Геолого-технологическое обоснование и прогнозирование применения глинокислотных обработок призабойной зоны пласта тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Щербинина, Наталья Викторовна

• Щербинина, Наталья Викторовна
• кандидат технических наук
• 2004

Оглавление диссертации кандидат технических наук Щербинина, Наталья Викторовна

Введение.

Глава 1. Существующие обработки призабойной зоны скважин терригенных коллекторов.

1.1. Основные методы обработки призабойной зоны скважин терригенных коллекторов.

1.2. Анализ и обобщение накопленного опыта по обработке призабойной зоны скважин методом ГКО.

1.3. Современное состояние внедрения методов обработки призабойной зоны скважин терригенных коллекторов и интенсификации добычи нефти.

1.4. Выводы.

Глава 2. Геолого-физические характеристики и текущее состояние разработки нефтяных месторождений.

2.1. Основные черты геологического строения исследуемых объектов разработки.

2.1.1. Геологические особенности строения Самотлорского нефтяного месторождения.

2.1.2. Геологические особенности строения Суторминского нефтяного месторождения.

2.1.3. Геологические особенности строения Ново-Елховского нефтяного месторождения.

2.2. Сравнительный анализ состояния разработки терригенных залежей.

2.2.1. Текущее состояние разработки Самотлорского нефтяного месторождения.

2.2.2. Текущее состояние разработки Суторминского нефтяного месторождения.

2.2.3. Текущее состояние разработки Ново-Елховского нефтяного месторождения.

2.3. Выводы.

Глава 3. Результаты лабораторных исследований глинокислотного воздействия на породы коллектора терригенных пластов

Западной Сибири и Татарии.

3.1. Оценка изменений порометрических характеристик пород-коллекторов Суторминского месторождения при их взаимодействии с раствором глинокислоты.

3.2. Оценка изменения фильтрационно-емкостных и физико-химических свойств пород-коллекторов Суторминского месторождения при их взаимодействии с раствором глинокислоты.

3.3. Оценка изменений порометрических характеристик пород-коллекторов Ново-Елховского месторождения при их взаимодействии с раствором глинокислоты.

3.4. Выводы.

Глава 4. Геолого-статистическое моделирование эффективности глинокислотных обработок призабойной зоны скважин.

4.1. Геолого-статистическое моделирование эффективности глинокислотного воздействия на призабойную зону скважин терригенных пластов Самотлорского месторождения.

4.2. Геолого-статистическое моделирование эффективности глинокислотного воздействия на призабойную зону скважин терригенных пластов Ново-Елховского месторождения.

4.3. Выводы.

Глава 5. Геолого-математическое моделирование эффективности глинокислотного воздействия на призабойную зону скважин терригенных пластов.

5.1. Прогнозный расчет эффективности проведения глинокислотных обработок на Ново-Елховском месторождении, пласт Д].

5.2. Прогнозный расчет эффективности проведения глинокислотных обработок на Самотлорском месторождении месторождении, пласт ABj3.

5.3. Прогнозный расчет эффективности проведения глинокислотных обработок на Самотлорском месторождении, пласт БВ10.

5.4. Геолого-статистическое обоснование выбора скважин под обработку их призабойных зон глинокислотой.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Геолого-технологическое обоснование и прогнозирование применения глинокислотных обработок призабойной зоны пласта»

Актуальность проблемы. В последние годы возрастает доля трудноизвлекаемых запасов нефти (ТРИЗ) в общем балансе России. Значительные объемы ТРИЗ сосредоточены в низкопроницаемых глинизированных терригенных коллекторах сложного геологического строения. В процессе разработки происходит ухудшение фильтрационных характеристик продуктивных пластов в призабойной зоне пласта (ПЗП). Призабойную зону пласта выделяют как особую часть пласта, так как, во-первых, ее свойства могут отличаться от свойств остальной части и, во-вторых, именно в этой части происходит потеря основной доли энергии, затрачиваемой на движение нефти в пласте.

Основными причинами ухудшения фильтрационных характеристик являются: разбухание глинистого цемента пород-коллекторов, привнесение мельчайших частиц в ПЗП в процессе работы скважины, в результате чего происходит уплотнение пород в ПЗП. На изменение фильтрационных характеристик ПЗП также влияет выпадение солей и всевозможных продуктов реакции, после закачки химических реагентов, увеличение водонасыщенности пород ПЗП и снижение фазовой проницаемости для нефти при смене пластовой минерализованной воды на пресную воду. Радиус ПЗП меняется от нескольких десятков сантиметров до нескольких метров.

Одной из основных задач нефтедобычи является сохранение ПЗП в удовлетворительном состоянии. Поэтому всегда существует необходимость восстановления и улучшения фильтрационных характеристик ПЗП за счет увеличения ее проницаемости и снижения темпов обводнения добывающих скважин.

Виды воздействия на ПЗП в зависимости от применяемой технологии разделяются на физико-химические, химические, тепловые, микробиологические, механические, комбинированные методы.

В настоящее время время на месторождениях России основная доля приходится на физико-химические методы воздействия на призабойную зону.

Цель работы. Создание научно-методической основы оптимизации технологических параметров применения глинокислотных обработок призабойной зоны терригенных коллекторов в различных горногеологических условиях.

Основные задачи исследований:

1. Обобщение накопленного промыслового опыта применения глинокислотных обработок (ГКО) призабойной зоны скважин.

2. Сравнительный анализ геологических особенностей продуктивных пластов и специфических условий разработки исследуемых объектов.

3. Геолого-статистический анализ эффективности ГКО добывающих скважин и выявление факторов, влияющих на результативность обработок.

4. Проведение лабораторного исследования влияния ГКО на изменение фильтрационно-емкостных характеристик и физико-химических свойств пород-коллекторов.

5. Математическое моделирование технологического процесса глинокислотных обработок ПЗП Самотлорского (пласты АВ] и БВю) и Ново-Елховского (пласт Д]) месторождений с целью оптимизации геолого-промысловых характеристик.

Научная новизна работы:

1. На основании выполненных лабораторных исследований определен характер изменения фильтрационно-емкостных характеристик и физико-химических свойств пород-коллекторов Суторминского и Ново-Елховского месторождений при глинокислотном воздействии.

2. Получены геолого-статистические модели эффективности глинокислотного воздействия на призабойную зону скважин Самотлорского и Ново-Елховского месторождений. В результате сравнительного анализа геолого-статистических моделей эффективности ГКО установлены геолого-технологические условия применения глинокислотного воздействия на месторождениях Волго-Уральской и Западно-Сибирской нефтегазоносных провинций.

3. Построена геолого-математическая модель эффективности применения ГКО призабойных зон терригенных пластов Самотлорского и Ново-Елховского месторождений.

4. Проведен сравнительный анализ результатов геолого-статистического и геолого-математического моделирования эффективности ГКО на эксплуатационных объектах Самотлорского и Ново-Елховского месторождений.

Защищаемые положения:

1. Результаты лабораторных исследований влияния ГКО на фильтрационные характеристики терригенных пород-коллекторов изучаемых месторождений.

2. Геолого-промысловые условия эффективного применения ГКО для улучшения фильтрационно-емкостных характеристик ПЗП с целью повышения добычи нефти.

3. Методика оптимизации параметров глинокислотного воздействия на призабойную зону пласта.

Практическая ценность работы и реализация работы в промышленности:

1. Результаты диссертационной работы использованы при выборе скважин под ГКО на Ново-Елховском месторождении, пашийского горизонта Дь

2. Результаты проведенных исследований позволяют значительно повысить степень достоверности и надежности геолого-технологического обоснования объектов под применение глинокислотного воздействия на призабойную зону пласта для увеличения продуктивности и приемистости, добывающих и нагнетательных скважин; существенно поднять уровень технико-экономической эффективности ГКО; в конечном итоге интенсифицировать текущую добычу нефти и значительно улучшить состояние фонда скважин.

3. Предложена методика прогнозирования и оптимизации технологических параметров ГКО, а также выбора объектов воздействия.

4. Результаты диссертационной работы использованы в научно-промышленных работах НИИнефтеотдачи АН РБ, проводимых по договорам с АО «Татнефть» и ОАО «Акмай».

Публикация результатов работы. По материалам диссертации опубликовано 10 работ, включая 3 тезиса докладов и 7 статей.

Структура диссертации. Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения. Список литературы включает 73 наименования. Текст на 149 страницах, содержит 66 рисунков и 21 таблицу.

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Щербинина, Наталья Викторовна

4.3. Выводы

В результате выполненного многоуровнего факторного анализа (метод главных компонент и множественный регрессионный анализ) получены геолого-статистические модели, характеризующие степень влияния и значимость геолого-физических и технологических факторов на эффективность ГКО в геолого-промысловых условиях Самотлорского и Ново-Елховского месторождений.

Выявлены различия в условиях эффективного применения ГКО.

Установлено, что наибольшее влияние на эффективность данного метода интенсификации добычи нефти оказывают: объем закачиваемого реагента, толщина пласта, обводненность и фильтрационно-емкостные характеристики.

Для объектов воздействия с большой расчлененностью рекомендуется применять комплексные методы ОПЗ: закупорка пор высокопроницаемых пластов (пена, гель) и очистка пор низкопроницаемых пластов глинокислотой.

ГЛАВА 5. ГЕОЛОГО-МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГЛИНОКИСЛОТНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ СКВАЖИН ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

В предыдущей главе была дана количественная оценка эффективности глинокислотных обработок. Для большей убедительности была проведена качественная оценка ГКО.

Применение ГКО с целью увеличения приемистости нагнетательных и продуктивности добывающих скважин следует рассматривать как метод, направленный на декольматацию призабойной зоны скважин, т.е. очистку порового пространства от техногенных продуктов, занесенных в призабойную зону в процессе вскрытия или эксплуатации скважин.

Таким образом, успешность проведения ГКО во многом зависит от состава цемента, скрепляющего зерна пород коллекторов и состава «засоряющих» веществ.

5.1. Прогнозный расчет эффективности проведения глинокислотных обработок на Ново-Елховском месторождении, пласт Дj Для построения математической модели распространения глинокислотного раствора в пористой среде необходимо учитывать, прежде всего, минеральный состав пород. Большое значение имеет наличие минералов и соединение элементов, которые в процессе реакции с глинокислотой могут образовать нерастворимый осадок. В обрабатываемой глинокислотой песчаной породе должно быть очень низкое содержание карбонатов, железистых соединений. В то время как большое содержание глин не является препятствием для успешности ГКО. Поэтому был изучен минералогический состав керна представленного из пласта Дь из интервала 1770,0-1820,0 м.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Выполненная работа позволяет сделать следующие основные заключения, выводы и рекомендации:

1. Обобщение накопленного промыслового опыта применения глинокислотных ОПЗ скважин позволило сделать вывод о перспективности данного метода. Учет литолого-петрофизических и геолого-промысловых характеристик исследуемых объектов разработки позволяет повысить успешность проведения ГКО до 85 - 90 %.

2. Исследуемые терригенные эксплуатационные объекты приурочены к различным нефтегазоносным провинциям. В результате сравнительного анализа геологических особенностей нефтяных месторождений ЗападноСибирской и Волго-Уральской провинций выявлены их схожие характеристики: повышенная глинистость (до 14 %), низкая карбонатность (менее 1 %), расчлененность продуктивных пластов.

Также выделены различия исследуемых объектов.

Самотлорскому и Суторминскому месторождениям приуроченным к Западно-Сибирской провинции, свойственно: значительная изменчивость коллекторских свойств, частая смена фациальных условий, линзовидное залегание коллекторов, не выдержанность продуктивных пластов по площади, затрудненная гидродинамическая связь, полиминеральность состава пород.

Ново-Елховскому месторождению, приуроченному к Волго-Уральской провинции свойственны следующие отличительные особенности: незначительная изменчивость коллекторских свойств, накопление осадков в мелководном морском бассейне, часто встречается слияние коллекторов соседних зональных интервалов, т.е наличие внутриформационных размывов, наличие единого гидродинамического резервуара, состав пород ограничен содержанием кварцевого песка и глинистого цемента.

Перечисленные факторы оказывают существенное влияние на показатели разработки и эффективность проводимых ОПЗ.

3. Изучение состояния действующего фонда эксплуатационных объектов показало, что около 50 % его приходится на малодебитные скважины, находящиеся на грани рентабельности. Темп отбора нефти неуклонно падает. В связи с создавшейся обстановкой на исследуемых месторождениях актуальность совершенствования методов интенсификации добычи нефти резко возрастает.

4. Проведены лабораторные исследования влияния ГКО на изменение фильтрационно-емкостных характеристик и физико-химических свойств пород-коллекторов. Результаты исследований позволяют сделать выводы об успешности проведения ГКО в целом на терригенных коллекторах, и в большей степени успешных на низкопроницаемых глинизированных коллекторах.

5. Для выявления факторов влияния на эффективность ГКО получены регрессионные модели, характеризующие степень влияния и значимость геолого-промысловых и технологических параметров добывающих скважин Самотлорского и Ново-Елховского месторождений.

6. С целью оптимизации геолого-промысловых характеристик проведено математическое моделирование технологического процесса ГКО на рекомендуемых добывающих и нагнетательных скважинах Самотлорского и Ново-Елховского месторождений. Построены профили приемистости нагнетательных скважин данных месторождений.

7. Для оценки достоверности был проведен сравнительный анализ регрессионных и математических моделей эффективности ГКО. В процессе проведенного анализа получен достаточно высокий процент сходимости результатов обоих методов моделирования эффективности ГКО.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Щербинина, Наталья Викторовна, 2004 год

1. Анализ эффективности и разработка рекомендаций по оптимизации применяемых методов ОПЗ нефтедобывающих скважинах ТПП «Когалымнефтегаз»: Отчет о НИР/ КФ ОАО «ПермНИПИнефть». Рук. Сергиенко В.Н., Фахретдинов Р.Н., Земцов Ю.В. Когалым, 1999.

2. Ахундов М.С. и др. О выборе решений при проведении обработок призабойных зон скважин//Азербайджанское Нефтяное Хозяйство.-1990.-№10.-С. 30-33.

3. Авт. св. СССР № 1459308. Кл. Е 21 В 43/27. Опубликовано 10.04.89.

4. Авт. св. СССР № 1166543. Кл. Е 21 В 43/27. Опубликовано 21.10.84.

5. Авт. св. СССР № 1505959. Кл. Е 21 В 43/27. Опубликовано 07.09.89.

6. Авт. св. США № 898047. Кл. Е 21 В 43/22, 1982.

7. Авт.св. СССР № 1652520. Кл. Е 21 В 43/27, 1991.

8. Авт. свид. СССР № 1513131 Кл. Е 21 В 43/27,Опубликовано 07.10.89.

9. Авт. св. СССР № 1571224. Кл. Е 21 В 43/27. Опубликовано 15.06.90.

10. Авт. св. СССР № 1758218. Кл. Е 21 В 43/27. Опубликовано 30.08.92.

11. I.Abt. св. СССР № 1682543. Кл. Е 21 В 43/27. Опубликовано 07.10.91.

12. Бабаян Э.В., Шурыгин М.Н., Яковенко В.И. Повышение эффективности выбора рабочего агента для обработки призабойной зоны пласта//Нефтяное хозяйство. 1999. №3. - С. 30-32.

13. Багаутдинов А.К., Барков СЛ., Белевич Г.К. и др. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторожденй России. Издание в 2 т. М.: ВНИИОЭНГ, 1996. - Т.2. - 352 с.

14. Блох А.С., Кондратюк А.Т., Мухаметзянов Р.Н., Гавура В.Е., Павлов М.В., Белоногов В.В. Проблемы разработки крупных месторождений Ноябрьского региона на поздней стадии//Нефтяное хозяйство. 1997. №12. -С. 36-40.

15. Бриллиант Л.С., Шарифуллин Ф.А., Баракин В.А., Александров В.М. Построение литологической модели горизонта ABi1"2 Самотлорского месторождения/УНефтяное хозяйство. 2000. №9. - С. 11-16.

16. Вальд А. Последовательный анализ. М.: Физматгиз, 1960.

17. Галлямов М.Н., Рахимкулов Р.Ш., Бикбулатов А.У. Повышение эффективности эксплуатации нефтяных скважин на поздней стадии разработки месторождений. М.: Недра, 1978. — 207 с.

18. Генералов И.В., Нюняйкин В.Н., Зейгман Ю.В., Рогачев М.К. Особенности эксплуатации скважин с ЭЦН на поздней стадии разработки Самотлорского месторождения/ТНефтяное хозяйство. 2001. №10. С. 27-30.

19. ГОСТ 26450.1-85. Породы горные. Метод определения коэффициента открытой пористости жидконасыщением.

20. Гиматудинов Ш.К. Нефтеотдача коллекторов. М.: Недра, 1970. - 120 с. 21 .Гиматудинов Ш.К., Дунюшкин И.И., Коротаев Ю.П. Разработка иэксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. -М.: Недра, 1988.- 155 с.

21. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного пласта. М., Гостоптехиздат, 1963. -274 с.

22. Гудок Н.С. Изучение Физических свойств пористых сред. М.: Недра, 1970.-205 с.

23. Есипенко А.И., Калашнев В.В., Петров Н.А. Комплексный подход к решению проблем кислотных обработок на месторождениях Западной Сибири//Нефтепромысловое дело.-1995.-№7.-С. 28-32.

24. Ибрагимов Г.З., Сорокин В.А., Хисамутдинов Н.И. Химические реагенты для добычи нефти. М.: Недра, 1986.

25. Клещенко И.И. Комплексное воздействие на прискважинную зону низкопроницаемых коллекторов/Нефтепромысловое дело.-1997.- №10.-С. 18-19.

26. Конторович А.Э., Нестеров И.И., Салманов Ф.К., Сурков B.C., Трофимук А.А., Эрвье Ю.Г. Геология нефти и газа Западной Сибири. М.: Недра, 1975.-680 с.

27. Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. М.: Недра, 1977. -С. 85-91.

28. Кристиан М., Сокол С., Константинеску А. Увеличение продуктивности и приемистости скважин. М.: Недра, 1985.

29. Мирзаджанзаде А.Х., Степанова Г.С. Математическая теория эксперимента в добыче нефти. М.: Недра, 1977.

30. Назыров P.P., Саунин А.В. и др. Предотвращение образования вторичных осадков при кислотных обработках скважин//Обзорная информация «Газовая промышленность», серия: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. Выпуск 11, М., 1989.

31. Новиков Д.А. Перспективы нефтегазоносности доюрского комплекса пород Талинской площади//Геология нефти и газа. 2000. №2. - С. 6-18.

32. Отбор образцов из стенок скважин/А.А. Молчанов, М.Р. Мавлютов, Г.Н. Фелиди и др. М.: Недра, 1984. - С. 103-110.

33. Пат. РФ № 2131024. Кл. Е 21 В 43/27, 43/22. Опубликовано 27.05.99.

34. Пат. РФ № 2023143. Кл. Е 21 В 43/22, 43/27. Опубликовано 15.11.94.

35. Пат. РФ № 2139425. Кл. Е 21 В 43/27. Опубликовано 10.10.99.

36. Пат. США № 3738425. Кл. Е 21 В 33/13. Опубликовано 12.06.73.

37. Пат. США № 4696752. Кл. Е 21 В 43/27. Опубликовано 29.09.89.

38. Пат. США № 4919827. Кл. Е 21 В 43/27. Опубликовано 24.04.90.

39. Пат. РФ № 2103496. Кл. Е 21 В 43/27. Опубликовано 27.01.98.

40. Пат. США № 4151878. Кл. Е 21 В 43/27, 1979.

41. Пат. РФ № 2119048. Кл. Е 21 В 43/27. Опубликовано 20.09.98.

42. Пат. РФ № 2065951. Кл. Е 21 В 43/27, 1996 .

43. Пат. РФ № 2124123. Кл. Е 21 В 43\27. Опубликовано 27.12.98.

44. Праведников Н.К., Маслянцев Ю.В. и др.Направления развития технологий повышения нефтеотдачи и интенсификации работы скважин в ОАО «ЛУКОЙЛ»/Интервал.-2001.-№8.-С. 39-43.

45. Питкевич B.C., Петухов В.А. Оценка эффективности методов обработки призабойной зоны добывающих скважин//Тр. ин-та//СибНИИНП. 1985. Вып. 3. С.79-83.

46. Разработка эффективных методов освоения, борьбы с отложениями и оптимизации работы скважин Когалымской группы месторождений: Отчет о НИР/ Уфимский нефт. Ин-т ХИО МинВУЗ РСФСР, 1988.

47. Рахмангулов К.Х., Сергиенко В.Н., Земцов Ю.В., Мухамадуллин И.М., Колесников А.И. Геолого-промысловые факторы, определяющие эффективность кислотных обработок скважин Ватьеганского месторождения//Нефтяное хозяйство. 2000. №7. - С. 44-46.

48. Регламент по кислотным обработкам скважин/УРС ТПП «Лангепаснефтегаз».-Лангепас, 1999.

49. Рогачев М.К. Новые Химические реагенты и составы технологических жидкостей для добычи нефти. Уфа: Гилем.-1999. -75 с.

50. Рудкевич М.Я., Озеранская Л.С., Чистякова Н.Ф. и др. Нефтегазоносные комплексы Западно-Сибирского бассейна. М.: Недра, 1988. - 303 е., ил.

51. Сафин С.Г., Хлебников В.Н., Сафин С.С. Исследование взаимодействия глинокислотных и спиртокислотных растворов с породой пласта БС2ю Суторминского месторождения.// Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1994. №1. - С. 43-45

52. Сафин С.Г., Шилов А.В. Состояние и пути улучшения условий разработки нефтегазовых месторождений Ноябрьского региона//Нефтяное хозяйство. 2001. №2. - С. 39-43

53. Сафин С.Г., Мухаметзянов Р.Н. Исследования по интенсификации эксплуатации системы пласт-скважина в АО "Ноябрьскнефтегаз". М.: ВНИИОЭНГ, 1995. - 96 с.

54. Сидоровский В. А. Методы воздействия на призабойную зону пласта//Нефтяная промышленность СССР. 1989. - №9, (2). - С. 15-17

55. Сидоровский В.А. Вскрытие пластов и повышение продуктивности скважин. М.: Недра, 1978. 256 с.

56. Соколов B.C. Состояние системы разработки Самотлорского месторождения//Нефтяное хозяйство. 2001. - №11. - С.64-65.

57. Токарев М. А. Комплексный геолого-промысловый контроль за текущей нефтеотдачей при вытеснении нефти водой. М.: Недра, 1990. 267 с.

58. Токарев М.А., Ахмерова Э.Р., Газизов А.А. и др. Анализ эффективности применения методов повышения нефтеотдачи на крупных объектах разработки. Уфа.: Изд-во УГНТУ, 2001. - 115 с.

59. Фукунага К. Введение в статистическую теорию распознавания образов. -М.: Наука, 1979.-368 с.

60. Ханин В.А. Терригенные породы-коллекторы нефти и газа на больших глубинах. М.: Недра, 1979. - 140 с.

61. Хоминец З.Д. Геолого-техническое обеспечение технологических операций при испытании, ремонте и освоении нефтяных скважин//Нефтяное хозяйство. 2001. №11. - С. 46-50

62. Годовой отчет о деятельности ТПДН «Суторминскнефть» за 2000 год.

63. Годовые отчеты о деятельности ТПДН «Суторминскнефть» за 2001 -2003 годы.

64. Harri О.Мс Leod Jr. Matrix acidizing. J. of Petrol. Tehnol., 1984, XII, vol. 36, №13, pp. 2055-2069. Перевод статьи в Экспресс-информации серии «Бурение». 1985 г. - №19.-С. 8-11.

65. McLeod НО: "Matrix Acidizing", Journal of Petroleum Technology 36 (December 1984), pp. 2055-2069.

66. Chavanne С and Perthuis H: "A Fluid Selection Expert System for Matrix Treatmens", presented at the Conference on Artificial Intelligence in

67. Petroleum Exploration and Production, Houston, Texas, USA, July 22-24, 1992.