Обоснование методов ускоренной разведки на основе литолого-фациального подхода в изучении продуктивных горизонтов, приуроченных к органогенным постройкам Тимано-Печорской провинции тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.12, кандидат геолого-минералогических наук Сергеев, Андрей Евгеньевич

• Сергеев, Андрей Евгеньевич
• кандидат геолого-минералогических наук
• 2007

Оглавление диссертации кандидат геолого-минералогических наук Сергеев, Андрей Евгеньевич

Ощая характеристика работы

Глава 1 Краткие геологические сведения о строении региона

1.1. Литолого-стратиграфическая характеристика продуктивных отложений

1.2. Тектоника и история геологического развития региона.

1.3. Нефтегазоносность

Глава 2. Геологическое строение Средне-Харьягинского месторождения

2.1. Литологическая характеристика

2.2. Строение разреза

2.3. Реконструкция условий осадконакопления и формирования коллекторов

2.4. Характеристика фильтрационно-емкостных свойств

Глава 3. Сейсмофациальный анализ

Глава 4. Особенности моделирования природных резурвуаров, приуроченных к органогенным постройкам

Глава 5. Обоснование выбора системы разведки для ускоренной подготовки к их разработке.

4.1. Размещение разведочных и опережающих эксплуатационных скважин.

4.2. Особенности соляно-кислотного воздействия при освоении скважин

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Обоснование методов ускоренной разведки на основе литолого-фациального подхода в изучении продуктивных горизонтов, приуроченных к органогенным постройкам Тимано-Печорской провинции»

Актуальность работы:

За последние годы в карбонатных отложениях открыт ряд новых нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений в различных регионах России. Большое количество подобных месторождений сосредоточено в Тимано-Печорской провинции. Разведка и подготовка к разработке таких месторождений значительно затруднена из-за высокой степени латеральной и вертикальной неоднородности карбонатных комплексов, многообразия типов пустотного пространства даже в пределах одного литотипа. Типичным примером таких объектов являются резервуары, приуроченные к отложениям сирачойского горизонта верхнего девона. Цель работы:

Обоснование методов ускоренной разведки и опережающего эксплуатационного бурения продуктивных горизонтов, приуроченных к карбонатным отложениям сирачойского горизонта месторождений Тимано-Печорской провинции с учетом литолого-фациальных особенностей строения резервуара. Основные задачи исследований:

1. Разработка лито-фациальной основы для геологического моделирования продуктивных отложений.

2. Выявление петрофизических особенностей продуктивных отложений на основе комплексирования результатов исследований кернового и шламового материалов и интерпретации геофизических исследований скважин.

3. Сейсмофациальный анализ сирачойского горизонта.

4. Определение особенностей моделирования резервуаров сирачойского горизонта.

5. Обоснование варианта размещения разведочных и опережающих эксплуатационных скважин (ОЭС) и избирательного соляно-кислотного воздействия при освоении скважин.

Методы решения поставленных задач: При решении поставленных задач были использованы следующие методы исследования:

1. Сейсмостратиграфический анализ.

2. Циклостратиграфический анализ и корреляция разрезов скважин.

3. Лито-фациальный анализ.

4. Анализ данных ГИС и геолого-промысловой информации.

5. Геологическое моделирование. Фактический материал:

1. Исходными данными для диссертационной работы послужили:

2. Материалы бурения и исследования 16 разведочных и эксплуатационных скважин.

3. Исследования кернового материала.

4. Геофизические и гидродинамические исследования скважин.

5. Физико-химические характеристики пластовых флюидов.

6. Результаты геологической интерпретации данных сейсморазведки 30.

7. Результаты петрофизического и геологического моделирования Средне-Харьягинского нефтяного месторождения.

Научная новизна:

1. Нефтегазоносность карбонатных отложений сирачойского горизонта обусловлена приуроченностью к высокоамплитудным тектоно-седиментационным структурам рифогенной природы.

2. Пластово-массивные и массивные природные резервуары рифогенных построек характеризуются высокой степенью латеральной и вертикальной неоднородности, определяемой лито-фациальной зональностью бассейна и цикличностью процесса седиментации.

3. В разрезе рифогенного природного резервуара сирачойского горизонта выделено 7 типов пустотного пространства, закономерности пространственного расположения которых определяется приуроченностью к определенным фациальным зонам и направленностью вторичных процессов.

4. Определяющим фактором обоснования направлений ускоренной разведки рифогенных резервуаров сирачойского горизонта является лито-фациальная зональность.

Практическая значимость и реализация работы:

Выявленные закономерности геологической неоднородности природного резервуара, приуроченного к органогенным постройкам верхнего девона, могут быть использованы при создании геологических моделей, оптимизации размещения разведочных и эксплуатационных скважин и при выборе мероприятий по воздействию на пласт, как в Тимано-Печорской провинции, так и в других нефтегазоносных провинциях.

Основные защищаемые положения:

1. Морфология и геологическая неоднородность природных резервуаров сирачойского горизонта определяется приуроченностью к высокоамплитудным тектоно-седиментационным структурам рифогенной природы.

2. Продуктивные отложения сирачойского горизонта характеризуются высокой степенью неоднородности пустотного пространства, которая определяется разнообразием биоты рифогенных построек, фациальной зональностью, седиментационной цикличностью и направленностью вторичных процессов.

3. Геологическое моделирование рифогенных природных резервуаров сирачойского горизонта должно базироваться на выработанных представлениях о закономерностях пространственной неоднородности рифогенного массива.

4. Выбор системы и методов ускоренной разведки месторождений предусматривает адресное размещение скважин и дифференцированное воздействие на пласт с учетом как морфологии поверхности, так и закономерностей пространственной неоднородности продуктивных отложений. Апробация работы

Отдельные положения диссертационной работы докладывались на научных конференциях РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, на Международном совещании «Геология рифов» в Сыктывкаре в 2005г.

Публикации и личный вклад автора Автор принимал непосредственное участие в подготовке программ геолого-геофизических исследований, создании геологической модели месторождения, а также в решении проблем, связанных с разработкой Средне-Харьягинского месторождения. Вопросы, затронутые в диссертации, освещены в 5 работах в отечественных изданиях, 1 работа находится в печати в зарубежном периодическом журнале (Oil & Gas Journal).

Структура и объём работы Диссертационная работа состоит из ведения, 5 глав и заключения. Содержит 37 рисунков, 5 таблиц. Общий объём диссертации 107 страниц. Список использованной литературы содержит 128 наименования. Диссертация выполнена в аспирантуре Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина на кафедре литологии.

Благодарности

Работа была выполнена в РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина на кафедре Литологии под руководством д.г.-м.н. A.B. Постникова. Автор выражает искреннюю благодарность научному руководителю д.г-м.н. A.B. Постникову, д.г-м.н. В.Г. Кузнецову, д.г-м.н. Е.Г. Журавлеву, к.г-м.н. О.В. Постниковой, к.г-м.н. Ю.В. Ляпунову, другим сотрудникам кафедры Литологии РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, сотрудникам компаний Петро Альянс, Петроанализ, Тверьгеофизика и Paradigm Geophysical.

Заключение диссертации по теме «Геология, поиски и разведка горючих ископаемых», Сергеев, Андрей Евгеньевич

Основные результаты исследований сводятся к следующему.

Ингибированная соляная кислота (без добавок). Обработка исследуемых образцов раствором HCl разных концентраций (без добавок) приводит к снижению первоначальной проницаемости образцов и по раствору и по нефти, хотя первая обработка 12 % кислотой влияет на проницаемость не столь значительно, как 24 % кислотой. При этом последующие фильтрации кислоты только ухудшают первоначальные коллекторские свойства. Изменение времени её фильтрации существенно не влияет на тенденцию ухудшения первоначальной проницаемости. С учетом того, что после воздействия кислоты пористость образцов изменялась мало, а в некоторых случаях даже возрастала, очевидно, что реакция соляной кислоты вызывает изменение объема и структуры порового пространства, но внутри фильтрующих пор происходит формирование нерастворимых продуктов реакции, которые и приводят к ухудшению проницаемости породы. Падение проницаемости отмечено как для низко-, так и для высокопроницаемых карбонатных разностей.

Ингибированная соляная кислота с нефтенолом К Использование нефтенола К в качестве добавки к 12% и 24% соляной кислоте привело не только к снижению тенденции падения проницаемости образцов по нефти после фильтрации кислоты, но и к некоторому увеличению проницаемости. При этом для высокопроницаемых образцов отмечалось увеличение проницаемости образцов при одно- двухкратной фильтрации кислотной композиции, тогда как для образцов с низкими коллекторскими свойствами проницаемость ухудшилась. Ухудшение проницаемости произошло также после третьей обработки НС1 различных концентраций. В некоторых случаях результаты улучшаются при введении в кислотный состав комплексона Л.

Кислотная композиция Химеко К-2 Исследование образцов, обработанных кислотной композицией Химеко К-2 показало, что при однократной обработке первоначальная проницаемость сохраняется, а при повторной обработке даже несколько увеличивается. Однако, при третьей обработке, отмечено некоторое снижение проницаемости всех образцов. По всей видимости, также как и в случае с другими кислотными композициями в поровом пространстве породы происходит отложение нерастворимых осадков, препятствующих фильтрации нефти через каналы фильтрации. Введение в кислотную композицию комплексона Л препятствует отложению в фильтрующих каналах нерастворимых осадков и улучшает вынос продуктов реакции кислотного состава из порового пространства породы.

Кислотная композиция КСПЭО-2ВБ Использование КСПЭО-2ВБ для кислотной обработки карбонатной породы приводит к незначительному увеличению первоначальной проницаемости по нефти после первой обработки. После второй обрабоки наблюдается снижение проницаемости относительно первоначальной. Практически аналогичной была динамика изменения проницаемости по раствору ИаС1.

Кислотная композиция КСПЭО-Р При использовании кислотной композиции КСПЭО-Р проницаемость по нефти после первой обработки уменьшается. Вторая обработка практически не изменяет значение проницаемости. Проницаемость по раствору после первой обработки не меняется, после второй заметно падает.

Кислотная композиция Флек № 1 Для высоко- и низкопроницаемых образцов, обработанных кислотной композицией Флек №1 отмечено снижение проницаемости по нефти (для низкопроницаемого образца незначительное) и по ЫаС1, лишь после первой обработки высокопроницаемого образца проницаемость по раствору несколько увеличилась.

Кислотная композиция КСПЭО-СК Использование для кислотной обработки состава КСПЭО-СК привело к увеличению первоначальной проницаемости по раствору в 1,5 раза, тогда как по нефти проницаемость снизилась почти в 20 раз. Судя по всему, использование азотной кислоты в качестве основы данной кислотной композиции приводит к образованию АСПО во внутрипоровом пространстве пород и для обработки карбонатных пород Средне- Харьягинского месторождения малоэффективно.

Кислотная композиция ПетроАльянс Данная композиция, судя по результатам фильтрации, является неэффективной; проницаемость по нефти снижается в 2 - 5 раз после первой обработки. Вторая обработка приводит к дальнейшему снижению проницаемости.

Ингибированная соляная кислота с добавками лимонной кислоты ил и ТС А + СиБ04

Добавление лимонной кислоты или TGA с CuSC>4 к 15 - 18 % HCl на первом этапе эксперимента позволяет избежать значительного уменьшения проницаемости по нефти. При этом в высокопроницаемых разностях карбонатных пород этот показатель даже несколько увеличивается, тогда как для низкопроницаемых образцов он незначительно снижается.

На основании изменений проницаемости по нефти после кислотных обработок можно выделить ряд составов:

• Ингибированная HCl концентрации 18 - 24 % с суфрактантом нефтенолом К

• Ингибированная HCl концентрации 18 - 24 % с суфрактантом нефтенолом К и комплексоном Лимановского

• Ингибированная HCl концентрации 15 % с лимонной кислотой

• Ингибированная HCl концентрации 15 - 18 % с TGA и CuSC>4

• Химеко К-2

• Химеко К-2 с комплексоном Лимановского

• КСПЭО -2ВБ

• Флек №1

Перечисленные составы в процессе первой кислотной обработки несколько увеличивают проницаемость образцов по нефти или существенно не влияют на ее значение. Вторая обработка приводит к сходным результатам, за исключением двух последних составов -КСПЭО-2ВБ и Флек №1, которые ухудшают коллекторские свойства. После третьей обработки положительный эффект дает ингибированная HCl с нефтенолом К и Химеко К-2 с комплексоном Лимановского. Реагент КСПЭО-2ВБ также улучшает показатель проницаемости после третьей обработки.

Проницаемость по газу изменяется сходным образом. После первой обработки HCl разных концентраций и Химеко К-2 с обычными добавками значение проницаемости увеличивается или не изменяется. КСПЭО-Р в этом случае также не оказывает никакого влияния. При воздействии КСПЭО-2ВБ и Флек №1 проницаемость уменьшается. Вторая обработка приводит к некоторому снижению проницаемости для большинства реагентов, в том числе Химеко К-2, как с комплексоном Лимановского, так и без него. Не ухудшают проницаемость по газу только ингибированная HCl с нефтенолом К и комплексоном Лимановского и КСПЭО-Р.

Результаты изменения проницаемости по раствору NaCl отличаются от рассмотренных выше. Так, составы КСПЭО-СК, КСПЭО-Р, КСПЭО-2ВБ, Флек №1 оказываются предпочтительнее других. Из солянокислых композиций оптимальна 18 - 21 % HCl с нефтенолом К и комплексоном Лимановского. Вторая обработка не вносит существенных изменений.

Пористость по NaCl изменяется не столь значительно, как проницаемость. Наилучшими составами в данном случае являются 12 % HCl (с нефтенолом К и без него) и 18 - 24 % HCl с нефтенолом К, а также реагент Химеко К-2. Однако после второй обработки пористость уменьшается практически при любом кислотном составе. Третья обработка также приводит к уменьшению пористости для большинства образцов, за исключением Химеко К-2 и 12 % HCl с нефтенолом К. Пористость высокопористых образцов не снижается и после обработки HCl без добавок и с более высокой концентрацией.

Преобразования пород и их емкостного пространства в результате кислотной обработки.

Характер преобразований пород и их емкостного пространства определяется структурными особенностями и минеральным составом пород.

Наиболее устойчивыми к воздействию кислоты являются чистые доломиты, характеризующиеся однородным строением кристаллов, слагающих породу. В этих разностях воздействие кислоты на породу практически не устанавливается.

В доломитах, характеризующихся неоднородным зональным строением зерен, процессы растворения идут более интенсивно, по-видимому, по наиболее реакционноспособным зонам, содержащим реликты кальцита.

В наиболее интенсивном проявлении этот процесс выражается в отслаивании пластинок доломита на поверхности кристалла и даже глубоком выщелачивании неоднородных кристаллов по трещинам спайности.

Это же явление прослеживается и в частично доломитизированных разностях. При этом прослеживается выщелачивание межзернового пространства в скоплениях доломита и даже частичная дезинтеграция зерен. Следует отметить, что в данном образце существенного выщелачивания в порах известковых сгустково-комковатых участков породы не отмечается. Предварительно это явление можно объяснить незначительной сообщаемостью этих пор, изолированных инкрустационными каемками кальцита.

В целом можно предположить, что кислотная обработка вторичных доломитов либо мало эффективна для наиболее однородных разностей, либо должна существенно улучшать их ФЕС, поскольку дезинтеграция зерен относительно незначительна, а каналы фильтрации существенно расширяются. Особенно ярко это должно проявляться для разностей, не обладающих реликтовыми структурами и остатками известковых скоплений.

Заключение

Многообразие типов пустотного пространства, особенности распределения в разрезе пород-коллекторов, их гидродинамическая разобщенность, пространственные ограничения пластов-коллекторов, определяемые литолого-фациальной зональностью, обусловливают особенности разведки нефтяных месторождений, приуроченных к рифовым комплексам.

• В результате комплексного литолого-фациального, петрофизического и геофизического анализа разработана фациально-палеогеографическая схема формирования верхнедевонских рифов сирачойского горизонта. В строении горизонта выделены центральные (ядерные), склоновые, бассейновые и депрессионные литофациальные зоны. В соответствии с общей зональностью для различных стратиграфических подразделений (пачек) устанавливается определенная смена литотипов по латерали. Характерной особенностью рифогенного комплекса является закономерное расположение литологических типов пород по разрезу и латерали, контролируемое фациальной зональностью, причем смена пород и формирующей фауны происходит достаточно резко на коротких расстояниях

• Закономерность распределения геологической неоднородности пород определяется фациально-генетической природой формирования сирачойского горизонта, цикличностью процессов седиментации и постседиментационными преобразованиями. Условия седиментации определили как первичные фильтрационно-емкостные свойства пород, так и направленность вторичных процессов. Каждая из выделенных литофациальных зон характеризуется определенными особенностями емкостного пространства слагающих их пород.

• Использование результатов анализа сейсмических атрибутов, и комплексирование использования с данными литологических исследований, позволит устанавливать размещение лито-фациальных зон в пределах рифогенных построек, и, как следствие, прогнозировать распределение фильтрационно-емкостных свойств. Такой подход вполне применим как на данном месторождении при дальнейшем разбуривании, так и на подобных ему для заложения поисковых и разведочных скважин.

• Параметризация геологических моделей природных резервуаров рифогенных комплексов должна проводиться на основе результатов лито-фациального анализа и закономерностей распространения пород-коллекторов в объеме ПР.

• Установление закономерности распределения лито-фациальных зон является одним из основополагающих факторов рациональной системы поиска и разведки месторождений, приуроченных к рифогенным постройкам сирачойского горизонта верхнего девона.

• Результаты исследований влияния соляной кислоты и кислотных композиций на фильтрационно-емкостные свойства карбонатных пород Средне-Харьягинского месторождения свидетельствуют о необходимости адресного воздействия на выявленные породы, формирующие разрез, что выражается в подборе кислотных композитов с учетом закономерностей распределения литотипов по разрезу.

Выявление и учет подобных факторов на аналогичных месторождениях позволит повысить эффективность разведки месторождений, приуроченных к органогенным постройкам.

Список литературы диссертационного исследования кандидат геолого-минералогических наук Сергеев, Андрей Евгеньевич, 2007 год

1. Азаматов В.И., Свихнушин Н.М. Методы изучения неоднородных коллекторов в связи с оценкой запасов нефти и газа // М., Недра, 1976;

2. Аксенов A.A., Королюк И.К., Гогоненков Г.Н., Филиппов В.П. и др. Нефтегазоносность ловушек органогенного типа. М.: Академия горных наук, 1994.

3. Аксенов А.А ,Филиппов В.П. Фурсов А.Я, Гомзиков В.К и др. Методика ускоренной подготовки залежей к разработке. М.: ВНИИНефть, 1996.

4. Аллахвердиева Р.Г., Борисов Ю.П., Гордеев Ю.М. Вытеснение нефти повышенной вязкости водогазовой смесью // Нефтяная промышленность, серия Нефтепромысловое дело, 1979, № 3, с.18-19;

5. Амиян В.А., Амиян A.B. Повышение производительности скважин // М., Недра, 1986;

6. Ампилов В.П. Сейсмическая интерпретация: опыт и проблемы // М., Геоинформмарк, 2004;

7. Атлас типовых моделей карбонатных резервуаров нефти и газа Европейской части России под редакцией Фортунатовой Н.К.//М., ВНИГНИ, 1999;

8. Амелин И.Д., Давыдов A.B., Лебединец Н.П. Анализ разработки нефтяных залежей в трещиноватых коллекторах // М., 1991;

9. Ахметов З.М., Шевалиев A.M. Исследование эффективности нестационарного воздействия на нефтяные пласты // М., ВНИИОЭНГ, 1993, 57 е.;

10. Багринцева К.И. Условия формирования и свойства карбонатных коллекторов нефти и газа // М., РГГУ, 1999;

11. Баренблатт Г.И„ Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах // М., Недра, 1984 г., 208 е.;

12. Басин Я.Н., Новгородов В.А., Петерсилье В.И. Оценка подсчетных параметров газовых и нефтяных залежей в карбонатном разрезе по геофизическим данным // М., Недра, 1987;

13. Беляева Н.В., Корзун A.JL, Петрова Л.В. Модель седиментации франско-турнейских отложений на северо-востоке европейской платформы (в связи с формированием рифовых результатов) // Санкт-Петербург, Наука, 1998;

14. Богомолова А.Ф., Глазова В.М. Влияние неоднородности нефтяных и газовых пластов на распределение остаточной воды // Нефтепромысловое дело, ВНИИОЭНГ, 1970, № 9, с.15-18;

15. Боксерман A.A. Желтов Ю.П., Кочешков A.A. О движении несмешивающихся жидкостей в трещиновато-пористой среде //Докл. АН СССР, 1964, т. 155, № 6, с. 1282-1285;

16. Буевич Ю.А., Мамбетов У.М. К теории совместной фильтрации несмешивающихся жидкостей // Инженерно-физический журнал, 1991, т.60, 1, с.98-107;

17. Булыгин В.Я. Гидромеханика нефтяного пласта // М., Недра, 1974, 230 е.;

18. Булыгин В.Я. Имитация разработки залежей нефти // М., Недра, 1990, 224с.;

19. Буслов В.В. Факторы влияния на эффективность вытеснения нефти газами высокого давления // Нефтяное хозяйство, 1977, № 1, с.35-36;

20. Быков Н.Е., Америка Л.Д., Черницкий A.B. Повариантное проектирование разведки многопластовых нефтяных месторождений // М., Недра, 1978;

21. Вадецкий Ю.В., Обморышев K.M., Окунь Б.И. Испытание трещинных коллекторов в процессе бурения // М., Недра, 1976;

22. Вальденштейн Б.Ю., Резванов P.A. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов // М., Недра, 1978, 318 с.;

23. Викторин В.Д, Лыков H.A. Разработка нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам // М., Недра, 1980;

24. Влияние вторичных изменений пород осадочных комплексов на их нефтегазоносность //ВИГРИ, Ленинград, 1982;

25. Влияние закачки обогащенного газа высокого давления на показатели разработки западного залива Ключевского месторождения /Антониади Д.Г. и др./ Нефтяное хозяйство, 1973, № 10, с. 30-33;

26. Влияние свойств горных пород на движение в них жидкости /А. Бан, А.Ф. Богомолова, В.А. Максимов и др. //Гостоптехиздат, 1962, 75 с.

27. Временная инструкция для проведения соляно-кислотных обработок в газовых скважинах. Нижне-Волжский научно-исследовательский институт геологии и геофизики. Саратов, 1970, с.20-21.

28. Гаобриэлянц Г,А., Карпушин В.З., Пороскун В.И. Методика разведки массивных залежей нефти и газа // М., Недра, 1978;

29. Габриэлянц Г.А., Пороскун В.И., Сорокин Ю.В. Методика поисков и разведки залежей нефти и газа // М., Недра, 1985;

30. Газизов А.Ш. Повышение нефтеотдачи пластов ограничением движения вод химическими реагентами // Нефтяное хозяйство, 1992, № 1, с.20-22;

31. Гавура В.Е. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений // М., ВНИИОЭНГ, 1995;

32. Гавура В.Е., Исайчев В.В., Курбанов А.К. Современные методы и системы разработки газонефтяных залежей // М., ВНИИОЭНГ, 1994;

33. Галлеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья //М., КУбК-а, 1997;

34. Геолого-технологические исследования в процессе бурения РД 39-0147716-102-87 //Уфа, 1987;

35. Геологическое строение доманиково-турнейского нефтегазоносного комплекса на территории центральной части Печоро-Колвинского авлакогена и прилегающей части Хорейверской впадины (отчет) // Ухта, ГУП PK ТП НИЦ, 2003;

36. Геология рифов // Материалы международного совещания // Сыктывкар. 2005 г.;

37. Геолого-физические условия эффективного применения методов увеличения нефтеотдачи пластов / M.JI, Сургучев, А.Т. Горбунов, С.А. Жданов и др. // Нефтяное хозяйство, 1979, № 4, с.29-34;

38. Геден В.Г. Тектоника Тимана // Ленинград, Наука, 1987;

39. Гиматудинов Ш.К., Борисов Ю.П. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации месторождений. Проектирование разработки // М., Недра, 1983;

40. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта // М., Недра, 1971, 282 е.;

41. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта // М., Недра, 1982,312 с.;

42. Глазова В.М. Совершенствование методов интенсификации притока нефти к забою скважин путем кислотных обработок. М.,ВНИИОЭНГ,1986 г. 57с.

43. Гоголашвили Т.Л., Ю.В. Баранов. Ингибиторы кислотной коррозии на базе отходов азотсодержащих соединений.// Нефтепромысловое дело. 2000.№11. С. 32-33.

44. Горбанец В.К., Конев В.Д. Совершенствование разработки частично заводненных месторождений с применением метода вытеснения нефти газом высокого давления // Нефтяное хозяйство, 1979, № 3, с.30-35;

45. Грунис Е.Б. Ускоренная разведка и освоение залежей нефти в сложнопостроенных ловушках (на примере востока Русской плиты) II Санкт-Петербург, ВНИГРИ, 1995;

46. Гузь Д.Д., Осмоловская Г.В. Опыт использования нефтяного и природного газа за рубежом // Обзор зарубежной литературы, сер. Газовое дело, М., ВНИИОЭНГ, 1970, 79 е.;

47. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщения горных пород II М., Недра, 1975, 358 с;

48. Дегтярев Н.М., Полянский В.Г., Багов P.A. Применение газа высокого давления и углеводородных растворителей для увеличения нефтеотдачи пластов // Состояние и перспективы применения методов увеличения нефтеотдачи пластов, М., ВНИИОЭНГ, 1977, с.36-40;

49. Дементьев Л.Ф., Шурубор Ю.В., Азаматов В.И. Оценка промышленных запасов нефти, газа газоконденсата // М., Недра, 1981;

50. Дмитриевский А.Н., Самсовнов Ю.В., Илюхин Л.Н. Зоны нефтегазонакопления в карбонатных отложениях Сибирской платформы // М., Недра, 1993;

51. Ентов В.М. Механика течений в пористых средах II Изв. РАН, Механика жидкости и газа, 1992, №6, с.90-102;

52. Ентов В.М. Физико-химическая гидродинамика процессов в пористых средах (математические модели методов повышения нефтеотдачи) // Препринт/Ин-т проблем механики: № 186, М., 1980, 96 е.;

53. Ентов В.М., Зазовский А.Ф. Гидродинамика процессов повышения нефтеотдачи // М., Недра, 1989, 233 е.;

54. Еременко H.A. Индикаторы обстановок формирования залежей углеводородов (сборник научных трудов) // М., Наука, 1988;

55. Жданов A.C., Стасенков В.В. Комплексное изучение коллекторских свойств продуктивных пластов// М., Недра, 1976, 137 е.;

56. Желтов Ю.В., Глебов В.Г. Состояния проблемы повышения нефтегазоотдачи пластов // Вопросы нелинейной фильтрации и нефтегазоотдачи при разработке нефтяных и газовых месторождений, М., 1972, 82-100;

57. Желтов Ю.В., Рыжик В.М., Кисиленко Б.Е. Оценка коэффициента охвата при проектировании разработки месторождений нефти высокой вязкости // Геология нефти и газа, 1970, № 3, с. 32-36;

58. Желтов Ю.В., Рыжик В.М., Мартос В.Н. Разработка нефтегазоконденсатных залежей с поддержанием пластового давления закачкой воды // Физико-геологические факторы при разработке нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений, М., 1969, с.7-12;

59. Жемчугова В.А. Природные резервуары в карбонатных формациях Печорского нефтегазоносного бассейна // М., МГГУ, 2002;

60. Жемчугова В.А., Мельников C.B., Данилов В.Н. Нижний палеозой Печорского нефтегазоносного бассейна // М., Академия горных наук, 2001 ;

61. Забродин П.И., Кундин С.А., Курбанов А.К. Исследования вытеснения нефти оторочкой загущенной воды // Теория и практика добычи нефти, М., 1966, с. 109119;

62. Зак С.А., Чен-Сен Э. Определение относительных фазовых проницаемостей по капиллярным кривым с помощью теории перколяции // Методы повышения нефтеотдачи пластов, Тр. ВНИИ, вып. 96, М., 1986, с. 194-201;

63. Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений // М., 1998;

64. Закиров Э.С. Трехмерные многофазные задачи прогнозирования, анализа и регулирования разработки месторождений нефти и газа // М., 2001;

65. Закономерности размещения карбонатных трещинных коллекторов нефти и газа //Ленинград, Недра, 1977;

66. Закс С.Л. Повышение нефтеотдачи пласта нагнетанием газов // М., Гостоптехиздат, 1963, 192 е.;

67. Золоева Г.М., Фарманова Н.В., Царева Н.В., Куликов Б.Н., Силина Л.В. Изучение карбонатных коллекторов методами промысловой геофизики // М., Недра, 1977;

68. Ибрагимов Л.Х, Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти // М., Наука, 2000; Ибрагимов Г.З. и др. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти: справочник. М.: Недра, 1991.-384с.

69. Ибрагимов Л.Х. и др. Интенсификация добычи нефти. М.: Наука, 2000. С. 55-57.

70. Иванов В.А., Храмова В.Т., Дияров Д.О. Структура порового пространства коллекторов нефти и газа// М., Недра, 1974, 94 е.;

71. Инструкция про применению классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов //М., ГКЗ, 1984;

72. Итенберг С.С., Шнурман Г.А. Интерпретация результатов каротажа сложных коллекторов. М.: Недра, 1984.

73. Каламкаров Л.В. Нефтегазоносные провинции и области России и сопредельных стран // М., ГУНГ, 2003;

74. Каневская Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов // М., РГУНГ, 2003;

75. Киркинская В.Н., Смехов Е.М. Карбонатные породы-коллекторы нефти и газа // Ленинград, Недра, 1981;

76. Комплексное палеонтологическое обоснование возраста карбонатных отложений верхнего девона Средне-Харьягинского месторождения (отчет) //Ухта, ГУП РК ТП НИЦ, 2005;

77. Кузнецов В.Г. Природные резервуары нефти и газа карбонатных отложений // М., Недра, 1992;

78. Кузнецов О.Л., Симкин Э.М., Чилингар Дж. Физические основы вибрационного и акустического воздействия на нефтегазовые пласты // М., Мир, 2001;

79. Кузьмин B.C., Руднев А.Г. Опыт применения композиции ДН-9010 для интенсификации нефти из карбонатных коллекторов месторождений ЗАО "СП Нафта-Ульяновск ".// Интервал.2001.№7. с.20-23.

80. Лебединец Н.П. Изучение и разработка нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами // М., Наука, 1997;

81. Литология и нефтегазоносность карбонатных отложений // Сыктывкар, Коми научный центр институт геологии, 2001;

82. Лысенко В.Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений // М., Недра, 1987;

83. Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений (проектирование и анализ) //М., Недра, 2003;

84. Майдебор В.Н. Особенности разработки нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами // М., Недра, 1980;

85. Махмудбеков Э.А., Вольнов А.И. Интенсификация добычи нефти // М., Недра, 1975;

86. Меликов-Пашаев B.C., Власенко В.В., Серегина В.Н. Давление насыщения в нефтяных скважинах // М., Недра, 1978;

87. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом // М., ВНИГРИ, 2003;

88. Методические указания по геолого-промысловому анализу и разработке нефтяных залежей и месторождений //М., Министерство Энергетики РФ, 2002;

89. Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений (Часть 1. Геологические модели) // М„ ВНИИОЭНГ, 2003;

90. Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений (Часть 2. Фильтрационные модели) // М„ ВНИИОЭНГ, 2003;

91. Мовшович Э.Б., Кнепель М.Н., Несмеянова Л.И., Польстер Л.А Принципы выявления зон фациального контроля нефтегазонакопления // М., Недра, 1981;

92. Мусин М.М., Муслимов Р.Х., Сайфуллин З.Г, Фаткуллин А.Х. Исследование механизма заводнения неоднородных пластов // Казань, 2001;

93. Мушин И.А., Корольков Ю.С., Чернов A.A. Выявление и картирование дизъюнктивных дислокаций методами разведочной геофизики // М., Научный мир, 2001;

94. Нефтегазоносность и геолого-геофизическая изученность Тимано-Печорской провинции: история, современность, перспективы // Минприроды PK, 1999;

95. Овчаренко A.B., Сафонов A.C., Ермаков Б.В. Новые геофизические технологии прогнозирования нефтегазоносности // М., Научный мир, 2001;

96. Овчаренко A.B. Поиски и разведка залежей нефти и газа в карбонатных комплексах древних платформ // М., Недра, 1985;

97. Орлов Л.И., Карпов Е.Н, Топорков В.Г. Петрофизические исследования коллекторов нефти и газа // М., Недра, 1987;

98. Нестеров И.И., Васильев В.Б. Теория и практика нефтегазоразведочных работ//М.,Недра, 1993;

99. Никонов Н.И. Курс лекций «Рациональный комплекс поисково-разведочных работ на нефть и газ» // Ухта, 2002;

100. Постникова И.Е. Методы изучение карбонатных формаций платформенных областей //М., Недра, 1988;

101. Постников A.B., Постникова О.В. и др. Характеристика разреза Средне-Харьягинской скв.12. Отчет о литологическом исследовании керна Средне-Харьягинского месторождения.// М. 2004 г.

102. Поляков Е.А. Методика изучения физических свойств коллекторов нефти и газа // М., Недра, 1981;

103. Правила геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах//М., 1999;

104. Ревизский Ю.В., Дыбленко В.П. Исследование и обоснование механизма нефтеотдачи пластов с применением физических методов // М., Недра, 2002;

105. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газоконденсатных месторождений // М., Министерство топлива и энергетики РФ, 2000;

106. Ревизский Ю.В., Дыбленко В.П. Исследование и обоснование механизма нефтеотдачи пластов с применением физических методов // М., Недра, 2002;

107. Сафиева Р.З. Физикохимия нефтей // М., Химия, 1998;

108. Сидоровский В.А. Вскрытие пластов и повышение продуктивности скважин. М.: Недра, 1978. 256с.

109. Смехов Е.М., Дорофеева Т.В. Вторичная пористость горных пород-коллекторов нефти и газа // Ленинград, Недра, 1987;

110. Современные проблемы геологии нефти и газа // М., Научный мир, 2001;

111. Султанов С.А. // Контроль за заводнением нефтяных пластов // М., Недра, 1974;

112. Сургучев M.J1. , Колганов В.И., Гавура A.B. и др. Извлечение нефти из карбонатных коллекторов // М., Недра, 1987;

113. Сучков Б.М. Добыча нефти из карбонатных коллекторов //Москва — Ижевск, 2005;

114. Теслюк Е.В., Теслюк P.E. Термодинамика проектирования разработки нефтяных месторождений //М., Грааль, 2002г.

115. Тимано-Печорский седиментационный бассейн (объяснительная записка к «Атласу геологических карт») //ГУП ТП НИЦ, г. Ухта, 2002;

116. Физико-химические методы повышения производительности скважин. М.,ВНИИОЭНГ,1974 г. 67с

117. Халимов Э.М., Леви Б.И., Дзюба В.И. Технология повышения нефтеотдачи пластов // М., Недра, 1984;

118. Халимов Э.М., Столбова Т.М. Комплексное изучение геологического строения многопластовых нефтяных месторождений // М., Недра, 1975;

119. Хисамов P.C., Газизов A.A., Газизов А.Ш. Увеличение охвата продуктивных пластов воздействием // М., ВНИИОЭНГ, 2003;

120. Шарбатова И.Н., Сургучев М.Л. Циклическое воздействие на неоднородные нефтяные пласты //М., Недра, 1988;

121. Шаров В.Н.,. Гусев В.И. Оператор по химической обработке скважин. М.:Недра, 1983.142 с.

122. Шмонов В.М., Витовтова В.М., Жариков A.B. Флюидная проницаемость пород земной коры // М., Научный мир, 2002;

123. Элланский М.М. Петрофизические основы комплексной интерпретации данных геофизических исследований скважин (методическое пособие) /М., РАЕН, РГУНГ, 2001;

124. Carbonate Seismology/edited by Ibrahim Palaz, Kurt J. Marfurt (Series: Geophysical development series) USA, 2003;

125. Hardrock Seismic Exploration /edited by D.W.Eaton, B. Milkereit;

126. Interpretation of Three-Dimensional Seismic Data;

127. Reservoir geophysics / edited by R. Sheriff;