Геолого-гидродинамическое моделирование сложнопостроенных залежей нефти с целью уточнения геологического строения и выработки запасов тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Хайрединова, Дилара Ниловна

• Хайрединова, Дилара Ниловна
• кандидат технических наук
• 2004

Оглавление диссертации кандидат технических наук Хайрединова, Дилара Ниловна

ВВЕДЕНИЕ.;.

1. ОСОБЕННОСТИ ПОСТРОЕНИЯ ГЕОЛОГО-ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

1.1. Способы схематизации и построения моделей пласта.

1.2. Методы идентификации объектов разработки и обоснование выделения эксплуатационных объектов.

1.3. Методы оптимальной интерполяции геолого-физических данных.

1.4. Построение цифровых фильтрационных моделей.

Выводы по разделу.

2. СОЗДАНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ СТЕПНО-ОЗЕРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ НА ОСНОВЕ ИНТЕРПРЕТАЦИИ РЕЗУЛЬТАТОВ 2D И 3D СЕЙСМИКИ

2.1. Стратиграфическая характеристика.

2.2. Тектоническая характеристика района и нефтеносность пород.

2.3. Свойства и состав скважинной продукции.

2.4. Исследования результатов по 2D и 3D сейсмическим работам и их компьютерная интерпретация.

2.5. Выделение пластов, корреляция разрезов и построение геологической модели месторождения.

Выводы по разделу.

3. ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ НА ОСНОВЕ ГЕОЛОГО

ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ

3.1. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек.

3.2. Обоснование запасов нефти методами геолого-математического моделирования.

3.3 Обоснование системного размещения добывающих и нагнетательных скважин.

Выводы по разделу.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Геолого-гидродинамическое моделирование сложнопостроенных залежей нефти с целью уточнения геологического строения и выработки запасов»

Актуальность темы исследований. Месторождения природных углеводородов Татарстана отличаются значительной дифференциацией геологических характеристик. Можно выделить месторождения с незначительными пространственными изменениями геологических характеристик нефтеносных пластов, в большей части представленных терригенными коллекторами, а также сложно построенные месторождения, отличающиеся значительной неоднородностью и сложными профилями горизонтов. Одним из таких месторождений является Степноозерское месторождение расположено в юго-западной части Октябрьского района Татарстана, входящее в Аксубаево-Нурлатскую нефтегазоносную зону.

В результате поисково-разведочных работ на Степноозерском нефтяном месторождении было пробурено 34 скважины. В процессе эксплуатации новых и ре-ликвидированных скважин было установлено несоответствие фактических и проектных дебитов по нефти, что в свою очередь привело к невыполнению проектных показателей. В этой связи требуется проведение переинтерпритации полученных геолого-промысловых данных и уточнение геологического строения, детализация структурных планов, корректировка контуров залежей высоковязких нефти, что приводит к необходимости пересчета запасов нефти и разработки технологий воздействия на продуктивные горизонты.

Решение этой проблемы определяет цель и задачи исследований.

Цель исследований состоит в уточнении геологического строения и повышении эффективности выработки запасов Степноозерского месторождения, путем создания трехмерной геолого-гидродинамической модели на основе результатов 3D сейсмики и геофизических исследований скважин по продуктивным горизонтам. Основные задачи исследований:

• исследование особенностей построения геолого-гидродинамических моделей многопдастовых нефтяных месторождений;

• исследования результатов 2D и 3D сейсмических работ и их компьютерная интерпретация с выделением пластов, корреляцией разрезов и построением геологической модели Степноозерского месторождения;

• обоснование запасов нефти методами геолого-математического моделирования;

• анализ физико-гидродинамических характеристик продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек, свойства и состав скважинной продукции;

• обоснование системного размещения добывающих и нагнетательных скважин и оценки конечного коэффициента извлечения нефти;

• применение методов увеличения нефтеотдачи для повышения эффективности выработки запасов Степноозерского месторождения. Методы решения задач. При решении поставленных задач широко использованы методы математической статистики и теории распознавания образов, математические методы физической химии и теории фильтрации многокомпонентных флюидов, с широким применением программных комплексов компаний Landmark и Schlumberger. Решение задач осуществлялось на базе фактических данных ОАО «Татнефть». Научная новизна и теоретическая ценность работы:

1. Обоснованы требования к созданию математической модели нефтяного месторождения на основе трехмерной двухфазной изотермической системы с учетом сжимаемости пористой среды и флюидов при введенных внешних граничных условиях.

2. Для идентификации объектов разработки и обоснования их выделения по геолого-физическим параметрам пластовых систем и технологическим параметрам систем воздействия применены методы распознавания образов, позволившие выделить два основных объекта отложений карбонатных пород - каширско-башкирский и визейско-турнейский горизонты.

3. На основе созданной трехмерной геолого-гидродинамической модели проведен пересчет запасов нефти и растворенного газа и определена оптимальная сетка скважин, позволяющая достигнуть конечный КИН а уровне22,2% при суммарной добыче 17848 тыс.т нефти и уровне обводненности 98%.

Достоверность научных результатов и практическая ценность работы. Сформулированные в диссертационной работе положения, выводы и рекомендации обоснованы корректным применением методов математической статистики и теории распознавания образов на основе обработки большого количества геолого-геофизической и геолого-промысловой информации с широким применением программных комплексов компаний Landmark и Schlumberger, обеспечивают наиболее оптимальную выработку запасов Степноозерского месторождения и позволяют достичь наибольшего конечного коэффициента извлечения нефти.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы доложены на 3-ем Конгрессе нефтегазопромышленников «Проблемы нефти и газа» (г. Уфа, 2001 г.); на 3-ей Всероссийской научно-технической конференции «Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий» (г. Тюмень, 2002 г.); на заседаниях научно-технического совета ОАО "Татнефтегеофизика", 2000-2002 гг. и на научно-методических семинарах кафедры "Моделирование и управление процессами нефтегазодобычи" ТюмГНГУ, 2001-2002 гг; на 4-ой Международной конференции «Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей» (г.Анапа, 2003г); на 2-ой Всероссийской научно-технической конференции «Современные наукоемкие технологии» (г. Москва, 2004г.)

Публикация результатов и личный вклад автора. По теме диссертационной работы опубликованы 6 научных статей, 7 тезисов докладов. В рассматриваемых исследованиях автору принадлежит постановка задач, их решение, анализ полученных результатов и рекомендации.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, трех разделов, заключения, списка использованных источников из 89 наименований и 23 приложений. Работа изложена на 204 страницах, в том числе приложения на 24 страницах, содержит 26 таблиц, 38 рисунков.

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Хайрединова, Дилара Ниловна

Выводы по разделу

1. Проведены исследования физико-гидродинамических характеристик продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек, а также свойства и состав скважинной продукции. Построены зависимости вязкости нефти от давления ниже давления насыщения и изменение вязкости дегазированной нефти от градиентов скорости и температуры. Установлено, что средние значения давления насыщения колеблется от 1,22 до 3,5 МПа, газового фактора - 3,67 до 9,32 м3/т, объемного коэффициента - от 1,019 до 1,028.

Динамическая вязкость достигает 363,4 мПас, а плотность сепарированной нефти до 957,3 кг/м3. Содержание серы достигает 4,9% масс., парафина - до 3,0% масс. По ряду отобранных проб кинематическая вязкость при 20°С достигает 483,78 мПа'с.

2. На основе разработанной трехмерной модели пласта был проведен пересчет запасов нефти и растворенного газа: по категориям С1+С2 По сравнению с результатами предыдущего подсчета запасов прирост составляет: нефти 10.4, 1.3 млн.т. (балансовые и извлекаемые), а по газу прирост по балансовым запасам - на 9 млн. м3, а по извлекаемым запасам - снижение на 2 млн.м3.

3. Коэффициент нефтеизвлечения определенный расчетным путем по гидродинамической модели, исходя их геолого-физических характеристик пластовых систем, предельной обводненности продукции, которая определяется влиянием методов увеличения нефтеотдачи составил 22,2%.

4. С целью наиболее эффективной разработки Степноозерского месторождения были предложены 4 варианта разработки месторождения. Оптимальным признан четвертый вариант, дополнительно предусматривающий применение МУН путем закачки реагентов ЗСК, Карфас и ИАИП-1.

5. Установлено, что в связи с высокой вязкостью нефти, многопластовостью залежи, трещиноватым строением коллектора и наличием подошвенной воды в большинстве продуктивных горизонтов необходимы системы размещения скважин и применение методов воздействия для увеличения нефтеотдачи пластов.

6. Предложены варианты разработки, предусматривающие применение МУН путем закачки реагентов ЗСК, Карфас и ИАИП-1. Предусмотрено бурение 242 добывающих (в т.ч. 104 горизонтальных и 110 нагнетательных проектных скважин. Коэффициент нефтеизвлечения определенный расчетным путем по гидродинамической модели, исходя из их геолого-физических характеристик пластовых систем, предельной обводненности продукции, которая определяется влиянием методов увеличения нефтеотдачи составил 22,2%.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Обоснованы требования к созданию математической модели нефтяного месторождения на основе трехмерной двухфазной изотермической системы с учетом сжимаемости пористой среды и флюидов при введенных внешних граничных условиях. В качестве базовой методики оптимальной интерполяции геолого-физических данных принята линейная модель, на основе которой построена сеточная модель пласта и определена точность восстановления геолого-физических признаков.

2. Для идентификации объектов разработки и обоснования их выделения были применены методы распознавания образов, позволившие выделить два основных объекта отложений карбонатных пород - каширско-башкирский и визейско-турнейский горизонты.

3. Численным моделированием на программном комплексе INSIGHT 2D/3D компании Landmark была получена единая трехмерная матрица сейсмических данных (куб сейсмических данных) Степноозерского месторождения, анализ которой показал, что конфигурация, размер и амплитуда положительных структурных форм существенно различаются по сравнению с ранее существовавшими двухмерными моделями месторождения.

4. С использованием программного комплекса Eclipse компании Schlumberger была проведена корреляция разрезов и построены структурные карты по основным коллекторским свойствам и карты суммарных нефтенасыщенных толщин по выделенным объектам и создана геолого-гидродинамическая модель Степноозерского месторождения.

5. На основе разработанной трехмерной модели месторождения был проведен пересчет запасов нефти и растворенного газа: по категориям С1+С2 начальные балансовые запасы составили 80.5 млн.т., а извлекаемые 10.4 млн.т.; запасы газа составили соответственно 303 и 41 млн.м3. По сравнению с результатами предыдущего подсчета запасов прирост составляет: нефти 10.4, 1.3 млн.т. (балансовые и извлекаемые), а по газу прирост по балансовым запасам - на 9 млн. м3, а по извлекаемым запасам - снижение на 2 млн.м3.

6. С целью наиболее эффективной разработки Степноозерского месторождения были предложены вариант разработки, предусматривающий применение МУН путем закачки реагентов ЗСК, Карфас и ИАИП-1. Годовой максимальный уровень добычи нефти достигает 526,4 тыс.т в 2015 году. За весь срок разработки будет добыто 17848 тыс.т нефти (22,2% от НБЗ) при обводненности 98%, объем закачки воды составит 137006 тыс.м3. Предусмотрено бурение 242 добывающих (в т.ч. 104 горизонтальных) и 110 нагнетательных проектных скважин. Коэффициент нефтеизвлечения определенный расчетным путем по гидродинамической модели, исходя их геолого-физических характеристик пластовых систем, предельной обводненности продукции, которая определяется влиянием методов увеличения нефтеотдачи составил 22,2%.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Хайрединова, Дилара Ниловна, 2004 год

1. Аглиуллин М.Я. и др. Отчет по теме «Подготовка информационной базы для построения геологических и гидродинамических моделей» г. Бугульма, 1996г.

2. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. Пер. с англ. - М.: Наука, 1982. - 407 с.

3. Аронов В.И. Методы математической обработки геологических данных на ЭВМ. М.: Недра, 1977. - 169 с.

4. Аронов В.И. Методы построения карт геолого-геофизических признаков и геометризация залежей нефти и газа на ЭВМ. М.: Недра. 1990. -301 с.

5. Аронов В.И. Обработка на ЭВМ значений аномальной силы тяжести при произвольном рельефе поверхности наблюдений. М.: Недра, 1976.-131с.

6. Ахиезер Н.И. Лекции по теории аппроксимации. М.: Наука, 1965.407 с.

7. Байбаков Н.К., Гарушев А.Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1977, 230с.

8. Баренблатт Г.И., ЕнтовВ.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.: Недра, 1984, 208с.

9. Баширов В.В., Федоров К.М., Овсюков А.В. Неизотермическое движение жидкости и газа в пористых средах и задачи увеличения нефтеотдачи пластов тепловыми методами. Уфа, БашГУ, 1984,85с.

10. Ю.Брагинская Г.С., Ентов В.М. О неизотермическом вытеснении нефти раствором активной примеси. Изв АН СССР, МЖГД980, № 6, с.99-107.

11. П.Войтович Е.Д. Обоснование объемов и направлений нефтепоиско-вых работ по объединению «Татнефть» на 1988 г. Казанская геологическая экспедиция, Казань, 1988.

12. Волков A.M. Геологическое картирование нефтегазоносных территорий с помощью ЭВМ. М.: Недра. 1988. - 221 с.

13. Гандин Л.С., Каган Р.Л. Статистические методы интерпретации метеорологических данных. Л.: Гидрометеоиздат, 1976. -359с.

14. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. М., Недра, 1982.

15. Гордин В.М., Михайлов Б.О., Михайлов В.О. Физические аспекты аппроксимации и фильтрации аномальных полей // Изв. АН СССР. Сер. Физика Земли. 1980. -№1. с.78 - 92 .

16. Гуфранова 3.3. Технологическая схема разработки Степноозерского месторождения. Отчет ТатНИПИнефть по договору №3.1.4/95, г. Бу-гульма, 1997г.

17. Давид М. Геостатистические методы при оценке запасов руд. -Л.: Недра. 1980.-360 с.

18. Емельянова Г.Г Авторский надзор за разработкой нефтяных месторождений республики Татарстан (ЗАО «Татнефтеотдача»). Отчет Татнипинефть, г. Бугульма, 2000г.

19. Ентов В.М., Зазовский А.Ф. Гидродинамика процессов повышения нефтеотдачи.-М.: Недра, 1989, 232с.22.3азовский А.Ф., Федоров К.М. О вытеснении нефти паром. Препринт № 267 ИПМ АН СССР, М.: 1986, 64с.

20. Карлье Э. Методика количественной оценки месторождений урана. -М.: Атомиздат, 1966. 351 с.

21. Кивелиди В.Х., Старобинец М. Е., Эскин В. М. Вероятностные методы в сейсморазведки. М.: Недра, 1982. - 247 с.

22. Коцюбинский B.JI. и др. «Методика определения кондиции коллекторов и запасов нефти» г. Казань Бугульма, 1982г.

23. Кричлоу Генри Б. Современная разработка нефтяных месторождений проблемы моделирования - Пер. с англ. - М.: Недра, 1979.-303с.

24. Кудинов В.И. Совершенствование тепловых методов разработки месторождений высоковязких нефтей.-М.: «Нефть и газ», 1996-284 с.

25. Кудинов В.И., Сучков Б.М. Интенсификация добычи вязкой нефти из карбонатных коллекторов.- Самара: Кн. изд-во, 1996.440с.

26. Кудинов В.И., Сучков Б.М. Новые технологии повышения добычи нефти.- Самара: Кн. изд-во, 1990,8.368с.

27. Ларочкина И.А. О происхождении врезов в турнейских породах Татарии. «Геология нефти и газа», 1987, № 6.

28. Ларочкина И.А., Базаревская В.Г. Уточнение геологического строения и подсчет запасов нефти Степноозерского месторождения. Отчет ТатНИПИнефть по договору №А.7.1-44.1/99, г. Бугульма, 1999 г.

29. Львов Г.А. Подсчет запасов нефти Маевского месторождения ТАССР. Отчет КГЭ, Казань, 1974.

30. Львов Г.А. Подсчет запасов нефти Степноозерского месторождения ТАССР. Отчет КГЭ.Казань. 1976.

31. Львов Г.А. Подсчет запасов нефти Степноозерского месторождения ТАССР. Отчет КГЭ, Казань. 1984.

32. Львов Г.А. Подсчет запасов нефти Черноозерского месторождения ТАССР. Отчет КГЭ, Казань.

33. Майер В. П. Гидродинамическая модель фильтрации нефти, газа и воды в пористой среде. Екатеринбург: Изд.«Путиведъ», 2000.

34. Максимов М.М. Рыбицкая Л.П. Математическое моделирование процессов разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1976.264 с.

35. Марголин А.Н. Методы геометризации разведуемых запасов полезных ископаемых. Усовершенствованная процедура крайгинга //Обзор.Сер. Математические методы исследований в геологии. М.: Наука, 1977.-454 с.

36. Марчук Г.И. Методы вычислительной математики. М.: Наука, 1977.-456 с.

37. Марчук Г.И. Методы вычислительной математики. М.: Наука. Гл. ред. физ.-мат. лит., 1989. - 608 с.

38. Матерон Ж. Основы прикладной геостатистики. М.: Мир, 1968.-с.408.

39. Методика первичной гидродинамической оценки эффективности физико-химических методов повышения нефтеотдачи в однородных пластах. РД 39-2699325-204-86, 1986, 144с.

40. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г. Совершенствование технологии разработки малоэффективных нефтяных месторождений Татарии. — Казань: Татарское книжное изд. во, 1989.

41. Мухаметшин Р.З Пересчет запасов нефти, растворенного в нефти газа и ТЭО КИН Степноозерского месторождения РТ. Отчет ТатНИ-ПИнефть, рук. работы, г. Бугульма, 1993г.

42. Мухаметшин Р.З. Геологические особенности залежей вязкой нефти в карбонатных коллекторах Татарии в связи с выбором систем разработки. Диссер. Кандидата геол.-мин. наук.- М.: МИНГ, 1987.

43. Мухаметшин Р.З. Условия образования нижнекаменноугольных эрозионных врезов Татарии и влияние их на нефтеносность. РНТС. Сер. Нефтегазовая геология и геофизика. №3. — М.: ВНИИОЭНГ, 1981.

44. Отчет о работах Заречной сейсморазведочной партии №13-14 в Октябрьском районе Татарской АССР. Отчет Татнефтегеофизики. Рук. работы Новиков В.Н.- Бугульма, 1981.

45. Положение о периодичности производства промысловых гидродинамических исследований, г. Альметьевск, 1998г.

46. Проблемы и пути эффективного освоения залежей высоковязкой нефти Мелекесской впадины. Р.Х. Ахметзянов, Р.З. Мухаметшин, Петрова, В.Г. Изотов. Сб. тр. Международной конференции «Проблемы комплексного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и

47. Результаты переинтерпретации сейсморазведочных материалов с целью уточнения контуров нефтеносности Степноозерского местрож-дения. Отчет Казанской геофизической экспедиции. Рук. работы Шайдуллин В.А. Казань, 1989.

48. Рубинштейн Л.И. Температурные поля в нефтяных пластах. М.: Недра 1972, 276с.

49. Руководство по применению метода термополимерного воздействия в залежах с трещинно-поровым коллектором. РД-39-0147035-219— 86.М.: МНП, 1987.-36с.

50. Самарский А.А, Николаев Е.С. Методы решения сеточных уравнений. М.: Наука, 1978. - 592с.

51. Самарский А.А. Теория разностных схем. М.: Наука, 1983. -616с.

52. Соловьева В.Н. Технологическая схема разработки Степноозерского нефтяного месторождения. Отчет ТатНИПИнефть, фонды, г. Бу-гульма, 1978 г.

53. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов./Сб.науч.тр. М.: Наука 1990, 223с.

54. Технология повышения нефтеотдачи пластов. М., Недра, 1984/ Авт.: Э.М. Халимов, Б.И. Леви, В.И. Дзюба и др.

55. Тихонов А. Н., Арсенин В. Я. Методы решения некорректных задач. -М.: Наука, 1977.-285 с.

56. Феллер В. Введение в теорию вероятностей и ее приложения. Т. 2. -М., Мир, 1967.-498 с.

57. Хамзин Р.Г. Технологическая схема разработки Степноозерского нефтяного месторождения. Отчет ТатНИПИнефть по договору 88.023.89, г. Бугульма, 1989 г.

58. Хатмуллин Ф.Х., Назмиев И.М., Андреев В.Е., Котенев Ю.А. Заги-дуллина JI.H., Султанов Ш.Х. Геолого-технологические особенности разработки нефтяных месторождений северо-запада Башкортостана. М.: ВНИИОЭНГ, 1999.-230 с.

59. Хейгман Л., Янг Д. Прикладные итерационные методы. Пер. с англ. -М: Мир, 1986.-448с.

60. Хемминг Р.В. Численные методы. М.: Недра, 1968: - 400с.

61. Циклическое заводнение нефтяных пластов./Сургучев М.Л., Цынко-ва О.Э., Шарбатова И.Н. и др. М.: ВНИИОЭНГ, 1977

62. Чекалюк Э.Б., Оганов К.А. Тепловые методы повышения отдачи нефтяных залежей.- Киев: Наукова думка, 1979, 208с.

63. Шайдуллин В.А. Результаты переинтерпертации сейсморазведочных материалов с целью уточнения контуров нефтеносности Степноозерского месторождения. Отчет Казанской геофизической экспедиции, г. Казань, 1989 г.

64. Шарбатова И.Н., Сургучев М.Л. Циклическое воздействие на неоднородные нефтяные пласты.-М.: Недра, 1988.-121с.

65. Dubrule О. Comparing splines and kriging // Computers Geosciences, 1984. Vol. 10. - No. 2-3. - P. 327-338.

66. Dubrule O. Two methods with different Objectives: splines and kriging // Mathematical geology, 1983. Vol. 15. - No. 2. - P. 245-257.

67. Kerry K.E., Hawick K.A. Kriging Interpolation on High-Perfomance Computers. Department of Computer Science, University of Adelaide, SA 5005, Australia. Technical Report DPHC-035.

68. Schaback, R., Creating surfaces from scattered data using radial basis functions, in Mathematical Methods for Curves and Surfaces, Morten Daehlen, Tom Lyche, Larry L. Schumaker (eds.), Vanderbilt University Press, Nashville & London, 1995,477-496.

69. Shepard, D. A two-dimensional Interpolation Function for Irregularly Spaced Data. 23-th Nat. Conf. ACM Brandon/System Press Inc. Princeton, pp. 517-523, 1968.

70. Watson G.S. Smoothing and interpolation by Kriging and with splines // Mathematical geology, 1984. Vol. 16. -No. 6. - P. 601-615.

71. Weinbbrandt R.M., Ramey H.J., The effect of temperature on relative permeability of consolidated rocks //SPEJ, 1972, Paper #4142.

72. Булыгин В .Я., Булыгин Д.В. Имитация разработки залежей нефти. -М.: Недра, 1990-224 с.

73. Временное методическое руководство по определению коэффициентов нефтеотдачи залежей при подсчете запасов нефти по данным геологоразведочных работ. Москва, 1972 г.

74. Инструкция о содержании, оформлении и порядке представления в ГКЗ СССР материалов технико-экономического обоснования коэффициентов извлечения нефти из недр. Москва, 1987 г.

75. Инструкция по применению классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. Москва, 1984 г.

76. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153 39.0-047-00. Москва, 2000 г.

77. Регламент составления проектных технологических документов на-разработку нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153-39007-96. Москва, 1996 г.

78. Тектонические элементы: Мелекесская впадина Алькеевский грабен

79. Граница депрессионной зоны Камско-Кинельской системы прогибов

80. Центральная депресснонная зона Усть-Черем шанского прогиба Камско-Кинельской системы

81. Основные факторы структурообразования: Седиментационный (эрозионный);характер структурных соотношений наложенный бескорневой)

82. С ед нм е нтационно-те кто ниче с кийхарактер структурных соотношений сквозной)

83. Тектонический (характер структурных соотношений погребённый)

84. Террасы тектонического типа (погребённые)

85. Юхмачинская Валы седиментационно-тектонического типа (сквозные и наложенные сквозные)

86. Аксубаево-ЭштебенькинскиЙ @ Нурлатскнй1. Максим кинский

87. Валы тектоно-седиментационного типа (погребённо-наложенные)

88. Енорускино-Кутушский Валообразные структуры (характер структурных соотношений наложенный)

89. Вишнёво-Полянская @ Аканская1. Структурные зоны

90. Типы локальных поднятий: Тектонический (структурные соотношения сквозные) Седиментационный, эрозионный, эрозионно-седиментационный (структурные соотношения наложенные)

91. Седиментационно-тектоническнй и те кто но-с едим ентацио нный (структурные соотношения сквозные)

92. Hliliifr П > S it 1 " к lifi!t Sl'O ipi">h 520 S8* T-i-T. 120 Sfi* 32i) 60® 320 j:

93. CO Млей екая структура » * - иерейский npei \ $ ■ внэейские вречы- "риф" ** карбонатные "останцы" турнемскик отложений 650 • номер скважины2.1 мощность терригенных отложений в из ейского яруса / - тектонические нарушения

94. I SO i ЬК7 £Q2i200 L009 250 тр2 ill 2J0 1 24 66 m 230 ffi 53 230 л

95. Чякскпшккля Н Колос от: кия

96. Южно-Лксуилниски Н КЪлосавсгая4 Лксуылннская 9 Мац некая

97. Ъпадно-Аксучлинскм 7 Маисюткнская

98. Южно-А ксу млнис кая 8 Колос о «сии4 Аксушиюскм 9 Мае к кв*