Анализ разработки Вишанского нефтяного месторождения и рекомендации по увеличению эффективности (Припятский прогиб)

д) возможность более точной отбивки подошвы нижнего отдающего (поглощающего) интервала в действующей скважине по сравнению с методами, исследующими состав и дебит смеси.

Исследования с целью выявления мест негерметичности обсадной колонны и лифтовых труб проводятся в работающей скважине в два этапа. На первом этапе выполняются исследования общего вида. Записывается основная термограмма в относительно большом интервале ствола скважины. Ориентировочно определяются возможные места негерметичности по характерным искажениям термограммы. На втором этапе в выделенных интервалах проводятся детальные исследования (записываются основная и контрольные диаграммы), по которым уточняется положение мест негерметичности.

Выявление затрубной циркуляции между неперфорированными пластами относится к исследованиям общего вида. Измерения проводятся в длительно простаивающих и остановленных скважинах, находящихся в режиме теплового равновесия с окружающими породами. Записывается основная диаграмма в интервале исследуемых пластов и прилегающих к ним перемычках. В остановленных скважинах время наступления теплового равновесия определяется по стабилизации температуры в перемычках, расположенных над интервалом исследования и ниже него, затрубная циркуляция в которых маловероятна. На каждом месторождении это время может быть установлено экспериментально по кривым восстановления температуры в остановленной скважине, полученным путем периодической регистрации температуры на фиксированной глубине или по серии температурных кривых.

Исследования с целью выделения интервалов притока (приемистости) относятся к детальному виду. В действующей скважине производится запись основной и контрольной термограмм в интервале исследуемых пластов и перемычках между ними. Интервал исследований должен включать участки ствола мощностью несколько десятков метров (20-30 м), расположенные над интервалом перфорации и ниже него. При небольшом зумпфе измерения проводятся до забоя скважины. В фонтанирующих скважинах программа работ должна предусматривать измерения в лифтовых трубах (интервал не менее 20 м) для определения местоположения воронки лифтовых труб, являющейся дополнительным репером привязки термограмм по глубине. Следует отметить, что интервалы приемистости на термограммах действующих нагнетательных скважин отмечаются лишь в благоприятных случаях (высокая удельная приемистость интервала на фоне низкой суммарной приемистости скважины, небольшое время работы скважины, интервалы приемистости расположены на достаточно большом удалении друг от друга). Поэтому исследования в действующих нагнетательных скважинах проводятся в основном для выделения нижней границы интервала приемистости и установления затрубной циркуляции в нижележащий пласт, не вскрытый перфорацией.

Для выделения отдающих (поглощающих) пластов проводятся детальные исследования в действующей (по программе п. 3), а после наступления теплового равновесия в остановленной скважине. Оптимальное время остановки скважины выбирается на основании опыта работ на месторождении по исследованию стабилизации температуры в кровле (для эксплуатационной скважины) или подошве (для нагнетательной скважины) перфорированного интервала. При отсутствии таких сведений измерения проводятся через сутки после остановки скважины. Записывается основная И контрольная термограммы. Исследуются интервал перфорации, ближайшие неперфорированные пласты и примыкающие к ним перемычки.

При выявлении затрубной циркуляции между перфорированным и нижележащим неперфорированным пластами исследования в остановленной скважине проводятся в том случае, когда задача выявления затрубной циркуляции по измерениям в действующей скважине однозначно не решается. Программа работ в этом случае предусматривает проведение измерений в остановленной на короткое время (3-4 ч) скважине. Измерения в остановленной на длительное время скважине после наступления режима теплового равновесия проводятся лишь в случае, когда исследования в остановленной на короткое время скважине не дают однозначного результата.

При проведении исследований в остановленной эксплуатационной скважине с целью выявления затрубной циркуляции снизу величина зумпфа должна быть такой, чтобы на термограмме действующей скважины надежно фиксировалась минимальная температура против перемычки, расположенной ниже интервала перфорации. В нагнетательной скважине для исследований должны быть доступны пласт, расположенный ниже интервала перфорации, и подстилающая его перемычка.

6.5.1 Обработка и интерпретация термограмм

Распределение естественной температуры пород по глубине характеризуется геотермой - температурной кривой, записанной в простаивающей скважине, удаленной от мест закачки и отбора флюида. Обработка геотермы заключается в разбивке термограммы на отдельные прямолинейные участки, соответствующие интервалам с постоянным геотермическим градиентом. Границы этих интервалов выделяются по отклонениям геотермы от прямолинейного участка на величину, превышающую допустимую погрешность измерения.



В выделенных интервалах определяются градиенты по формуле

Г = Т2 - Т1 / h2 - h1,

где T1, T2 - температуры на глубинах h1 и h2, соответствующих границам выделенных по термограмме интервалов.

Полученные данные сводятся в таблицу и представляются в виде графиков (рис. 6.3).

Геотерма принимается за базисную температурную кривую. Сопоставление термограмм скважин с геотермой позволяет по расхождению между ними выделять интервалы нарушения теплового равновесия, вызванного процессами, происходящими в пласте и стволе скважины, и по характерным отличиям судить о причине нарушения теплового равновесия.

Рис. 6.3 - Обработка геотермы: 1 - геотермический градиент: 2 - фактическая термограмма; 3 - схематизированная термограмма

Обработка материалов исследований включает нанесение на одну диаграммную бумагу геотермы и термограммы скважины, при этом производится совмещение температурных кривых ниже объекта исследований в интервалах отсутствия нарушения естественного теплового поля. Выделяются интервалы расхождения указанных температурных кривых в пределах изучаемого объекта. На термограмме отмечаются характерные точки и даются их отклонения от геотермы. При отсутствии геотермы по данной скважине используется типовая геотерма для данного месторождения. (В наклонных скважинах типовая геотерма перестраивается с учетом угла наклона данной скважины.)

Сравнение геотермы с термограммами, полученными в остановленных и простаивающих скважинах, находящихся в режиме теплового равновесия с окружающими породами, позволяет решать следующие промысловые задачи:

а) контролировать прохождение температурного фронта нагнетаемых вод по измерениям в контрольных и пьезометрических скважинах;

б) устанавливать факт перетока флюида из пласта в пласт, выделять интервалы затрубной циркуляции и выявлять пласт-источник перетока в неперфорированных участках ствола скважины;

в) определять отдающие интервалы в эксплуатационной и интервалы поглощения в нагнетательной скважине.

Из-за различия температуры нагнетаемой воды и пластовой процесс вытеснения нефти водой сопровождается изменением температуры пласта. Обычно температура нагнетаемых вод ниже пластовой, поэтому обводненный пласт устанавливается по отрицательным аномалиям при сравнении термограммы с геотермой. При контроле прохождения температурного фронта нагнетаемых вод в интервале расхождения указанных температурных кривых на термограмме выделяется точка минимальной температуры и указывается ее отклонение от геотермы ?T. Параллельно геотерме на расстоянии ?Т/2 проводится вспомогательная линия. Точки пересечения ее с термограммой определяют границы интервала прохождения температурного фронта нагнетаемых вод. Обводненный пласт в интервале прохождения температурного фронта выявляется по положению точки минимальной температуры М (рис. 4) с учетом величины погрешности записи термограммы.

Рис. 6.4

6.5.2 Комплексная аппаратура, применяемая ПО «Белоруснефть» для контроля за разработкой месторождений

Комплексная скважинная аппаратура АГАТ-К9-36

Назначение - термогидродинамические исследования действующих скважин в процессе контроля за разработкой нефтегазовых месторождений.

Условия применения: в составе компьютеризованной каротажной станции, снабженной одножильным бронированным кабелем длиной не более 4,5 км при температуре скважины от 5 до 120єС и давлении не более 60 и 80 МПа. Диаметр скважинного прибора 36 мм.



Решаемые задачи

Исследование эксплуатационных характеристик скважины:

определение отдающих и поглощающих интервалов;

определение профиля притока и приемистости;

определение давления;

определение температурного режима;

определение интервалов обводнения;

определение интервалов негерметичности обсадной колонны, НКТ и затрубного пространства.

Контроль за разработкой технического оборудования:

определение глубины установки оборудования;

определение уровня жидкости;

определение нахождения НКТ и пакеров.

Изучение гидродинамических характеристик пластов:

определение коэффициента продуктивности;

определение гидропроводности и газопроводности.

Состав скважинного прибора

Комплексный скважинный прибор содержит 9 различных датчиков и состоит из 5 базовых модулей: базового модуля, модуля ГК, модуля расходомера, модуля индукционного резистивиметра и модуля высокочувствительного расходомера со складывающейся турбинкой. Базовый модуль содержит датчики давления, температуры, влажности, термоиндикации потока, гидроакустический датчик и локатор муфт. Основные технические характеристики аппарата АГАТ-К9-36 приведены в таблице 6.1.



Таблица 6.1 - Основные технические характеристики аппарата АГАТ-К9-36

Характеристики	Пределы измерения	Погрешность
Температура	5-120єC	1єC
Порог чувствительности термометра	0,005єС
Инерционность термометра	1с
Давление	1-60 МПа	0,5%
Порог чувствительности манометра	0,005 МПа
Расход модуля малого диаметра модуля большого диаметра	2-100 м3/ч 0,2-60 м3/ч	5% 5%
Влагосодержание	0-60%	6%
Резистивиметр	0,02-30 См/м	5%
Термоиндикация притока	0,1-10 м3/ч
Скорость счета ГК макс	500 имп/с	15%
Амплитуда выходного сигнала локатора муфт	15 мВ
Гидроакустический датчик	20Гц-20 кГц
Длина комплексного прибора	3900 мм

Прибор может применяться как в колонне при работе через НКТ, так и в открытом стволе при решении специальных задач по определению приемистости пород коллекторов. Примером этому являются исследования по скважине 99 Восточно-Первомайского месторождения. Работы проводились при закачке технической воды на поглощение и запись на точке при положении прибора в башмаке колонны в течении 10 часов. Закачено 35 м/куб жидкости в течении двух часов, сделаны записи расходомера на разных скоростях во время закачки и замеры после стравливания давления. По кривой расходометрии и термометрии нижняя граница принимающего интервала отбивается на глубине 4250 м, лучшая приемистость в интервале (4245- 4250)м, в меньшей степени принимает интервал (4235-4245)м. По записи на стоянке видно, что первоначальная репрессия на пласт составила 105 атмосфер, поглощение шло достаточно интенсивно, частота вращения вертушки расходомера значительна. Показания влагомера и резистивиметра меняются слабо, далее за счет нагрева скважинной жидкости проводимость ее увеличивается, по времени этот период занимает 180 минут. В последующее время проводимость и влагосодержание жидкости падают, вероятно, вследствии выделения газа в ствол скважины.

Комплексная скважинная аппаратура ТАГИС.38

Назначение

измерение температуры и давления рабочей скважины;

измерения мощности экспозиционной дозы гамма-излучения горных пород (индикации изменения мощности - для варианта привязки);

определения мест нарушений и обсадной колонне и НКТ, мест перетока жидкости и газа через эти нарушения;

определение положения муфтовых соединений обсадной колонны и НКТ, интервалов перфорации и привязки контролируемых параметров по глубине;

контроля положения элементов технологического оборудования, например: глубины спуска НКТ, положения искусственного забоя и т.п.;

определения профиля притока, источника обводнения и исследования качественного состава жидкости в стволе скважины;

изменение расхода жидкости в стволе скважины;

определение временных зависимостей восстановления давления и дебита (временные замеры на точке);

контроля технического состояния и определения профиля приемистости в нагнетательных скважинах;

определение интервалов заколонных перетоков;

Технические характеристики:

1. Канал измерения температуры

- рабочий диапазон измерения температуры 5-120 єС

- диапазон измерения 20-120 єС

2. Канал измерения давления:

- рабочий диапазон 0-40 МПа;

- диапазон измерения 1 - 40 МПа;

3. Канал ГК:

- рабочий диапазон 0-100 мкР/ч;

- диапазон измерения 5-50 мкР/ч;

4. Канал индикации изменения удельной электрической проводимости:

- рабочий диапазон индикации 0,1 - 50 См/м;

5. Канал индикации изменения содержания воды и нефти:

- рабочий диапазон 0 - 100%

6. Канал индикации изменения притока (оттока) жидкости:

- рабочий диапазон 0,08 - 12 м3/ч;

7. Диаметр прибора 38 мм;

8. Длина прибора 1690 мм;



7. НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Вишанское месторождение относится к Речицко-Вишанской зоне нефтегазонакопления Припятского прогиба. Промышленная нефтеносность связана с карбонатными коллекторами елецко-задонского, воронежского, речицкого, семилукского, саргаевского горизонтов и терригенным коллектором ланского горизонта.

По состоянию на 1.01.2001 г. на Вишанской площади пробурены 1 параметрическая, 4 поисковых, 18 разведочных и 75 зксплуатационных скважин. Нефтеносность установлена при бурении на кернах, по таким признакам, как выпоты нефти на свежем изломе, в трещинах и кавернах, нефтяной запах; по промыслово-геофизическим данным; по результатам опробований пластоиспытателями и испытаний в колонне.

Западная межсолевая залежь

Вскрыта 10 скважинами. Межсолевые отложения опробованы в 9 из них. В колонне притоки нефти получены в скв. 75,76,126,127,200,202 дебитами от незначительного в скв.75 до 62 м3/сут. в скв.127. В открытом стволе скв.58 и 77 получены притоки разгазированного бурового раствора.

Коллекторами нефти служат доломиты, реже доломитизированные известняки. Породы массивные, трещиноватые, пористые, кавернозные. Тип коллектора каверново-порово-трещинный. Залежь массивная, ограниченная тектонически, зоной отсутствия межсолевых отложений и контуром нефтеносности (-2426 м ).

Размеры залежи: 3,1 км х 1,2 км х 0,09 км.

Нефтенасыщенные толщины, выделенные по ГИС, изменяются от 30,0 м в скв.77 до 87,7 м в скв.126. Пористость выделенных пластов-коллекторов изменяется от 0,064 (скв.77) до 0,112 (скв.94), нефтенасыщенность - от 0,724 (скв.101) до 0,832 (скв.126). Режим залежи упруго-замкнутый.



Восточная межсолевая залежь

Залежь выявлена в 1994 г. в результате бурения скв. 203, и на сегодня вскрыта 17 скважинами (в контуре нефтеносности). Елецко-задонские отложения опробованы в 12 из них. Притоки нефти в колонне получены в скв. 44,81,115 и 203. Максимальный начальный дебит начала добычи по данной залежи 17,3 т/сут. из скв. 115. В скв 10 в колонне получен слабый приток пластовой воды. Скв. 96 недоосвоена.

В открытом стволе в скв.5,116 получены притоки пластовой воды дебитом 465 м3/сут. (скв.5); в скв.123 - приток нефти; в скв.121 приток не получен.

Коллекторами нефти служат доломиты и доломитизированные известняки крепкие, массивные, плотные. Тип коллектора каверново-порово-трещинный. Залежь массивная, ограниченная зоной отсутствия межсолевых отложений и контуром нефтеносности (-2360 м).

Размеры залежи 5,4 км х 1,4 км х 0,07 км. Нефтенасыщенные толщины, выделенные по ГИС, изменяются от 1,4 м (скв.45) до 47,3 м (скв.115). Пористость коллекторов колеблется в пределах 0,051 (в скв.45) - 0,103 (скв.44,115); нефтенасыщенность - от 0,563 (скв.10) до 0,704 (скв.59).

Режим залежи упруго-замкнутый.

Воронежская залежь

Залежь воронежского горизонта в контуре нефтеносности вскрыта 76 скважинами.

Раздельно в колонне горизонт испытан в скв. 2, 3, 9, 11, 13,17,33,46, 48, 51, 52, 56, 57, 59, 60, 61, 63, 66, 67, 68, 77, 80, 83, 96, 101, 102, 107, 112,115,116,119,123.

Фонтанные притоки безводной нефти зафиксированы в скв. 2,3,61 с дебитами соответственно 46,6; 80,0 и 147 т/сут. В скв.9,13,33,46,48,51,52,56,57,59,60,63,68,77,80,83,96,101, 102,107,115,119 и 123 с помощью ЭЦН получены нефть или нефть с пластовой водой с дебитами от 0.03 до 284 т/сут. при обводненности от следов до 99%. В скв.11 получена пластовая вода, в 116 - вода с пленкой нефти. В скв. 66 нет приемистости.

Пластоиспытателем в процессе бурения воронежские отложения испытаны в скв. 2,3,9,10,17,19,81,92,96,101,102,112,113,114,118,121,123. Из них притоки не получены в скв. 17,19,92,112,113,114,123. Притоки нефти получены в скв. 9,10,81,96,102,121 дебитами соответственно 1,2 м3/сут., 90 м3/сут.,21 м3/сут.,66 м3/сут.,175 м3/сут. и 57,6 м3/сут. В скв.2 и 118 получили разгазированный раствор; скв.3 на поверхности дала буровой раствор с пленками нефти; скв. 101 - буровой раствор с пленками нефти дебитом 7,3 м3/сут.

Коллекторами в воронежском горизонте служат доломиты, реже доломитизированные известняки. По площади распределены неравномерно, в ряде скважин вообще отсутствует (скв. 30.33,34,41,47,55,58,95,105,111,113). Тип коллектора порово-каверново-трещинный.

Залежь пластовая, сводовая, ограниченная тектонически, участками литологически, а также контуром нефтеносности (-2860 м).

Размеры залежи 18,9 км х 2,7 км х 0,4 км. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,8 м (скв.78) до 29,5 м (скв.118). Пористость - от 0,040 (скв.2) до 0,125 (скв.117), нефтенасыщенность - от 0,654 (скв.76) до 0,890 (скв.96).

Речицкая залежь

В данном отчете впервые речицкая залежь рассматривается как самостоятельный объект подсчета.

Испытания речицкого горизонта проводились лишь совместно с другими подсолевыми горизонтами. Наличие или отсутствие речицких коллекторов в таких скважинах подтверждается ГИС. Результат перфорации колонны скв. 67 в интервале 2960-2974 м (-2697-2709 м) свидетельствует о нефтеносности речицких отложений Вишанского месторождения - получен приток нефти 73,6 т/сут.

В книге III текст. прил. дана полная характеристика эффективных нефтенасыщенных толщин, пористости и нефтенасыщенности речицких отложений.

Коллекторами нефти в речицком горизонте являются доломиты, реже доломитизированные известняки.

Тип коллектора порово-каверново-трещинный

Залежь речицкого горизонта представляет собой несколько эффективных полей, площадь которых в сумме составляет 12765 тыс. м2, максимальная высота 321 м.

Семилукская залежь

Залежь семилукского горизонта вскрыта теми же скважинами, что и воронежская, кроме 115,116,119,121,123.

Раздельно в колонне отложения испытаны в скв. 5,9,17,36,67,78,80,81,94,95,106. В скв.5 и 9 получены фонтанные притоки безводной нефти дебитами 107 и 82 м3/сут. соответственно. В скв. 78,80,81,94,95 и 106 с помощью ЭЦН получены притоки нефти (скв. 81) и нефти с водой. Максимальная обводненность продукции в скважине 80 - 97%. В скв. 17 получена пластовая вода с пленкой и сгустками очень вязкой нефти. Скв.36 и 67 испытаны на приемистость: скв.36 введена под нагнетание в семилукский горизонт с приемистостью 500 м3/сут.; в скв.67 приемистость отсутствует.

Пластоиспытателем в процессе бурения семилукские отложения опробованы в скв.10,11,19,101 и 102. В скв. 10 получен приток нефти дебитом 22 м3/сут.; в скв. 11,19 приток не получен; в скв. 101 - пластовая вода с нефтью дебитом 358 м3/сут.; в скв. 109 - техническая вода.

Наличие коллекторов в семилукском горизонте в случаях совместных испытаний с другими горизонтами подтверждено ГИС.

Коллекторами нефти в семилукском горизонте являются преимущественно доломиты, в незначительном количестве известняки. Тип коллектора каверново-порово-трещинный. Залежь пластовая, сводовая, ограниченная тектонически, участок скв.109 - литологически, а также единым для подсолевых залежей контуром нефтеносности (-2860 м).

Размеры залежи: 18,5 км х 2,5 км х 0,3 км.

Нефтенасыщенные толщины изменяются от 3,4 м (скв.70) до 29,6 м (скв.94). Пористость - от 0,036 (скв.26) до 0,149 (скв.48), нефтенасыщенность - от 0,630 (скв.110) до 0,906 (скв.41). В скв. 109 коллектор отсутствует.

Саргаевская залежь

Залежь саргаевского горизонта вскрыта в контуре нефтеносности теми же скважинами, что и семилукская.

Раздельно в колонне саргаевские отложения испытаны в скв. 10,13,17,36,45,52,60, 62,67,71,72,74,76,78,80,81,92,94,101,102,105,106,107,113,114. Безводная нефть получена в скв.10,13,62,67,76,92,94,107,114; наибольший замеренный дебит в скв.76 - 198 т/сут. В скв.17,72,78,81,101 и 106 получены притоки нефти с водой (обводненность незначительная). Скв. 52,60,102,105,113 дали воду с пленкой нефти. В скв. 45,71 и 74 притоков не получено. В скв. 36 в саргаевских отложениях нет приемистости.

Пластоиспытателем саргаевские отложения испытаны в скв. 9,10,13,15,42,67,92 и 102. В скв. 9,13,15,67 и 92 получены притоки нефти; в скв.10 - под ЗПК пленка нефти, в скв.42 - буровой раствор с нефтью, в скв. 102 - техническая вода.

При совместных испытаниях саргаевских отложений с отложениями других горизонтов наличие или отсутствие коллектора подтверждается ГИС.

Коллекторами нефти в саргаевском горизонте служат доломиты, доломитизированные известняки и известковистые доломиты. Тип коллектора каверново-порово-трещинный. Залежь пластовая, сводовая, ограниченная тектонически, участками литологически, а также контуром нефтеносности (-2860 м).

Размеры залежи 18,2 км х 2,4 км х 0,3 км.

Нефтенасыщенные толщины изменяются от 2,8 м (скв. 5) до 40,3 м (скв.107). Пористость - от 0,36 в скв.30,109 до 0,91 в скв. 102; нефтенасыщенность - от 0,585 (скв.63) до (0,896 (скв. 113). В скв. 33,34,54 и 70 коллектор отсутствует.

На дату пересчета все подсолевые залежи, эксплуатируемые как единый объект разработки, работают на искусственном водонапорном режиме.

Ланская залежь

Нефтеносность ланского горизонта установлена в 1990 г. скважиной 109 - в колонне был получен приток нефти дебитом 33 м3/сут. Раздельных испытаний ланских отложений больше не проводилось ни ИП, ни в колонне. Были испытания совместные со старооскольскими в колонне скв. 108, 201, и в скв.39, где интервал испытания охватил все подсолевые залежи. Во всех случаях получена нефть. В скв. 106 и 108 в открытом стволе получена нефть, также при совместных опробованиях.

Коллекторами нефти в ланском горизонте являются песчаники. Тип коллектора поровый.

Залежь пластовая, сводовая, ограниченная тектонически, литологически, а также контуром нефтеносности (-2694 м).

Размеры залежи: 6,9 км х 0,1-0,5 км х 0,1 км.

Нефтенасыщенные толщины, выделенные по ГИС, изменяются от 4,2 м (скв.117) до 17,0 м (скв.118). Пористость - 0,12 (скв.117) - 0,20 (скв.106); нефтенасыщенность 0,815 (скв117) - 0,888 (скв.106).

Режим залежи упруго-замкнутый.

Обоснование ВНК

На основании всей имеющейся информации положение ВНК по залежам определено следующим образом:

по западной межсолевой залежи на отметке -2426 м - по нижним дырам интервала перфорации, давшего нефть в колонне скв. 202;

по восточной межсолевой залежи на отметке - 2360 м, соответствующей положению нижних дыр перфорации интервала, давшего нефть в колонне скв. 203.

Для подсолевых залежей Вишанского месторождения утвержден единый ВНК на абс. отметке -2860 м. Авторами настоящего отчета сохраняется условно принятая отметка ВНК, обоснованная в предыдущем отчете по подсчету запасов, так как новых данных для ее переинтерпретации нет.



8. СОСТАВ И СВОЙСТВА НЕФТИ И РАСТВОРЕННОГО ГАЗА ОЦЕНКА ПРОМЫШЛЕННОГО ЗНАЧЕНИЯ ИХ КОМПОНЕНТОВ

Изучение физико-химических свойств нефти и растворенного газа Вишанского месторождения проводилось лабораториями УГ при СМ БССР, КТП треста “Черниговнефтегазразведка”, УКРНИИПНД, УКРНИИГАЗ, БелНИПИнефть.

При однократном разгазировании исследованы 23 глубинных пробы (8 - по воронежскому горизонту, 3 - по семилукскому, 2 - по саргаевскому, 2 - по ланскому и 8 - по межсолевым отложениям), при дифференциальном разгазировании - 12 (6 - с воронежского горизонта, 1 - с семилукского, 4 - с саргаевского и 1 - из межсолевых отложений), 7 проб при ступенчатом разгазировании (4 - воронежские, 1 - ланская и 2 - межсолевые) и 56 поверхностных.

Качество проб удовлетворительное. Для каждого исследования отбирались 1-3 пробоотборника и устанавливалась их идентичность. Пробы пластовой нефти отбирались в период с 1968 г. по 1995 гг. Условия отбора: глубина 1400-2500 м, пластовая температура - 53-60оС, пластовое давление - 26,4-30,1 МПа.

Для изучения свойств нефти в пластовых условиях пробы отбирались глубинным пробоотборником. Для изучения поверхностных нефтей пробы отбирались при испытании пластов пластоиспытателем, глубинным пробоотборником, при промывке скважины, на устье, желонкой с уровня.

Воронежская залежь

При однократном разгазировании исследовано 8 глубинных проб из скважин 2, 3, 5 и 10. Сравнение параметров говорит об идентичности нефтей в этих скважинах. Пластовая нефть характеризуется следующими основными параметрами:

давление насыщения по исследованным пробам колеблется от 9,26 МПа до 11,88 МПа и в среднем по залежи составляет 10,7 МПа;

плотность пластовой нефти, определенная при давлении 20,0 Мпа, изменяется от 0,671 г/см3 до 0,784 г/см3, в среднем по залежи равна 0,744 г/см3, при давлении насыщения 10,7 МПа - 0,736 г/см3; плотность дегазированной до стандартных условий нефти меняется от 0,842 г/см3 до 0,891 г/см3 при среднем значении - 0,863 г/см3;

газонасыщенность колеблется от 75,4 м3/т до 133,1 м3/т и в среднем м составляет 101,02 м3/т;

объемный коэффициент при давлении 20,0 МПа изменяется от 1,24 до 1,44, среднее значение равно 1,30, при давлении насыщения соответственно 1,25 - 1,45 и 1,32;

вязкость при давлении 20,0 МПа в среднем равна 2,16. мПас, интервал колебания 1,40 мПа*с-- 2,83 мПас.

коэффициент сжимаемости при снижении давления с 20,0 МПа до давления насыщения равен 12,3810-41/МПа.

Растворенный в нефти газ изучен по 8 пробам нефти (табл.8.2), отобранным из скважин 2, 3, 5, 10. Газ содержит в среднем 56,92 %мол. - метана; 18.10 %мол.- этана; 13,33 %мол. - пропана; 6,82 %мол.- бутанов; 2,66 %мол. - пентанов. Молекулярный вес газа 27,43, плотность - 1,1397 кг/м3.

При дифференциальном разгазировании исследовано 5 глубинных проб из скважин 2, 3, 10. Первая ступень сепарации от 9,6 МПа (скв.3) до 8,82 МПа (скв.2, 3, 10). Газовый фактор колеблется в пределах 71,9 м3/т (скв.2 пр.2) до 118 м3/т (скв.3 пр.2), средний газовый фактор по залежи равен 93,85 м3/т. Объемный коэффициент нефти при 20,0 МПа составил 1,25, плотность дегазированной нефти - 0,851 кг/м3. Содержание метана равно 56,02 %мол., этана - 20,26 %мол., пропана - 13,11 %мол., бутанов - 6,46 %мол.

При ступенчатом разгазировании исследовано 4 пробы из скважин 2, 3, 5 (табл.8.4). Первая ступень сепарации - 1,6 МПа. Газовый фактор составил 71,5 м3/т при интервале колебания от 53,8 м3/т (скв.5) до 97 м3/т (скв.3), плотность дегазированной нефти - 0,8476 кг/м3, объемный коэффициент нефти в пластовых условиях - 1,649, при давлении насыщения - 1,691, согласно единственному замеру, произведенному при исследовании пробы в скв.2. Содержание метана в пробах равно 66,09 %мол., этана - 18,14 %мол., пропана - 9,86 %мол., бутанов - 3,42 %мол.

Физико-химические свойства поверхностных проб изучены по 18 пробам, отобранным из скважин: 2, 3, 9, 10, 15, 60, 81, 107, 121.

Плотность сепарированной нефти в среднем по залежи составила 0,8497 г/см3, вязкость при 20 0С - 38,58 мкм2 /с, при 500С - 7,2 мкм2 /с; содержание серы - 0,54 %мол., асфальтенов - 4,11 %мол., смол - 13,01 %мол., парафина - 5,74 %мол. Выход легких фракций (до 3000С) достигает 44,3 % объемных.

Содержание гелия в растворенном газе в пластовых условиях равно нулю.

Нефть воронежского горизонта по углеводородному составу относится к метановому типу, малосернистая, смолистая, парафиновая, маловязкая, легкая.

Семилукская залежь

Основные физико-химические свойства нефти, полученные при однократном разгазировании 3 проб, отобранных из скважин 5 и 9, характеризуются следующими параметрами:

давление насыщения колеблется от 7,8 МПа до 12,00 МПа и в среднем значение составляет 9,45 МПа;

плотность пластовой нефти при давлении 20,0 МПа равна 0,763 г/см3, единственное определение в скважине 9 при давлении насыщения - 0,767 г/см3, интервал колебания составил 0,75 г/см3 - 0,793 г/см3. Плотность дегазированной нефти в стандартных условиях изменяется от 0,846 г/см3 до 0,889 г/см3 при среднем значении - 0,862 г/см3;

объемный коэффициент при давлении 20,0 МПа - 1,25 (скв.9), при давлении насыщения - 1,26;

газовый фактор варьирует в пределах 87,1 м3/т - 103,0 м3/т и в среднем по залежи равен 95,05 м3/т;

вязкость нефти при давлении 20,0 МПа изменяется от 6,60 мПа*с до 1,87 мПа*с и в среднем по залежи составляет 4,24 мПас;

коэффициент сжимаемости при снижении давления с 20,0 МПа до давления насыщения равен 11,510-41/МПа.

Растворенный в нефти газ (3 пробы из скважин 5, 9) на 54,78 %мол. состоит из метана, 19,54 %мол. - этана, 14,52 %мол. - пропана, 7,0 %мол. - бутанов. Плотность газа - 1,1668 кг/м3, молекулярный вес газа - 28,08.

При дифференциальном разгазировании изучена 1 проба из скважины 9. Первая ступень сепарации - 5,88 МПа. Средний газовый фактор равен 80,2 м3/т, плотность сепарированной нефти - 0,852 г/см3, объемный коэффициент при давлении 20,0 МПа - 1,225, при давлении насыщения - 1,267. Содержание метана составляет 69,41 %мол., этана - 18,81 %мол., пропана - 7,49 %мол., бутанов - 2,48 %мол.

Поверхностные пробы изучались по 10 образцам из 5, 10, 95 скважин. Плотность нефти равна 0,8827 г/см3, вязкость при 200С - 71,28 мкм2с, при 500С - 7,6 мкм2с, содержание серы достигает 0,0,9 %мол., смол - 19,7 %мол., парафина - 6,08 %мол. Выход легких фракций до 3000С - 41,0 %объемных.

Гелий в растворенном газе не обнаружен.

Содержание редких металлов (ванадий, никель, железо и т.д.) не определялось.

Нефть семилукского горизонта средняя, сернистая, высокосмолистая, высокопарафиновая, маловязкая, относится к метановому типу.

Саргаевская залежь

При однократном разгазировании изучена по двум глубинным пробам (скв.13, 15) и характеризуется следующими основными параметрами:

давление насыщения в среднем по залежи равно 10,96 МПа;

плотность пластовой нефти, определенная при давлении 20,0 МПа, составляет 0,739 г/см3, при давлении насыщения - 0,730 г/см3, сепарированной - 0,860 г/см3;

газонасыщенность - 104,6 м3/т

объемный коэффициент при давлении 20,0 МПа равен 1,32, при давлении насыщения - 1,33;

вязкость при давлении в 20,0 МПа - 1,86 мПас.

коэффициент сжимаемости при снижении давления с 20,0 МПа до давления насыщения равен 12,9510-41/МПа.

Рстворимый в нефти газ состоит в среднем из 57,76 %мол. метана, 17,72 %мол. - этана; 13,37 %мол. - пропана; 6,97 %мол. - ,бутанов. Молекулярный вес газа - 27,28, плотность - 1,1334 кг/м3.

Изучение свойств нефти при дифференциальном разгазировании осуществлялось на 4 пробах из 2 скважин (13, 15). Первая ступень сепарации - 8,82 - 9,29 МПа. Средний газовый фактор равен 101,5 м3/т, плотность сепарированной нефти - 0,851 г/см3, объемный коэффициент равен 1,258 при 20,0 МПа. Содержание метана достигает 55,92 %мол., этана - 20,07 %мол., пропана - 13,57 %мол., бутанов - 6,81 %мол.

Физико-химические свойства поверхностных нефтей изучены на 14 пробах, отобранных из скважин:3, 9, 13, 15, 62, 67, 78, 106 и характеризуются следующими параметрами:

плотность сепарированной нефти изменяется от 0,8294 г/см3 до 0,8638 г/см3 и в среднем по залежи составляет 0,8478 г/см3;

вязкость при 200С колеблется от 18,2 мкм2*с до 52,57 мкм2*с при среднем значении - 35,69мкм2*с; при 500С соответственно - 4,95 мкм2*с - 10,69 мкм2*с и 6,99 мкм2*с;

содержание серы в среднем по залежи равно 0,58 %мас., смол - 12,15 % мас., парафина - 6,22 % мас. Выход светлых фракцй - 42,5 % объемных.

Гелий в растворенном газе не обнаружен.

Содержание металлов не определялось.

Нефть саргаевской залежи относится к метановому типу, сернистая, смолистая, высокопарафиновая, легкая.



Ланская залежь

Характеристика физико-химических свойств нефти дана по одной пробе ступенчатого разгазирования, двум пробам однократного разгазирования и четырем поверхностным.

Пластовая нефть, исследованная при однократном разгазировании характеризуется следующими осредненными основными параметрами:

давление насыщения - 3,08 МПа;

плотность пластовой нефти, определенной при давлении 29,4 МПа - 0,876 г/см3, при давлении насыщения - 0,850 г/см3, плотность дегазированной нефти -0,898 г/см3;

газонасыщенность - 20,65 м3/т;

объемный коэффициент составляет - 1,056;

-коэффициент сжимаемости при изменении давления 4,8 - 29,4 равен 11,62*10-4 1/МПа;

Растворенный в нефти газ состоит на 32,15 %мол. метана, 19,17 %мол. этана, 23,15 %мол. пропана, 13,81 %мол. бутанов. Плотность газа - 1,4859 кг/м3, молекулярный вес газа - 35,76.

Основные параметры нефти, полученные при ступенчатом разгазировании (скв.118) следующие: первая ступень сепарации - 0,6 МПа; газовый фактор равен 17,2 м3/т; содержание метана в нефти - 38,2 %мол., этана - 21,05 %мол., пропана - 23,83 %мол., бутанов - 7,81 %мол.

Основные параметры поверхностной нефти (скв.109, 118, 201): средняя плотность нефти составляет 0,8806 г/см3, вязкость при 500С - 30,8 мкм2*с, содержание серы - 0,68 %мас., смол - 19,74 %мас., парафина - 5,21 %мас. Выход легких фракций до 3000С - 35 %объемных.

Нефть средняя, сернистая, высокосмолистая, парафиновая и относится к типу метановых.



Западная межсолевая залежь

Для исследования при однократном разгазировании отобрано и исследовано 5 глубинных проб из скважин 127 и 200. Пластовая нефть характеризуется следующими основными параметрами:

давление насыщения по исследованным пробам колеблется от 1,98 МПа (скв.127) до 4,17 МПа (скв.200) и в среднем по залежи составляет 3,64 МПа;

среднее значение плотности пластовой нефти, определенной при давлении 29,4 МПа, равно 0,862 кг/м3, при нач.пл.Р=33,4 МПа - 0,8658 кг/м3 при давлении насыщения - 0,8375 кг/м3. Плотность сепарированной до стандартных условий нефти меняется от 0,8847 г/см3 (скв.127) до 0,923 г/см3 (скв.200) при среднем значении - 0,899 г/см3;

газонасыщенность колеблется от 16,40 м3/т (скв.127) до 26,7 м3/т (скв.200) и в среднем составляет 22,05 м3/т;

объемный коэффициент при давлении насыщения от 2,96 МПа до 4,17 МПа изменяется от 1,088 до 1,124; при Р= 29,41 МПа - от 1,060 до 1,107. Его значение для начального пластового давления определено графически и составляет 1.077.

средняя вязкость нефти также определена с учетом построения зависимости изменения вязкости от давления и соответственно равна 3,49 мкм2*с при давлении 33,41 МПа и 2,69 мкм2*с при Рн=3,64 МПа.

Растворенный в нефти газ изучен по 4 пробам нефти, отобранным из скважин 127 и 200. Газ содержит в среднем 38,20 %мол. - метана; 23,75 %мол.- этана; 19,53 %мол. - пропана; 11,06 %мол.- бутанов. Молекулярный вес газа 32,66, плотность - 1,3571 кг/м3.

При дифференциальном разгазировании пробы западной залежи не исследовались, при ступенчатом разгазировании изучена 1 проба из скважины 200 (табл.8.4). Первая ступень сепарации равна 0,6 МПа. Газовый фактор - 17,8 м3/т. Содержание метана в пробе равно 42,11 %мол.; этана - 32,33мол; пропана - 17,42 %мол.; бутанов - 4,58 %мол..

Физико-химические свойства поверхностных нефтей изучены по 8 пробам, отобранным из скважин: 76, 126, 127, 200, 202.

Плотность сепарированной нефти в среднем по залежи составила 0,9184 г/см3, вязкость при 500С - 47,19 мкм2 /с; содержание серы - 1,098 %мол., смол - 16,52 %мол., парафина - 5,12 %мол. Выход легких фракций (до 3000С) достигает 30,2 % объемных.

Содержание гелия в растворенном газе в пластовых условиях равно нулю. Нефть западной межсолевой залежи сернистая, высокосмолистая, парафиновая, маловязкая, тяжелая.

Восточная межсолевая залежь

Исследовано 3 глубинных пробы из скважины 203. Пластовая нефть характеризуется следующими основными параметрами:

давление насыщения по исследованным пробам колеблется от 3,36 МПа до 3,42 МПа и в среднем составляет 3,39 МПа;

среднее значение удельного веса пластовой нефти, определенное

при нач.пл.Р=31,9 МПа - 0,846 кг/см3, при давлении насыщения - 0,8154 кг/см3. Плотность сепарированной до стандартных условий нефти - 0,8896 кг/см3;

газонасыщенность - 26,18 м3/т;

объемный коэффициент - 1,097 при Р=26,4 МПа, при нач.пл.Р=31,9 МПа - 1,088 (рис.8.5), при давлении насыщения - 1,129;

вязкость нефти равна 8,45 мПа*с при начальном пластовом давлении, при давлении насыщения - 6,35 мПа*с;

Растворенный в нефти газ также изучен по 3 пробам, отобранным из скважины 203. Газ содержит в среднем 40,52 %мол. - метана, 15,82 %мол. - этана, 23,84 %мол. - пропана, 12,82 %мол - бутанов. Молекулярный вес газа - 33,51, плотность - 1,3924 кг/м3.

Физико-химические свойства поверхностных нефтей изучены по 2 пробам, отобранным из скважин 115 и 203. Плотность сепарированной нефти составила 0,8832 г/см3, вязкость при 200С - 28,19 мкм2*с, при 500С - 47,19 мкм2*с; содержание серы - 0,57 %мас., смол - 13,52 %мас., парафина - 4,21 %мас. Выход легких фракций - 30,5 % объемных.

Нефть восточной залежи сернистая, смолистая, средневязкая, парафиновая, легкая.



9. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОХРАНЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ

нефтяной месторождение тектоника дебитометрия

В связи со спецификой технологических процессов и физико-техническими свойствами нефтей и газов, нефтегазодобывающая промышленность оказывает отрицательное воздействие на окружающую среду, что обусловливает необходимость проведения комплекса природоохранных мероприятий в процессе поисков, разведки и разработки нефтяных месторождений.

При проведении разработки необходимо учитывать тесную связь его с состоянием природных ресурсов окружающей местности. Поэтому в процессе разработки должны быть обеспечены:

- применение наиболее рациональных и эффективных методов добычи, предусматривающих полное при данных геологических и технико-экономических условиях извлечение нефти и газа, недопущение сверхнормативных потерь этих ископаемых;

- безопасное ведение всех работ и сохранение природной среды, т. е. соблюдение установленного порядка пользования недрами;

- недопущение порчи запасов, т. е. охрана месторождения от затопления, обводнения, пожаров и других факторов, снижающих качество полезных ископаемых и промышленной ценности месторождения.

При добыче нефти Вишанского месторождения основными производственными процессами являются:

- эксплуатация скважин,

- сбор, внутрипромысловый транспорт и промышленная подготовка нефти.

Основными объектами, подверженными интенсивному разрушению во времени, являются эксплуатационные колонны и НКТ скважин, оборудование и сооружения системы сточных вод, нефтепроводы, резервуары и аппаратура подготовки нефти и воды.

Для защиты от коррозии предусматриваются следующие меры:

- предотвращение смешивания сероводородсодержащих нефтей, вод и газов с продукцией, не содержащей его;

- предотвращение попадания в добываемую нефть, нефтяной газ и сточные воды кислорода;

- снижение коррозионной агрессивности среды с помощью использования различных антикоррозийных покрытий и ингибиторов, обеспечение герметичности всего ствола скважин, надежное цементирование.

Основные мероприятия при разработке Вишанского месторождения:

1. Разработка месторождения должна осуществляться в строгом соответствии с проектом.

2. Добывающие скважины должны эксплуатироваться в соответствии с технологическим режимом и нормами отбора.

3. На месторождении необходимо обеспечить сбор и полное использование попутно добываемого вместе с нефтью газа. Потери не должны превышать норм, установленных проектом ПДВ.

4. Систематически проводить профилактический ремонт промыслового оборудования, трубопроводов и запорной аппаратуры для своевременного устранения утечек нефти и газа.

5. Широко использовать антикоррозийные покрытия. Не допускать попадания в призабойную зону нагнетательных скважин сульфатовосстанавливающих бактерий. В случае их обнаружения проводить бактерицидную обработку закачиваемой в пласт воды.

6. Постоянно поддерживать в хорошем состоянии обваловку вокруг добывающих скважин с целью предупреждения разлива нефти в случаях аварий.

7. Немедленно устранять последствия аварий при порывах нефте-, газо- и продуктопроводов, используя для этих целей гуминовые сорбенты типа “Белнафтасорб” и биологические препараты.

8. При выборе площадок для бурения и трасс промысловых коммуникаций наряду с капитальными вложениями учитывать ущерб, нанесенный землепользователям.

Земельные участки, нарушенные при прокладке коммуникаций, по окончании строительства приводить в состояние, пригодное для использования в сельском хозяйстве по прямому назначению.

9. Соблюдать водоохранные мероприятия в отношении рек и других водоемов народнохозяйственного значения.

Контроль за выполнением правил, положений, инструкций, норм по охране природы возложен на Госпрматомнадзор и органы Министерства природных ресурсов и охраны окружающей среды РБ

Предписания указанных организаций обязательны для всех предприятий, осуществляющих поисковые, разведочные и эксплуатационные работы. Ответственность за охрану недр и окружающей среды несет руководитель предприятия.

Существует свод правил безопасности в нефтегазодобывающей промышленности, утвержденных Госпроматомнадзором Республики Беларусь (ныне действующий от 26.11.93 г.). Специфика отрасли предполагает разделение мер по охране труда в соответствии с этапами производства.

Так, на стадии строительно-монтажных работ необходимо соблюдение правил безопасности при монтаже, демонтаже, ремонте сооружений и оборудования, при передвижении буровых установок, вышек и блоков бурового оборудования. Электро- и газосварочные работы должны производиться в соответствии с нормами и правилами пожарной безопасности. При прокладке трубопроводов производятся земляные и изоляционные работы, требующие также соблюдения мер безопасности.

На этапе строительства нефтяных и газовых скважин все работы ведутся в строгом соответствии с рабочим проектом, в котором предусматриваются меры безопасности по вводу буровых установок в эксплуатацию, по эксплуатации бурового оборудования, при производстве спускоподъемных операций, по креплению скважин, испытанию колонн на герметичность, при освоении и испытании скважин после бурения.

Ряд специфических мер безопасности предусмотрен на этапе добычи нефти и газа. В первую очередь объекты добычи нефти и газа должны быть классифицированы по категориям взрывопожароопасности. Проект обустройства нефтяного и газового месторождения должен пройти независимую экспертизу и обеспечить современную технологию и защиту обслуживающего персонала от последствий аварий. Особое внимание должно уделяться технике безопасности при фонтанной эксплуатации скважин, а также при механической эксплуатации скважин (штанговыми, центробежными и др. насосами), при испытании и исследовании скважинс использованием различной аппаратуры. Особая специфика мер безопасности при эксплуатации нагнетательных скважин, когда эксплуатационная система находится под высокими давлениями нагнетания. Депарафинизация скважин, труб и оборудования производятся с применением пара высоких температур, химических растворителей парафина, что требует повышенной осторожности. Мероприятия по повышению нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти проводятся с применением кислот, химреагентов, газа, пара, горячей нефти, нефтепродуктов, ПАВ - все эти и другие агенты требуют повышенной осторожности и защиты при работе с ними.

В работе каждой эксплуатационной скважины есть перид текущего и капитального ремонта, во время которых совершается множество спуско-подъемных операций, чистка и промывка стволов скважин. Все виды ремонтных работ также проводятся в соответствии с нормами безопасности.

При сборе и подготовке нефти и газа персонал, обслуживающий установки, обязан контролировать все параметры технологического процесса, поскольку работать приходится с высокими давлениями, температурой и т.д.

Особое внимание в нефтегазодобывающей отрасли уделяется технике безопасности при производстве геофизических работ. Геофизические исследования в нефтяных и газовых скважинах на стадии их строительства, освоения, испытания, эксплуатации и ремонта должны выполняться с учетом Единых правил безопасности при взрывных работах, Норм радиационной безопасности, Основных санитарных правил работы с радиактивными веществами и другими источниками ионизирующих излучений.

В ПО “Белоруснефть” служба по охране труда ведет строгий контроль за соблюдением мер безопасности в каждом производственном подразделении. За несоблюдение требований инструкций, правил, положений и др. нормативных документов по созданию безопасных условий труда ответственность несут должностные лица, технический персонал, служащие, рабочие в порядке, установленном Правилами внутреннего трудового распорядка и Уголовным кодексом Республики Беларусь.



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Темой дипломной работы является: «Анализ разработки Вишанского нефтяного месторождения и рекомендации по увеличению эффективности (Припятский прогиб)».

Цель работы сводится к созданию анализа разработки Вишанского месторождении.

Для выделения нефтенасыщенных горизонтов в скважинах применялся комплекс ГИС, предусмотренный для соответствующих условий вскрытия продуктивных горизонтов и включает следующие геофизические исследования: БК, АК, РК (ГК, НГК), КВ. Скважинные условия Вишанского месторождения являются типичными для Припятского прогиба, поэтому ГИС проводились по общепринятой для этой нефтеносной области методике.

Промышленно-нефтеносными коллекторами Вишанского месторождения являются карбонатные и терригенные коллектора межсолевых отложений. Притоки нефти получены из отложений семилукского, воронежского и ланского горизонтов.



СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Айзберг Р.Е., Гарецкий Р.Г., Кислик В.З., Окушко В.Б. О дисимметрии пространственного развития Припятского прогиба//Докл. АНБ. 1976. Т. 20, № 2. 154-157 с.

2. Айзберг Р.Е., Гарецкий Р.Г., Клушин С.В., Левков Э.А. Глубинное строение и геодинамика Припятского палеорифта и его обрамления//Тр. Геол. Ин-та АН СССР. 1987, № 425. 200-208 с.

3. Анализ и обобщение геолого-геофизических материалов с учетом новых данных бурения по северной части Припятского прогиба: Отчет тематической партии № 14 (33/75) / Отв. исполнит. И.Д. Кудрявец, А.В. Дзюбенко. - Ст. Колодищи, 1975.

4. Аникиев К.А. Аномально-высокие пластовые давления в нефтяных и газовых месторождениях. - Л. Недра, 1964.- 168 с.

5. Артюшков Е.В. Геодинамика.- М.: Наука, 1979.-327 с.

6. Бека К., Высоцкий И. Геология нефти и газа. М., Недра, 1976.

7. Белоусов В.В. Основные вопросы геотектоники.- М.: Госгеолтехиздат, 1954.- 606 с.

8. Боганик В.Н.. Жемжурова З.Н., Медведев А.И. Создание средств для интегрированной обработки данных ГИС, сейсморазведки, гидродинамики и керна - М., 1993. - 123 с.: ил. - Рус. Место хранения Росгеолфонд.

9. Бондаренко Б.В. Структура кристаллического фундамента Припятского прогиба. Реферат. 1974, 87 с.

10. Брусенцов А.Н., Гаркуша И.Г., Кудравец И.Д., Прохоров С.Ф. Некоторые черты тектонического строения Припятского прогиба по данным геофизических исследований. Реферат. 1975, 101 с.

11. Буровые растворы. Стандарт предприятия. СТП 39-25-2000. - Гомель, 2001. - 68 с.

12. Габриэлянц Г.А. Геология нефтяных и газовых месторождений. М.: Недра, 1984., - 285 с.

13. Геология Беларуси / А. С. Махнач, Р.Г. Гарецкий, А.В. Матвеев и др. - Мн.: Институт геологических наук НАН Беларуси, 2001, 805 с.

14. Геология и гидрогеология Припятского прогиба. Под ред. д-ра геол. минерал. наук П.А. Киселёва. Минск 1963. 192 с.

15. Геология нефтяных месторождений Белоруссии. Под ред. д-ра геол. минерал. наук проф. С.П. Максимова. М.: Недра, 1972 г. 230 с.

16. Голубцов В.К. Кедо Г.И., Линник Л.С., Кручек С.А., Демиденко Э.К., Некрята Н.С., Авхимович В.И. О геологическом строении северной и южной прибортовых зон Припятской впадины (девонские и каменноугольные отложения) // Новые данные по стратиграфии осадочной толщи Белоруссии. Мн.: БелНИГРИ, 1975. с. 56-125.

17. Горелик З.А. История тектонического развития Припятского прогиба. Реферат. 1974, 112 с.

18. “Геологические основы поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений”. - М.: Недра , 1986. И.Г. Пермяков, Е.Н. Шевцов , 321 с.

19. Губкин И.В. Учение о нефти. 3-е изд. М., Наука, 1975, 254 с.

20. Гуторов Ю.А., Гареева С.Р., Салалова А.Р. 20Программа автоматической интерпретации на ПЭВМ каротажных материалов и ПК полученных комплексной аппаратурой акустического контроля технического состояния обсаженных скважин / Н.-н. и проектно-конструктивный институт геофизических исследований геологических скважин. - Октябрьский, 1994. - 17 с.

21. Гуторов Ю.А., Моисеев Ю.Н., Гэресва С.Р. Разработать программно-методическое обеспечение для аппаратуры АКЦ-НВ-48 по обработке интерпретации волновых картин на ПЭВМ с целью повышения эффективности оценки состояния цементирования обсаженных скважин / Н.-н. и проектно-конструктивный институт геофизических исследований геологических скважин. - Октябрьский, 1994. - 17 с. : ил. - Библногр.: 5 назв. - Рус. - Деп. н ВИНИТИ

22. Дьяконов Д.И., Монтьев Е.И., Кузнецов Г.С. Общий курс геофизических исследований скважин. - М.: Недра, 1977., - 542 с.

23. Ерёменко Н.А. Геология нефти и газа. 2-е изд. М., Недра, 1968, 239 с.

24. Жданов М.А. Нефтепромысловая геология и подсчёт запасов нефти и газа. - М.: Недра, 1981., - 54 с.

25. Знаменский В.В., Жданов М.С., Петров Л.П. Геофизические методы разведки и исследования скважин. - М.: Недра, 1981., - 431 с.

26. Иванова М.М, Дементьев А.Ф., Чоловский И.П. Нефтепромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа. М.: Недра, 1985. - 422 с.

27. Инженерно-технологические услуги по обоснованию добычи нефти на месторождениях РУП “ПО “Белоруснефть”. Перспективная программа создания, реконструкции и совершенствования системы ППД на месторождениях РУП “ПО “Белоруснефть” (по состоянию на 01.01.2006 г.): Отчет о НИР (заключительный). Этап 1-4 / БелНИПИнефть; Руководитель договора Н.К. Карташ: Договор № 44.2005; Инв. № 1753.

28. Инструкция о содержании, оформлении и порядке представления в ГКЗ СССР материалов по подсчёту запасов нефти и горючих газов. - М.: ГКЗ СССР, 1984., - 40 с.

29. Инструкция по применению классификаций запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. - М.: ГКЗ СССР,1984., - 16 с.

30. История геологических наук в Белорусской ССР. Мн.: Наука и техника, 1978, 272 с.

31. Каналин В.Г., Ованесов М.Г., ШугринВ.П. «Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология».- М.: Недра, 1985., - 128 с.