Комплексная оценка влияния геологических рисков на эффективность планирования технологических показателей вводимых в эксплуатацию скважин (на примере Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения) тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.12, кандидат наук Монжерин Михаил Александрович

• Монжерин Михаил Александрович
• кандидат наук
• 2020

Оглавление диссертации кандидат наук Монжерин Михаил Александрович

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1 ХАРАКТЕРИСТИКА ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ВОСТОЧНОГО УЧАСТКА ОРЕНБУРГСКОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1 История изучения и геолого-физическая характеристика исследуемой площади

1.2 Структурно-тектонические особенности

1.3 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза и нефтегазоносность

1.4 Седиментологическая модель продуктивных отложений

1.5 Литолого-петрографическая и фильтрационно-емкостная характеристика

пород по данным керна

Выводы

ГЛАВА 2 РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ ЕСТЕСТВЕННОЙ ТРЕЩИНОВАТОСТИ АРТИНСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ВУ ОНГКМ

2.1 Обоснование геолого-промысловых критериев и алгоритма районирования площади артинской залежи ВУ ОНГКМ

2.2 Анализ данных электрического микроимиджера и ориентированного керна. Разработка методики определения параметров естественной трещиноватости

2.2.1 Исходные данные

2.2.2 Использование электрических микросканеров для диагностики параметров трещиноватости

2.3 Определение параметров естественной трещиноватости по данным

электрического микроимиджера и ориентированного керна

Выводы

ГЛАВА 3 СОЗДАНИЕ ОЦЕНОЧНО-ПРОМЫСЛОВОЙ КЛАССИФИКАЦИИ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

3.1 Обзор существующих классификаций карбонатных коллекторов

3.2 Формирование базы данных геолого-промысловых параметров карбонатных пластов

3.3 Выделение типов карбонатных коллекторов, определение ключевых

параметров для их количественной характеристики

Выводы

ГЛАВА 4 РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ УЧЕТА ГЕОЛОГИЧЕСКИХ РИСКОВ ПРИ ПЛАНИРОВАНИИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО БУРЕНИЯ (НА ПРИМЕРЕ ВУ ОНГКМ)

4.1 Вероятностная оценка начальных геологических запасов нефти в районах заложения эксплуатационных скважин

4.2 Методика вероятностной оценки потенциала новых скважин с

использованием аналитических формул для стационарного режима

Выводы

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ СОКРАЩЕНИЙ В ТЕКСТЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследования

В современных экономических условиях нефтегазодобывающие компании стремятся к максимальному повышению эффективности своей хозяйственной деятельности. В связи с этим растет значимость точности прогноза технологических показателей работы строящихся скважин и оценки геологических рисков в районах их размещения. Особую актуальность вопросы повышения эффективности планирования технологических показателей новых скважин и прогнозирования геологических рисков приобретают в процессе разработки карбонатных коллекторов сложного геологического строения, реальная продуктивность, дебиты нефти часто ниже ожидаемых. Так, для ряда месторождений Оренбургской области и артинских отложений Восточного участка Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения, в частности, в период 2012-2016 гг. отмечаются значительные отклонения стартовых дебитов новых скважин от планируемых. Отклонения достигают 25% и более по значительной доле вновь вводимых скважин, что приводит к частым и существенным пересмотрам стратегии и бюджета предприятий, а также полной остановке отдельных инвестиционных проектов. В таких условиях совершенствование методик количественной оценки фильтрационно - емкостных свойств (ФЕС), в том числе параметров трещиноватости, повышения достоверности прогнозирования начальных дебитов скважин и оценки геологических рисков является актуальной задачей.

Степень разработанности темы

Основные отечественные научные школы в области теории и практики изучения, разработки и эксплуатации карбонатных коллекторов были сформированы в БашНИПИнефть, ВНИИнефть, ВНИГНИ, ВНИГРИ, ВНИИЗарубежгеология, ТатНИПИнефть, УфаНИПИнефть и других организациях. Большой вклад в это направление внесен советскими и российскими исследователями и производственниками В.Е. Андреевым, К.И.

Багринцевой, А.Е. Баженовым, В.З. Баишевым, Я.Н. Басиным, Е.В. Вильденбергом, А.Н. Дмитриевским, И.М. Жуковым, В.С. Коврижкиным, Ю.А. Котенёвым, А.И. Кулаковым, Е.С. Ларской, Г.В. Макаровым, С.П. Максимовым, Р.Х. Масагутовым, Н.А. Мельниковой, А.С. Некрасовым, Р.Г. Панкиной, Ю.С. Пантелеевой, В.И. Петерсилье, М.А. Политыкиной, В.Н. Рябовым, И.С. Семеновым, Л.А. Сивоконь, Н.А. Скибицкой, П.М. Сухаревич, А.Н. Суховой, Г.К. Терентьевой, М.А. Токаревым, Н.Ш. Хайрединовым, И.Н. Хахановой, Н.И. Хисамутдиновым, Г.М. Шляпниковым, Г.И. Шутовым, И.А. Шпильманом, Ш.Ф. Юльметовым, Г.Г. Яценко, А.А.Ханиным и другими.

За рубежом значительный вклад в исследования карбонатных коллекторов и развитие методик оценки потенциала скважин внесли Т.Д. Голф-Рахт, В. Данхем, Р.Х. Луис, Р. Нельсон, Р. Фолком и другие.

Результатом научных исследований 20-го и начала 21-го веков стали достижения в области качественной и количественной оценки геолого-физических параметров коллекторов сложного строения, а также методик оценки геологических рисков и расчета стартовых дебитов новых скважин. Разработаны принципы и методы количественного прогноза показателей.

К сожалению, недостаточно полно представлены подходы к комплексированию этих методов и остаются значительные возможности для развития существующих методик расчета начального дебита новых скважин, количественной оценки естественной трещиноватости и оптимизации времени получения результатов. Цель работы

Разработка методик повышения достоверности прогноза показателей ввода в эксплуатацию новых скважин для залежей углеводородов, приуроченных к карбонатным коллекторам путем количественного прогнозирования начального дебита скважин и комплексной оценки геологических рисков. Задачи исследования

1 Обоснование геолого-промысловых параметров и алгоритма районирования площади артинской залежи.

2 Анализ результатов лабораторных исследований ориентированного керна и полевых заключений по каротажам электрического микроимиджера.

3 Разработка оценочно-промысловой классификации карбонатных коллекторов.

4 Разработка методики вероятностного расчёта стартового дебита и оценки уровня геологических рисков по новым скважинам.

Научная новизна диссертации

1 Обоснованы геолого-промысловые критерии и разработан алгоритм районирования залежи нефти в карбонатных коллекторах с использованием параметра а, представляющего отношение значений коэффициентов проницаемости, определенных по данным гидродинамических и геофизических методов исследований скважин, коэффициента продуктивности и других дополнительных параметров.

2 Разработана методика оценки параметров естественной трещиноватости карбонатных пластов артинских отложений (размер блока матрицы, проницаемость, пористость, раскрытость трещин), основанная на сопоставительном анализе результатов исследований с использованием каротажей электрического микроимиджера и ориентированного керна.

3 Разработана методика расчета начального дебита новых скважин с оценкой геологических рисков и предложена классификация карбонатных коллекторов, заключающаяся в количественном определении интервалов изменения параметров фильтрационно-емкостных свойств.

Теоретическая и практическая значимость работы

Теоретическая значимость работы заключается в научном обосновании критериев и алгоритма районирования залежей карбонатных коллекторов, а также в разработке и совершенствовании методик количественной оценки параметров естественной трещиноватости и начальных дебитов по жидкости и по нефти новых эксплуатационных скважин.

Практическая значимость работы.

1 Предложенные критерии и разработанный алгоритм районирования использованы для выделения участков в артинских отложениях восточного участка Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения (ВУ ОНГКМ) с целью подготовки программ геологического доизучения, регулирования разработки и принятия решений о стратегии разбуривания залежей.

2 Методика оценки параметров естественной трещиноватости позволила количественно оценить характеристики трещиноватости по участкам артинской залежи, а также объем начальных геологических запасов нефти, содержащихся в трещинах.

3 При бизнес-планировании показателей 2018 года нефтегазодобывающим предприятием ООО «Газпромнефть-Оренбург» использована методика оценки стартового потенциала и количественной оценки геологических рисков, что подтверждено актом внедрения результатов диссертационного исследования.

Методология и методы исследований

Поставленные задачи решались путем проведения теоретических исследований с использованием: аналитических формул расчета дебита скважин на стационарном режиме; существующих классификаций карбонатных коллекторов; методов планирования эксперимента, теории вероятности и математической статистики при разработке методики определения параметров естественной трещиноватости; анализа и систематизации геолого-промысловой информации по широкому перечню карбонатных коллекторов.

Защищаемые научные положения

1 Алгоритм выделения участков, характеризующихся трещиноватостью различной интенсивности и высоким разбросом значений продуктивности скважин, позволяет уточнить решения проектного размещения эксплуатационных скважин.

2 Методика оценки параметров естественной трещиноватости карбонатных коллекторов (размер блока матрицы, проницаемость, пористость, раскрытость трещин), основанная на сопоставительном анализе результатов

исследований с использованием каротажей электрического микроимиджера и ориентированного керна (на примере артинской залежи ВУ ОНГКМ), позволяет уточнить начальные геологические запасы нефти, содержащихся в матрице и трещинах карбонатных коллекторов.

3 Методика оценки потенциала эксплуатационных скважин с учетом геологических рисков позволяет повысить достоверность прогнозируемого дебита нефти и определить оптимальную последовательность бурения скважин.

Степень достоверности научных положений, выводов и рекомендаций

Достоверность научных выводов и рекомендаций обоснована использованием методик и теоретических изысканий, сформулированных в трудах отечественных и зарубежных ученых. Достоверность численных исследований обеспечена использованием современных методов геостатистики с оценкой надежности полученных статистических характеристик. Геолого-геофизические и промысловые исследования, результаты их интерпретации и расчеты выполнены на сертифицированном оборудовании с лицензированным программным обеспечением. Достоверность интерпретации исследований подтверждена необходимыми экспертизами, а также качественным и количественным совпадением авторских результатов с результатами, представленными в независимых источниках по данной тематике.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Комплексная оценка влияния геологических рисков на эффективность планирования технологических показателей вводимых в эксплуатацию скважин (на примере Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения)»

Апробация работы

Основные положения исследования были представлены на научно -практических конференциях: «Карбонатные резервуары - 2017» (Москва, РГУ им. И.М. Губкина, 2017), «Карбонатные резервуары - 2018» (Москва, РГУ им. И.М. Губкина, 2018); «Научно-технической конференции к 75-летию ОАО «ВНИИнефть»» (Москва, 2018); Международной молодежной научной конференции «Наукоемкие технологии в решении проблем нефтегазового комплекса» (Уфа, 2018).

Публикация результатов

По теме диссертации опубликованы 9 научных трудов, в том числе 4 статей в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ.

Структура и объём работы

Диссертационная работа объемом 120 страницы состоит из введения, 4 глав, заключения, списка использованных источников из 98 наименований, включает 26 рисунка и 22 таблицы.

Благодарность

Автор выражает искреннюю благодарность |д.г.-м.н. Сидневу А.В заведующему кафедрой д.т.н., профессору Котенёву Ю.А., научному руководителю, д.т.н., профессору Султанову Ш.Х., д.т.н., профессору Уметбаеву В.Г., заместителю генерального директора - главному геологу ООО «Газпромнефть-Оренбург» Шошину А.А.

ГЛАВА 1 ХАРАКТЕРИСТИКА ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ВОСТОЧНОГО УЧАСТКА ОРЕНБУРГСКОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1 История изучения и геолого-физическая характеристика исследуемой

площади

История всестороннего геологического изучения Оренбургской области и, в частности, артинских, башкирских и сакмарских отложений ОНГКМ, связана с именами таких исследователей и практиков как Шпильман И.А., Багринцева К.И., Мельникова Н.А., Ханин А.А., Рябов В.Н., Макаров Г.В., Семенов И.С., Баишев В.З., Политыкина М.А., Юльметов Ш.Ф., Яценко Г.Г., Скибицкая Н.А., Г.К. Терентьева, И.М. Жуков, Е.С. Ларская, И.Н. Ляпустина, В.И. Петерсилье, С.П. Максимов, И.Н Хаханова, А.Н. Сухова, Р.Г. Панкина, Г.И. Шутов, П.М. Сухаревич, А.И. Кулаков, В.С. Коврижкин, Г.М. Шляпников, Ю.А. Яковец, Л.А. Сивоконь, Ю.С. Пантелеева и др. [7, 14, 21, 36, 37, 38, 39, 45, 47]

Первые исследования в рассматриваемом районе проведены еще в 1930-х годах методом ОГТ по усложненной системе наблюдений при 24-х кратном и при необходимости - 48-ми кратном прослеживании. В качестве отражающих горизонтов выбирались кровли кунгурского, филипповского, артинского и башкирского ярусов. В результате в 1934-35гг. к бурению была подготовлена Чкаловская структура. Проведенное в ее пределах бурение скважин 147, 148 подтвердило результаты сейсмических исследований - были выявлены локальные структуры в башкирских и артинских отложениях с наличием в них залежей нефти и газа.

Первый проект разведки Оренбургского месторождения был подготовлен под руководством И.А. Шпильмана в 1968 году. В соответствии с проектом был пробурен целый ряд разведочных скважин на сакмаро-артинские и башкирские отложения, по результатам которых были определены контуры основной газовой залежи, а также доказано наличие нефтяной оторочки.

Далее все сейсмические исследования по региону с 1982 года проводились с постоянным усовершенствованием технико-методического уровня.

Сейсморазведочные работы с 1982 по 2001гг. на востоке ОНГКМ проводились методом ОГТ. Региональными сейсмическими работами, выполненными в 1982 г. по профилю от Иртекской до Активной структуры (Макарова, 1982), была охвачена южная часть Оренбургского месторождения. По результатам работ были определены характер и степень погружения подсолевых отложений ОНГКМ на восток, в сторону Предуральского прогиба. Непосредственно на востоке ОНГКМ площадные сейсморазведочные работы проводились неоднократно в 1984-1985гг. такими сейсмопартиями как: Восточно-Желандовская (Корниенко,1985), в 19861988 гг., Теректинская, в 1991-1993 гг. (Корниенко, 1988), Благословенская №06/91-93 (Коновалова Л.Х, 1993), Новоблагословенская №06/93-95 (Корниенко И.А.,1995).

В последующие годы 3Д сейсмические исследования выполнялись ОАО "Татнефтегеофизика» (Булатов, 1998, 2000.) и переинтерпретировались ООО "Оренбурггеофизика" (Сюмбаева, 2000, 2001). В результате этих работ были проанализированы и обобщены материалы сейсморазведки МОГТ (2Д, 3Д) и скважин глубокого бурения, составлены сводные структурные карты масштаба 1:50000 по отражающим горизонтам Кн, Акп, Б, У, О, О1, сопоставляемые соответственно с кровлей кунгурского яруса, карбонатной пачки артинского яруса, башкирского яруса, кожимского горизонта, ордовикских и внутриордовикских отложений. Кроме того, составлены структурные карты по отражениям Кн2 и S, сопоставляемые с реперами в кровельной части филипповского горизонта и сакмарского яруса [95].

Свой вклад в изучение региона также внесли сотрудники фирмы «Шлюмберже». Сейсмические материалы, касающиеся нижнепермских отложений, в 2002г. были ими переинтерпретированы, в результате чего по артинским отложениям была получена новая структурная карта, детализирующая расположение разломов, мелких (1х1км) куполов, осложняющих более крупные структуры.

Необходимо также отметить, что в девяностых годах на ОНГКМ проводились работы методами сейсмолокации бокового обзора (СЛБО) и

высокоточной гравиметрии (ВГ) для выделения в продуктивной карбонатной толще зон трещиноватости, оценки напряжённо деформированного состояния и его изменения под влиянием геологических и техногенных процессов (Чиркин,1995, Яценко, 1995). Бурение глубоких поисково-разведочных скважин в этом районе, как правило, сопровождалось проведением скважинных сейсморазведочных исследований методом ВСП. Работы НВСП и МПГС проведены в редких скважинах и ограниченных объёмах. В частности, по результатам работ МПГС в скважине 48р ОНГКМ выделена сквозная, артинско-среднекаменноугольная, рифогенная постройка (Липатников, 1996).

В процессе изучения нефтегазоносности района установлен вторичный характер заключенных в его пределах газоконденсатных и нефтяных скоплений за счет растворения в газе палеонефтей, на который наложились впоследствии явления гипергенеза и криптогипергенеза (Е.В. Вильденберг, Г.К. Терентьева, 1981; И.М. Жуков, И.Н. Ляпустина, 1985; Е.С. Ларская, И.Н. Ляпустина, 1978; И.Н. Ляпустина, В.И. Петерсилье, Е.С. Ларская, 1980; И.Н. Ляпустина, 1989; С.П. Максимов, Е.С. Ларская, Хаханова И.Н., 1976; С.П. Максимов, Е.С. Ларская, А.Н. Сухова, 1979; Р.Г. Панкина, С.П. Максимов, И.А. Шпильман, Г.И. Шутов, 1971; П.М. Сухаревич, А.И. Кулаков, В.С. Коврижкин, Г.М. Шляпников, 1978; Ю.А. Яковец, И.Н. Ляпустина, Л.А. Сивоконь, 1988; И.Н. Ляпустина, Ю.С. Пантелеева и др., 1999 и др.) Отличия условий формирования углеводородных скоплений в пределах рассматриваемого района, установленные в результате геолого-геохимических исследований не только по артинским, но и более древним сакмаро-ассельским отложениям, заключаются в активизации в этом районе альпийской фазы орогенеза. Она максимально проявила себя в восточной части Соль-Илецкого свода и на его продолжении в пределах Предуральского прогиба (И.А. Денцкевич, 1999). С востока Оренбургского вала активизация сдвижек фундамента привела к миграции глубинных углеводородных жидкостей и газов по поверхностям тектонических блоков и зонам разломов, эти флюиды несли в своем составе высокие концентрации газов как углеводородных, так и сероводорода, СО2, гелия, летучих форм серы, паров воды, также высокое содержание парафинов

со значительно превышающей среднюю по региону температуру их плавления (58,5-620 С и выше). Флюиды, поднимаясь, контактировали с нефтями, содержащимися на тот момент в сакмаро-ассельских отложениях, эти нефти при контакте растворялись в смеси разогретых кислых газов и паров воды с образованием более тяжелых нефтей в нижней части всего разреза. После высвобождения кислых газов разогретые флюиды поднимались выше и растворяли легкие разности древних нефтей с образованием смеси УВ газов, конденсатов и легких нефтей под солевой покрышкой [96]. Описанный процесс преобразований наблюдается и по сей день. Доказательствами именно такой модели формирования являются следующие данные [96]:

1. Существенные температурные отклонения - 41-450 С (при 330-360 С в пределах расположенного к западу Восточного купола ОГКМ).

2. Инверсия температуры (с аномально низким положением ГНК в блоке температуры в нижней части 340-380 С, в кровле блока - 410-440 С).

Этим температурным инверсиям сопутствуют аномалии в концентрациях парафинов (рост их к кровле до 20-22 %), аномально высокие температуры их плавления (590-630 С и выше), аномально высокие концентрации гелия (0,07 против 0,01-0,02 % в подошве), а также снижение плотности пластовой воды за счет разбавления ее конденсационными водами.

Последовательное изучение и освоение Восточного участка ОНГКМ началось в конце 1980-х годов. Целевыми объектами поиска и разведки были нефтяные залежи в артинских, сакмарских и башкирских отложениях. Обзорная карта расположения ВУ ОНГКМ приведена на Рисунке 1.1.

Как отмечено выше, площадь ВУ ОНГКМ хорошо изучена сейсмическими работами 2Д и 3Д, сейсмокаротажными исследованиями, выполненными в 20 скважинах, проведены работы ВСП и НВСП в трех и четырех скважинах, соответственно.

Суммарные физические объёмы МОГТ-2Д составили 3097 пог. км. Полевые сейсморазведочные и камеральные работы выполнялись Оренбургской

геофизической экспедицией (ОАО «ОГЭ»). Средняя плотность сейсмических профилей составила 1,9 пог. км/км.

Рисунок 1.1- Обзорная карта расположения Восточного участка ОНГКМ

л

Последние полевые сейсморазведочные работы МОГТ-3Д объемом 515 км выполнялись на Восточном участке Оренбургского НГКМ силами сп/10 АО «Татнефтегеофизика» (г. Бугульма) и ОАО «Оренбургская геофизическая экспедиция» (г. Оренбург) в период с 15.04.2013 г. по 06.02.2014 г. Обработка и интерпретация материалов проведена в ЗАО «РОЙ Интернэшнл Консалтанси, Инк.». Площадь полигона 3Д охватывает практически весь ЛУ, за исключением самой северо-западной его части, частично покрывает прилегающие за ЛУ территории на юге, севере и на западе. По результатам сейсморазведочных работ МОГТ-3Д на Восточном участке уточнился структурный план продуктивных объектов, положение тектонических нарушений, получены прогнозные карты

эффективных толщин, выделены ключевые разломы, оказывающие влияние на разработку. По результатам обработки и интерпретации сейсморазведки 3Д получены структурные карты по отражающим горизонтам О, У, Б, S, Акп, Кн2 и Кн [97].

Также высок уровень изученности района поисково-разведочным и эксплуатационным бурением. Всего на Восточном участке пробурено 671 скважина, в том числе 2 поисковых, 64 разведочных, 4 оценочных, одна пьезометрическая [72].

При высоком уровне исследований сохраняется ряд вопросов о геологическом строении изучаемого объекта и особенностях эксплуатации карбонатных коллекторов артинских отложений. Так, в период 2012-2016 гг. разбуривание артинской залежи эксплуатационным фондом сопровождалось значительными отклонениями проектных и фактических дебитов новых скважин по жидкости и нефти. Данная проблема обусловлена отсутствием комплексного учета геологических факторов при оценке перспектив ввода новых скважин. При регулировании процесса разработки и обосновании эмпирических зависимостей для расчета добычи нефти специалисты руководствовались условным делением залежи на участки, основанном на качественном понимании различия продуктивности. На уровне залежи и ее отдельных участков отсутствовала количественная характеристика основных параметров естественной трещиноватости: размер блока матрицы, трещинной емкости и проницаемости.

1.2 Структурно-тектонические особенности

Оренбургский вал, расположенный в северной части Соль-Илецкого свода на участке схождения Прикаспийской впадины Предуральского краевого прогиба и Волго-Уральской антеклизы, является крупной тектоно-седиментационной единицей субширотного простирания, с которой и связано Оренбургское месторождение (Рисунок 1.2). В центральной части Соль-Илецкий свод осложнён Иртек-Илекской тектоно-седиментационной флексурой, делящей его на 2 блока -

северный приподнятый Оренбургский блок и южный опущенный Нагумановский блок. В пределах Оренбургского блока происходит ступенеобразное погружение подсолевых палеозойских отложений в южном направлении.

Кровле продуктивных артинских отложений соответствует отражающий горизонт «Акп». Крупная брахиантиклиналь субширотного простирания, ограниченная изогипсой минус 1700 м, представляет собой восточное окончание Оренбургского вала с пологим южным крылом и крутым северным. Сводовая часть Восточного купола оконтуривается по изогипсе минус 1560 м и имеет размеры 10 х 6 км.

По данным сейсморазведочных работ 3Д площадь Восточного участка ОНГКМ осложнена большим количеством мелких и крупных тектонических нарушений, имеющих как широтное, так и меридиональное простирание [73].

Рисунок 1.2 - Структурно-тектоническая схема района [72]

1.3 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

и нефтегазоносность

Литология и стратиграфия ВУ ОНГКМ изучены на основе данных глубокого бурения на Оренбургском и соседних месторождениях. Максимальная вскрытая толщина осадочного чехла зафиксирована в скважине №°1ЫГ и составляет более 5300 м. Сводный литолого-стратиграфический разрез площади представлен на Рисунке 1.3.

Разрез сложен породами палеозоя и кайнозоя. Кристаллический фундамент на рассматриваемом участке глубоким бурением не вскрыт, по сейсмическим данным глубина его залегания более 6,5 км.

Целевым объектом изучения настоящей работы являются артинские отложения ВУ ОНГКМ, относящиеся к артинскому ярусу (Р1аг) нижнепермского отдела (Р1) Пермской системы (Р). Продуктивные пласты Р4 и Р5 ВУ ОНГКМ приурочены к отложениям верхней и нижней части артинского яруса, соответственно. Нижняя часть разреза сложена светлосерыми известняками, изменяющимися до темносерых. Известняки в отдельных частях разреза каверново-пористые, органогенно-обломочные, водорослевые, на отдельных участках биоморфные, доломитизированы. Коллекторы нефтенасыщенные, местами глинистые и перекристаллизованные. В верхней части отмечаются кристаллические ангидриты голубовато-серые до темных, крепкие и плотные, местами с наличием трещин и прослоями известняков [73].

В геологическом отношении ВУ ОНГКМ представляет собой Восточный купол большого ОНГКМ и отдельные Караванные поднятия.

В пределах лицензионного участка (ЛУ) ООО «Газпром добыча Оренбург» на Восточном куполе Оренбургского вала открыты залежи нефти и газа: в артинских и сакмарских отложениях - пласты Р4, Р5 и Р6, которые представляют собой единую массивную нефтегазовую залежь с одними отметками ГНК и ВНК; в ассельских отложениях - продуктивный пласт Р7.

Рисунок 1.3 - Сводный литолого-стратиграфический разрез

Рисунок 1.3 - Сводный литолого-стратиграфический разрез (продолжение)

В пределах ЛУ ООО «Газпромнефть-Оренбург» происходит постепенное погружение кровли артинско-сакмарско-ассельских отложений и пласты Р6 и Р7, продуктивные на Восточном куполе, становятся водонасыщенными практически

на всей территории ЛУ, за исключением мелких залежей сакмарского возраста на Караванных поднятиях на восточной оконечности ЛУ [83].

На Восточном участке ОНГКМ выявлены залежи нефти и газа в следующих отложениях:

- основная артинская газонефтяная залежь - продуктивные пласты Р4 и Р5;

- сакмарские нефтегазовые залежи на Караванном поднятии - пласт Р6;

- башкирская нефтегазоконденсатная залежь на Караванном поднятии -продуктивный пласт А4.

Продуктивные пласты Р4 и Р5 объединены в один пласт - эксплуатационный объект Р4-5, т.к. являются единой гидродинамической системой и коллекторы пласта Р4 представляют собой отдельные линзы с малой толщиной 0,6-3м.

1.4 Седиментологическая модель продуктивных отложений

На разных стадиях разведки и освоения ВУ ОНГКМ выполнено построение двух концептуальных геологических моделей. В основу моделей легли: региональные модели развития одновозрастных отложений на данной территории, детальное описание кернового материала, отобранного на ВУ ОНГКМ с последующим седиментологическим анализом разрезов скважин и изучение характеристик ГИС в сочетании с многократно повторяющимися вариациями первичных признаков, установленных на керне.

Модель № 1, 2003г. Выполненная в работе [98] седиментологическая модель основана на анализе шлифов по скважинам №№ 29-1, 4-3, 48Я, 38Я и детальном описании керна скважин № 47Я и 35Я и данных ГИС пробуренных наклонно-направленных скважин. Диагностирована прибрежно-морская обстановка осадконакопления (карбонатная платформа) с выделением 5-ти фациальных зон: внутренняя и внешняя платформа, оолитовая отмель, приливно-отливная зона и эвапоритовая лагуна.

Модель № 2, 2012г. По результатам доизучения залежи в рамках работы [82] создана модель, учитывающая: детальные описания керна и анализ шлифов

скважин №№ 29-2, 1019, 1056; актуальные интерпретации 2Д и 3Д СРР; широкий набор ГИС по состоянию на момент проведения работ. Также диагностирована прибрежно-морская обстановка осадконакопления, представленная карбонатной платформой полого склона. В работе обосновано выделение в разрезе 5-ти циклов осадконакопления и классифицировано пять фациальных зон:

- Фация №1. Ангидрит с реликтами известняка. Образование данных отложений происходило на мелководье в условиях слабых волновых воздействий и гиперсоленой воды.

- Фация №2. Известняк доломитистый бежевый тонко-мелкодетритовый или оолито-комковатый с редкими линзовидными скоплениями среднего и крупного детрита (часто выщелаченного). Характерны гнездовидные и линзовидные выделения сульфатов белых с голубоватым оттенком.

Формирование его происходило на мелководном шельфе с изменчивой, преимущественно высокой гидродинамикой и повышенной соленостью.

- Фация №3. Известняк от серого тонкодетритового до темно-серого пелитоморфного. Прослоями до 2 см скопления брахиопод.

Дальний пояс мелководного шельфа с изменчивой, преимущественно низкой гидродинамикой и нормальной соленостью.

- Фация №4. Чередование известняков детритовых комковатых оолитовых, пелитоморфных и органогенных водорослевых.

Осадок формировался в условиях мелководного шельфа с изменчивой, преимущественно умеренной гидродинамикой, водорослевыми биогермами и нормальной соленостью.

- Фация №5. Тонкое чередование средне-крупнодетритовых, пелитоморфных известняков. Присутствуют тонкие прослои аргиллита темно-серого известковистого и органогенного водорослевого известняка.

Образование данных отложений происходило в условиях мелководного шельфа с изменчивой, преимущественно высокой гидродинамикой, небольшими водорослевыми биогермами и нормальной соленостью.

На Рисунке 1.4 приведена палеогеографическая схема трансгрессивного максимума по выделенным зонам.

Обе модели дают идентичное представление о строении палеобассейна и обстановке осадконакопления, при этом недостатком и той и другой модели является отсутствие результата в выделении собственных петрофизических зависимостей для каждой из фациальных зон и надежных критериев их диагностики в скважинах по материалам ГИС в случае отсутствия керна.

Пояс с изменчивой (преимущественно высокой) гидродинамикой, и повышенной соленостью

Пояс с изменчивой {преимущественно высокой) гидродинамикой, небольшими волорослсвыми биогермами и нормальной соленостью

■ Пояс с изменчивой (преимущественно умеренной) гидродинамикой, водорослевыми био!ермами и нормальной соленостью

В Пояс с изменчивой (преимущественно низкой) гидродинамикой

_II НорМ.|-П.НОИ CO.K-IHKll.hi_

Рисунок 1.4 - Палеогеографическая схема трансгрессивного максимума

артинский ярус

1.5 Литолого-петрографическая и фильтрационно-емкостная характеристика пород по данным керна

Артинская залежь (пласты P4+P5) ВУ ОНГКМ сложена карбонатными породами с достаточно низкими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС). Литология известняков, которыми преимущественно представлены породы залежи, характеризуется органогенно-сгустково-комковатыми структурами,

разностями с микро- и мелко-зернистой структурой фораминиферовыми, биоморфно-детритовыми и биогермными. Известняки слабосульфатизированные, разнозернистые, слоистые и/или доломитизированные, пористые, в отдельных случаях каверново-пористые, микрофитолитовые, неравномерно перекристаллизованные, глинистые, фузулинидово-мшанковые с широко развитой инкрустацией и крустификационными корочками обрастания по органическим остаткам.

Цемент представлен разнозернистым кальцитом от пелитоморфной до микросреднезернистой структуры. Органогенный детрит, содержание которого до 80%, часто представлен обломками криноидей, обрывками мшанок, брахиопод, остракод. Отмечается наличие стилолитовых швов.

Участками породы микротрещиноватые, отмечены вертикальные и субвертикальные трещины. Встречены микротрещины открытые, извилистые, короткие, заполненные микрозернистым кальцитом с раскрытостью менее 0,01 мм. Открытые поры размером 0,01-2 мм, которых около 3-5% и каверны типа выщелачивания (20 %) размером 0,015х2,5 мм, иногда частично или полностью заполнены глинистым материалом или сульфатами. В известняках отмечается неравномерная доломитизация, наблюдаемая как в цементе, так и в органических остатках, участками полностью замещая кальцит. Содержание доломитов в известняке в среднем изменяется от 8,5 до 12,6%.

Ангидритовая толща в кровельной части яруса служит покрышкой артинской залежи, ее мощность составляет 15-20 м. Среди ангидритов на отдельных участках прослеживаются пропластки известняков.

В целом, тип коллектора в отложениях артинского яруса ВУ ОНГКМ каверново-трещинно-поровый. Но интенсивность трещиноватости и степень ее влияния на добычные характеристики скважин на отдельных участках залежи существенно отличаются, так что преобладающий тип коллектора меняется в пользу порово-трещинного, либо чисто порового. С целью детального изучения влияния трещиноватости на ФЕС по участкам залежи был выполнен комплекс исследований, охватывающий отбор и анализ ориентированного керна,

специальные геофизические, гидродинамические и промыслово-геофизические методы исследования скважин. На Рисунке 1.5а приведен охват исследованиями по площади залежи; Рисунок 1.5б иллюстрирует установленное основное направление развития трещин ССЗ-ЮЮВ.

О ПГИ СРР 30 2013-2015 гг.

• отбор керна (в том числе ориентированного)

Рисунок 1.5а - Охват залежи промыслово-геофизическими и специальными

методами исследований

Рисунок 1.5б - Основное направление развития трещин по данным специальных геофизических исследований

Эффективная емкость коллектора определяется преимущественно пористостью матрицы, а фильтрационные свойства обусловлены как проницаемостью матрицы, так и трещиноватостью разного уровня. Кавернозность пород по керну незначительна или отсутствует, что указывает на небольшой вклад унаследованной вторичной пористости в фильтрационно-емкостные свойства изучаемых отложений.

Выводы

Объект достаточно хорошо изучен различными видами исследований. Несмотря на это, в период 2012-2016 гг. разбуривание артинской залежи эксплуатационным фондом сопровождается значительными отклонениями проектных и фактических дебитов новых скважин по жидкости и нефти. Данная проблема обусловлена отсутствием комплексного учета геологических факторов при оценке перспектив ввода новых скважин. При регулировании процесса разработки и обосновании эмпирических зависимостей для расчета добычи нефти специалисты руководствуются условным делением залежи на участки, основанном на качественном понимании различий в продуктивности. На уровне залежи и ее отдельных участков отсутствует количественная характеристика основных параметров естественной трещиноватости: размер блока матрицы, трещинной емкости и проницаемости.

Для решения обозначенной проблемы необходимо: на основе геолого-промысловых параметров обосновать критерии и алгоритм выделения участков залежи; проанализировать результаты полевых заключений каротажей электрического микроимиджера и лабораторных исследований ориентированного керна, установить количественные характеристики естественной трещиноватости; провести анализ фильтрационно-емкостных характеристик карбонатных коллекторов и уточнить методику вероятностного расчета стартового дебита скважин с оценкой геологических рисков.

ГЛАВА 2 РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ ЕСТЕСТВЕННОЙ ТРЕЩИНОВАТОСТИ АРТИНСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ВУ

ОНГКМ

Как известно, одной из составляющих карбонатных пластов-коллекторов является матрица породы, которая часто содержит основной объем геологических запасов углеводородов и при этом не всегда обладает значительной проницаемостью, часто фильтрация флюидов происходит за счет наличия трещиноватости. Трещины могут служить как системой проводящих каналов, так и содержать значительные запасы углеводородов. Наличие развитых систем трещин существенно влияет на продуктивность пласта. Классическая модель трещинно-каверново-порового карбонатного коллектора представлена на Рисунке 2.1.

а б

3 1

а - реальная порода, б - упрощенная модель 1 - матрица, 2 - трещины, 3 - каверны

Рисунок 2.1- Модель карбонатного трещинно-каверново-порового типа [15]

Трещиноватость изучается комплексом геолого-геофизических и промысловых методов исследования: на керне, стандартными и специальными методами ГИС, ГДИС и ПГИ. Так, при изучении трещин на образцах керна устанавливают характеристики, прежде всего, трещин микромасштаба в шлифах, а не трещин, относящихся к макромасштабу. Трещины макромасштаба обычно

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Монжерин Михаил Александрович, 2020 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Список опубликованной литературы

1. Абабков К.В. Компьютерные технологии решения геологических задач. Учеб. пособие. - Уфа: УГНТУ, 2007. - 417 с.

2. Атлас карбонатных коллекторов месторождений нефти и газа ВосточноЕвропейской и Сибирской платформ. / Под. редакцией К. Багринцевой. Москва, 2003г. - 264с.

3. Атлас текстур и структур осадочных горных пород. Часть 2. Карбонатные породы. Дмитриева Е.В., Ершова Г.И., Либрович В.Л., Некрасова О.И., Орешникова Е.И. Москва, 1969г

4. Бабаев А.Г., Парфенова М.С. Новая классификация известняков. [Пер. с англ, статьи Р.Фолка ^lk, 1959)]. «Узб. геол. журн.», № 3, 1962

5. Батлер Р.М. Горизонтальные скважины для добычи нефти, газа и битумов. Серия «Библиотека нефтяного инжиниринга» М.-Ижевск - Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2010. — 544с.

6. Башкирский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности. Сборник научных трудов / Башк. гос. н.-и. и проект. ин-т нефтяной пром-сти (БашНИПИнефть). - Уфа, Место изд.: Вып. 4, 23 М. ; Вып. 30-Уфа

7. Большая Российская энциклопедия, Москва 2001 г.

8. Борисов Ю.П., Пилатовский В.П., Табаков В.П. Разработка нефтяных и газовых месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. - М.: Недра. - 1964. - 320 с.

9. Бурлин Ю.К., Конюхов А.И., Карнюшина Е.Е. Литология нефтегазоносных толщ: учебное пособие для вузов. - М.: Недра, 1991. - 286 с

10. Вишняков С.Г. Генетические типы доломитовых пород. Докл. АН СССР, серия нов., т. LXXVI, №1, 1951.

11. Вишняков С.Г. Классификация осадочных карбонатных пород. В кн. «Тр. межвуз. науч. совещ. погеол. и полезн. ископ. Центр.-Черноземн. обл.», 1957.

12. Вишняков С.Г., Геккер Р.Ф. Следы размыва и внутрипластовые нарушения в глауконитовых известняках нижнего силура Ленинградской области. В кн. *К 45-летию Н. Ф. Погребова». ЦНИГРИ, 1937.

13. Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. А. П. Крылова. Сборник научных трудов. - Москва, выпуск 2007г.

14. Гафаров Н.А., Карнаухов С.М., Баишев В.З., Политыкина М.А., Кан В.Е., Опыт создания постоянно-действующей газогидродинамической модели Оренбургского месторождения с использованием технологий./ Оренбург, 2002г.

15. Голф-Рахт Т. Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов: пер. с английского Н. А. Бардиной, П. К. Голованова, В. В. Власенко, В. В. Покровского: под ред. А. Г. Ковалева. М.: Недра,1986. - 605 с.

16. Ежов Д.А., Дубиня Н.В. Применение специальных скважинных геофизических методов для повышения достоверности геомеханической модели \\ http://www.ifz.ru/fileadmin/user_uplоad/subdivisiоns/506/Kоnferenсii/2017/14_022_E zhоv_Dubinya.pdf

17. Закиров С.Н., Шайхутдинов Д.К.. О прогнозных и фактических дебитах горизонтальных скважин. // Нефтяное хозяйство № 1, 2015. С. 52 - 55.

18. Казанский Ю.П., Белоусов А.Ф., Петров В.Г. и др. Осадочные породы (классификация, характеристика, генезис). Новосибирск: Наука, - 216 с.

19. Калинко М.К. Методика исследования коллекторских свойств кернов. - М: Госуд. науч.-техн. изд-во нефтяной и горно-топливной литературы, 1963. - 225 с.

20. Киркинская В. Н., Смехов Е. М. Карбонатные породы — коллекторы нефти и газа.— Л.: Недра, 1981.— 255 с.

21. Кузнецова М.А., Кузьмина Ф.С., Коршунов И. А. Особенности разработки основной залежи Оренбургского НГКМ на этапе падающей добычи. /Достижения проблемы перспективы. Оренбург, 2002г., с. 172.

22. Лозин Е.В., Атлас нефтяных и газовых месторождений, разрабатываемых ПАО АНК "Башнефть"; гл. ред. Ю. С. Красневский. - Уфа: БашНИПИнефть, 2015. - 1 атл. 270 с.

23. Луис Х. Р. Основы разработки трещиноватых коллекторов. Перевод с английского под ред. Д.А. Антоненко (ОАО «НК «Роснефть»») М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2012. 118 с.

24. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. Под ред. В. И. Петерсилье, В. И. Пороскуна, Г. Г. Яценко. - Москва-Тверь: ВНИГНИ, НПЦ "Тверьгеофизика", 2003. - 261 с.

25. Монжерин М.А. Комплексный учет геологических рисков при проектировании разработки отложений колганской толщи (пласт Дкт) Царичанского месторождения. // Нефтегазовое дело. 2013. Том 11, N 2. С. 26-29.

26. Монжерин М.А., Абабков К.В., Сиднев А.В. Методика оценки геометрической неопределенности при учёте геологических рисков. //Нефтяное хозяйство. 2010. N 1. С. 27-29.

27. Мукерджи Хеманта. Производительность скважин. Второе издание, дополненное. Москва: Юкос - ВсК^тЬе^^ 2001. — 183 с.

28. Найт Ф. Риск, неопределенность и прибыль. Нью-Йорк: Харпер энд Роу, 1921.

29. Насыбуллин А.В., Войкин В.Ф.. К определению дебита горизонтальной скважины на установившемся режиме в элементе заводнения. Научно -технический журнал «Георесурсы» № 4(63) 2015, Т.2. С. 35 - 38.

30. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. Ч. 2/С.Н. Закиров [и др.]. - М. - Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2009. - 484 с.

31. Оливье Дюбруль. Использование геостатистики для включения в геологическую модель сейсмических данных. - Zeist: ЕЛОЕ, 2002. - 296с.

32. Оливье Дюбруль. пер. с англ. И.Ю. Облачко; под ред. С.В. Охотиной. -Серия «Библиотека нефтяного инжиниринга» М.-Ижевск - 2009г. 255с.

33. Ольховатенко В. Е., Трофимова Г. И., Ожогина Т. В. Методы изучения трещиноватости горных пород. Томск: Изд-во ТГАСУ, 2015. С. 9-10.

34. П. Лоренс и Дж. Лорш. Организация и окружающая среда. Управление дифференцированием и интеграцией. Бостон: Гарвардский университет, 1967.

35. Питер Р. Роуз. Анализ рисков и управление нефтегазопоисковыми проектами. Перевод с английского под редакцией В.И. Пороскуна. «Библиотека нефтяного инжиниринга». М.-Ижевск - 2011г. 304с.

36. Политыкина М.А, Кан. В.Е., Трифонова М.П. Силагина Т.В. «Характеристика цифровой геологической модели основной газоконденсатной залежи ОНГКМ», Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе, ВНИИОЭНГ Москва, 2005г., с.27-31.

37. Политыкина М.А, Кан.В.Е., Силагина Т.В. «Уточненная модель природного резервуара Оренбургского месторождения» тезисы докладов конференции МГУ, Москва,2005г., с.65-68.

38. Политыкина М.А. Особенности литологии коллекторов Оренбургского газоконденсатного месторождения. ОИ Газовая промышленность. //Серия "Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений". -М., 1982,-Вып.2.-с. 46.

39. Прогнозирование и регулирование разработки месторождений/ С.Н. Закиров, В.И. Васильев, А.И. Гутников и др. М.: Недра, 1984. 294 с.

40. Путеводитель к основам знания управления проектом (четвертое издание). Площадь Ньютона (Пенсильвания, США), Институт проектного управления, 2000.

41. Райфа Х. Анализ решения: вводные лекции по выбору в условиях неопределенности. Ридинг, Массачусетс: Эддисон-Уэсли, 1968.

42. Симоненко Е.П., Долгирев С.С, Лункин С.А. Перспективные методики обработки высокоразрешающих микросканеров (доклад). Конференция «Карбонатные резервуары - 2017», Москва, РГУ им. Губкина, 2017г.

43. Сингатуллина Р.Р. Определение параметров трещиноватости карбонатных коллекторов по ориентированному керну. ТатНИПИнефть.\\ Шр://,^№^а1шр1.ги/ир1оаё/8т8/2012/§ео1/011 .pdf

44. Систематика и классификация осадочных пород и их аналогов / В.Н. Шванов, В.Т. Фролов, Э.И. Сергеева и др. СПб.: Недра, 1998. 352 с.

45. Скибицкая Н.А., Кузьмин В.А. Влияние структуры емкостного пространства карбонатных коллекторов на остаточное нефтенасыщение. //Тез. докл.научно-практической конференции "Современные проблемы промысловой геофизики", М., 2005. С.24-25.

46. Скибицкая Н.А., Яковлева О.П., Григорьев Г.А., Доманова Е.Г. и др. Новые представления о породообразующем карбонатном веществе (геобиополимере) залежей углеводородов. //Сб. «Фундаментальные проблемы нефти игаза». М., 1996. Т.4. С.48-63.

47. Скибицкая Н.А., Яковлева О.П., Соколов В.Н., Кузьмин В.А. и др. Эволюционные процессы самоорганизации и фазовых преобразований породообразующего минерально - органического вещества залежей углеводородов. //Газовая промышленность. 1997., №7. С.24-29.

48. Современные и ископаемые рифы. Термины и определения: Справочник / И.Т. Журавлева, В.Н. Космынин, В.Г. Кузнецов и др. М.: Недра, 1990. 184 с.

49. Спивак С.И., Мухаметшина Р.Ю., Еличев В.А., Гусманов А.А., Усманов Т.С., Баринова Л.Н., Пасынков А.Г. Обоснование длины проектных горизонтальных скважин с учетом опыта эксплуатации существующих скважин на примере Энтельской площади Мамонтовского месторождения. Нефтегазовое дело, т.3, 2005. С. 179 - 184.

50. Стернин М.Ю. Метод представления знаний в интеллектуальных системах поддержки экспертных решений/ М.Ю. Стернин, Г.И. Шепелев// Новости искусственного интеллекта. 2003. №4(58). С.58-69.

51. Тасмуханова А.Е. Системно - методический подход к оценке рисков при планировании деятельности нефтегазодобывающих предприятий (на примере

Республики Казахстан). Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2006. №2. URL: http://оgbus.ru/authоrs/TasmuhanоvaAE/TasmuhanоvaAE_1.pdf

52. Теодорович Г.И. О минералого-геохимических особенностях первичных нефтеносных и рассеянно-битуминозных свит // Минералогия и фации битуминозных свит ряда областей СССР. М.: АН СССР, 1962. С. 61-77.

53. Тихомиров С.В. Вопросы генетической классификации осадочных пород // Бюлл. МОИП. Отд. геол. 1986. Т. 61, № 2. С. 140-141.

54. Тугарова М.А. Породы-коллекторы: Свойства, петрографические признаки, классификации: Учебно-методич. пособие. - СПб., 2004. - 36с.

55. Уилсон Дж. Л. Карбонатные фации в геологической истории. М.: Недра, 1980. 464 с.

56. Уолкотт Дон. Разработка и управление месторождениями при заводнении. Перевод с английского Ю.А. Наумов. Второе издание, дополненное. Москва: Юкос - S^umbe^^ 2001. — 144 с.

57. Фомкин А.В., Черницкий А.В., Карбонатные трещиноватые коллекторы. Геология. Разработка. Москва, 2015, 229с.

58. Фролов В.Т. Основы генетической типизации морских отложений // Мор. геол. седиментол., осад. петрогр. и геол. океана. Л., 1980.

59. Хайрединов Н.Ш., Абабков К.В. О выборе достаточного количества наблюдений для получения обоснованных геологических параметров пласта. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, 1999г. №4. С. 23-27

60. Хасанов М.М., Мельчаева О.Ю., Рощектаев А.П., Ушмаев О.С. Стационарный дебит горизонтальных скважин в рядных системах разработки. // Нефтяное хозяйство № 1, 2015. С. 48 - 51.

61. Хворова И.В. Атлас карбонатных пород среднего и верхнего девона Русской платформы. М.: АН СССР, 1958. 170 с.

62. Чапмен К., Ворд С. Управление проектным риском и неопределенностью. -Великобритания: Джон Уайли энд Санз Лимитед, Чичестер, 2002.

63. Черкас Е.О., Антоненко Д.А., Ставинский П.В. Определение рисков при бурении скважин и учет неопределенностей геологических моделей (на примере

Ванкорского месторождения) // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть. - 2008. - №. 3. - С. 6 - 10.

64. Шванов В.Н. К методике описания осадочных формаций по структурно-вещественным признакам // Известия вузов. Геология и разведка. № 4. С. 3-9.

65. Швецов М.С. Петрография осадочных пород. М.: Госгеолтехиздат, 1958. 416 с.

66. Danham R.J. С1аввШса11оп оГ сагЬопа1е госкз ассогёт§ to ёеровШопа1 texture Classif^t^ оГ сarbоnate госкБ: БтроБшт Amer. Аббос. Ре^оЮео1. Mem / Ed. by V.E. Ham. 1962. Уо1. 1. P. 108-121.

67. Embry A.F., Ktovan J.E. A late devоnian reef trad: оп nоrthheastehn ВапскБ Island Nоrthwest Territоries // Bull. Can. Petrо1. Geо1. 1971. Уо1. 19, № 4. P. 730-781.

68. Jоshi S.D. Augmentatton оГ well prod^^ty with slant and hоrizоnta1 wells // SPE 15375. - 1988. - V. 40. - N 6. - p. 729-739.

69. №1боп R.A. Geо1оgiсa1 analysis оГ naturally figured reservоirs. Gulf Profess^m! Publishing, Hоustоn, 2001, p 332.

70. Renard G., Dupuy J.M. Fоrmatiоn damage effeсts оп hоrizоnta1-we11 f1оw effiсienсy // SPE 19414. - 1991. - V. 43. - N 7. - p. 768-869.

71. Sto^ast^ Sensitivity Analysis: Or What Happened to my Tоrnadо Ptot? // SPE 84235.

Список фондовых источников

72. Дополнение к технологической схеме разработки Восточного участка Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения. Тюмень: АО «Тандем», 2017г

73. Дополнение к технологической схеме разработки Восточного участка Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения. Тюмень: АО «Тандем», 2016г

74. Исследование на ориентированном керне на скважинах ВУ ОНГКМ в полевых и лабораторных условиях. Скважина № 1056. ООО «Экогеос ЛТД», Москва, 2012.

75. Исследование на ориентированном керне на скважинах ВУ ОНГКМ в полевых и лабораторных условиях. Скважина № 1099-1. ООО «Экогеос ЛТД», Москва, 2012.

76. Исследование на ориентированном керне на скважинах ВУ ОНГКМ в полевых и лабораторных условиях. Скважина № 1040. ООО «Экогеос ЛТД», Москва, 2012.

77. Исследование на ориентированном керне на скважинах ВУ ОНГКМ в полевых и лабораторных условиях. Скважина № 1118. ЗАО «Нефтеком», Тюмень, 2013.

78. Исследование на ориентированном керне на скважинах ВУ ОНГКМ в полевых и лабораторных условиях. Скважина № 1117. ЗАО «Нефтеком», Тюмень,

2013.

79. Исследование на ориентированном керне на скважинах ВУ ОНГКМ в полевых и лабораторных условиях. Скважина № 1205. ЗАО «Нефтеком», Тюмень,

2014.

80. Исследование на ориентированном керне на скважинах ВУ ОНГКМ в полевых и лабораторных условиях. Скважина № 1124-2. ООО «Экогеос ЛТД», Москва, 2015.

81. Исследование на ориентированном керне на скважинах ВУ ОНГКМ в полевых и лабораторных условиях. Скважина № 3316. ООО «Экогеос ЛТД», Москва, 2016.

82. Концептуальное проектирование разработки месторождения на основе технико-экономических расчетов и геолого-гидродинамического моделирования ВУ ОНГКМ. Санкт-Петербург, 2012г.

83. Оперативный пересчет геологических запасов нефти, конденсата, растворенного газа, газа газовых шапок восточного участка оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения. Москва: АО ЦГЭ, 2015г.

84. Отчёт по обработке и интерпретации данных электрического микросканера скважины № 1007. Weatherfоrd, Оренбург, 2012г.

85. Отчёт по обработке и интерпретации данных электрического микросканера скважины № 1040. Weatherfоrd, Оренбург, 2012г.

86. Отчёт по обработке и интерпретации данных электрического микросканера скважины № 1056. Weatherfоrd, Оренбург, 2012г.

87. Отчёт по обработке и интерпретации данных электрического микросканера скважины № 1099-1. Weatherfоrd, Оренбург, 2012г.

88. Отчёт по обработке и интерпретации данных электрического микросканера скважины № 1106-1. Weatherfоrd, Оренбург, 2014г.

89. Отчёт по обработке и интерпретации данных электрического микросканера скважины № 1117. Weatherfоrd, Оренбург, 2013г.

90. Отчёт по обработке и интерпретации данных электрического микросканера скважины № 1118. Weatherfоrd, Оренбург, 2013г.

91. Отчёт по обработке и интерпретации данных электрического микросканера скважины № 1162. Weatherfоrd, Оренбург, 2013г.

92. Отчёт по обработке и интерпретации данных электрического микросканера скважины № 1205. Weatherfоrd, Оренбург, 2014г.

93. Отчёт по обработке и интерпретации данных электрического микросканера скважины № 1209. Weatherfоrd, Оренбург, 2014г.

94. Отчёт по обработке и интерпретации данных электрического микросканера скважины № 3316. Weatherfоrd, Оренбург, 2015г.

95. Проект доразведки нефтяных оторочек Восточной части Оренбургского месторождения. ВолгоУралНИПИгаз. Оренбург - 1991г.

96. Подсчет запасов нефти, газа и сопутствующих компонентов Восточного участка Оренбургского НГКМ (в пределах горного отвода ЗАО "Стимул"). ВолгоУралНИПИгаз. Оренбург - 2003г.

97. Сейсморазведочные работы МОГТ 3Б на Восточном участке Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения, ЗАО «РОЙ Интернэшнл Консалтанси, Инк.», 2015 г.

98. «Технологическая схема разработки Восточного участка Оренбургского НГКМ». Москва: ОАО "ВНИИнефть", SсЫumberger Lоgelсо тс., 2003г.