XX2 пласт вскрыт на месторождении всеми пробуренными скважинами, по литологическому составу неоднороден. Продуктивность пласта установлена по материалам ГИС и керну, отобранному в скв.201/203 в интервале 4679-4697 м. По результатам лабораторных исследований керн представлен песчаником с хорошими ФЕС и с тонкими прослоями алевролитов и глин. Пласт опробован в скважинах №1, 3, 210 (совместно с XX1). По данным ГИС пласт нефтенасыщен в скв.202, 201/203, 204, 205,209,208,210,211,215. На структурной схеме, построенной по кровле пласта, линия глинизации проведена по аналогии с XXI1 пластом.

Залежь нефти пластовая, литологически ограниченная. Водонефтяной контакт проведен условно по границе отметки подошвы нижнего продуктивного прослоя в скважине 211 и отметкой верхнего отверстия перфорации скважины №3 на абсолютной глубине -1505м. Средняя величина пористости в пластовых условиях по данным лабораторных исследований керна и ГИС составляет 22.6%; нефтенасыщенность - 64%.

По степени изученности залежи, запасы отнесены к категории С2 и составили: нефти -10412/2603 тыс.т, растворенного газа - 1042/729 млн. м3.

XX3 пласт вскрыт всеми пробуренными на месторождении скважинами. В пределах купола литологически выдержан; коррелируется во всех скважинах. По материалам ГИС эффективная толщина пласта уменьшается в северо-восточном направлении. Форма пластового резервуара принята по данным детальных сейсморазведочных работ и подтверждена глубоким бурением.

Залежь нефти установлена по результатам бурения скважины 201/203, где при вскрытии интервала 4996.3-5025.5м (1505-1512 м.абс.) были отмечены повышенные газопоказания. Залежь нефти пластовая, литологически ограниченная. В скважине №3 из пласта был отобран керн (интервал 1631-1660м), по результатам анализа которого, а так же по данным ГИС определены расчетные значения пористости и нефтенасыщенности пласта коллектора равные 21.8% и 57% соответственно. Граница залежи проведена по подошве продуктивной по ГИС скважины №211 - 1543м. Расчетные значения эффективной нефтенасыщенной толщины определены, как средневзвешенные по площади величины, которые составили: для нефтяной зоны - 2.2м, для водонефтяной 1.7м. Остальные подсчетные параметры: плотность сепарированной нефти, пересчетный коэффициент, газонасыщенность приняты по аналогии с залежью XXI1 пласта. Коэффициент извлечения нефти принят равным 0.25. Опробования залежи не проведено, запасы нефти и растворенного газа подсчитаны по категории С2 и составили 3209/802 тыс.т., растворенного газа - 321/225 млн. м3.

XXI1 пласт вскрыт всеми пробуренными на месторождении скважинами. Нефтенасыщенность пласта установлена по данным ГИС и доказана опробованием его в скважинах. На всех объектах проведены гидродинамические исследования, сняты кривые восстановления давления (КВД), замерены пластовые, забойные давления, пластовые температуры, дебиты нефти на различных штуцерах. В скважинах №3 и 209 произведен отбор пробы пластовой нефти. По результатам освоения скважин 204 и 209 установлено наличие газовой шапки в залежи. Граница газоносности принята как среднеарифметическая величина между подошвой газонасыщенного прослоя в скважине №204 и отметкой кровли скважины №1 -1471м. В скважине 209 подошва газового прослоя отмечена так же на отметке -1471м. Выше указанная отметка принята за газонефтяной контакт[11].

Залежь пластовая, сводовая литологически ограниченная. Зона литологического замещения пласта-коллектора на северном, южном погружениях и восточном крыле структуры прогнозируется по результатам анализа материалов детальных сейсмических исследований.

Водонефтяной контакт проведен на абсолютной отметке 1710м, что соответствует границе продуктивности, установленной по данным ГИС и опробования скважины №9. Таким образом, границы залежи установлены достоверно по результатам опробования и сейсморазведочных работ. В принятых границах для подсчета запасов выделены две зоны: нефтяная и водонефтяная. Эффективные нефтенасыщенные толщины, средневзвешенные по площади, составили: в нефтяной зоне - 5.8м, в газонефтяной 6.6м, в водонефтяной- 4м. Коэффициенты пористости и нефтенасыщенности приняты по результатам интерпретации ГИС с учетом исследования керна и равны 0.21 и 0.60 соответственно.

Плотность нефти принята как среднеарифметическая из определений плотностей нефти по скважинам, вскрывшим XXI1 пласт. Объемный коэффициент определен по пробам пластовой нефти из скважин №3 - 1.224, исходя из него пересчетный коэффициент - 0.817. Газонасыщенность пластовой нефти - 102м3/т. Коэффициент нефтеизвлечения принят равным 0.25.

По степени изученности залежи запасы нефти и растворенного газа подсчитаны по категории С1 и составили: нефти -14084/3522 тыс. т, растворенного газа - 1436/301млн.м3 ,

газа газовой шапки -164млн.м3[13].

В целом начальные запасы нефти и растворенного газа по месторождению Одопту-море (Северный купол) составили:

Нефть (балансовые/извлекаемые), тыс.т:

Категория С1 -24853/6214 категория С2 -3209/802

Растворенный в нефти газ (балансовые/извлекаемые) млн. м3

категория С1 -2514/1760 категория С2- 321/225

Запасы газа газовой шапки - 164 млн.м3 (категория С1).

3. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

3.1 Построение цифровой геологической модели

Создание цифровой геологической модели (ЦГМ) месторождения Одопту-море (Северный купол) проведено с целью пересчета запасов УВ с учетом новых данных о геологическом строении, построения последующей гидродинамической и постоянно действующей геолого-технологической модели с целью повышения эффективности разработки месторождения. Для построения ЦГМ применялись пакеты программного обеспечения Petrel 2004 и Gocad 2004.

Исходными данными для моделирования являлись: отбивки границ продуктивных пластов, координаты устьев и инклинометрия скважин, структурные карты поверхностей, карты распределения пористости, песчанистости, полученные из результатов обработки сейсмических данных по целевым горизонтам, результаты интерпретации комплекса каротажа, физико-литологические исследования керна, опробования пластов (выгруженные из программы Прайм). Месторождение по типу строения характеризуется последовательным согласным залеганием продуктивных пластов, нарушенных разломами с незначительным вертикальным смещением блоков.

Построение структурного каркаса модели проводилось по кровлям и подошвам продуктивных объектов: XX12, XX2, XX3, XXI1, XXI2. Размеры ЦГМ выбирались из следующих условий:

· контура нефтеносности всех моделируемых пластов располагались в границах выбранной области;

· между контурами нефтеносности и границей области моделирования располагалось достаточное количество ячеек для моделирования притока воды (в цифровой фильтрационной модели).

Выбранные размеры области моделирования совпадают с границей лицензионного участка. С учетом используемой системы разработки месторождения размеры ячеек ЦГМ по латерали приняты 50 м.

При структурном моделировании были использованы отбивки маркеров, в качестве реперов использована отметка кровли пластов.

Из результатов интерпретации каротажа были получены маркеры пластов по всем скважинам. По сейсмическим поверхностям кровли пластов методом конвергентной интерполяции строились карты кровли. Для построения карт подошвы использовалась карта изохор по пласту: из карты кровли вычиталась карта изохор, а затем поверхность подтягивалась к маркерам подошвы аналогично кровле.

Параметры модели. Созданная сетка имеет следующие характеристики: размер ячеек 50х50 м по горизонтали, по вертикали задано 150 слоев. Толщина ячейки выбиралась с учетом толщин прослоев.

В результате получена средняя толщина ячейки по XX12,XX2,XX3, XXI1 пластам -0.16м (предел изменения 0,02-0,4м), по XXI2 пласту -0,12м (предел изменения 0,12-0,03м). Ориентация сетки производилась по сейсмическим профилям параллельно береговой линии, т.е. с углом 15,7 градуса в северо-западном направлении. Ячейки распределены 240*160*150 по осям I, J, K. В таблице 6 приведены параметры трехмерной сетки.

Таблица 6.

Параметры трехмерной сетки

Пласт	Число ячеек геологической модели	Размер ячейки ГМ (м)
XX1-2,XX2,XX3	240 160 150	50 50 0,16
XXI1 XXI2	240 160 150 240 160 150	50 50 0,16 50 50 0,12

3.2 Моделирование свойств коллектора

Литологическое моделирование основывалось на кривой литологии. Для создания дискретной кривой литологии использованы данные по пористости. В тех скважинах, где определения пористости не производились, использовались значения ФЛАГ (0 или 1) в зависимости от качественных определений по комплексу кривых гамма, нейтронного, плотностного каротажей, соответствующих пористому коллектору. В результате полученной кривой литологии после распределения свойства в ячейках по стволу скважины, по площади залежи распределение проводилось с использованием метода последовательного Гауссова моделирования и кокрикинга с атрибутивной сейсмической картой эффективных толщин.

После ряда реализаций были подобраны радиусы вариограммы с расстояниями 5000м и 4500м по основному и перпендикулярному направлениям и углом 20 градусов на северо-восток. Вертикальная вариограмма с радиусом 16м была получена из анализа каротажных данных[9].

Моделирование пористости производилось с учетом определений пористости в скважинах и карты пористости, полученной из атрибутивного сейсмического анализа, использованной как поверхность тренда параметра. Распределение ограничивалось значениями пористости от 18.5% до 24.3% в ячейках с песчаником, полученным из реализации литологии. Для XX12, XX3 пластов отсутствует возможность создания дискретной кривой литологии (недостаточно определений пористости): литологическое моделирование по ним основано на кривой литологии сходного по литологии XX2 пласта.

Проницаемость пересчитывалась из пористости по формуле, полученной из зависимости по керну: К=8х10-17х ц13,205, где ц - пористость в процентах.

Нефтенасыщенность рассчитана из значений пористости, проницаемости и уровня зеркала свободной воды по J-функции (функции Леверетта от водонасыщенности):

,

где So- нефтенасыщенность, k - проницаемость, мД, ц - пористость, доли ед., Н - высота над уровнем зеркала свободной воды, м. Ниже приведены расчеты J-функции,

Sw= f(H, k, ц), k= f(H, ц, Sw)

с использованием результатов капилляриметрических исследований керна по скв.17.

Для коллекторов XX12 ,XX2,XX3 пластов:



J - J-функция Леверетта от водонасыщенности

Sw - водонасыщенность, д.е.

w - плотность воды в пласт.усл.

HC - плотность нефти в пласт.усл.

угол смачиваемости

поверхностное натяжение УВ/пластовая вода (дин/см)

Pc - капиллярное давление, атм

Ф - пористость (доли ед.)

H - высота над уровнем свободной воды, м

Расчет высоты над уровнем зеркала свободной воды произведен по формуле:

Н=10Р/ротн Н=0,44*10/1-0,766=18,8м

Для XX12 -XX3 пластов :

H=19.2м

Для XXI1,XXI2 пластов

H=16.2м

Полученные статистические параметры модели в сопоставлении со скважинными данными приведены в таблице 7.

Таблица 7

Статические параметры модели

Параметр	Пласт	Куб (мин/макс/среднее)	Скважины (мин/макс/среднее)	Разница по средним значениям
Пористость	ХХ1-2	0,14/ 0,268/ 0,208	0,1/ 0,268/ 0,20	0,04
	ХХ 2	0,185/ 0,243/ 0,205	0,185/ 0,243/ 0,211	-0,03
	ХХ 3	0,185/ 0,243/ 0,21	0,185/ 0,24/ 0,21	0
Проницаемость	ХХ1-2	0/ 585/ 65	0/ 58/ 25	1,6
	ХХ 2	4/ 161/ 23	0/ 902/ 91	-0,74
	ХХ 3	4/ 160/ 35	0/ 202/ 38	-0,08
Нефтенасыщенность	ХХ 1-2	0,213/ 0,67/ 0,5	0,32/ 0,57/ 0,45	0,11
	ХХ 2	0/ 0,69/ 0,546	0/ 0,81/ 0,569	-0,04
	ХХ 3	0/ 0,677/ 0,50	0,20/ 0,73/ 0,51	-0,02

Укрупнение модели

После создания секторных 3Д геологических моделей, необходимо их привести к виду, пригодному для гидродинамического моделирования. Это проводится с целью уменьшения количества ячеек для приведения модели в соответствие с компьютерными вычислительными мощностями. Соответственно при уменьшении количества ячеек, необходимо ремасштабирование свойств исходной трехмерной геологической модели. Для этих целей используются соответствующие алгоритмы укрупнения (апскейлинга).

В связи с не очень большим количеством ячеек в области моделирования по горизонтали (менее 40000) принято решение производить ремасштабирование только по вертикали. Укрупнение по вертикали проводилось с применением геостатистических разрезов по песчанистости и пористости, представляющих собой графики зависимости средних значений этих параметров по слоям. На основании этого производился анализ неоднородностей тех или иных частей разреза по вертикали. По точкам перегиба кривых выделялись границы совокупности слоев для их укрупнения в один слой. В результате каждый пласт в моделях укрупнялся по вертикали до 8 слоев.

Ремасштабирование свойств в новую укрупненную сетку производилось с использованием различных алгоритмов апскейлинга. Для свойства песчанистости применялся алгоритм арифметического осреднения с привлечением методики взвешивания на объем ячейки, в которой производится масштабирование свойств. Апскейлинг пористости включал в себя тот же алгоритм арифметического осреднения в ячейках коллектора с использованием методики взвешивания на объем ячейки.

Укрупнение проницаемости производилось с использованием динамических методов апскейлинга, позволяющих учитывать связность соседних ячеек путем решения уравнения для однофазного потока в области ремасштабирования. В результате на выходе для укрупненной модели получаем значения проницаемости в трех ортогональных направлениях.

Значения проницаемости в модели нормировались на данные проницаемости по добыче. В результате полученные модели удовлетворяют всей совокупности геолого-геофизических данных и данных добычи.

Контроль качества апскейлинга производился путем построения карт продуктивности эффективных толщин.

Укрупненная модель была передана на стадию гидродинамического моделирования.

3.3 Анализ текущего состояния разработки

Пробная эксплуатация месторождения начата с 1998 г. согласно технико-экономических расчетов освоения Северного купола месторождения и индивидуальных планов на скважину. Разработка залежей XXI пласта осуществлялась на естественном режиме (рис.9).



рис.9 Сопоставление проектных и фактических показателей добычи жидкости XXI1 пласта Северного купола, а также сопоставление с показателями вытеснения по залежи XXI пласта месторождения Одопту -суша, южный блок.

Из 6 выделенных эксплуатационных объектов в пробной эксплуатации находились три объекта в пределах XXI пласта и один объект, объединяющий пласты XX12 и XX2 в 1 блоке. Залежи XX3 пласта, 2 и 3 блоков XX2 пласта в эксплуатации не участвуют.

Эксплуатационные объекты XXI пласта

Разбуривание эксплуатационных объектов XXI пласта осуществлено по треугольной сетке с расстояниями между скважинами 1000 м (S1 = 87 104 м2/скв).

1 объект (1 блок)

В пробной эксплуатации находится с 1998 г.

Пробуренный фонд скважин для разработки данного блока составил 5 скважин.

Эксплуатационный фонд добывающих скважин - 3, все действующие. В наблюдении находится скв. 210 с целью сохранения пластовой энергии газовой шапки.

Скважины вступали в эксплуатацию фонтанным способом с дебитом от 73 до 212 т/сут. В процессе эксплуатации по скважинам отмечается снижение дебита в связи с падением пластового давления. За 2005 г. среднесуточный дебит одной скважины составил по нефти 80,3 т/сут, по жидкости 82,3 т/сут.

Текущая обводненность продукции составила 2,3%.

В процессе разработки отмечается увеличение газового фактора с 108 (начальное газосодержание по объекту) до 406 м3/т в 2003 г. В течение 2004-2005 гг. происходит его снижение до 263 м3/т в 2005 г.

Максимальный годовой отбор нефти был достигнут в 2002 г. и составил 164,5 тыс. т, период стабильной добычи 2 года.

За 2005 г. год добыто 113,1 тыс. т нефти, 2,7 тыс. м3 воды и 29,8 млн. м3 попутного газа. Годовой темп отбора нефти составил 2,6% от начальных балансовых запасов.

За весь период разработки из залежи отобрано 867,6 тыс. т нефти, 7,8 тыс. м3 воды и 227,4 млн. м3 попутного газа. Текущая нефтеотдача составила 19,7%.

Эксплуатационный фонд нагнетательных скважин 1. Среднесуточная приемистость 255 м3/сут. Всего закачано 4,6 тыс. м3 воды.

2 объект (2 блок)

В пробной эксплуатации находится с 2000 г.

Пробуренный фонд скважин для разработки блока составил 6 скважин, из которых одна нагнетательная скважина (скв. 224) находящаяся в отработке на нефть.

Эксплуатационный фонд добывающих скважин - 6, все действующие. Скважины вступали в эксплуатацию фонтанным способом с дебитом от 74,3 до 331,6 т/сут. Исключение составляет скв. 224, введенная в 2005 г. механизированным способом с дебитом нефти 75,3 т/сут. В процессе эксплуатации по скважинам отмечается снижение дебита в связи с падением пластового давления. За 2005 г. среднесуточный дебит одной скважины составил по нефти 85,5 т/сут, по жидкости 86,5 т/сут.

Текущая обводненность продукции составила 1,2%.

В процессе разработки отмечается увеличение газового фактора со 108 (начальное газосодержание) до 527 м3/т в 2002 г. В течение 2003-2005 гг. происходит его стабилизация на уровне 370-409 м3/т в 2005 г.

Максимальный годовой отбор нефти был достигнут в 2004 г. и составил 246,2 тыс. т, период стабильной добычи 1 год.

За 2005 г. год добыто 167,1 тыс. т нефти, 2 тыс. м3 воды и 68,4 млн. м3 попутного газа. Годовой темп отбора нефти составил 1,7% от начальных балансовых запасов[11].

За весь период разработки из залежи отобрано 792,1 тыс. т нефти, 2,1 тыс. м3 воды и 290,2 млн. м3 попутного газа. Текущая нефтеотдача составила 8,0%.

3 объект (3 блок)

В пробной эксплуатации находится с 2004 г.

Пробуренный фонд скважин для разработки блока составил 6 скважин.

Эксплуатационный фонд добывающих скважин - 5, все действующие. Скв. 217 находится в наблюдательном фонде с целью контроля за поведением пластового давления в газовой шапке.

Скважины вступали в эксплуатацию механизированным способом с дебитом 233-295 т/сут. За 2005 г. среднесуточный дебит одной скважины составил по нефти и по жидкости 227 т/сут.

Газовый фактор сохраняется в течение 2004-2005 гг. на уровне 291-305 м3/т.

Максимальный годовой отбор нефти был достигнут в 2005 г. и составил 236,2 тыс. т, период стабильной добычи 1 год.

За 2005 г. год добыто 167,1 тыс. т нефти и 72 млн. м3 попутного газа. Годовой темп отбора нефти составил 3,1% от начальных балансовых запасов.

За весь период разработки из залежи отобрано 339 тыс. т нефти и 101,8 млн. м3 попутного газа. Текущая нефтеотдача составила 4,4%.

На месторождении по состоянию на 01.01.2006 г. пробурены 22 скважины различных категорий, в том числе 5 поисково-разведочных, 17 эксплуатационных.

Эксплуатационный фонд составлял 15 добывающих скважин, в том числе по XXI пласту - 14, по XX пласту - 1. Из числа добывающих скважин одна нагнетательная скважина (скв. 224) находится в отработке на нефть. Скважины XXI пласта эксплуатируются механизированным способом (ЭЦН); XX пласта - фонтанным способом. Наблюдательный фонд составляет 1 скважину.

Всего с начала разработки по месторождению добыто 2006,9 тыс. т нефти, 10 тыс. м3 воды и 622 млн. м3 попутного газа. За 2005 г. из недр месторождения добыто 521,7 тыс. т нефти, 4,9 тыс. м3 воды и 171,3 млн. м3 попутного газа[11].

В декабре 2005 г. под нагнетание переведена скв. 204 (залежь 1 блока XXI пласта). Всего закачано 4,6 тыс. м3 воды.

Заключение

Разбуривание и разработка месторождения Одопту-море (Северный купол) начато с 1998 г., эксплуатационное бурение - с 2000 г, производится в соответствии с утвержденной ЦКР технологической схемой разработки. За прошедший период после утверждения запасов ГКЗ РФ и проектного документа ЦКР на месторождении пробурено 9 эксплуатационных скважин, 4 из них с пилотным стволом. Все скважины находятся в контуре нефтеносности и сданы в эксплуатацию. Во всех скважинах проведен запланированный комплекс ГИС, на основании которого проведена качественная и количественная интерпретация пластов-коллекторов. Разработка залежей XXI пласта в период 1998-2005 гг. осуществлялась на естественном режиме; с 2006 г. начато промышленное освоение системы ППД.

В результате бурения скважин незначительно уточнено геологическое строение структуры, углы падения пластов, геологическая модель в целом, открыты газовые шапки в сводовой части II блока XX2 и XXI2 пластов. Все эти данные учтены при построении карт поверхностей продуктивных пластов, карт эффективных нефте- и газонасыщенных толщин.

Список использованной литературы

Опубликованные материалы

1. Борисов Ю.П., Воинов В.В., Рябинина З.К. Влияние неоднородности пластов на разработку нефтяных месторождений. М., «Недра», 1970, 288c.

2. Ботнева Т.А. Генетические основы классификации нефтей. М. 1987 г.- 92с

3. Вагнер М.А., Шабелянский А.Г., Цариков В.И. Нормирование качества воды, закачиваемой в продуктивные пласты//Нефт. хоз-во.-№ 9.-1989.-С.52-55.

4. Жданов М.А. Нефтепромысловая геология и подсчёт запасов нефти и газа. М., «Недра», 1970 г.,-488с.

5. Закиров С.Н. и др. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. М. РАН, 2004.-520с.

6. Методическое руководство по расчету коэффициентов извлечения нефти из недр, М. 1986.

7. Старобинец И.С. Газогеохимические показатели нефтегазоносности и прогноз состава углеводородных скоплений.. Москва. Недра, 1986г.

Фондовые материалы

8. Арешев Е. Г., Лавренников В.А., Алексеев С.Б., Технико-экономическое обоснование коэффициента нефтеизвлечения по месторождению Одопту-море1984г.-55с.

9. Игумнов В.И. и др., Технологическая схема разработки месторождения Одопту-море, фонды СахалинНИПИморнефть,2006.-85с.

10. Коблов Э.Г., Стыценко Т.Л. Анализ результатов, обоснование и планирование геологоразведочных работ по ОАО «НК «Роснефть» - Сахалинморнефтегаз» СахалинНИПИморнефть, Южно-Сахалинск, 2004. 201с.

11. Отчетный баланс запасов нефти, горючих газов и конденсата за 2008 год. ООО «РН - СахалинНИПИморнефть», 2009 г.-112с.

12. Отчеты о разработке нефтяных и газовых месторождений НГДУ ”Оханефтегаз” за 1997-2005 гг. Фонды СахалинНИПИморнефть.-126c.

13. Стыценко Т.Л., Игумнов В.И., Пересчет запасов нефти и газа месторождения Одопту-море (Северный купол) (по состоянию на 01.01.2006 г.), ООО «РН-СахалинНИПИморнефть».- 96с.

Список графических приложений, вложений, таблиц

Список графических приложений:

1. Обзорная карта Северного Сахалина

2. Продольный геологический разрез месторождения Одопту-море

3. Структурная карта по кровле XXI пласта месторождения Одопту-море

4. Обзорная карта Восточно-одоптинского блока

5. Литолого-Стратиграфический разрез

6. Схема корреляции разрезов скважин 201-202-1м-3м-9м

7. Пьезометрическая карта XXI-х пластов

8. Расчетные показатели разработки м/р Одопту-море (Северный купол)

Список графических вложений:

Рис. 1. Северный Сахалин. Обзорная карта

Рис. 2. Тектоническая схема Северо-Восточного Сахалина и шельфа

Рис. 3. Карта изобар

Рис. 4. График градиентов пластовых давлений газонефтяной залежи 3 блока XXI2 пласта

Рис. 5. График зависимости между проницаемостью и пористостью

Рис. 6. График зависимости между открытой пористостью и глубиной максимального погружения пород

Рис. 7. График зависимости между открытой пористостью и глубиной залегания для глинистых пород

Рис. 8. Сопоставление проектных и фактических показателей добычи жидкости XXI1 пласта Северного купола, а также сопоставление с показателями вытеснения по залежи XXI пласта месторождения Одопту -суша, южный блок

Список таблиц:

Таблица 1. Степень гидрогеологической изученности

Таблица 2. Физико-химические свойства пластовых вод

Таблица 3. Состав водорастворенного газа

Таблица 4. Характеристика залежей

Таблица 5. Литолого-физические свойства пород продуктивных пластов и покрышек

Таблица 6. Параметры трехмерной сетки

Таблица 7. Статические параметры модели

Размещено на Allbest.ru