Обоснование постановки поисково-оценочных работ на Южно-Орловском месторождении

Сернистый ангидрид (SO2) - бесцветный газ с резким запахом. Хорошо растворим в воде с образованием сернистой кислоты. Токсичен. Поступает в организм человека через дыхательные пути. В легких случаях отравления появляется кашель, насморк, слезотечение, чувство сухости в горле, осиплость, боль в груди. При острых отравлениях средней тяжести, кроме того, головная боль, головокружение, общая слабость, боль в подложечной области. При осмотре - признаки химического ожога слизистых оболочек дыхательных путей. Длительное воздействие может вызвать хроническое отравление. Возможны поражения печени, системы крови, развитие пневмосклероза. При контакте с растениями разрушается хлорофилл листьев и замедляется процесс фотосинтеза.

Сажа - продукт неполного сгорания или термического разложения углеродистых веществ, представляющий собой весьма тонкий черный порошок, состоящий из высокодисперсных частиц, главным образом, углерода (88,8-99,6 %). Кроме того, в ней содержатся водород (0,1-1,0 %), кислород (4,5 %) и незначительные количества минеральных примесей, газов и водяных паров. Истинная плотность сажи 1750-2000 мг/м³. Объемное число сажи колеблется в широких пределах от 3 до 5 см³/г. Сажевые частицы не взаимодействуют с кислородом воздуха и поэтому удаляются только за счет коагуляции и осаждения, которые идут очень медленно. Сажа может воспламениться в присутствии открытого огня и медленно гореть с образованием оксида углерода. Если содержание сажи в воздухе превышает 8,0 %, ее нужно рассматривать как взрывоопасное вещество. Контакты с сажей обычно вызывают конъюнктивит. Серьезную опасность представляет собой пневмония, которая может возникнуть при вдыхании сажи, содержащей ванадий.

Формальдегид - при обычных условиях газ с резким неприятным запахом, хорошо растворимый в воде; 40 %-ый водный раствор формальдегида, называемый формалином, широко применяется в медицинской практике. Формальдегид обладает ярко выраженным наркотическим действием.

Керосин получают компаундированием прямогонных фракций нефти. Действие сходно с бензином, но оно сильнее раздражает слизистую оболочку и кожу.

Бенз(а)пирен - является наиболее типичным химическим канцерогеном окружающей среды. Присутствует в атмосферном воздухе населенных мест и их окрестностей, в воздухе производственных и жилых помещений, в воде открытых водоемов, включая воду океанов, в растениях и почве. Поступает в организм через кожу, органы дыхания, пищеварительный тракт трансплацентарным путем.

Основные показатели токсичности и санитарно-гигиенические нормативы содержания загрязняющих веществ в атмосфере приведены в таблице 1.

Таблица 1.

Показатели токсичности и санитарно-гигиенические нормативы содержания загрязняющих веществ в атмосфере

Код	Загрязняющее вещество	ЛК50, мг/дм3	ПДК и ОБУВ, мг/м3	Класс опасности
			максимально разовая	среднесуточная	рабочей зоны	ОБУВ
123	Оксид железа	-	-	0,04	-	-	3
143	Марганец и его соединения	-	0,01	0,001	0,1	-	2
301	Двуокись азота	0,14	0,085	0,04	2	-	2
328	Сажа	-	0,15	0,05	3,5	-	3
333	Сероводород	-	0,008	-	10	-	2
330	Сернистый ангидрид	-	0,5	0,05	10	-	3
337	Окись углерода	3,6	5	3	20	-	4
342	Фтористый водород	0,45	0,02	0,005	50	-	2
415	Углеводороды С1_С5	-	-	-	300	50	-
1325	Формальдегид	-	-	-	5	0,03	-
1716	Одорант СПМ	-	5х10-5	-	-	-	3
2908	Пыль неорганическая SiO270-20%	-	0,3	0,1	-	-	3
2732	Керосин	-	-	-	300	1,2	-
2754	Углеводороды С12_С19	-	1,0	-	300	-	4
2902	Аэрозоль краски	0,5	0,15	-	-	-	3

Поверхностные и подземные воды

При нефтедобыче возможно воздействие на подземные воды зоны свободного водообмена и поверхностные воды. Техногенным загрязнением вод считается появление в них вредных примесей в количествах, нарушающих способность среды к самоочищению, что делает эту воду частично или полностью непригодной для использования.

Загрязнение вод выражается в увеличении их минерализации, повышении содержания типичных для них химических компонентов и несвойственных веществ (органических и неорганических), изменениях температуры, появлении запаха, окраски, микроорганизмов. Загрязнение водной среды может быть химическим и углеводородным.

Возникновение химического загрязнения в процессе разработки месторождения может быть связано как с проведением буровых работ (наличие шламовых амбаров, бурового раствора, химреагентов), так и с эксплуатацией нефтепромысловых и сопутствующих сооружений (межколонные перетоки и аварийные порывы трубопроводов, загрязнение от бытовых сооружений).

Наиболее часто встречаемыми видами химического загрязнения поверхностных и подземных вод в районе нефтедобычи происходящего в являются: сульфатное, сульфатно-хлоридное и хлоридное.

Углеводородное (нефтяное) загрязнение является наиболее опасным, что связано с высокой токсичностью и миграционной способностью отдельных компонентов нефти. Углеводородное загрязнение может происходить как с поверхности земли, так и в результате межпластовых перетоков. Наиболее интенсивное и опасное загрязнение происходит за счет разливов нефти из нефтепроводов и аппаратов, вследствие неудовлетворительного контроля за их состоянием.

Покрывая пленкой значительные участки водной поверхности (1 тонна нефти способна образовать на поверхности открытых водоемов сплошную пленку площадью 2,6 км), нефть нарушает кислородный, углекислотный и другие виды газового обмена в поверхностных слоях воды и пагубно воздействуют на речную и озерную фауну и флору. Даже при концентрации нефти и нефтепродуктов в воде водоемов менее 1 г/м³ происходит подавление жизнедеятельности фитопланктона и возможно уничтожение планктона в целом. Нефть и нефтепродукты пагубно воздействуют на донные организмы (бентос).

Даже незначительные концентрации нефти приводят к изменению состава крови и нарушению углеводородного обмена рыб. Содержание нефти в воде более 0,1 г/м³ придает рыбам специфический запах и привкус, которые невозможно устранить даже при технологической обработке.

Наряду с нефтью и нефтепродуктами, синтетические поверхностно-активные вещества (СПАВ) - другие наиболее распространенные токсичные химические загрязняющие вещества водоемов при бурении скважин, сборе и транспортировке нефти.

СПАВ образуют стойкие пены, резко снижают эффективность биохимических методов очистки сточных вод, прекращают (даже при незначительных концентрациях) рост водорослей. Сильное токсичное воздействие СПАВ проявляется при концентрациях в воде порядка 2 г/м³. На рассматриваемом объекте СПАВ применяют для улучшения условий бурения скважин, борьбы с отложениями парафина. СПАВ оказывают отрицательное влияние на качество воды, самоочищающуюся способность водоемов, организм человека, а также усиливают неблагоприятное действие других токсичных веществ.

Предельно-допустимые концентрации (ПДК) и класс опасности токсичных веществ, встречающихся в сточных водах, образующихся в процессе бурения и являющихся источниками загрязнения поверхностных и подземных природных водоисточников, приведены в таблице 2 в соответствии с «Перечнем рыбохозяйственных нормативов: предельно допустимых концентраций (ПДК) и ориентировочно безопасных уровней воздействия (ОБУВ) вредных веществ для воды водных объектов, имеющих рыбохозяйственное значение», (утвержден Приказом Комитета Российской Федерации по рыболовству от 28 апреля 1999г., №96) и ГН 2.1.5.1315-03 «Предельно допустимые концентрации (ПДК) химических веществ в воде водных объектов хозяйственно-питьевого и культурно-бытового водопользования».

Таблица 2

Предельно-допустимые концентрации загрязняющих веществ в водной среде

Наименование загрязняющих веществ	ПДК загрязняющих веществ в воде, поверхностных водоисточников, г/м3
	водоемов, используемых для рыбохозяйствен-ных целей	водоемов хоз-питьевого и культурно-бытового водопользования	Класс опасности
Нефть и нефтепродукты	0,05	0,1	3
БПК полн.	3,0	3,0	-
Сульфаты (анион)	100	500	4
Хлориды (анион)	300	350	4
Аммоний солевой	0,5	1,0	4
Фосфаты	0,2	3,5	4
Калий (катион)	50	-	4
Магний (катион)	40	-	4
Кальций (катион)	180	-	4
Ингибитор коррозии	0,1	-	3
СПАВ	0,3-0,5	0,5	4
Барит	2,0	0,1	4

Почвенный покров

Жидкие углеводороды (нефть) при разливе ухудшают состав корневого почвенного питания растений и резко снижают урожайность. При больших разливах нефти деревья полностью теряют листву, нередко и за пределами зоны непосредственного загрязнения.

Кроме того, в процессе строительства и эксплуатации объектов и сооружений нефтегазодобычи месторождения будут образовываться следующие виды отходов:

- щебень, песок, металл, древесина;

- буровой шлам, отработанные буровые растворы, буровые сточные воды;

- бытовые отходы.

В соответствии с «Федеральным классификационным каталогом отходов», утвержденным Приказом МПР РФ от 2.12.2002 г., №786 и «Дополнением к федеральному классификационному каталогу отходов», утвержденным приказом МПР от 30.07.2003 г., №663. Вышеперечисленные отходы относятся к III, IV и V классам опасности.

В процессе утилизации и захоронения отходов возможно нанесение ущерба почвенно-растительному покрову. Загрязнение почв выражается в уничтожении микроорганизмов, повышающих плодородие почв, уменьшении содержания гумуса в почве, что делает ее частично или полностью непригодной для хозяйственного использования.

В таблице 3 приведены ПДК и ориентировочно допустимые количества (ОДК) химических веществ в почве.

Таблица 3

Предельно-допустимые концентрации (ПДК) и ориентировочно допустимые количества (ОДК) химических веществ в почве

Наименование вещества	Величина ПДК мг/кг почвы с учетом фона (кларка)	Лимитирующий показатель
Медь1)	3,0	Общесанитарный
Никель 1)	4,0	-«-
Свинец 1)	6,0	-«-
Хром 1)	6,0	-«-
Кобальт2)	5,0	-«-
Бенз(а)пирен	0,02	Общесанитарный
Бензин	0,1	Воздушно-миграционный
Нитраты	13,0	Водо-миграционный
Хлористый калий	560,0	-«-
Формальдегид	17,0	-«-

Примечания:

1) - подвижная форма элемента, извлекаемая из почв ацетатно-аммонийным буферным раствором с рН=4,8;

2)- подвижная форма кобальта, извлекаемая из почвы натриевым буферным раствором с рН=3,5 и рН=4,7 для сероземов и ацетатно-аммонийным буферным раствором с рН=4,8 для остальных типов почв.

В целях предотвращения попадания в окружающую среду перечисленных загрязняющих веществ и нейтрализации техногенной нагрузки настоящим проектом предусматривается проведение специальных технологических и природоохранных мероприятий.

7. Охрана недр и рациональное использование минеральных ресурсов

Данный раздел выполнен в соответствии с действующими документами:

- Закон РФ «О недрах» от 21.02.1992 г. №2395-1 (в ред. от.03.03.1995 г.) (с изм. и доп. от 10.02.1999 г., 2.01.2000 г., 14.05 и 08.08.2001 г., 29.05.2002 г.);

- ПБ 07-601-03 «Правила охраны недр», утвержденные постановлением Госгортехнадзора России от 06.06.2003г.

- СП 2.1.5.1059.-01 «Гигиенические требования к охране подземных вод от загрязнения»;

- «Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений», РД 153-39.0-109-01;

- «Правила разработки нефтяных и газовых месторождений», утвержденные 12.10.1984 г.

- «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утвержденные постановлением Госгортехнадзора РФ от 5 июня 2003 г., №56.

В соответствии с Законом Российской Федерации «О недрах», (ст. 23) основными требованиями по рациональному использованию и охране недр являются:

- обеспечение полноты геологического изучения, рационального комплексного использования и охраны недр;

- проведение опережающего геологического изучения недр, обеспечивающего достоверную оценку запасов полезных ископаемых или свойства участка недр, предоставленного в пользование в целях, не связанных с добычей полезных ископаемых;

- обеспечение наиболее полного извлечения из недр запасов основных и совместно с ним и залегающих полезных ископаемых и попутных компонентов;

- достоверный учет извлекаемых и оставляемых в недрах запасов основных и совместно с ним и залегающих полезных ископаемых и попутных компонентов при разработке месторождений полезных ископаемых;

- охрана месторождений полезных ископаемых от затопления, обводнения, пожаров и других факторов, снижающих качество полезных ископаемых и промышленную ценность месторождений или осложняющих их разработку;

- предотвращение загрязнения недр при проведении работ, связанных с пользованием недрами, особенно при подземном хранении нефти, газа или иных веществ и материалов, захоронении вредных веществ и отходов производства, сбросе сточных вод;

- соблюдение установленного порядка консервации и ликвидации предприятий по добыче полезных ископаемых;

- предупреждение самовольной застройки площадей залегания полезных ископаемых и соблюдение установленного порядка использования этих площадей в иных целях;

- предотвращение накопления промышленных и бытовых отходов на площадях водосбора и в местах залегания подземных вод, используемых для питьевого и промышленного водоснабжения.

С целью уточнения геометризации выявленных залежей нефти, определения положения ВНК и оценки промышленной нефтеносности юго-западного купола, планируется пробурить две проектные скважины (№№ 27, 28).

Для сбора продукции на месторождении, в соответствии с «Унифицированными технологическими схемами сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов» (РД 39-014811-605-86), реализована напорная герметизированная система сбора нефти и газа, которая позволяет обеспечить безопасные условия эксплуатации, охрану окружающей природной среды и максимальную сохранность добываемого углеводородного сырья. Для борьбы с отложениями парафина и интенсивной коррозией подземного оборудования скважин применяется пропарка оборудования или промывка скважин горячей нефтью и ввод ингибитора коррозии через дозирующее устройство на устье. При наличии отложения солей используются ингибиторы солеотложения. Конструкция скважины в части надежности, технологичности и безопасности должна обеспечивать:

- максимальное использование пластовой энергии продуктивных горизонтов в процессе эксплуатации за счет оптимального диаметра эксплуатационной колонны и возможности достижения проектного уровня гидродинамической связи продуктивных отложений со стволом скважины;

- применение эффективного оборудования, оптимальных способов и режимов эксплуатации, поддержания пластового давления, теплового воздействия и других методов повышения нефтеотдачи пластов;

- условия безопасного ведения работ без аварий и осложнений на всех этапах строительства и эксплуатации скважины;

- получение необходимой горно-геологической информации по вскрываемому разрезу;

- условия охраны недр и окружающей среды, в первую очередь, за счет прочности и долговечности крепи скважины, герметичности обсадных колонн и кольцевых пространств, а также изоляции флюидосодержащих горизонтов друг от друга, от проницаемых пород и дневной поверхности;

- максимальную унификацию по типоразмерам обсадных труб и ствола скважины.

Техника безопасности при бурении интервалов, содержащих сероводород, предусматривает выполнение следующих требований:

- параметры бурового раствора при вскрытии зоны поддерживать согласно геолого-технического наряда;

- иметь средства контроля окружающей среды - газоанализатор «Анкат»;

- иметь два обратных клапана под бурильный инструмент и три шаровых крана;

- после спуска инструмента необходимо промывать скважину в течение одного цикла перед подъемом инструмента и по окончании бурения - в течение двух циклов;

- спускать инструмент с применением гидротормоза;

- рабочие емкости должны быть оснащены мерной рейкой;

- превенторная обвязка должна позволять закачивать буровой раствор в затрубное пространство при закрытом превенторе через манифольд;

- оборудование приточно-вытяжной вентиляции в закрытых помещениях.

Вскрытие продуктивных пластов в процессе проводки скважины проводится при роторном способе бурения (пониженная подача насосов) на буровом растворе с фильтрацией 3-5 см³ за 30 мин. Ограничивается скорость спуско-подъемных операций с бурильным инструментом до 1 м/сек, что позволяет снизить гидродинамические нагрузки на продуктивные пласты.

Работы по освоению скважин могут быть начаты при обеспечении следующих условий:

- высота подъема цементного раствора за эксплуатационной колонной и качество сформированной крепи отвечает проекту и требованиям охраны недр;

- эксплуатационная колонна прошаблонирована, опрессована совместно с колонной головкой и превенторной установкой, герметична при максимально ожидаемом давлении на устье скважины;

- устье с превенторной установкой, манифольдный блок и выкидные линии оборудованы и обвязаны в соответствии с утвержденной схемой.

Комплекс работ по освоению скважины должен предусматривать меры, обеспечивающие:

- исключение закупорки пласта при вторичном вскрытии;

- сохранение скелета пласта в призабойной зоне;

- термогидрогазодинамические исследования по определению количественной и качественной характеристики пласта и его геофизических параметров;

- сохранение, восстановление или повышение проницаемости призабойной зоны;

- предотвращение неконтролируемых газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов;

- охрану недр и окружающей среды.

По результатам бурения проектных скважин на месторождении будет уточнена геометризация выявленных залежей нефти, дана достоверная оценка промышленной нефтеносности юго-западной части купола.

В процессе разработки месторождения необходимо руководствоваться «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности», ПБ 08-624-03 и РД-153-39.0-109-01, в целях своевременной корректировки режима разработки месторождения для достижения утвержденных коэффициентов извлечения нефти.

На этом этапе эксплуатации месторождения происходит основное влияние на продуктивную часть недр. Задача нефтедобывающего предприятия - обеспечить максимально высокий КИН, используя технологии, гарантирующие сохранность недр и сооруженных скважин.

Применяемые способы эксплуатации добывающих скважин должны гарантировать сохранность колонн, целостность цементного камня за эксплуатационной колонной и отсутствие перетоков флюидов.

Контроль за разработкой месторождения должен включать:

- точный поскважинный учет добычи нефти, воды и попутного газа;

- оценку скин-фактора;

- определение источников обводнения;

- оценку изменения насыщенности пластов;

- определения профилей притока и поглощения.

Учет добываемой продукции по скважинам производится с помощью автоматизированной групповой замерной установки, кроме того, в целях рационального использования природных ресурсов на месторождении необходима организация контроля за потерями добываемой нефти и попутного газа. Потери нефти подразделяются на:

- нормируемые (технологические утечки);

- ненормируемые (от порывов трубопроводов).

С целью защиты подземных горизонтов от загрязнения при эксплуатации месторождения рекомендуется предусмотреть:

- наблюдательные контрольные скважины;

- контроль качества подземных вод в течения всего периода эксплуатации месторождения (контроль включает гидрогеологическое изучение разреза до источников пресных вод и определение границ их распространения).

Предложенная в настоящем проекте система разработки месторождения предусматривает наиболее полное извлечение из недр углеводородного сырья и достижение планируемого коэффициента извлечения нефти.

Важным аспектом рационального использования природных ресурсов является комплексное использование нефти, газа и попутной пластовой воды с выделением ценного минерального сырья.

Исследования попутного нефтяного газа Южно-Орловского месторождения показали, что содержание гелия по пластам не превышает установленные для него промышленные концентрации (0,035% мол.). Следовательно, его извлечение из недр не целесообразно.

Определение содержания полезных микрокомпонентов в пластовых водах Южно-Орловского месторождения проводилось лабораторией ВОИГ и РГИ в водах пласта ДII. Результаты исследований показали, что в пластовых водах пашийского горизонта содержится лишь бром в количестве 1108 мг/л. Содержание брома превышает минимальную промышленную концентрацию 200 мг/л, однако содержание кальция в воде составляет 32,2 г/л, тогда как в соответствии с требованиями технологии переработки рассолов, содержание кальция не должно превышать 10 г/л. Суммарная добыча попутной воды по всем продуктивным пластам пашийского горизонта изменяется от 71,4 до 159,5 тыс. т/год (минимальный объем добываемых попутных вод, перспективный для промышленного извлечения микрокомпонентов, согласно рекомендациям ВСЕГИНГЕО, должен быть не ниже 250 тыс. т/год).

Так как в пластовых водах содержится только один элемент (Br) c кондиционным содержанием, перспективным для промышленного извлечения, и отсутствуют необходимые технические условия переработки рассолов, использование пластовых попутных вод Южно-Орловского месторождения для извлечения полезных микрокомпонентов представляется нецелесообразным

В случае получения отрицательных результатов в процессе бурения проектной скважины на юго-западном участке Южно-Орловского месторождения, предусматривается ее ликвидация в соответствии с «Инструкцией о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов», утвержденной постановлением Федерального горного и промышленного надзора России № 22 от 22 мая 2002 г. В отдельных случаях, работы проводятся по индивидуальным планам изоляционно-ликвидационных работ.

Таким образом, при условии соблюдения технологии работ по бурению эксплуатации, ликвидации скважин, использования качественного оборудования и материалов, осуществления запланированных мероприятий, можно предположить, что воздействие на геологическую среду в рассматриваемый перспективный период разработки месторождения будет сведено к минимуму.

Дополнительно к выше изложенному на Южно-Орловском месторождении, содержащем сероводород, при бурении скважин, добыче, сборе и транспорте нефти и попутного газа необходимо выполнять требования действующей инструкции по безопасности работ при разработке нефтяных месторождений, содержащих сероводород.

Осуществление перечисленного комплекса мероприятий по защите недр и рациональному использованию минеральных ресурсов позволит обеспечить экологическую устойчивость геологической среды при строительстве и эксплуатации нефтегазодобывающих объектов на территории Южно-Орловского месторождения.

Заключение

В настоящей работе приведены данные о геологическом строении Южно-Орловского месторождения и доразведке юго-западного купола, выявленного сейсморазведочными работами МОГТ-2Д.

Промышленная нефтеносность на Южно-Орловском месторождении связана с отложениями верхнего девона, где выделяются три продуктивных пласта (ДI^I, ДI, ДII).

Залежи пластов входящие в состав месторождения разрабатываются совместно без поддержания пластового давления.

По мере ввода скважин в эксплуатацию происходило увеличение отборов нефти и жидкости. Максимальная добыча нефти месторождению была достигнута в 1986 г. и составила 114,1 тыс. т. В дальнейшем, несмотря на некоторый рост объёмов добычи жидкости, добыча нефти стала снижаться за счёт увеличения содержания воды в добываемой продукции.

По состоянию на 1.01.2003 г. действующий добывающий фонд скважин по пластам ДI^I и ДI составлял 2 единицы, при чём в обеих скважинах пласты были перфорированы совместно. Пласт ДII так же эксплуатировался двумя добывающими скважинами. Кроме того, четыре скважины (№ 14, 22, 24, 25) пребывали в бездействии.

В 2003 году из пласта ДI^I было отобрано 6,8 тыс. т нефти, при обводнённости добываемой продукции 77,1 %, добыча по пласту ДI составила 13,5 тыс. т., при обводнённости 53,6%. Из пласта ДII было отобрано 24,7 тыс. т нефти при обводнённости 84,7 %.

В течение периода 1999-2003 г.г. эксплуатация пластов осуществлялась со значительным превышением фактических уровней по добыче нефти над проектными показателями. Основная причина превышения факта над проектом заключается в том, что при больших фактических отборах жидкости, обводнённость добываемой продукции на протяжении последних пяти лет, была ниже расчётных значений.

Совпадение в плане продуктивных пластов даёт возможность возврата обводнившихся скважин с нижележащих горизонтов на вышележащие. При возврате скважин необходимо проведение геофизических исследований, с целью контроля за выработкой запасов.

В результате проведенных исследований были обоснованы высокие перспективы нефтеносности пашийского горизонта юго-западного участка Южно-Орловской площади, где рекомендуется заложить поисковую скважину №26 в своде структуры.В случае обнаружения залежей в исследуемом горизонте рекомендуем заложить разведочную скважину №28 на расстоянии 1500 метров северо-восточнее от скважины № 27-для установления ВНК.

Сложность проблемы выявления новых залежей в неизученной бурением части месторождения посредством бурения скважин связана с необходимостью принятия решений, связанных с крупными капиталовложениями. Поэтому оптимальное решение геологических задач и научно обоснованный выбор рациональной методики работ по-прежнему особенно актуальны для поискового бурения, на долю которого приходится значительная доля всех затрат, связанных с наращиванием запасов нефти и газа в стране.

Литература

1. "Комплексная схема разработки Южно-Орловского нефтяного месторождения Куйбышевской области", институт "Гипровостокнефть", 1973 г.

2. "Подсчёт запасов нефти и газа Южно - Орловского месторождения Куйбышевской области", ГРК ОКН, 1980 г.

3. "Уточнённый проект разработки по Южно-Орловскому нефтяному месторождению Куйбышевской области", институт "Гипровостокнефть", 1978 г.

4. "Дополнение к уточнённому проекту разработки по Южно - Орловскому нефтяному месторождению", институт "Гипровостокнефть",1984 г.

5. "Уточнение технологических показателей разработки Ново - Запрудненского, Обошинского и Южно - Орловского месторождений", институт "Гипровостокнефть", 1992 г.

6. "Анализ разработки продуктивных пластов Южно - Орловского месторождения", ЦНИЛ, 1994 г.

7. "Пересчёт запасов нефти и растворённого газа по Южно-Орловскому месторождению Самарской области", СамараНИПИнефть, 2002 г.

8. Макаров А.П. Результаты сейсморазведочных работ МОГТ-2Д на участках Подъем-Михайловского, Холмового, Южно-Орловского, Казанского, Чаганского месторождений нефти в Волжском, Нефтегорском, Сергиевском, Кинельском, Кинель-Черкасском районах Самарской области в 2000-2001 г.г. Отчет сейсморазведочных партий №1/2000 и №2/2000. Самара, 2001 г.