчук A.C. Нефтегазоносность рифов мирового океана.М. Недра. 1989 г.

17. Давыдов A.B., Черницкий A.B. и др. "Авторский надзор за разработкой и создание постоянно-действующей геолого-гидродинамической модели Белокаменного месторождения" , ВНИИнефть, М„ 2000 г.

18. Давыдов A.B., Черницкий A.B., Америка Л.Д., Ахапкин М.Ю. и др . (от ВНИИнефть); Лихой Н.Д., Гилязов P.A. и др.( от НУ ОАО "Саратовнефтегаз") "Технологическая схема разработки Белокаменного месторождения".ВНИИнефть М.1998 г.

19. Ерёменко H.A. Справочник по геологии нефти и газа. М., Недра, 1984 г.

20. Жданов М.А. Нефтегазопромысловая геология. Гостоптехиздат, 1962 г.

21. Желтов Ю.В., Ахапкин М.Ю. и др. Отчёт по теме: "Разработка рекомендаций по уточнению эффективности разработки Белокаменного месторождения", ВНИИнефть ,1995 г.

22. Желтов Ю.В., Ахапкин М.Ю., Давыдов A.B., Максимов С.С. Отчёт по теме: "Проведение комплекса исследовательских и технико-экономических работ по разработке Белокаменного месторождения" ВНИИнефть 1993 г.

23. Земсков В.Д. и др. Технологическая схема разработки Белокаменного месторождения. ВолгоградНИПИнефть. 1992 г.

24. Ивановский А.Б. Главнейший фактор рифообразования. .Доклады академии наук. Наука. Том 366, №3. май, 1999 г.

25. Калмыков О.И., Лобачёва Н.Д. и др. "Подсчёт запасов нефти и газа Белокаменного месторождения" КБ ОАО "Саратовнефтегаз", Саратов, 1996 г.

26. Колганов В.И., Серёгин О.М. Исследования динамики сушки образцов горных пород. Труды Гипровостокнефть, вып. XVII, 1973 г.

27. Кондратцев С.А., Денисов В.В. Определение зон подвижной воды в условиях несформировавшейся нефтяной залежи с помощью процессов вытеснения. "Нефтепромысловое дело", 1998 г., №6 , с.19

28. Кононов Ю.С., Никитин Ю.И., Яцкевич C.B., Замаренов А.К., Шебалдин В.П., Щеглов В.Б., Сипко Т.А., .Алексеев Г.Н., Югай Т.А. Геолого-геофизические модели и нефтегазоносность палеозойских рифов Прикаспийской впадины. М. Недра. 1986 г.

29. Королюк И.К., Михайлова М.В., Равикович А.И., Краснов Е.В., Кузнецов В.Г., Хатьянов Ф.И. Ископаемые органогенные постройки, рифы, методы их изучения и нефтегазоносность. М. Наука. 1975 г.

30. Кузнецов В.Г. Геология рифов и их нефтегазоносность. М.:Недра,1978 г.

31. Кутырёв Е.Ф., Особенности строения и разработки низкопроницаемых нефтяных пластов, "Нефтяное хозяйство" 1997 г., №11 .

32. Лебединец Н.П. Изучение и разработка нефтяных месторождений с трещинными коллекторами. М.: Наука, 1997 г.

33. Лихой Н.Д. Особенности строения карбонатной покрышки Белокаменного месторождения, «Недра Поволжья и Прикаспия», вып.28, 2001 г.

34. Лихой Н.Д. Оценка упругоёмкости резервуара при контроле за разработкой Белокаменного месторождения. "Недра Поволжья и Прикаспия", выпуск 23, 2000 г.

35. Лихой Н.Д. Рекомендации по выводу системы ППД и добывающих скважин Белокаменного месторождения на оптимальный режим на 1999 г. Фонды ОАО «Саратовнефтегаз». инв.№6361.

36. Майдебор В.Н. Особенности разработки нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. М.: Недра, 1980 г.

37. Максимов С.П. Закономерности размещения и условия формирования залежей нефти и газа в палеозойских отложениях на примере южных районов Волго-Уральской нефтегазоносной области. М., Недра, 1964 г.

38. Малышев A.B., Никитин Ю.И. Геологические предпосылки развития нефтегазодобычи в Саратовской области. «Недра Поволжья и Прикаспия» -пробный выпуск-1991 г.

39. Машкович К.А., Храмой А.И., Козленко С.П. Геология и нефтегазоносность Саратовского Поволжья. Труды НВНИИГГ.вып.Ю Саратов, 1967 г.

40. Методическое руководство по гидродинамическим и физико-химическим методам контроля разработки нефтяных месторождений. М.: ВНИИнефть, 1991 г.

41. Методы контроля и регулирования разработки нефтяных залежей в мощных трещиноватых коллекторах. М.: ВНИИОЭНГ,1973 г.

42. Михайлов H.H., Физико-геологические проблемы остаточной нефти из заводнённых пластов, "Нефтяное хозяйство", 1997г., №11

43. Мичурин A.B. Литология и петрофизика терригенных и карбонатных отложений девона Белокаменной и др. площадей. Саратовнефтегеофизика.1992 г.

44. Назаркин Л.А. Влияние темпов седиментации и эрозионных срезов на нефтегазоносность осадочных бассейнов. Саратов: издательство СГУ, 1979 г.

45. Никитин Ю.И., Лихой Н.Д. Проблемы поддержания пластового давления при разработке Белокаменного месторождения. "Недра Поволжья и Прикаспия". 1999 г. Вып. 20.

46. Самойленко Ю.Н., Сердюк В.И. и др. "Разработка литолого-физической модели резервуара Белокаменного месторождения с целью прогноза фильтрационно-ёмкостных свойств.", ВолгоградНИПИнефть, 1997 г.

47. Самойленко Ю.Н., Смирнов В.Е., Иванов A.B., Новые геологические модели сложно построенной Белокаменной структуры в связи с оценкой перспектив её нефтегазоносности, «Недра Поволжья и Прикаспия», вып.23, 2000 г.

48. Самойленко Ю.Н., Шейкина А.Ф., Шилин A.B. Рациональный комплекс обработки и интерпретации геолого-геофизической информации при поисках и разведке месторождений нефти и газа в карбонатных отложениях. Издательство Саратовского университета. 2000 г.

49. Селли Р.Ч. Древние обстановки осадконакопления. М. Недра. 1989 г.

50. Смирнов Ю.М. Гидропрослушивание скважин Белокаменного месторождения №№1,20,25,36. ВНИИнефть. 1993 г.

51. Смирнов Ю.М. Проведение гидродинамических исследований на Белокаменном месторождении с целью контроля за опытной закачкой воды. НПП «Никойл». М.1995 г.

52. Смирнов Ю.М. Проведение гидродинамических исследований на Белокаменном месторождении с целью контроля за опытной закачкой воды. РМНТК «Нефтеотдача» М.1997 г.

53. Смирнов Ю.М. Проведение гидродинамических исследований на Белокаменном месторождении с целью определения гидродинамической связи между скважинами и границ пласта. РМНТК «Нефтеотдача» М.1998 г.

54. Смирнов Ю.М. Проведение гидродинамических исследований на Белокаменном месторождении с целью определения фильтрационных параметров пласта и определения гидродинамической связи между скважинами.ТОО нефтяная инновационная компания «Петрос».М. 1999г.

55. Спутник нефтегазопромыслового геолога. Справочник. М.: Недра, 1989 г.

56. Сургучёв М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М. Недра. 1985 г.

57. Тектоника и перспективы нефтегазоносности Саратовской области. Под редакцией Шебалдина В.П., Саратов, 1993 г, фонды АО «Саратовнефтегеофизика».

58. Уилсон Дж. Карбонатные фации в геологической истории. Пер. с англ.М.Недра. 1980 г.

59. Умрихин И.Д. Проведение гидродинамических исследований на Белокаменном месторождении с целью уточнения строения залежи. ВНИИнефть.1992 г.

60. Умрихин И.Д. Проведение гидродинамических исследований на Белокаменном месторождении с целью уточнения строения залежи. РМНТК «Нефтеотдача» 1995 г.

61. Умрихин И.Д. Проведение гидродинамических исследований эксплуатационного фонда скважин Белокаменного месторождения методом КВД, КПД и гидропрослушивания ВНИИнефть.1992 г.

62. Черницкий А.В. Методические особенности геолого-математического моделирования массивных залежей в карбонатных коллекторах. "Геология нефти и газа", 1998 г., №3, стр.39-43.

63. Черницкий А.В. Особенности подсчёта запасов нефти в карбонатных трещиноватых коллекторах. "Нефтяная и газовая промышленность-геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений" 1997 г., №11, с.2-5.

64. Шерман Г.Х."Обобщение результатов исследований керна и ГИС терригенных и карбонатных продуктивных отложений девона Васнецовской. Западно-Степноой, Разумовской и Белокаменной площадей. Саратовнефтегеофизика. 1993 г.

65. Шерман Г.Х., Кангас Г.В. Геологическая модель и обоснование подсчётных параметров Белокаменного месторождения нефти. АО"Саратовнефтегеофизика", Саратов, 1994 г.

66. Щеглов В.И. Стратиграфия Ровенского лицензионного участка. НВНИИГГ.Саратов.2000 г.

67. Яцкевич С.В., Постнова Е.В., Мамулина В.Д., Умнова Л.Н., Никитин Ю.И., Шебалдин В.П.,Фациально-палеографические критерии перспектив нефтегазоносности юга Уметовско-Каменской зоны, Недра Поволжья и Прикаспия, вып. 21, 2000 г.

68. Яцкевич С.В.и др. Стратиграфия и литолого-фациальные особенности строения юго-восточной части Саратовского Право и Левобережья и центральных районов Перелюбской впадины.(Научная разработка). Саратов, фонды АО «Саратовнефтегеофизика», 1992 г.

69. Al-Aruri A.D, Sarkar P.R., Kuwait Oil Co., Limestone Reservoir Development: A Simulation Approach, Soc.Petrol.Eng. №15703, 1987 r.

70. Benton Jerry P., Maslanka Paul M., Smith Robert L., Gulf Oil Exploration and Production Co., USA, Early Implementation of Full-Scale Waterflood in the Abo Reef, Terry County, Texas, A Case History, Soc.Petrol.Eng. №9720, 1981.

71. Borai Amr. M., Abu Dhabi Marine Operating Company, Log Interpretation of Low Porosity Carbonates, Soc.Petrol.Eng. №21316, 1990.

72. Borgan R.L., Frank J.R., Talkington G.E., Gulf Oil Corp., Midland, Texas, Members AIME, Pressure Maintenance by Bottom-Water Injection in a Massive San Andres Dolomite Reservoir. Soc.Petrol.Eng. №1146, 1965.

73. D.A. Pieters, SPE, L.A.Pearce, SPE, Shell Western E&P Inc., An Application Utilizing Re-enteries Versus Waterflooding for Depleting a Mid-Life Niagaran Reef. Soc.Petrol.Eng. №36756, 1996.

74. Dahl J.A., Nguen P.D., Dalrymple E.D., Rahimi A.B., Hallibarton Services, SPE Members, Current Water-Control Treatment Designs, Soc.Petrol.Eng. №25029, 1992.

75. Dayvault, G.P., Chevron USA Inc., SPE Member, Injection Profile Control in a Multizone Los Angeles Basin Waterflood, Soc.Petrol.Eng. №20044, 1990.

76. Desbrisay Charles L., Occidental Petroleum Corp., Daniel E.Leon., Occidental of Libia, Inc. Supplemental recovery Development of The Intisar "A" and "D" Reef Fields, Libyan Arab republic. Soc.Petrol.Eng. №3438, 1972.

77. Jessen F.W., Member AIME, University of Texas, Austin and Miller John C., Junior Member AIME, Stanolind Oil and Gas Co., Ulysses, Kansas, An Investigation of the Spectrograph For Correlation in Limestone Rock. Soc.Petrol.Eng. №399-G, 1954.

78. Jones Bob, Member AIME Well Log Consultant, Casper, Wyo. Well Log Evaluations of Fractured Carbonates in the Wyoming Big Horn Basin, Soc.Petrol.Eng. №1015-G, 1958.

79. Liu Wei, Ramirez W.F., Qi Y.F., U. of Colorado, Optimal Control of Steamflooding, Soc.Petrol.Eng. №22619,1990.

80. Liu Xiang-E Research Institute of Petroleum Exploration and Development (REPED), China, SPE Member, Development and Application of the Water Control and Profile Modification Technology in China Oil Fields. Soc.Petrol.Eng. №29907, 1995.

81. Patton Charles C., SPE, Patton and Assocs, Water Quality Control and Its Importance in Waterflooding Operations, Soc.Petrol.Eng. №18459,1988.

82. R.D. Hutchins, H.T. Dovan, SPE, Unocal Production & Development Technology, B.B. Sandiford, SPE, Polymer Applications, Field Applications of High Temperature Organic Gels for Water Control. Soc.Petrol.Eng. №35444, 1996.

83. R.S. Seright, SPE, New Mexico Petroleum Recovery Center, Use of Preformed Gels for Conformance in Fractured Systems. Soc.Petroi.Eng. №35351, 1996 Soc.Petroi.Eng. №35447, 1997.

84. Rubbens I.B.H.M., Murat P.C., Van Keulen J, Shell Internationale Petroleum Mij (SIPM), Seismic Lateral Prediton in Chalky Limestone Reservoirs Offshore Qatar. Soc.Petroi.Eng. №11451, 1983.

85. Soares, Amilcar, CVRM; Almeida, J.A. CVRM and others. Geostatistical Simulation of the Geometry of Shale/Limestone Sequence in an Oil Reservoir., Soc.Petroi.Eng. №21633, 1991.

86. T.E. Fitzsimmons, E.E. Wadleigh, B.C. Curran and T.P. Kacir, SPE-Marathon Oil Company, Flowing Feature Identification for Massive Carbonates: A Real Opportunity. Soc.Petroi.Eng. №21316, 1990.

87. Thomas J. Boone, Imperial Oil Resources Limited, Calgary, Alb., Canada Paul A. Wawrzynek, Cornell University, Ithaca, N.Y., USA , Exploiting Poroelasticeffects and permeability contrasts to control fracture orientation. Soc.Petrol.Eng. №28087, 1994.

88. Van Dijkum C.E., Petroleum Development Oman, Walker T., Al Furat Petroleum Co., SPE Members, Fractured Reservoir Simulation and Field Development, Natih Field, Oman, Soc.Petrol.Eng. №22917, 1991.

89. Wang Zhizhong, Zhang Xuyan, Institute of Geological Exploration and Development Dangang Oilfield Administration Bureau, Soc.Petrol.Eng. №14844, 1986.

90. Yocoyama Y., Arima E., Arabian Oil Co. Ltd., SPE- Members, Pilot Development of Tight Limestone Reservoirs in the Khafji Field. Soc.Petrol.Eng. №19488, 1989.