Геологическое строение и анализ разработки VII dg пласта газоконденсатного месторождения Узловое

4. Проявление на забое пластовой воды часто значительно ухудшает прочностную характеристику пород, слагающих продуктивные пласты, приводит к разрушению коллекторов призабойных зон, прихвату насосно-компрессорных труб. Одновременно снижается и продуктивность скважин.

Основной причиной активного обводнения коллекторов залежей является интенсивное ее дренирование (темпы дренирования составляли в основном 10-25%, иногда достигая величин 40-50%), хорошие коллекторские свойства песчано-алевритовых пород-коллекторов (пористость колеблется в пределах 15-31%; проницаемость коллекторов, определенная лабораторным методом, изменяется от 15 до 1900 мкм?, по данным исследования скважин на приток - от 35 до 2500 мкм?) и гидродинамическая обстановка в районе месторождения Узловое. Газовые залежи испытывают активное и постоянное во времени влияние напорных вод законтурной области. Месторождение Узловое охвачено значительным водообменном благодаря близости очагов создания напора и разгрузки вод, что обуславливает проявление упруговодонапорного режима различной активности. На это указывает и характер зависимости приведенного пластового давления в функции суммарного отбора газа (Р/z = f (Qd)). Разработка залежей ведется при упруговодонапорном (например залежи 5 блока II dg пласта) и близком к жестководонапорному режимам (например залежи 5 блока XIV ok пласта).

Разработка месторождения сопровождалась обводнением ряда газовых скважин, расположенных не только близко к внешнему контуру газоносности (скважина №29), но и находящихся в сводовой (в сухой) части залежи (скважины №31, 21, 25). Учитывая, что залежи разрабатывались единичными скважинами и темп разработки был очень высоким, одной из причин активного обводнения скважин является неравномерное дренирование по площади и внедрение языков воды по коллекторам с наилучшими фильтрационными характеристиками. Проницаемость по площади залежей изменяется иногда очень сильно от 70 до 1000 мкм?.

Другой причиной явилось то, что практически все залежи либо по всей продуктивной площади, либо большей частью подстилаются водой, и обводнение скважин происходило преждевременно из-за образования конусов воды. За счет перепада давления зеркало подошвенной воды вблизи скважины начинает подниматься, образуя водяной конус. При прорыве подошвенной воды в скважину обводнение ее прогрессирует довольно быстро, поэтому полная обводненность продукции скважин наступает задолго до выработки основных запасов газа, о чем свидетельствуют показатели разработки. Коэффициент газоотдачи по залежам в основном составляет 0,2-0,5.

В-третьих, как отмечалось выше, газовые залежи испытывают активное и постоянное во времени влияние напорных вод законтурной области. Напорный градиент вод на Узловой площади изменяется от 1 м/км (фоновое значение) до 5 м/км и более (на участках фильтрационного сопротивления пород или залежей газа), Последние значения характерны для жесткого водонапорного режима. Поэтому воды законтурной области месторождения, обладая напорным потенциалом (приведенные напоры подземных вод изменяются в пределах 35-50 м), при образовании депрессивных воронок ведут себя активно, вплоть до агрессивного прорыва к забоям добычных скважин. Подтверждением вторжения пластовых вод в залежи может служить содержание хлора в добываемой воде (увеличение содержания хлора по сравнению с первоначальным).

Внедрение краевых вод в газоконденсатные залежи сопровождается образованием газоконденсатной оторочки перед фронтом вытеснения. Обводнению скважин предшествует период работы с резко увеличенным содержанием конденсата в добываемом газе (иногда в несколько раз больше, чем начальное потенциальное содержание), о чем свидетельствуют данные замеров КГФ.

Основные причины, способствующие разрушению коллектора:

- освоение скважин с созданием большой депрессии на пласт;

- испытание скважин с созданием больших депрессий на пласт и расходов газа;

- нарушение технологического режима эксплуатации скважин в первые годы разработки: большие забойные депрессии (они составляли 0,1-2,5 МПа) и дебиты (200-350 тыс. м?/сут.) при эксплуатации скважин (дебиты и депрессии значительно превышали предельно допустимые);

- наличие жидкости в призабойной зоне и в стволе скважины (вторжение пластовой воды в залежи началось практически с момента ввода их в разработку).

Основные причины, способствующие обводнению скважин:

- освоение и испытание скважин с созданием больших депрессий на пласт и подтягивание воды до начала эксплуатации;

- нарушение технологического режима эксплуатации скважин (дебиты и депрессии были заданы выше предельно безводных);

- высокие темпы отборов;

- неравномерное дренирование залежей по площади и отсюда неравномерная выработка запасов газа и подтягивание «конусов и языков» пластовой воды;

- гидродинамическая обстановка в районе месторождения;

- значительная проницаемость коллекторов (0,030-1,000 мкм? и выше).

8. Анализ текущего состояния разработки VII dg пласта месторождения Узловое

Залежь VII dg пласта 1а блока. Запасы газа, «подсчитанные объемным методом», составляют 186 млн. м? (таблица 18). Глубина залегания кровли продуктивного пласта 2439 м. Этаж газоносности 66 м, средневзвешенная газонасыщенная мощность по площади залежи 6,6 м. Залежь по всей продуктивной площади подстилается водой. Начальный контакт газ-вода определен на абсолютной глубине 2452 м. Средняя пористость составляет 23%, проницаемость, полученная по данным обработки результатов испытаний скважин - 0, 125 мкм?.

Разработка залежи VII dg пласта 1а блока велась с января 2000 по июль 2002 г. эксплуатационной скважиной №24 (интервал перфорации 2528-2531 м отн. отм., 2438-2441 м абс. отм.), расположенной в сводовой части площади. Расстояние от нижних отверстий перфорации до контакта «газ-вода» составляет 11 м. Скважина вступила в эксплуатацию с рабочим дебитом 170 тыс. м?/сут. и рабочим давлением 16,4 МПа. Проработав в течение восемнадцати месяцев с дебитами 184-84 тыс. м?/сут. (в среднем 127 тыс. м?/сут.), что выше предельно допустимого дебита, установленного по данным испытания скважины и равного 109 тыс. м?/сут - в первый год и менее 59 тыс. м?/сут - второй год, скважина обводнилась пластовыми водами и находится в ожидании капитального ремонта. На конец разработки рабочий дебит составлял 103 тыс. м?/сут и рабочее давление 14,2 МПа. Коэффициент эксплуатации скважины изменялся в пределах 1 - 0,887.

Максимальный уровень добычи (39,7 млн. м? газа и 1,6 тыс. т конденсата) был достигнут на второй год разработки (в 2001 г.), что соответствовало темпу отбора 21,3% от запасов газа. Конденсат добывался в качестве попутного продукта. В начальных условиях содержание его составляло 65,6 г/м?. Ресурсы конденсата изменялись в пределах 2,3-0,7 тыс. т., добыча товарного конденсата - 1,6-0,5 тыс. т.

Для оценки запасов газа методом падения давления была построена кривая зависимости приведенного пластового давления от суммарного отбора газа (см. рис. 9). Необходимо отметить, что для качественного и однозначного разрешения рассматриваемого вопроса недостаточно исходных данных по замерам пластовых давлений. За период эксплуатации проведен всего лишь один замер пластового давления глубинным манометром. Предположительно, что скважина работала при газовом режиме. Период эксплуатации характеризуется падением пластового давления пропорционально отбору газа (27%).

Продолжение прямой (рис. 1) до пересечения с осью абсцисс позволяет оценить начальную величину запасов газа в 208 млн. м?. Полученная величина запасов газа по падению давления близка к величине запасов газа, оцененный автором настоящей работы объемным методом в размере 186 млн. м?.

Снижение пластового давления в залежи до начала ее промышленной разработки в основном обусловлено потерями газа (по стволу скважины №24 - скважина находилась в консервации), величина которых оценивается в 17 млн. м?. Таким образом, запасы газа участвующие в разработке, составляют 169 млн. м?. Суммарный с начала разработки отбор газа из залежи составил 59 млн. м? или 35% от запасов. Остаточные запасы в залежи составляют 110 млн. м? (за минусом добычи+перетоки). Пластовое давление снизилось с 25,1 до 18,2 МПа (на 7%).

Расчеты притока воды, основанные на использовании данных разработки, показывают, что в залежь внедрилось всего 0,032 тыс. м? воды или 6% объема парового пространства оказалось занятым продвинувшейся водой. С чего следует, что обводнение скважины произошло не вследствие общего продвижения фронта воды, а в результате образования «конуса» воды и прорыва ее в скважину.

Стандартные исследования в скважине были проведены методом установившихся отборов перед вводом ее в эксплуатацию (20.10.2000) при дебитах 109-248 тыс. м?/сут и депрессиях 1,2-3,0 МПа и в процессе эксплуатации (01.2000 г.) при дебитах 59-133 тыс. м?/сут и депрессиях 1-1,6МПа. Вода присутствовала практически на всех режимах (кроме режима d = 6 мм, Q = 109 тыс. м?/сут - в начальный период разработки).

Помимо этого, стандартные испытания методом установившихся отборов были проведены (26.01.74) в скважине №7 (интервал перфорации 2444-2452 м абс. отм.), отстоящей на расстоянии 550 м от эксплуатационной скважины №23. Испытания проведены при дебитах 132-552 тыс. м?/сут и депрессиях 0,3-1,4 МПа (таблица 3). В продукции скважины песок появился на 12 мм штуцере (дебит 410 тыс. м?/сут, депрессия 0,9 МПа). Можно предположить, что испытание скважин с такими большими дебитами газа явилось одним из факторов, способствующим тому, что гидродинамическая система пришла в движение еще до начала разработки залежи.

Все перечисленные выше факторы в сочетании и обусловили невысокую текущую газоотдачу (всего 0,32 с учетом потерь). После проведения изоляционных работ, скважина вновь вступит в эксплуатацию и коэффициент газоотдачи будет увеличен.

Залежь VII dg пласта 3в блока. Запасы газа, подсчитанные объемным методом, составляют 103 млн. м?. Глубина залегания кровли продуктивного пласта 2429 м. Средневзвешенная газонасыщенная мощность по площади залежи равна 8,4 м. Залежь по всей продуктивной площади подстилается водой. Абсолютная отметка начального ГВК - 2447 м. Средняя пористость составляет 23%. (Таблица 19)

Залежь VII dg пласта 3в блока была в разработке 10 месяцев (с июня 1999 г. по март 2000 г.). Эксплуатационные скважины №21 (2478-2482 м отн. отм., 2430-2434 м абс. отм.) и №32 (2473-2477 м отн. отм., 2433-2437 м абс. отм.) обводнились. Обе скважины находились в своде залежи. Коллектора в районе скважин имеют примерно одинаковую проницаемость (в скважине 3 21 - 217 мкм?, в скважине №32 - 226 мкм?). Расстояние от скважин до начального положения ГВК составило: 490 м - по скв. №21 и 380 м - по скв. №32. Расстояние от контакта «газ-вода» до нижних перфорационных отверстий равно 15 и 12 м соответственно. Скважины работали с рабочими дебитами 151-71 тыс. м?/сут, что в несколько раз превышает предельно-допустимый (без разрушения пласта и подтягивания конусов пластовой воды), установленный расчетным путем и равный 47 тыс. м?/сут.

Геофизическими исследованиями, проведенными в апреле 2000 г. в скважине №21 установлено, что в интервале пласта 2430-2434 м (абс. отм.) произошло значительное снижение газонасыщенности.

По скважине №32 после выбытия геофизические работы, с целью установления интервала обводнения, не проводились.

Следовательно, учитывая, что отобрано было всего 40% от начальных запасов газа и, что нижние дыры перфорации отстоят на значительном расстоянии от начального ГВК, можно предположить, что внедрение воды в газовую залежь происходило не фронтально, а в процессе разработки образовался конус подошвенной воды, прорыв ее в скважину и разрушение пласта. Появление на забое пластовой воды значительно ухудшает прочностную характеристику пород. Имея также ввиду, что разработка залежи велась при газовом режиме. Период эксплуатации характеризуется падением пластового давления пропорционально отбору газа (40%) (см. рис. 10).

По первоначальным стандартным исследованиям, проведенным в скважине №32 в июне 1999 г. (непосредственно перед вводом в разработку следы воды отмечались на 11 мм штуцере (дебит составил 261 тыс. м?/сут, депрессия - 1,9 МПа). В процессе эксплуатации продуктивная характеристика ухудшалась и по данным испытаний уже при дебите 125 тыс. м?/сут (в сентябре 1999 г.) и 423 тыс. м?/сут (в марте 2000 г.) в продукции скважины присутствовала вода. В процессе эксплуатации скважины №32 продуктивная характеристика сначала улучшается за счет отработки и очистки призабойной зоны и коэффициент «в» снижается, а затем резко возрастает, что указывает на увеличение инерционных сопротивлений и может быть связано с засорением отдельных перфорационных отверстий и ухудшением условий фильтрации в непосредственной близости от стенки скважины. Согласно расчетам, допустимый рабочий дебет в процессе разработки сначала увеличился с 42 тыс. м?/сут до 76 тыс. м?/сут за счет отработки и очистки призабойной зоны скважины, а затем снизился до 18 тыс. м?/сут.

Анализ воды, отобранной в марте 2000 г., с целью гидрохимического метода контроля, показал повышенное содержание хлора: 322 мг/л в скважине №21 и 290 мг/л в скважине №32, что указывает на наличие пластовой воды в скважине.

Темп разработки от начальных уточненных запасов газа составлял 23,5-16,6%. На дату обводнения скважин из залежи было извлечено 41 млн. м?, или 40% от запасов. Дополнительное бурение эксплуатационной скважины, учитывая глубину залежи и оставшиеся запасы, экономически едва ли будет оправдано. Следовательно, дальнейшая разработка залежи маловероятна и текущий коэффициент газоотдачи (k=0,4) уже не будет увеличен, и его с достаточным основанием можно считать конечным.

9. Эффективность геологоразведочных работ на месторождении Узловое

Подготовка площади Узловое под поисково-разведочное бурение осуществлялась комплексом геофизических работ. Затраты по видам проведенных работ приведены в таблице.

Стоимость геолого-геофизических работ по подготовке площади Узловое

По состоянию на 01.07.02 на месторождении Узловое пробурено 28 скважин, из них: 1 параметрическая, 15 поисково-разведочных, 12 эксплуатационных. Первоначальная стоимость работ суммировалась по фактическим затратам в ценах на период проведения геофизических работ и бурения скважин.

Для расчетов в текущих ценах, на момент оценки запасов (01.09.02), были применены индексы удорожания, фактически сложившиеся в ОАО «Роснефть-Сахалинморнефтегаз» при проведении аналогичных геофизических работ и в поисково-разведочном бурении.

Стоимость геофизических работ на момент оценки равна 121067,9 тыс. руб.

Сведения о проходе и стоимости пробуренных скважин приведены в таблице.

Общие затраты на подготовку запасов углеводородов категории С₁ На дату оценки составили:

- с учетом эксплуатационного бурения 1076475,6 тыс. руб.

- без учета эксплуатационного бурения 1026416,1 тыс. руб.

В результате выполненного объема геолого-разведочных работ подсчитаны запасы углеводородов категории С₁ и С₂

Эффективность геолого-разведочных работ на месторождении Узловое характеризуется следующими показателями:

Стоимость 1 тыс. м? запасов

а) без учета эксплуатационного бурения

10726416,1 тыс. руб.: 4472 млн. м? = 229,5 руб./тыс. м?

б) с учетом эксплуатационного бурения

1076475,6 тыс. руб.: 4472 млн. м? = 240,7 руб./тыс. м?

Количество запасов УВ на 1 скважину

а) без учета эксплуатационного бурения

4472 млн. м?: 28 скв. = 159,7 млн. м?/скв.

б) с учетом эксплуатационного бурения

4472 млн. м?: 16 скв. = 279,5 млн. м?/скв.

Количество запасов УВ на 1 руб. затрат в бурении

а) без учета эксплуатационного бурения

4472 млн. м?: 905348,1 тыс. руб. = 4,94 м?/руб.

б) с учетом эксплуатационного бурения

4472 млн. м?: 4955407,6 тыс. руб. = 4,68 м?/руб.

Количество запасов УВ на 1 метр проходки

а) без учета эксплуатационного бурения

4472 млн. м?: 52820 м = 84,7 тыс. м?/м

б) с учетом эксплуатационного бурения

4472 млн. м?: 78637 м = 56,9 тыс. м?/м

Общие сведения об эффективности геологоразведочных работ на месторождении приведены в таблице 21.

Таблица 21. Эффективность геологоразведочных работ по месторождению Узловое

Стоимость 1 тонны УТ приращенных запасов категории С₁ по месторождению Узловое составила 0,23 тыс. руб. без учета эксплуатационного бурения и 0,24 тыс. руб. с учетом эксплуатационного бурения. Средний показатель стоимости 1 тонны УТ приращенных запасов по акционерному обществу 0,571 тыс. руб. в среднем за 2000 и 2001 годы.

Показатель прироста запасов на 1 м поисковоразведочного бурения по месторождению Узловое также выше уровня среднего показателя по ОАО «Роснефть-Сахалинморнефтегаз». Прирост запасов на 1 м проходки по месторождению равен 84,7 тыс. м?/м без учета эксплуатационного бурения и 56,9 тыс. м?/м с учетом эксплуатационного бурения против 42,9 по ОАО «Роснефть-Сахалинморнефтегаз» в расчете на единицу условного топлива за 2000 и 2001 годы.

Эффективность геологоразведочных работ в целом по ОАО «Роснефть-Сахалинморнефтегаз» за 2000-2001 годы на 1 тонну УТ приведены в таблице.

В целом, в расчете на условное топливо эффективность геологоразведочных работ по месторождению Узловое выше среднего уровня по акционерному обществу за последние 2 года.

Эффективность геологоразведочных работ по акционерному обществу за отчетные 2000 и 2001 годы

Заключение

Выполнение работ по теме диплома позволило уточнить геологическое строение месторождения, подсчетные параметры залежей газа, пересчитать начальные балансовые и извлекаемые запасы газа и конденсата. В результате пересчета начальные балансовые запасы газа, оцененные по категории С₁, составили 4472 млн. м?, по категории С₂ - 494 млн. м?.

Суммарная добыча газа по месторождению на 01.09.02 составила 1984 млн. м?.

Начальные балансовые запасы газа, по сравнению с утвержденными ГКЗ и числящимися на Государственном балансе, значительно сократились, что связано, в основном, с изменением геометрии залежей, расчетных значений газонефтенасыщенных толщин. Сокращение извлекаемых запасов газа связано также с уменьшением значений коэффициентов газоотдачи (0,2-0,5).

В результате пересчета и уточнения параметров остаточные балансовые запасы газа категории С₁ составляют 2460 млн. м?.

Разведка месторождения завершена. Залежей газа в нижних горизонтах (отложений даехуринский свиты) не обнаружено. Наибольше содержание конденсата - в пластах уйнинской свиты.

Газоконденсатные залежи разрабатываются преимущественно на упруговодонапорном режиме, так как месторождение Узловое охвачено значительным водоснабжением благодаря близости очагов создания напора и разгрузки вод. Бурение новых скважин необходимо осуществлять с продувкой газом, для чего требуется специальное оборудование. Без применения новых методов эксплуатации скважин дальнейшая разработка залежей маловероятна, текущий коэффициент газоотдачи уже не будет увеличен, и его с достаточным основанием можно считать конечным. Дальнейшую разработку залежей газа и конденсата рекомендуется проводить при существующем фонде скважин.

Список литературы

1. Гинько Е.Г. Геологическое строение и подсчет запасов газа и конденсата месторождения Узловое Охинского района (по состоянию на 01.07.76). Оха. Фонды СахалинНИПИморнефть, 1976, 436 с.

2. Штемпель Б.М. Геологическое строение Северо-Западного района Северного Сахалина. Оха. Фонды СахалинНИПИморнефть, 1962

3. Игнатов М.Н., Усанова М.И. Отчет о работах Сладкинской комплексной геолого-съемочной партии летом 1961 г. Оха. Фонды СахалинНИПИморнефть, 1962

4. Бутаков Г.С. и др. Отчет о результатах работ тематической партии 20/50. Обобщение и анализ гравиметрических съемок в северной части Северного Сахалина, Оха. Фонды СахалинНИПИморнефть, 1951

5. Грачев Т.В. Отчет о работах Прибрежно-Байкальской детальной гравиметрической партии 10/55 в Охинском, Рыбновском и Восточно-Сахалинском районах Сахалинской области. Оха. Фонды СахалинНИПИморнефть, 1956

6. Агафонова Н.С. и др. Отчет тематической партии 18/60-63 по обобщению материалов сейсморазведки и детальной гравиметрии по северо-восточной части острова Сахалин. Оха. Фонды СахалинНИПИморнефть, 1963

7. Терещенков А.А. Отчет о результатах высокоточных гравиразведочных работ Астрахановской гравиметрической партии 21/70 в Охинском районе Сахалинской области. Оха. Фонды СахалинНИПИморнефть, 1969

8. Мамонов А.И., Волков А.Н. Отчет о работах Байкальской 5/54-55 и Рыбновской 6/54-55 электроразведочных партий. Оха. Фонды СахалинНИПИморнефть, 1956

9. Альперович И.М. и др. Отчет о работах электроразведочной партии 8/59-60 в Рыбновском районе Сахалинской области. Оха. Фонды СахалинНИПИморнефть, 1960

10. Матеркова А.А., Альперович И.М. Отчет о работах тематической партии 13/60-61 по обобщению электроразведочных материалов. Оха. Фонды СахалинНИПИморнефть, 1963

11. Альперович И.М. и др. Результаты региональной электроразведки МТЗ на Западно-Тамлевской площади. Отчет партии 10/88-89. Оха. Фонды СахалинНИПИморнефть, 1990

12. Панфилов А.П., Параховская В.С. Результаты работ дифференциально-нормативным методом электроразведки на Астрахановской площади в Охинском районе Сахалинской области. Отчет партии 10/93 о работах в 1993-1994 гг. Оха. Фонды СахалинНИПИморнефть, 1994

13. Алексеенко Н.Д., Степанов В.И. и др. Отчет о результатах аэромагнитной съемки масштаба 1:50 000 на Северо-Сахалинской площади в 1981-1982 гг.

14. Телегин А.Н., Шаблыгина И.А. Отчет о работах Пойменной сейсморазведочной партии №13/65-66 в Охинском районе Сахалинской области. Оха. Фонды СахалинНИПИморнефть, 1969

15. Булатов М.Г., Калинин Н.Н. Отчет о работах Люгинской 3/69-70, Байкальской 13/69-70, Романовской 14/70 сейсмопартий в Охинском районе Сахалинской области. Оха. Фонды СахалинНИПИморнефть, 1970

16. Литвинова Т.А., Конкин Е.Г. и др. Отчет о результатах сейсморазведочных работ МОГТ на Южно-Узловой площади (сп 6/83-84) в Охинском районе Сахалинской области в 1983-84 гг. Оха. Фонды СахалинНИПИморнефть, 1985, 138 с.

17. Литвинова Т.А., Конкин Е.Г., Шляхова Л.А. Отчет о результатах сейсморазведочных работ МОГТ на Центрально-Узловой (сп 6/84-85) и Астрахановской (сп 6/85-86) площадях в Охинском районе Сахалинской области в 1984-86 гг. Оха. Фонды СахалинНИПИморнефть, 1987, 150 с.

18. Чеснокова Р.Н. Результаты сейсморазведочных работ МОГТ 2D масштаба 1: 50 000 на Западно-Узловой площади в Охинском районе Сахалинской области. Отчет партии 9/99-00 о работах 1997-2000 гг. Оха. Фонды СахалинНИПИморнефть, 2000, 83 с.

19. Рыжков Л.Д., Лахаева Л.П., Колтуненко П.К. Геологический отчет о результатах структурного бурения на Узловой и Южно-Узловой площадях в 1971-1972 гг. Оха. Фонды СахалинНИПИморнефть, 1973, 65 с.

20. Рубан В.Г. Отчет о результатах обработки материалов бурения Узловой параметрической скважины 1. Оха. Фонды СахалинНИПИморнефть, 1970

21. Сальников Б.А. и др. Межзонная детальная корреляция разрезов глубоких скважин Северного Сахалина. Оха. Фонды СахалинНИПИморнефть, 1991

22. Лушникова В.Е. Отчетный баланс запасов нефти и горючих газов за 1978 г. Оха. Фонды СахалинНИПИморнефть, 1979, 150 с.

23. Альбом палеток и номограмм для интерпретации промыслово-геофизических данных. М, Недра, 1984, 199 с.

24. Вендельштейн Б.Ю., Золоева Г.М., Царева Н.В. Геофизические методы изучения подсчетных параметров при определении запасов нефти и газа. М, Недра, 1985, 246 с.

25. Грауваки. Труды ГИН АН СССР, вып. 238 под редакцией В.Д. Шутова. М, Наука, 1972, 345 с.

26. Методическое руководство по подсчету балансовых и извлекаемых запасов конденсата, этана, пропана, бутанов, неуглеводородных компонентов, определению их потенциального содержания в пластовом газе, учету добычи конденсата и компонентов природного газа. М, ВНИИГаз, 1990, 45 с.

27. Методическое руководство по подсчету балансовых и извлекаемых запасов конденсата, этана, пропана, бутанов, неуглеводородных компонентов и определению их потенциального содержания в пластовом газе. М, ВНИИГаз, 1984, 38 с.

28. Инструкция по исследованию газоконденсатных залежей с целью определения балансовых и извлекаемых запасов конденсата и других компонентов газа. М., Недра, 1973, 38 с.

29. Гриценко А.И. и др. Руководство по исследованию скважин. М, Наука, 1995, 518 с.

30. Гриценко А.И. и др. Углеводородные конденсаты месторождений природного газа. М, Недра, 1983, 262 с.

31. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. М, Недра, 1980, 300 с.

32. Гришин Ф.А. Промышленная оценка месторождений нефти и газа. М, Недра, 1985, 276 с.

33. Гришин Ф.А. Оценка разведанных запасов нефти и газа. М, Недра, 1969, 246 с.

34. Жданов М.А., Лисунов В.Р., Гришин Ф.А. Методика и практика подсчета запасов нефти и газа. М, Недра, 1967, 403 с.

35. Годовые отчеты по разработке месторождений ГНДУ «Оханефтегаз» за 1997-2002 гг.

36. Гинько Е.Г. Проект кондиций на конденсат Узлового месторождения. Оха. Фонды СахалинНИПИморнефть, 1976, 19 с.

37. Инструкция о содержании, оформлении и порядке представления в ГКЗ СССР материалов по подсчету запасов нефти и горючи газов. М, 1984, 64 с.

38. Протокол №7726 заседания Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых при Совете Министров СССР (ГКЗ СССР) от 19 ноября 1976 года. Газоконденсатное месторождение Узловое. Оха. Фонды СахалинНИПИморнефть, 1976

39. Мальцева А.А. Технологическая схема разработки газоконденсатного месторождения Узловое. Фонды СахалинНИПИморнефть, Южно-Сахалинск, 1996, 226 с.

40. Коротаев Ю.П., Зотов Г.А., Кичиев К.Д. Методика проектирования разработки газовых и газоконденсатных месторождений. М, Недра, 1966, 87 с.

41. Зотов Г.А., Алиев З.С. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. М, Недра, 1980, 301 с.

42. Закиров С.Н., Лапук Б.Б. Проектирование и разработка газовых месторождений. М, Недра, 1974, 374 с.

43. Алиев З.С., Андреев С.А., Власенко А.П., Коротаев Ю.П. Технологический режим работы газовых скважин. М, Недра, 1978, 279 с.

44. Правила разработки газовых и газоконденсатных месторождений. М, Недра, 1971, 101 с.

45. Шмыгля П.Т. Разработка газовых и газоконденсатных месторождений. М, Недра, 1967, 260 с.

Размещено на Allbest.ru