Методология изучения пространственной зональности трещинных коллекторов в связи с повышением эффективности поисков, разведки и разработки залежей нефти и газа тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.12, доктор геолого-минералогических наук Петухов, Александр Витальевич

• Петухов, Александр Витальевич
• доктор геолого-минералогических наук
• 2003

Оглавление диссертации доктор геолого-минералогических наук Петухов, Александр Витальевич

Введение. 2

Глава 1. Краткая характеристика и особенности геологического строения сложнопостроенных залежей нефти и газа в трещинных и трещинно-карстовых коллекторах. 10

1Л. Трещинные и трещинно-карстовые резервуары Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. 10

1Л Л. Трещинно-карстовые карбонатные резервуары. 10

1Л .2. Трещиноватые глинистые и песчаные резервуры. 18

1Л.З. Трещиноватые резервуары кремнисто-глинисто-карбонатных отложений доманиковых фаций (доманикиты). 44

1.1.4. Трещиноватые пласты-коллекторы пород фундамента. 54

1.2. Трещиноватые пласты-коллекторы. Примеры из мировой практики. 58

Глава 2. Основные методические принципы изучения трещинных коллекторов и факторов, определяющих их пространственную зональность и неоднородность. 67

2.1. Состояние изученности вопроса и основные методические принципы исследований трещинных и трещинно-карстовых резервуаров. 67

2.2. Моделирование образования трещин на антиклинальных структурах в лабораторных условиях. 71

2.3. Влияние тектонической трещиноватости на морфологию и пространственное распространение высокопроницаемых зон в пределах залежей

УВ. 83

2.4. Парагенезис серы и нефти и формирование карстовых нефтегазоносных резервуаров. 100

2.5. Коллекторские свойства пород. Типы коллекторов и их неоднородность. 121

Глава 3. Методологические аспекты систематики и морфологии трещинных коллекторов и их роль при поисках, разведке и разработке залежей УВ. 133

3.1. Основы системного подхода к трещинным и трещинно-карстовым коллекторам при поисках, разведке и разработке залежей УВ. 133

3.1.1. Понятие системы. 134

3.1.2. Возможные представления и типы систем трещинных коллекторов.

3.1.3. Структурные уровни трещинных природных резервуаров. 141

3.1.4. Роль системного подхода при изучении залежей нефти и газа. 151

3.2. Роль высокопроницаемых трещинных зон в формировании нефтяных и газовых залежей. 156

3.3. Морфологические особенности распространения высоко проницаемых трещинных зон и эффективность поисков и разведки залежей нефти и газа. 165

3.4. Распространение высокопроницаемых трещинных зон в пределах нефтегазоносных резервуаров и особенности разработки залежей. 178

Глава 4. Методы оценки трещиноватости и оконтуривания высокопроницаемых зон. 184

4.1. Методы прямой оценки трещиноватости. 184

4.1.1. Изучение трещиноватости в шлифах и керне.184

4.1.2. Дистанционные методы изучения трещиноватости.188

4.2. Геофизические методы изучения трещиноватости и оконтуривания высокопроницаемых зон.192

4.2.1. Полевые геофизические методы. 193

4.2.2. Скважинные геофизические методы. 198

4.2.3. Способ выявления дизъюнктивных дислокаций нефтяных и газовых месторождений. 204

4.3. Косвенные методы оценки трещиноватости и закарстованности продуктивных пород. 208

4.3.1. Анализ данных поглощения промывочной жидкости при бурении скважин.209

4.3.2. Механический каротаж.210

4.3.3. Гидродинамические исследования скважин.212

4.3.4. Использование методов математической статистики при изучении трещиноватости.219

Глава 5. Разработка комплексной методики выявления и оконтури-вания высокопроницаемых трещинных зон с целью повышения эффективности поисков, разведки и разработки залежей УВ. 229

5.1. Комплексная методика выявления и оконтуривания высокопроницаемых зон в сложнопостроенных резервуарах. 229

5.1.1. Особенности реализации разработанной методики при изучении сложнопостроенных карбонатных резервуарах. 230

5.1.2. Особенности применения разработанной методики при изучении терригенных коллекторов трещинного типа. 239

5.2. Пути повышения эффективности поисков, разведки и разработки

• залежей нефти и газа с использованием разработанной методики. 247

5.2.1. Методика поисков и разведки сложнопостроенных нефтяных и газовых залежей в трещинных коллекторах. 247

5.2.2. Способ разведки мелких залежей нефти и газа, связанных с неструктурными ловушками в пределах открытых месторождений. 249

5.2.3. Технология разработки сложнопостроенных залежей УВ с использованием горизонтальных добывающих скважин. 254

Глава 6. Практические примеры использования разработанной методологии и комплексной интерпретации геолого-геофизических данных в процессе поисково-разведочных работ и разработки залежей

УВ в трещинных коллекторах.261

6.1. Местороясдения нефти и газа Тимано-Печорской провинции.261 6.2. Местороясдения нефти и газа Волго-Уральской провинции.302

6.3. Месторождения нефти и газа Западно-Сибирской мегапровинции.326

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Методология изучения пространственной зональности трещинных коллекторов в связи с повышением эффективности поисков, разведки и разработки залежей нефти и газа»

Актуальность исследований. История изучения трещинных коллекторов нефти и газа такая же древняя, как и история самой нефтедобычи, отсчет которой в Тимано-Печорской провинции (ТПП) ведется с 1745 г., с организации кустарного промысла на реке Ухта архангелогородцем Федором Прядуновым, Нефть, всплывающую из трещин на дне реки, Ф. Прядунов собирал в специально построенные и установленные над ее выходами деревянные срубы - ловушки, где она скапливалась, а затем вычерпывалась в подготовленные бочки.

В настоящее время установлено, что к месторождениям с трещиноватыми коллекторами относится значительная часть мировых запасов и добычи нефти и газа. Широко известны регионы и страны, где поиски, разведка и добыча нефти и газа связаны преимущественно с трещинными резервуарами. Это Ближний и Средний Восток, Северный Кавказ, Прикаспийская впадина, Европейский Северо-Восток России, Восточная Сибирь, Иран, Ирак, Саудовская Аравия, Сирия, Алжир, Венесуэла, Мексика, Казахстан, США, Канада, Китай, Вьетнам и др. Однако практика показывает, что эффективность поисково-разведочных работ и разработки залежей углеводородов (УВ), связанных с трещинными коллекторами, гораздо ниже, чем в традиционных коллекторах порового типа. Залежи УВ в резервуарах трещинного типа вполне правомерно относят к сложнопостроенным, а их запасы к -трудноизвлекаемым. Поиски, разведка и разработка таких залежей значительно затруднены из-за резкой изменчивости фильтрационно-емкостных свойств и избирательного развития высоко проницаемых участков.

Исходя из этого, представляется весьма актуальным дальнейшее совершенствование теоретических представлений и методологии изучения структурно-пространственной зональности трещинных коллекторов нефти и газа, разработки новых методов и способов их комплексных исследований, выявление закономерностей формирования высокопроницаемых зон, оценки роли тектонических факторов в образовании и размещении трещинных резервуаров, а также скоплений УВ в них.

Исследования проводились на кафедре геологии нефти и газа Ухтинского государственного технического университета в рамках научно-исследовательских госбюджетных и хоздоговорных работ, выполняемых для различных научно-исследовательских и производственных организаций. Решение некоторых важных вопросов и проблем, рассмотренных в данной работе, осуществлялось автором в рамках международных программ и проектов, таких как IGCP Project 299 "Geology, Climate, Hydrology and Karst Formation" и IGCP Project 379 "Karst Processes and Carbon Cycle", а также AAPG Hedberg Conference "Carbonate Reservoirs of the World: Problems, Solutions and Strategies For the Future".

Цель работы - обоснование и разработка теоретических принципов и методологии изучения структурно-пространственной зональности трещинных коллекторов на основе системного анализа, комплексного использования геолого-геофизических и других методов с целью повышения эффективности поисков, разведки и разработки залежей нефти и газа.

Основные задачи исследований: 1) создание методологии изучения структурно-пространственной зональности трещинных и трещинно-карстовых коллекторов; 2) обоснование дискретной слоисто-блоковой структуры и уточнение системных представлений о трещинных резервуарах нефти и газа; 3) изучение закономерностей локализации и пространственной зональности трещинных коллекторов в нефтегазоносных комплексах различного литологического состава и возраста; 4) разработка комплексной методики опережающего прогноза высокопроницаемых трещинных зон; 5) создание концептуальной модели формирования карста в нефтегазоносных карбонатных комплексах; 6) обоснование практических и научных рекомендаций повышения эффективности разведки и разработки конкретных залежей нефти и газа ТПП.

Инструментом решения поставленных задач являются полевые геофизические, дистанционные, геохимические, гидродинамические, геолого-промысловые, промыслово-геофизические и вероятно-статистические методы, а также системный и геолого-промысловый анализ.

Научная новизна. Впервые на основе системного анализа, рационального комплекса геолого-геофизических, промысловых и других исследований получены следующие результаты:

1. Создана методология изучения пространственной зональности трещинных коллекторов нефти и газа.

2. Обоснована слоисто-блоковая дискретная структура трещинных коллекторов как сложная природная система, включающая 10 структурно-иерархических уровней.

3. Выявлены закономерности структурной локализации и пространственной зональности высокопроницаемых трещинных зон в пределах месторождений, обусловленные разрядкой тектонических напряжений в процессе образования складчатых и дизъюнктивных дислокаций.

4. Разработана комплексная методика опережающего прогноза высоко проницаемых трещинных зон при поисках, разведке и разработке залежей нефти и газа.

5. Предложена концептуальная модель формирования карста в карбонатных нефтегазоносных комплексах.

6. На базе интеграции разработанной методики выявления высокопроницаемых зон и современных технологий бурения горизонтальных скважин обоснованы и предложены к практической реализации мероприятия, направленные на повышение эффективности разведки и разработки сложнопостроенных залежей нефти и газа.

Все результаты настоящего исследования могут быть использованы в научно-методических целях при изучении сложнопостроенных трещинных и трещинно-карстовых резервуаров как в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, так и в других регионах.

Практическая значимость работы определяется повышением геологической и экономической эффективности поисков, разведки и доразведки месторождений нефти и газа, связанных с трещинными и трещинно-карстовыми резервуарами, ускорением ввода в эксплуатацию малорентабельных и нетрадиционных ресурсов УВ в коллекторах трещинного типа, а также оптимизацией процесса разработки залежей на основе предлагаемых практических мероприятий.

Рекомендации по совершенствованию поисково-разведочных работ и процесса разработки залежей в сложнопостроенных трещинных и трещинно-карстовых резервуарах Тимано-Печорской провинции, разработанные на кафедре геологии нефти и газа УГТУ с участием автора, были переданы в различные министерства, производственные организации и научно-исследовательские институты, работающие по проблемам освоения УВ ресурсов ТПП.

Результаты исследований отражены во многих научно-исследовательских, хоздоговорных и международных проектных отчетах, выполненных по заказу геологоразведочных и нефтегазодобывающих предприятий, в которых автор являлся исполнителем, ответственным исполнителем и руководителем.

Данные, полученные в процессе работы над диссертацией, использованы при написании учебных пособий и методических указаний для студентов нефтегазо-промыслового факультета УГТУ, проходящих обучение на кафедре геологии нефти и газа.

Фактический материал, послуживший основой для данной работы, был собран, обработан, проанализирован и обобщен автором в период с 1985 по 2002 г.г. Сюда вошли как данные личных полевых, лабораторных и тематических исследований, проведенных автором на Тимане, в Приуралье, Гряде Чернышева, Колвинском мегавале, в Хорейверской и Ижма-Печорской впадинах и других районах Тимано-Печорской провинции, так и геологические, геофизические, геохимические, дистанционные, промысловые и буровые материалы, имеющиеся в различных геологоразведочных, нефтегазодобывающих, научно-исследовательских организациях и геолфондах, таких как: Ухтанефтегазгеология, Севергазпром, Коми-нефть, Севергеофизика, Полярноуралгеология, Тимано-Печорский НИЦ, Печорни-пинефть, филиал ООО ВНИИГаза - «СеверНИПИгаз», ВНИГРИ и др.

Кроме того, в работе использованы многочисленные данные по исследованиям трещинных и трещинно-карстовых резервуаров, содержащиеся в отечественных и зарубежных публикациях. Важную роль в отношении поиска и сбора последних, а также в методологическом плане сыграли международные контакты и поездки автора для проведения стажировок и совместных научных исследований в Китай (гг. Гуйлинь, Липу, Пекин) и во Францию (гг. Париж и По).

Апробация работы. Теоретические, методические и практические результаты исследований докладывались на Всесоюзной конференции «Геодинамические основы прогнозирования нефтегазоносности недр» (Москва, 1988), Международной геофизической конференции (Москва/ 1992), Международном симпозиуме «Нетрадиционные источники углеводородов» (Санкт-Петербург, 1992), Всероссийской геологической конференции «Геология и минерально-сырьевые ресурсы Европейского северо-востока» (Сыктывкар, 1994), XXX Международном Геологическом конгрессе (Пекин, 1996), на Международной Хадбергской конференции Американской ассоциации геологов-нефтяников «Карбонатные резервуары мира: проблемы, решения и стратегии на будущее» (г. По, Франция, 1996), на Втором Международном симпозиуме «Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы его освоения» (Санкт-Петербург, 1997), на Международной конференции «Современные проблемы геологии, поисков, разведки и оценки месторождений полезных ископаемых» (Москва, 1997), на Международной научно-практической конференции «Инженерно-геологическое обеспечение недропользования и охраны окру-^ жающей среды» (Пермь, 1997), на Международном семинаре «Горизонтальные скважины» (Москва, 1997), на Международном симпозиуме «Карст и углеродный цикл» (Липу, Китай, 1997), на Международной конференции-семинаре им. Д.Г. Успенского «Вопросы теории и практики геологической интерпретации гравитационных, магнитных и электрических полей» (Ухта, 1998), Международной конференции «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа» (Москва, 1998), Международной конференции «Проблемы геодинамики, сейсмичности и минерагении подвижных поясов и платформенных областей литосферы» (Екатеринбург, 1998), на XIII Геологическом съезде Республики Коми (Сыктывкар, 1999), на Международной конференции и выставке Американской ассоциации геологов-нефтяников (Бирмингем, 1999), на Всероссийской конференции «Актуальные проблемы геологии горючих ископаемых осадочных бассейнов Европейского Севера России» (Сыктывкар, 2000), на Международной конференции «Экологическая геология и рациональное недропользование» (Санкт-Петербург, 2000), Второй Международ-ф ной конференции «Перспективы развития и освоения топливно-энергетической базы северо-западного экономического района Российской Федерации» (Санкт-Петербург, 2000), на Всероссийском съезде геологов (Санкт-Петербург, 2000), на 4-й Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» (Москва, 2001), на Втором Всероссийском литологическом совещании и Восьмом Всероссийском симпозиуме по ископаемым кораллам и рифам «Литология и нефтегазоносность карбонатных ф отложений» (Сыктывкар, 2001), а также на региональных конференциях, совещаниях и семинарах в Ухте, Усинске, Воркуте, Сыктывкаре, Уфе, Перми, Екатеринбурге.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 87 работ, в том числе 2 монографии, 1 учебное пособие, 1 брошюра, 1 авторское свидетельство и 1 патент на изобретение (в соавторстве). Основные защищаемые положения:

1. Методология изучения пространственной зональности трещинных колх лекторов^нефти и газа, базирующаяся на принципах системного подхода и рациональном комплексе геолого-геофизических и других методов, адаптированных к многоуровневой системной организации этих сложных природных объектов.

2. Слоисто-блоковая дискретная структура трещинных коллекторов, образующая внутриорганизованную целостную систему из 10 иерархических уровней.

3. Выявленные закономерности структурной локализации и пространственной зональности высокопроницаемых зон в нефтегазоносных комплексах различного литологического состава, обусловленные разрядкой тектонических напряжений.

4. Комплексная методика опережающего прогноза высокопроницаемых трещинных зон, апробированная на месторождениях Тимано-Печорской провинции.

5. Концептуальная модель формирования карста в нефтегазоносных карбонатных толщах, основанная на геохимических процессах при вертикальной миграции УВ, приводящих к образованию кислых газов (НгБ и СО2) и увеличению растворяющей способности водных растворов.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, шести глав и заключения, изложенных на 389 страницах, включает 148 рисунков, 7 таблиц. Список литературы содержит 332 наименования.

Заключение диссертации по теме «Геология, поиски и разведка горючих ископаемых», Петухов, Александр Витальевич

Выводы, сделанные В.В. Кравцовым и А.И. Никоновым, в полной мере подтверждаются результатами, полученными А.Ю. Никитиным, А.В. Бодрягиным, Ю.Д. Куприяновым и др. (2001г.), при проведении серийных индикаторных исследований на месторождениях «ТНК-Нижневартовск». В частности, по данным вышеназванных исследователей, в нефтяной залежи пласта БВа Самотлорского месторождения закачка меченой жидкости в одну из нагнетательных скважин позволила обнаружить 179 каналов, ведущих к 25 добывающим скважинам, отстоящим на 1,04-3,36 км по латерали. Проницаемость суперколлекторов была колоссальной: л

362-28.804,8 мкм , тогда как объем каждого канала варьировал лишь от -300 до 2243 м3.

По мнению авторов, развитие сверхпроводников в песчаниках БВ8, неспособных к закарстовыванию, обусловлено флексурными нарушениями, к которым приурочены «динамо-напряженные зоны» разуплотнения. В процессе высоконапорного внутриконтурного заводнения залежи описываемые зоны превращались в пути движения «языков» воды (до 26% общего объёма текущей закачки). Роза-диаграмма (рис. 6.29) распределения величины приведенной скорости меченой воды показывает, что наиболее проводящие каналы простираются в определенных направлениях: северо-восточном (азимут ~50°), восток-юго-восточном (120°) и юго-юго-восточном (160°). Распространение высокопроницаемых зон в плане залежи довольно строго ориентировано в соответствии с простиранием трещин, то есть фильтрационная неоднородность структурирована. — Зоны повышенной трещиноватости (проницаемости) с тенденцией растяжения | ^^ | Зоны трещиноватости (слабопроницаемые) с тенденцией сжатия - Участки развития потенциальной трещиноватости

Направленность вертикальных тектонических движений блоков пород при формировании продуктивной толщи меловых отложений: ^ Устойчивое поднятие ( ~ — ] - Устойчивое опускание х * * [ — Колебательный характер 1 0 1361 Скважина и ее номер

Рис. 6.28. Схема кинематической природы динамически напряженных зон и участков развития потенциальной трещиноватости северной части Самотлорского месторождения - Черногорской площади (составил А. И. Никонов, 1996)

Высокопроницаемые трещинные зоны на месторождениях Западной Сибири ориентированы не только по площади, но ив разрезе. Согласно данным Н.П. Запивалова, в пластах ЮКю и ЮКп (II Ы) Таллинского месторождения развиты высокопроводящие каналы как латерального, так и вертикального направления. Сквозь них нагнетаемая меченая вода продвигается со скоростью около 6 км/сут. Как предполагает автор, по такого рода высокопроницаемым зонам могут перемещаться не только жидкие флюиды, но и в их потоке твердые частицы. Показательно, что в описываемом выше пласте БВ8 Самотлорского месторождения, хотя определённая роль фильтрующих трещин не отрицается, но высокопроводящие каналы, по мнению А.Ю. Никитина и др. (2001г.), представлены главным образом емкими и высокопроницаемыми (до 22% и 1-4,5 мкм2 соответственно) разностями гравелитов Последние образуют относительно тонкие (менее 4 м) прослои суперколлекторов. с Г

Рис. 6.29. Роза-диаграмма приведенных скоростей движения меченой жидкости в радиусе влияния одной из нагнетательных скважин Самотлорского месторождения. По данным А.Ю. Никитина и др. (2001 г.)

Также весьма показательны результаты определения пространственного положения высокопроницаемых каналов в пласте БВю-ц Гун-Еганского месторождения (рис. 6.30). А.Ю. Никитиным с соавторами в зонах влияния двух нагнетательных скважин этого месторождения было выявлено более 100 высоко проводящих каналов протяженностью от несколько сотен метров до ~2 км в латеральном направлении. Объем единичного канала невелик, максимум 1077м3, но его проницаемость огромна: 99,7-2610,6 мкм2. Неудивительно, что закачиваемая вода прорывалась по высокопроницаемым зонам со скоростью превышающей 0,2 км/час. Авторы делают следующие заключения о генезисе и строении каналов: сверхпроводящие каналы связаны с ослабленными («динамо-напряженными») зонами пласта, тяготеющими к флексурам и превращающимися в водопроводящие зоны за счёт репрессии при заводнении; они гидродинамически связаны друг с другом и с полостным пространством блоков породы (матрица); - они ориентированы в пространстве в соответствии с простиранием трещин (в зоне влияния с кв. 467 преобладает простирание северо-западных румбов, скв. 452 - юго-восточных и юго-западных) т.е. жёстко структурированы.

Рис. 6.30. Сверхпроводящие каналы, трассируемые меченой водой, в зонах влияния нагнетательных скважин 452(1) и 467(2) Гун-Еганского месторождения. Заимствовано у А. Ю. Никитина и др. (2001г.)

Такие и им подобные сверхпроводящие каналы отвечают по размерам и фильтрационным параметрам пластовому уровню структурной организации системы трещинных коллекторов (см. табл. 3.1).

В пределах большинства месторождений Западно-Сибирской НГП выявлены сейсмически напряженные зоны (Ю.А. Романов, A.C. Кузнецов, Н.М. Белкин, P.M. Бембель и др.), которые обусловливают превалирующее развитие вертикальной трещиноватости в продуктивных пластах. Поскольку контуры полей трещиноватых пород совпадают по вертикали с контурами залежей всех продуктивных пластов, следовательно, по мнению И.П. Попова (1997г.), многопластовые месторождения могут представлять единые гидродинамические системы. Это предположение подтверждают, например, наличие газовой залежи в туронской покрышке на Заполярном и газопроявлений в вышележащих отложениях на указанном и Тазовском месторождениях; признаки нефти в образцах пород мощной (до 60м) глинистой покрышки (скв. 185, 235), перекрывающей нефтенасыщенный пласт АСП на Приобском месторождении; послойный анализ кернового материала и литолого-геофизических особенностей продуктивных отложений пласта БСю Федоровского месторождения (М.П. Юрова, Н.Н.Томилова, 1997); прогнозируемая (по аналогии с абалакской свитой) нефтегазоносность глинистых трещинных коллекторов фроловской свиты (В.И.Конюхов, Г.С.Ясович, 1997); нефтепроявле-ния и фоновые аномалии на поверхности и особенности разработки месторождений, что лишний раз подтверждает доминирование вертикальной миграции УВ на месторождениях Западной Сибири по субвертикальным трещинным зонам.

Факты субвертикальной миграции УВ из залежей к поверхности и формирование геохимических аномалий над месторождениями Западной Сибири за счет влияния мигрирующих УВ, в том числе в приповерхностных отложениях и почвенных слоях, позволяют использовать в этом регионе поверхностные геохимические методы поисков нефти и газа. В первую очередь это относится к поискам сложнопостроенных залежей относительно небольших размеров, опоискование и разведка которых с помощью традиционной сейсморазведки малорезультативны.

Для оценки возможностей геохимической съемки в условиях Западной Сибири были проведены опытные геохимические исследования в западной части Ставропольского лицензионного участка (H.H. Андреева, A.C. Борковский, A.B. Соколов и др. 2001) по методике, разработанной во ВНИИЯГГе. Участок примыкает с юго-востока к Новомолодежному нефтяному месторождению и расположен на моноклинальном погружении юго-восточного крыла Новомолодежного поднятия. Геологическое строение района детально изучено сейсморазведочными работами ОАО "Тюменнефтегеофизика". По результатам обработки сейсморазведочных данных в юрских отложениях этой части лицензионного участка прогнозируется наличие комбинированной структурно-литологической ловушки значительных размеров. Для предполагаемой залежи, связанной с этой ловушкой, были подсчитаны запасы нефти по категории Сг. На территории лицензионного участка было пробурено пять разведочных скважин, однако притоки нефти из юрских отложений получены только в скв. 26. (рис. 6.31). Опытная геохимическая съемка была проведена на небольшом участке лицензионной площади в районе продуктивной скв.26 и непродуктивной скв.48 в марте-апреле 1998 г. по снежному покрову и в июне-июле того же года по приповерхностным отложениям и поверхностным водам.

Рис. 6.31. Схематическая карта перспектив нефтегазоносности западной части Ставропольского лицензионного участка по данным геохимической съемки по снежному покрову (по H.H. Андреевой и др., 2001г.):

1 - пункты геохимического опробования; 2 - контуры залежи, прогнозируемой по данным комплексной интерпретации геохимических и геофизических материалов; 3 -геохимические аномалии

Обработка результатов геохимической съемки по снежному покрову показала наличие трех геохимических аномалий (рис. 6.31). При этом продуктивная скв.26 оказалась в пределах самой крупной и представительной аномалии, а скв.48 - за пределами геохимических аномалий. Учитывая характер залегания юрских отложений, можно предположить, что комбинированная ловушка структурно-тектонического или структурно-литологического типа в районе скв.26 могла бы образоваться только при наличии на этом участке в юрских отложениях тектонических нарушений или выклинивания продуктивного песчаника вверх по восстанию пород. По данным сейсморазведки к северо-западу от скв. 26 предполагается наличие двух почти взаимно перпендикулярных тектонических нарушений (см. рис. 6.31).

Таким образом, комплексная интерпретация геохимических, геофизических и геологических данных позволила предположить, что залежь, вскрытая скв. 26, связана с комбинированной ловушкой, формирование которой обусловлено тектоническими нарушениями в юрских отложениях, предполагаемыми по данным интерпретации сейсморазведочного материала. Пробуренные еще две скважины - 754 и 755 в пределах ловушки, прогнозируемой по данным сейсморазведки, но за пределами геохимических аномалий, тоже оказались непродуктивными.

При анализе сейсморазведочных материалов многих месторождений Западно-Сибирской НГП P.M. Бембелем были установлены узкие субвертикальные столбообразные аномалии, характеризующиеся резким падением амплитуд отражений в подстилающих интервалах разреза и локальными малоразмерными положительными структурами в верхнеюрских отложениях [35]. Эти столбообразные геологические объекты были названы им субвертикальными зонами деструкции (СЗД). Сравнительный анализ временных сейсмических разрезов и промыслово-геологических данных по подавляющему большинству региональных и площадных сейсморазведочных работ Западной Сибири позволил P.M. Бембелю сделать ряд выводов о закономерных связях между местоположениями очагов концентрации СЗД и нефтегазоносностью. Так, по мнению P.M. Бембеля, большинство газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений на севере Западной Сибири приурочено к очагам повышенной концентрации СЗД крупных размеров. В региональном плане выделяется линейно вытянутая полоса очагов СЗД на полуострове Ямал, протягивающаяся с северо-северо-запада на юго-юго-восток вдоль оси Нурминско-го мегавала и контролирующая следующие месторождения: Харасавейское, Кру-зенштерновское, Бованенковское, Нейтинское, Арктическое, Среднеямальское,

Нулмуяхинское, Новопортовское. Далее после перехода через южную часть Обской губы четко прослеживается продолжение этой иногда ветвящейся, раздваивающейся и прерывистой лентовидной области очагов СЗД через месторождения Ныдинское, Медвежье, Юбилейное, Уренгойское, Добровольское, Западно-Таркосалинское, Айваседопурское, Етыпурское, Вынго-Яхинское, Вынгапурское, Тагринское, Варьеганское, Новоаганское, Новомолодежное и т.д. [35].

В процессе анализа, проведенного P.M. Бебелем, выявились определенные закономерности в конфигурации контуров и поперечных размеров СЗД в горизонтальных сечениях. На рис. 6.32 приведена карта горизонтальных сечений СЗД в интервале верхнеюрских отложений на одном из участков Приобского месторождения. На этой карте показаны очаги максимального разуплотнения горных пород, соответствующие осевым частям СЗД и области компенсирующего уплотнения, заполняющие пространство в промежутках между СЗД.

Рис. 6.32. Карта горизонтальных сечений СЗД в верхнеюрском интервале разреза на одном из участков Приобского месторождения по P.M. Бембелю, 1995г. (цифрами обозначены номера скважин)

Выполненные P.M. Бембелем расчеты на исследованной территории Приобского месторождения показали, что суммарная площадь горизонтальных сечений СЗД (в верхнеюрском интервале разреза) от всей площади исследований составляет 10%. Таким образом, площадь относительно уплотненных участков, на которых отсутствуют СЗД, превышает 90%, и соотношение площадей между зонами разуплотнения и уплотненными участками равно 1:10. Эта величина может служить оценкой вероятности случайного попадания разведочной или эксплуатационной скважины непосредственно в зону разуплотнения на Приобской площади в юрском интервале разреза [35].

Кроме того, на Приобском месторождении P.M. Бембелем выявлена четкая закономерность по розам-диаграммам направленности азимутов простирания линейных элементов горизонтальных сечений СЗД: преобладают два главных азимута - 300° и 58°, что свидельствует о геодинамической природе зарождения всей системы СЗД (рис. 6.33). С

Рис. 6.33. Роза-диаграмма направленности азимутов простирания горизонтальных сечений СЗД на Приобском месторождении (по P.M. Бембелю, 1995)

Первые практические результаты по применению выявленных P.M. Бембелем сейсморазведочных критериев СЗД были получены на следующих известных месторождениях Красноленинского свода в Западной Сибири: Талинское, Ем-Еговское, Каменное, Ай-Торское, Пальяновское, Лебяжье и др. Методика анализа заключалась в переработке и переинтерпретации имеющихся материалов сейсморазведки с целью выявления локальных очагов субвертикальных зон деструкции (СЗД), построении карт СЗД на каждом месторождении для различных нефтегазоносных интервалов геологического разреза, в статистическом анализе результатов испытания и среднемесячной суточной добычи в зависимости от пространственного положения разведочных и эксплуатационных скважин относительно выявленных СЗД.

Например, на Талинском нефтяном месторождении по результатам анализа было установлено, что наиболее высокодебитные скважины на северном эксплуатационном участке (скв. 5349, 5325, 5273, 2780, 2781, 2749 и 2750) находятся в пределах одного из ярко выраженных локальных поднятий, диапировый механизм образования которого подтверждается четкой СЗД в его основании. Аналогичные благоприятные для прогноза высокого дебита нефти локальные участки удалось обнаружить не только внутри формально утвержденного контура месторождения, но и за его пределами. Проведенный анализ местоположения нагнетательных скважин Талинского месторождения с аномально высокой приемистостью однозначно показал, что подавляющее их большинство попадало непосредственно в систему субвертикальных трещин, развитых вдоль СЗД. Установлено, что закачиваемая вода прорывается по этой системе трещин не охватывая вытеснением основные запасы нефти, содержащиеся в блоках пористой матрицы разрабатываемого нефтяного пласта. Отмечено также, что трещинно-кавернозные коллекторы в осевых частях СЗД образуют локализованные жильные типы ловушек, на существование которых на Талинском месторождении впервые обратили внимание В.И.Белкин и Р.И.Медведский (1987). Для этого типа ловушек характерны высокие дебиты и они охватывают часто широкий структурный этаж [35].

На Ем-Еговском нефтяном месторождении, расположенном восточное Талинского и входящем также в группу месторождений Красноленинского свода, проведенная P.M. Бембелем переинтерпретация геолого-геофизических материалов также позволила выявить значительную фильтрационную неоднородность продуктивных пород в юрском и доюрском интервалах разреза. О высокой степени локализации очагов повышенной продуктивности на Ем-Еговском месторождении можно составить представление по опыту десятилетней добычи на площади 1 км2 из девяти эксплуатационных скважин в районе разведочной скважины Р-2. На этом участке 92% всей добытой нефти получено из одной скважины, а на остальные во-.семь скважин приходится по 1%. Еще более "ураганной" оказалась добыча нефти из скв. Р-15, попавшей в ловушку жильного (трещинного) типа. Из скважины Р-15 за 10 лет разработки Ем-Еговского месторождения получено около 1 млн.т нефти. На рис. 6.34 приведен фрагмент сейсмо-геологического разреза, проходящего вблизи скв. Р-15. Кроме того, на разрез нанесены скв. Р-3 (дебит нефти 18,6 м3/сут из тюменской свиты) и скв. Р-15 (дебит нефти 1,12 м3/сут из тюменской свиты и коры выветривания фундамента). Точное попадание скв. Р-15 в ярко выраженную СЗД, охватывающую широкий диапазон отложений от коры выветривания фундамента до подошвы баженовской свиты, по мнению Р.М. Бембеля, является главной причиной уникально высокой продуктивности этой скважины. Аналогичные выводы им были получены на Каменном, Ай-Торском, Пальяновском, Лебяжьем, Безы-мяном, Северо-Хохряковском и Западно-Варьеганском нефтяных месторождениях [35]. кМ/

Рис. 6.34. Фрагмент сейсмогеологического разреза на Ем-Еговском нефтяном месторождении, проходящего вблизи скв. Р-15 (по P.M. Бембелю, 1995): 1 - отражающие границы; 2 - СЗД

Определенная связь залежей УВ с дизъюнктивной тектоникой и зонами разуплотнения в глубокопогруженных горизонтах осадочного чехла и породах фундамента Западно-Сибирской НГП высказывается в настоящее время в работах многих исследователей. Ведущая роль трещинно-разрывной тектоники в формировании залежей нефти и газа обуславливает развитие сложных по ФЕС трещинных коллекторов и значительно расширяет диапазон перспектив нефтегазоносности.

На рис. 6.35. приводится временной разрез по сейсмическому профилю Восточной площади, заимствованый из статьи Н.П. Запивалова и др. (1996г.), который наглядно демонстрирует тектоническую раздробленность низов осадочного чехла и фундамента данной структуры и пространственное положение продуктивной скважины Восточная - 1 относительно разрывного нарушения. ВОСТОЧНАЯ - 1

1 км н-—1

1 ± —внк 2 У X Л

Рис.6.35. Временный разрез по сейсмическому профилю площади Восточная, расположенной на севере Новосибирской области (по Н.П. Запивалову и др., 1996) : 1 - нефтяная скважина; 2 - водонефтяной контакт; 3 - тектонические нарушения

К настоящему времени в древних породах Западно-Сибирской НГП (докембрий и палеозой) открыто 73 залежи нефти и газа, которые группируются в 61 месторождение, из них в Тюменской области - 37, Томской - 20, Новосибирской — 3, Омской - 1. Эти месторождения по возрасту распределяются следующим образом: поздний протерозой (докембрий) - 4; ордовик-девон - 5; силур - 3; ранний девон - 5; средний+поздний девон - 12; карбон - 4; поздний карбон+пермь - 8; не-расчлененный палеозой или фундамент - 33. Необходимо отметить, что залежи и нефтепроявления установлены в самых разнообразных породах. Значительных скоплений нефти насчитывается 24. На этих месторождениях пробурено 208 скважин, из них продуктивных 75, или 36 %. Например, на Урманском месторождении пробурено 9 скважин, из них продуктивных 6, на Малоичской площади пробурено 20 скважин, продуктивных 10. Дебиты скважин различные, но большей частью высокие. Самые большие дебиты установлены в Малоичской скв. 2 - 400 м3/сут, в л э

Южно-Табаганской скв. 130 - 345 м /сут, в Герасимовской скв. 8 - 142 м /сут. В разработке уже находятся 5 месторождений: Малоичское, Чкаловское, Герасимов-ское, Медведевское, Северо-Варьеганское (Н.П.Запивалов, О.О.Абросимова, С.В.Рыжкова, 1996 г.)

Все это свидетельствует о значительной неоднородности сложнопостроен-ных залежей фундамента Западной Сибири. Несмотря на довольно значительную изученность выявленных месторождений различными геофизическими методами и бурением, нет единой точки зрения по многим вопросам строения и формирования залежей. Причины такого положения объективны. Для их решения необходимо менять используемую интерпретационную модель слоистого строения резервуаров на дискретную слоисто-блоковую модель трещинных коллекторов в соответствии с основными положениями методологии их изучения, разрабатываемыми в настоящей работе. Только целенаправленное размещение поисковых и разведочных скважин с учетом пространственного положения разуплотненных зон - потенциальных резервуаров в породах доюрского основания, позволит открывать и эффективно разведывать новые месторождения нефти и газа в этом несомненно перспективном объекте.

Дискретное слоисто-блоковое строение коллекторов в мезозойских терри-генных породах осадочного чехла на многих месторождениях Западно-Сибирской НГП четко фиксируется проявлениями трещиноватости продуктивных комплексов в динамике показателей разработки залежей УВ.

Так, по данным И.П. Попова [178], разработка эксплуатационных объектов Мамонтовского нефтяного месторождения производится с поддержанием пластового давления, динамика технологических показателей свидетельствует о том, что оно разрабатывается так же, как и при естественных режимах. Поскольку основные извлекаемые запасы содержатся в трещинной емкости и учитывая, что кольмата-ции подвергаются преимущественно трещины Т на начальном этапе разработки вследствие их очистки, коллектор дренируется по нефти и закачиваемой воде как поровый П, трещинно-поровый ТП, порово-трещинный ПТ, а с 1981г. после точек 3, 3' (рис.6.36) как однороднотрещинный Т. Появление воды из однороднотрещин-ного коллектора Т (точки 5, 5') свидетельствует, что закачиваемая вода полностью охватывает высокопроницаемый коллектор Т, поэтому в 1986г. достигнута максимальная добыча, начался вывод из эксплуатации обводнившихся скважин, а увеличение объемов закачки и ввод в эксплуатацию новых скважин (1988-1991гг) не способствует росту добычи, ив 1991 г. (точки 4,4') завершилась выработка коллектора Т.

Поскольку основной объем закачки производится в базисный пласт БСю, содержащий 85% извлекаемых запасов Мамонтовского месторождения, то после достижения максимального отбора за счет перетоков воды, по мнению И.П. Попова, достигнут максимум добычи по другим эксплуатационным объектам, ив 1991 г. как по месторождению (рис. 6.36), так и по всем объектам эксплуатации завершена выработка однороднотрещинных коллекторов Т. В последующем, после точки 4' (рис. 6.36 а) завершится извлечение нефти из коллекторов с более худшими геолого-промысловыми параметрами ПТ, ТП (примерно на уровне точек 2', Г), что позволяет определить предполагаемую фактическую добычу из трещинной емкости £С>нТ (коллекторов Т, ПТ, ТП) по месторождению.

Аналогичные результаты проявления трещиноватости продуктивных пород в процессе эксплуатации залежей получены И.П. Поповым при анализе разработки Талинского, Ямбургского, Уренгойского, Медвежьего, Вынгапурского и др. месторождений нефти и газа Западной Сибири. Разработанная И.П. Поповым на основе проведенных исследований и апробированная на многих месторождениях универсальная модель залежей, отражающая изменение работы фильтрационно-емкостных составляющих сложного коллектора от трещин (Т) до пор (П), в полной мере подтверждает значительную роль трещиноватости в ФЕС продуктивных объектов. По его оценке при современных технологиях добычи нефти и газа, применяемых на месторождениях Западной Сибири, на долю трещин приходится до 50% извлекаемых запасов [178].

Мамонтовского месторождения (по И.П. Попову, 1997):

1 - добыча нефти ((}„), 2 - объём закачиваемой воды ((Зв.заю), 3 - отбор воды (СЬ), все в условных единицах; 4 - число добывающих скважин (Пскв); 5 - обводненность в %

Идентификация трещинных коллекторов в Западной Сибири проводится также с помощью гидродинамических методов исследования скважин. При этом анализируются как индикаторные диаграммы (ИД), так и кривые восстановления давления (КВД).

Например, выпуклая форма индикаторных диаграмм, зафиксированная в скважинах 397 и 410 Южного месторождения (рис. 6.37 б) указывает на непосредственную связь с трещинной составляющей коллектора, Б-образный (двухслойный или вогнутый) вид ИД свидетельствует о подключении крупных трещин через сеть трещин меньших размеров, в частности, посредством ПТ, как в скв. 405 Южного месторождения и ТП, ПТ, как в скв. 57, 94, 77, 130 Федоровского месторождения (рис. 6.37 а).

Рис. 6.37. Индикаторные диаграммы по добывающим скважинам Федоровского (а) и Южного (б) месторождений Западно-Сибирской НГП (по данным И.П. Попова): 1 - приток нефти из пор

При записи КВД, в связи с незначительным временем восстановления давления поры, из-за их более низкой по сравнению с трещинами проницаемости, не работают, поэтому КВД по виду идентичны индикаторным диаграммам: выпуклые и вогнутые. В случае двухслойной КВД (рис. 6.38) гидродинамическая связь трещин призабойной зоны пласта (г^ с основной трещинной емкостью (г2) устанавливается посредством трещин меньших размеров. (ПТ) с худшими геолого-промысловыми параметрами, следовательно, проницаемость ПЗП ухудшена по сравнению с удаленной зоной пласта (УЗП), и поэтому данная КВД в общем виде -разновидность вогнутой кривой. Таким образом, характер индикаторных диаграмм и КВД на месторождениях Западной Сибири свидетельствует о проявлении ФЕС в основном трещинной емкости (коллекторы Т, ПТ,ТП - показатель скин-эффекта отрицательный). Отбор УВ из пор, по мнению И.П. Попова, весьма незначителен (рис. 6.37 б, скважина 397).

Рис. 6.38. Двухслойные КВД, характеризующие трещинный коллектор с тройной проницаемостью в терригенных коллекторах Западно-Сибирской НГП по скв. 601 (а) и 1756 (б) Вынгапурского месторождения (по С.Г. Сафи-ну, 1993)

Опыт эксплуатации и детальной разведки большого числа ЗападноСибирских нефтяных месторождений указывает на то, что реальное геологическое строение нефтяных и газовых залежей как в основных природных резервуарах и пластах осадочного чехла, так и в доюрских породах фундамента гораздо более сложное, чем это представлялось на стадиях открытия и разведки. Методы разработки залежей УВ, основанные на традиционных представлениях, очень быстро теряют свою эффективность. На многих месторождениях происходит быстрое падение добычи, снижение эффективности вторичных способов воздействия на пласт, обнаруживается большое число водяных скважин, пробуренных в чисто нефтяных зонах, и как результат - резкое повышение себестоимости продукции, увеличение фонда нерентабельных и бездействующих скважин. Комплексные дистанционные, геолого-геофизичекие, промысловые, гидродинамические исследования и многочисленные испытания разведочных и эксплуатационных скважин подтверждают приуроченность высокодебитных притоков нефти из пород палеозойского фундамента и юрских осадочных образований непосредственно к тектонически активным субвертикальным зонам деструкции (по Р.И. Бембелю) горных пород. В пределах многих месторождений благодаря сейсмической напряженности, дилатантному предразрушению и гидротермальным процессам широко развиты трещинно-поровые и каверново-трещинно-поровые коллекторы (В.И. Белкин, Р.И. Медвед-ский, Н.П. Запивалов и др.). Одним из важных моментов, обнаруживаемых при изучении месторождений Западной Сибири, является влияние зон трещиноватости и разломов на формирование ловушек, коллекторские свойства пород, миграцию УВ и эксплуатацию залежей. Поэтому разработанная методология, включающая новые подходы к изучению пространственной зональности трещинных коллекторов и разуплотненных зон, в полной мере может быть адаптирована и специализирована на поиски, разведку и разработку залежей УВ в Западной Сибири применительно к конкретным месторождениям. Прежде всего, это относится к сложнопо-строенным объектам глубокопогруженных горизонтов осадочного чехла и породам фундамента, эффективность поисков, разведки и разработки залежей УВ в которых, как было показано на конкретных примерах, в настоящее время находится на не достаточно высоком уровне.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Итогом выполненных исследований явилось создание методологии изучения пространственной зональности трещинных коллекторов нефти и газа на основе: системно-структурного подхода; диагностических принципов и критериев идентификации высокопроницаемых трещинных зон в ловушках различного мор-фолого-генетического типа; разработанной комплексной методики выявления и о контур ивания трещинных и трещинно-карстовых зон с использованием дистанционных (аэрокосмических), полевых и скважинных геолого-геофизических, гидродинамических, технологических и математических способов, методов и методик. При этом решены следующие основные задачи:

1. На основе анализа геолого-геофизических и промысловых материалов, изучения особенностей геологического строения и сопоставления трещинных и трещинно-карстовых резервуаров нефти и газа в различных нефтегазоносных комплексах определены общие закономерности формирования высокопроницаемых трещинных зон, их структурной и пространственной зональности.

2. Создана методология изучения пространственной зональности трещинных коллекторов нефти и газа, базирующаяся на взаимосвязи и взаимодействии элементов разных структурно-иерархических уровней, их пространственно временной эволюции и генетической связи, а также системно-структурном подходе. Предложенная методология рассматривается как совокупность исходных принципов, обобщенных способов (методов) организации и построения теоретической и практической деятельности при поисках, разведке и разработке сложнопостроен-ных залежей. При этом под системой трещинных резервуаров подразумевается внутренне организованная целостность впервые выделенных для них десяти структурно-иерархических уровней (элементов системы), настолько связанных друг с другом, что они выступают по отношению к окружающим условиям и другим системам как нечто единое. Установлено, что при переходе с более низкого структурно-иерархического уровня на более высокий элементы системы приобретают новые эмерджентные свойства, предопределяющие фильтрационные параметры сложнопостроенных резервуаров, которые могут быть установлены только комплексом методов, адаптированных к исследованию конкретного структурноиерархического уровня. Для каждого структурно-иерархического уровня определен комплекс наиболее эффективных способов, методов и методик исследований.

3. Впервые на примере месторождений Тимано-Печорской провинции и других нефтегазодобывающих регионов России проведено комплексное изучение трещиноватости и карста нефтегазоносных резервуаров различными геолого-геофизическими методами, адаптированными к разным структурно-иерархическим уровням исследований сложнопостроенных геологических породно-резервуарных систем. Разработанная на базе интеграции этих методов комплексная методика позволила выявить и оконтурить высокопроницаемые трещинные и трещинно-карстовые зоны в пределах Усинского, Харьягинского, Западно-Тэбукского, Му-сюршорского, Курьинского, Рассохинского и других разрабатываемых и находящихся в разведке месторождений нефти и газа Тимано-Печорской провинции.

4. На основе детального изучения особенностей геологического строения трещинно-карстовых резервуаров нефти и газа, а также лабораторных экспериментов, моделирующих неравновесные условия, возникающие при тектонических деформациях и сейсмической активности, впервые разработана и обоснована концептуальная модель формирования карста в нефтегазоносных сульфатно-карбонатных комплексах. Эта модель учитывает влияние как степени трещиноватости пород и длительности перерывов в осадконакоплении, так и агрессивное действие кислых газов (НгБ и С02), образующихся при вертикальной миграции УВ через ослабленные трещинные зоны и происходящих при этом физико-химических процессах, индикатором которых являются определенные парагенетические минеральные ассоциации, обнаруживаемые в нефтегазоносных трещинно-карстовых резервуарах.

5. На основе сопоставления результатов лабораторного моделирования и данных, полученных при изучении природных объектов, проведена оценка влияния различных факторов на формирование и размещение высокопроницаемых зон в пределах залежей нефти и газа. Установлено, что в качестве основного фактора выступает тектоническая трещиноватость разного порядка, являющаяся следствием разрядки напряжений при формировании складчатых и дизъюнктивных дислокаций.

6. По результатам проведенных исследований научно обоснованы и внедрены в производство новые способы, методики и технологии, направленные на повышение эффективности поисков, разведки и разработки залежей нефти и газа в трещинных резервуарах:

- комплексная методика выявления и оконтуривания высокопроницаемых трещинных и трещинно-карстовых зон в сложнопостроенных резервуарах;

- способ выявления дизъюнктивных дислокаций нефтяных и газовых месторождений;

- методика поисков и разведки сложнопостроенных нефтяных и газовых залежей в трещинных резервуарах;

- способ разведки мелких залежей нефти и газа, связанных с неструктурными ловушками в пределах открытых месторождений;

- технология разработки сложнопостроенных залежей углеводородов с использованием наклонно-направленных и горизонтальных скважин.

Список литературы диссертационного исследования доктор геолого-минералогических наук Петухов, Александр Витальевич, 2003 год

1. Аксенова Г.А. Палинологическое обоснование процессов миграции УВ в палеозойских отложениях Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции// Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 1997. № 1. С. 16-19.

2. Актуальные научно-технические проблемы развития геолого-геофизических, поисково-разведочных и промысловых работ в Республике Коми// J1.3. Аминов, А.И. Кобрунов, А.И. Дьяконов и др. Ухта: КРО РАЕН, 2001.372 с.

3. Амирханов Х.И., Осика Д.Г., Анохина JI.K. Определение железа методом ЯГР спектрометрии в подземных водах в связи с процессами сейсмоактивности // Докл. АН СССР. Т.232. 1977. № 4. С. 924-926.

4. Амурский Г.И., Соловьев H.H. Тектоническая трещиноватостъ карбонатных толщ газовых месторождений. В кн.: Геология и разведка газовых и газокон-денсатных месторождений. М., 1973. С.3-8.

5. Амурский Г.И., Абраменюк Г.А., Соловьев В.Н. Анализ мезотрещинова-тости по космическим снимкам актуальное направление изучения нефтяных и газовых месторождений// Исследования Земли из космоса, 1984. № 6. С.37-39.

6. Амурский, Г.И., Бондарева М.С. Об использовании космической информации при изучении нефтяных и газовых месторождений// Изв. вузов. Геол. и разв., 1985. № 3.* С.28-34.

7. Амурский Г.И., Соловьев H.H. Происхождение сероводорода и формирование месторождений сероводородсодержащих газов. В кн.: Закономерности размещения углеводородных газов и сопутствующих им компонентов. М.: Наука, 1987.-С. 24-31.

8. Астафьев Д.А. A.c. 1109701 СССР, МКИ G 01 V 9/00. Способ поисков и разведки неантиклинальных залежей нефти и газа (его варианты). Опубл. Б.Й. № 31, 1984. С. 123-124.

9. Багринцева К.И. Карбонатные породы-коллекторы нефти и газа. М.: Недра, 1977. 231 с.

10. Багринцева К.И. Трещиноватостъ осадочных пород. М.: Недра, 1982.256 с.

11. Базылев А.П. Гидродинамическая связь пластов и объектов в карбонатных отложениях Усинского и Возейского нефтяных месторождений. В сб.: Повышение эффективности нефтедобычи на Европейском Северо-Востоке: Тр. Печор-нипинефть. М.: ВНИИОЭНГ, 1986. С.46-50.

12. Белоусов В.В. Основные вопросы геотектоники. М.: Госгеолтехиздат, 1962. 608 с.

13. Бенысовский В.Г., Байкова А .Я., Ярулин К.С. Зависимость состава и термостабильности сероорганических соединений нефтей от литологии нефте-вмещающих пород // Геология нефти и газа. 1973. № 10. С. 35-42.

14. Бернштейн В.А., Мовчан Ю.Н., Никитин В.В. Влияние механических напряжений на гидролиз связей поверхности стекла// Физика твердого тела. 1972. Т. 14. Вып. 9. С.2792-2794.

15. Большаков С.А. А.с. 828155 СССР, МКИ3 О 01 V 9/00. Способ поиска неантиклинальных залежей углеводородов. Опубл. Б.И. №17. 1981. С. 204.

16. Ботнева Т.А., Шулова Н.С. Генетические особенности нефтей Тимано-Печорской провинции // Геология нефти и газа. 1985. № 10. С. 45-49.

17. Булач М.Х., Смехов Е.М. Роль трещиноватости в формировании карстовых полостей. В кн.: Гидрогеология и карстоводение. Пермь, 1977. Вып.8. С. 85-88.

18. Буслаев В.Ф., Петухов А.В., Дьяконов А.И. и др. Способ разведки нефтегазовых месторождений. Патент на изобретение №2177545, МКИ4 Е21В49/00, в 01V 11/00. Опубл. 27.12.2001 Бюл. №36.

19. Бурлин Ю.К. Природные резервуары нефти и газа. Изд-во МГУ, 1976.136 с.

20. Быков В.Н., Балдина А.П. О связи карстовых процессов с гидрохимическими аномалиями. В кн. : Материалы Пятого совещания по подземным водам Сибири и Дальнего Востока, Иркутск-Тюмень, 1967. С. 118.

21. Быков В.Н. О связи карстовых процессов с гидрохимическими аномалиями. В кн. : Проблемы гидрогеологии и охраны водных ресурсов Башкирского Предуралья. Уфа : Баш.фил. АН СССР, 1980. С. 33-36.

22. Вагина Т.И. Эффективность методов двух растворов при выделении коллекторов сложного строения. В кн.: Актуальные проблемы геологии горючих ископаемых осадочных бассейнов Европейского севера России. Сыктывкар, 2000. С.43.

23. Валеев Р.Н., Шайхутдинова Ф.Г. Тектонические критерии прогноза и поисков месторождений самородной серы платформенных областей. В кн. : Генезис месторождений самородной серы и перспективы их поисков. М.: Наука, 1974. С139-143.

24. Валитов Н.Б., Станкевич Е.Ф. О связи сернистости нефтей с закар-стованностью карбонатно-сульфатных пород. В кн.: Карстовые коллекторы нефти и газа. Пермь: Изд-во Пермского ун-та, 1973. С. 96-98

25. Вареничева Н.Л., Щерба В.А., Кан Е.К. Карстовый и трещинный типы коллекторов на Оренбургском газоконденсатном месторождении// Геология нефти и газа. 1973. № 2. С. 44-50.

26. Викторин В.Д. Влияние особенностей карбонатных коллекторов на эффективность разработки нефтяных залежей. М.: Недра, 1986. 149 с.

27. Викторин В.Д., Лыков H.A. Разработка нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам. М.: Недра, 1980. 202 с.

28. Выделение открытых трещин в разрезе скважин по результатам индукционного каротажа/ Ю.А. Лимберг, Б.И. Вильге, В.М. Ильинский, К.Г. Ваксман// Геология нефти и газа. 1986. №5. С. 14-18.

29. Геологические модели залежей нефтегазоконденсатных месторождений Тюменского Севера / В.И. Ермаков, А.Н. Кирсанов, H.H. Кирсанов и др.; Под ред. В.И.Ермакова, А.Н. Кирсанова. -М.: Недра, 1995. 464 с.

30. Геренчук К.И. Тектонические закономерности в орографии и речной сети Русской равнины. Львов: Изд-во Львовского ун-та, i960.

31. Гзовский М.В. Основы тектонофизики. М.: Наука, 1975.

32. Гимеров М.С. Журнал Природа, 1984. № 11. С. 97.

33. Гинзбург И.И. и др. Применение геохимических методов при металло-генических исследованиях рудных районов. М,: Недра, 1966.

34. Гмид Л.П., Леви С.Ш. Атлас карбонатных пород-коллекторов. Л.: Недра, 1972. 81 с.

35. Гобанов Л.А., Евдокимов В.Б. Геолого-геофизические критерии прогноза ловушек сложного строения в Тимано-Печорской провинции. В кн: Тектоника и критерии нефтегазоносности локальных ловушек. М.: 1987. С. 170-175.

36. Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии, и разработки трещиноватых коллекторов. Пер. с англ. М.: Недра, 1986. 607 с.

37. Грунис Е.Б. Ускоренная разведка и освоение залежей нефти в сложно-построенных ловушках (на примере востока Русской плиты). СПб., 1995.

38. Гурари Ф.Г. Доманикиты и их нефтегазоносность// Советская геология.1981. № 11. С. 3-12.

39. Гурари Ф.Г. Возможные типы коллекторов, связанные с доманикитами// Геология и геофизика. 1982. № 12.

40. Гутман Э.М. Механохимия металлов и защита от коррозии. М.: Металлургия, 1974. 299 с.

41. Дахнов В.Н., Галимов Э.М. О карстовом типе пористости продуктивных карбонатных отложений// Геология нефти и газа. 1960. №2. С. 28-31.

42. Дементьев Л.Ф. Математические методы и ЭВМ в нефтегазовой геологии. М.: Недра, 1983.

43. Денк С.О. Межблоковые пустоты резервуар и проводник пластовых флюидов в карбонатных коллекторах// Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. 1997. №2. С. 22-24.

44. Дорофеева Т.В., Белоновская Л.Г. Вопросы изучения тектонической трещиноватости и разломов в различных геологических условиях. -Л.: 1974, с. 150153. (Тр. ВНИГРИ, вып. 351).

45. Дорофеева Т.В. Влияние дизъюнктивных нарушений на нефтеазонос-ность и формирование трещинных коллекторов. В сб.: Особенности строения и размещения коллекторов сложного типа и методы их изучения: Труды ВНИГРИ. Л.1982. С. 10-22.

46. Дорофеева Т.В. Тектоническая трещиноватость горних пород и условия формирования трещинных коллекторов нефти и газа. Л.: Недра, 1986. 224 с.

47. Ениколопов Н.С. Твердофазные химические реакции и новые технологии//Успехи химии. 1991. Т. 60. Вып. 3. С. 586-594.

48. Ениколопян Н.С. Сверхбыстрые химические реакции в твердых телах// Журнал физической химии. 1989. T.LXIII. Вып. 9. С. 2289-2298.

49. Ениколопян Н.С. Детонация твердофазная химическая реакция// ДАН СССР. Т.302. №3. С. 630-633.

50. Енцов И.И., Шатов Ю.И. К нефтегазоносности карбонатных коллекторов верхнего девона и турнейского яруса Верхнепечорского района Тимано-Печорской провинции. В кн.: Карстовые коллекторы нефти и газа. Пермь: Изд-во Пермского ун-та, 1973. С. 118-120.

51. Ершов Б.Г., Мустафаев А.И., Пикаев А.К. Радикальные продукты радиолиза водных растворов серной и фосфорной кислот при 77 К и их свойства// Междунар. журн. радиоактивной физикохимии. 1971. Вып.З. С. 71-84. Пергамон Пресс, Великобритания.

52. Журавлев А.И. Некоторые особенности геологического строения ниж-непермско-каменноугольной продуктивной толщи Усинского нефтяного месторо-ждени. В кн.: Геология и нефтегазоносность Северо-Востока Европейской части СССР. Сыктывкар, 1977. Вып 4. С.62-65.

53. Закономерности размещения карбонатных трещинных коллекторов нефти и газа // Е.М. Смехов, Л.Г. Белоновская, М.Х. Булач и др. Л:: Недра, 1977. 120 с.

54. Закономерности размещения и условия формирования залежей серово-дородсодержащих газов/ Г.И. Амурский, Э.С. Гончаров, H.H. Соловьев, И.П. Жаб-рев// Сов. геология. 1977. № 7. С. 3-16.

55. Зыков В.А., Хозяинов С.Г. Повышение надежности и точности интерпретации МТЗ использованием результатов обработки на ЭВМ электрометрии скважин// Автоматизация приемов обработки геофизической информации при поисках нефти и газа. Пермь, 1966.

56. Иванова М.М., Дементьев Л.Ф., Чоловский И.П. Нефтегазопромысло-вая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа. 2-е изд. М.: Недра, 1992.

57. Иванова М.М., Чоловский И.П., Брагин Ю.И. Нефтегазопромысловая геология. М.: ООО Недра-Бизнес центр, 2000. 414 с.

58. Иванчук П.П. Особенности формирования и сохранения залежей нефти и газа в период возникновения разрывных нарушений: Экспресс информация// Сер. Нефтегазовая геология и геофизика. М.: ВНИИОЭНГ, 1976. №16. С.8-10.

59. Изучение латеральной неоднородности продуктивных карбонатных массивов по данным сейсморазведки/ А.Е. Гладков, М.А. Политыкина, O.JI. Кузнецов и др.// Геология нефти и газа. 1983. №11. с. 57-60.

60. Интерпретация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин: Справочник/Под ред. В.М. Добрынина. М.: Недра, 1988. 476 с.

61. Кавеев М.С. О влиянии углекислоты, образовавшейся при разрушении нефтяных месторождений, на развитие карстовых процессов // Докл. АН БССР. Т. 152. 1963. № 3.

62. Калачева В.Н., Кноринг Л.Д. Закономерности развития трещиноватости на структурах различного типа. В кн. Трещинные коллекторы нефти и газа и методы их изучения. Л., 1965, с. 113-156 (Тр. ВНИГРИ). Вып. 242.

63. Каналин В.Г. Интерпретация геолого-промысловой информации при разработке нефтяных месторождений. М.: Недра, 1984. 184 с.

64. Капустян В.М., Жаров A.A., Ениколопян Н.С. Полимеризация мономеров в твердой фазе в условиях высоких давлений и напряжений сдвига// ДАН, 1968. Т.179.№3. С. 627-628.

65. Карцев A.A. Основы геохимии нефти и газа. Изд. 2-е, перераб. и доп. М.: Недра, 1978. 279 с.

66. Керимов K.M., Абдуллаев А.П., Керимов З.Н. К возможности использования удельного электрического сопротивления глинистых пластов для оценки нефтегазоносности разреза// Изв. вузов «Нефть и газ». 1988. №2. С. 6-11.

67. Киркинская В.Н., Смехов Е.М. Карбонатные породы коллекторы нефти и газа. JL: Недра, 1981. 255 с.

68. Кноринг Л.Д. О связи направлений трещин с элементами тектонических структур. В кн.: Вопросы математической геологии. Вып. 1. Л.: Наука, 1968.

69. Кноринг Л.Д. Математические методы при изучении механизма образования тектонической трещиноватости. Л.: Недра, 1969.

70. Коновалов Д.В., Петухов A.B. Установление высокопроницаемых зон в карбонатных коллекторах на месторождениях высоковязких нефтей важнейший резерв повышения эффективности их разработки// Геология нефти и газа 1986 №7. С. 15-19 .

71. Конюхов И.А. Формирование и изменение структуры порового пространства терригенных пород. В кн.: Доклады к III Всесоюзному совещанию по гранулярным и трещинным коллекторам нефти и газа. М.: Недра, 1965. С. 267-281.

72. Копыстянский P.C. Трещиноватость горных пород и ее значение в нефтегазовой геологии (на примере Карпатского региона).Киев: Наукова думка, 1978.

73. Копыстянский P.C. Влияние геологических факторов на неоднородность пород-коллекторов на больших глубинах. В кн.: Коллекторские свойства пород на больших глубинах. М.: Наука, 1985. С. 53-59.

74. Котяхов Ф.И. Основы физики нефтяного пласта. М.: Гостоптехиздат, 1956, 363 с.

75. Кочетков О.С., Грунис Е.Б., Анищенко A.A., Алисиевич Л.Н. Проблемы нефтегазоносности байкальского фундамента Тимано-Печорской провинции// Геология нефти и газа. 1999. №7. С. 29-36.

76. Кочетков О.С., Алисиевич Л.Н. Органическое вещество пород палеозойского комплекса и рифейского фундамента в Верхнепечорской впадине и на Тимане. В кн.: Геология и разработка газовых месторождений. М.: ИРЦ Газпром, 1998. С.84-98.

77. Кривцов А.И. Роль глубинных разломов в оценке перспектив нефтегазоносности территории Коми АССР и Ненецкого национального округа// Известия вузов. Геология и разведка. 1974. №6. С. 180.

78. Креме А .Я., Здоров С.Ф., Бондаренко С.М., Адамов А.И. Шахтная разработка нефтяных месторождений. М.: Гостоптехиздат, 1953. 251 с.

79. Кропоткин П.Н., Ефремов В.Н., Макеев В.М. Напряженное состояние земной коры и геодинамика // Геотектоника. 1987. № 1. С. 3-24.

80. Кушнарева Т.И. О нефтегазоносности Печорской гряды// ДАН СССР. Т. 135. №1. 1965.

81. Кушнарева Т.И. Нефтеносность фаменских отложений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. В кн.: Геология и нефтегазоносность Северо-Востока Европейской части СССР. Вып.2. Сыктывкар, 1972. С. 86-96.

82. Лебединец Н.П. Изучение и разработка нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. М.: Наука, 1997. 397 с.

83. Леонов Ю.Г. Напряжения в литосфере и внутренняя тектоника// Геотектоника. 1995. № 6. С.3-21.

84. Ломако П.М. Масштабность генерации углеводородов сложного состава в нефтегазоносных бассейнах// Обзор. Сер. нефтегаз. геол. и геофиз. М.: ВНИИОЭНГ, 1985. С. 36-48.

85. Лысенин Г.П., Родыгин В.Р. Гидрогеологическая характеристика Курь-инской группы месторождений// Нефтегазовая геология и геофизика. 1976. № 9. С. 22-26.

86. Лысенин Г.П. Карст юго-восточной части Коми АССР. В кн.: Гидрогеология и карстоведение. Пермь: Изд-во Пермск. ун-та. 1981. С.40-47.

87. Лысенин Г.П. О формировании карстовых карбонатных коллекторов на юге Тимано-Печорской провинции. В кн.: Основные проблемы развития сырьевой базы газовой промышленности СССР. М.: ВНИИГАЗ, 1981. С.104-107.

88. Лысенин Г.П. Распространение карстовых карбонатных коллекторов палеозоя на юге Тимано-Печорской провинции// Экспресс-информация: Геология,бурение и разработка газовых месторождений. М.: ВНИИЭГазпром, 1981. №4. С.1-4.

89. Любина Ю.Н., Прохорова Л.А. Палеогеоморфологические условия размещения неантиклинаьных ловушек в верхнепермских отложениях. В сб.: Природные резервуары Европейского Севера СССР и их нефтегазоносность. Л.: Изд. ВНИГРИ. 1987. С. 70-79.

90. Любомиров Б.Н. Некоторые особенности карстопроявления на территории Коми АССР. Тр. ВНИГРИ. Вып. 131. Геол. сб. №4. Л.: Гостоптехиздат, 1959.

91. Лямкин А.И., Петров Е.А., Ершов А.П., Савкович Г.В., Ставер A.M., Титов В.М. Получение алмазов из взрывчатых веществ// ДАН. Т. 302. №3. 1988. С. 611-613.

92. Майдебор В.Н. Разработка нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. М.: Недра, 1971.

93. Максимович Г.А, Тектонические закономерности распределения карста на территории СССР. В кн.: Общие вопросы карстоведения М.: Изд-во АН СССР, 1962.

94. Максимович Г.А., Армишев В.И. Палеокарстовые колекторы нефти и газа. В кн.: Гидрогеология и карстоведение. Вып. 1. Пермь, 1962.

95. Максимович Г.А. Гидрохимические зоны платформы. Химическая география и "гидрогеохимия. Вып. 3 (4). Пермь, 1964.

96. Максимович Г.А., Быков В.Н. О роли вторичного кальцита в изоляции залежей нефти месторождений Волго-Уральской провинции: Тр. Перм. фил. Ги-провостокнефти. Пермь: Перм. Кн. изд-во, 1966. Вып. 2. С. 126 138.

97. Максимович Г.А., Быков В.Н. Классификация карбонатных коллекторов. Пермь: Пермск. Кн. изд-во, 1968.

98. Максимович Г.А. Основы карстоведения. Пермь: Перм. кн. изд-во, 1969. Т. 1. 444 с.

99. Максимович Г.А., Быков В.Н. Карст карбонатных нефтегазоносных толщ. Пермь: Изд-во Пермского гос. ун-та, 1978.

100. Малышев Н. А. Влияние разломов на нефтегазоносность Печорского нефтегазоносного бассейна//Вестник МГУ, Геология. 1986. №4. С. 103-107.

101. Малышев H.A. Разломы Европейского Северо-востока СССР в связи с нефтегазоносностью. JI.: Наука, 1986. 112 с.

102. Мартин В.И. Связь карстовых пещер Башкирии с элементами разрывной тектоники. В кн.: Гидрогеология и карстоведение. Пермь: 1977. Вып. 8.

103. Методы моделирования в структурной геологии / В.В. Белоусов, A.B. Вихерт, М.А. Гончаров и др.; Под ред. В.В. Белоусова, A.B. Вихерта. М.: Недра, 1988. 222 с.

104. Москвич В.А. A.c. 1492016 СССР, МКИ3 Е 21 В 25/16. Керноориента-тор для осадочных пород. Опубл. 07.07.89. Бюл. №25.

105. О возможности изучения напряженного состояния земной коры по геосейсмическим моделям поглощения/ Н.И. Белоликов, E.B. Карус, O.JI. Кузне-цов и др.//ДАН, 1977. Т.237. С. 1318-1321.

106. Осипова А.И. О классификации карбонатных пород и их геологической интерпретации. В кн.: Проблемы литологии и геохимии осадочных пород и руд. М.: Наука, 1975. С.260-277.

107. Особенности теплового воздействия в условиях трещиновато-пористых коллекторов, содержащих высоковязкую нефть/ Л.М. Рузин, Л.И. Ибрагимов, Б.А. Тюнькин и др. М.: ВНИИОЭНГ. Обзорная информация. Сер. Нефтепромысловое дело, 1985. Вып. 10.

108. Паламарь З.П., Попков В.И., Рабинович А.А. О возможности открытия зон нефтегазонакопления жильного типа//ДАН СССР, 1981. Т. 257. №4. С.968-971.

109. Петухов А.В., Зыков В.А., Крейнин Е.Ф., Бенч А.Р. Способ выявления дизъюнктивных дислокаций нефтяных и газовых месторождений. А с. 1661703 СССР, МКИ3 GO 1V3/26, 1989.

110. Петухов А.В. Трещинно-кавернозно-карстовые зоны в карбонатных отложениях Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции// Советская геология. 1989. №10. С. 23-28.

111. Петухов А.В., Коновалов Д.В. Формирование карбонатных резервуаров в зонах перехода сероводородосодержащих сульфатно-карбонатных толщ в из-вестково-доломитовые// Геология нефти и газа. 1987. №11. С. 25-30.

112. Петухов А.В. Геологические предпосылки эффективного использования горизонтального бурения при разработке нефтяных залежей в карбонатных резервуарах Тимано-Печорской провинции: Тез. докл. научн.-техн. конф. Пермь, 1991.

113. Петухов A.B., Зыков В.А. Отражение тектонической трещиноватости в электрических параметрах пород-покрышек залежей нефти и газа// Доклады академии наук. 1992. Т.324. №6. С. 1275-1280.

114. Петухов A.B. Комплексная разведка местоположения трещинно-карстовых зон в карбонатных отложениях Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. КомиНЦУрО РАН. Сыктывкар.: Геопринт, 1995. 13с.

115. Петухов A.B., Буслаев В.Ф. Технология разработки сложнопостроен-ных залежей с использованием горизонтальных скважин: Сборник научных трудов "Проблемы освоения природных ресурсов Европейского севера" №2, Ухтинский индустр. ин-т. Ухта, 1996. С.129-132.

116. Петухов A.B. Моделирование высокопроницаемых трещинных зон в сложнопостроенных карбонатных резервуарах — новое направление повышения эффективности поисков, разведки и разработки залежей нефти и газа в Тимано

117. Печорской провинции: Тезисы докладов региональной научно-технической конференции «Актуальные проблемы геологии нефти и газа». Ухта, 1995. С. 68-70.

118. Петухов A.B. Ресурсосберегающая технология разработки залежей углеводородов с использованием горизонтальных скважин: Тезисы докладов региональной научно-технической конференции «Актуальные проблемы геологии нефти и газа». Ухта, 1995. С. 118-120.

119. Петухов A.B. Технология разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах с использованием горизонтальных скважин// Горизонтальные скважины: Тез. Докл. 2-го межд. Семинара, Гос. академия нефти и газа им. И.М. Губкина. Москва, 1997. С. 85-86.

120. Петухов A.B., Цивилев Р.П., Александров А.И. Сейсмотектоническая модель происхождения сероводорода в природных газах и нефтях: В сб. науч. тр. «Геология и разработка газовых месторождений». М.: ИРЦ Газпром. 1998. С. 156164.

121. Петухов A.B. Геодинамические аспекты формирования залежей сернистых нефтей и газов: В. сб. «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа», МГУ им. М.В. Ломоносова и Компания Шеврон Нефтегаз Инк. Москва, 1998. С. 157-160.

122. Петухов A.B. Геодинамические аспекты парагенезиса серы и нефти: В сб. «Проблемы геодинамики, сейсмичности и минерагении подвижных поясов и платформенных областей литосферы». Институт геофизики УрО РАН. Екатеринбург, 1998. С. 137-139.

123. Петухов A.B., Заборовская В.В., Румянцева И.А. Карст Тимано-Североуральского региона: состояние изученности, проблемы, стратегия будущих исследований: Материалы XIII геологического съезда Республики Коми, Сыктывкар 1999. Том II. С. 44-45.

124. Петухов A.B., Заборовская В.В., Румянцева И.А. Трещинно-карстовые резервуары южной части Тимано-Печорской провинции: В сб. «Актуальные проблемы геологии нефти и газа», УИИ. Ухта, 1999. С. 102-106.

125. Петухов A.B. Формирование карстовых нефтегазоносных резервуаров в аспекте парагенезиса серы и нефти: В сб. «Актуальные проблемы геологии нефти и газа», УИИ. Ухта, 1999. С. 107-111.

126. Петухов A.B., Булатов Ю.К., Полуянов С.Ю. Ресурсосберегающая технология добычи нефти из скважин с аномально низким пластовым давлением: В сб. «Актуальные проблемы геологии нефти и газа», УИИ. Ухта, 1999. С. 249-252.

127. Петухов A.B. Карст и нефтегазоносность: Матер. Всероссийской конф. «Актуальные проблемы геологии горючих ископаемых осадочных бассейнов Европейского Севера России». Сыктывкар: Геопринт, 2000. С. 113-114.

128. Петухов A.B. Парагенезис серы и нефти и формирование карстовых карбонатных резервуаров: Материалы региональной конференции «Геология и минерально-сырьевые ресурсы Европейской территории России и Урала». Екатеринбург, 2000. С. 132-133.

129. Петухов A.B. Парагенезис серы и нефти и формирование карстовых нефтегазоносных резервуаров: Научно-технический сборник «Геология, разработка, эксплуатация месторождений Тимано-Печорской провинции. Транспорт газа.

130. Проблемы, решения, перспективы. Книга №2 «Геология и бурение», Севернипигаз. Ухта, 2000. С. 124-136.

131. Персова Н.Я. Палеокарст в разрезе Усинского месторождения: В сб. «Проблемы освоения Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции»: Труды Пе-чорнипинефть. М.: ВНИИОЭНГ. 1978. С. 16-21.

132. Подсолевые отложения Прикаспийской впадины уникальный комплекс природных резервуаров нефти и газа / Б.К. Прошляков, Ю.Г. Пименов, С.Н. Гальянов, С.М. Рахман. В кн.: Коллекторские свойства на больших глубинах. М., 1985. С. 36-48

133. Получение ультрадисперсных частиц металлов в процессах импульсного механического воздействия/ А.И. Александров, А.И. Прокофьев, В.Н. Лебедев и др.//Известия Академии наук. Серия химическая. 1995. № 12. С. 2355-2358.

134. Попов И.П. Геолого-промысловое моделирование фильтрационно-емкостных и гидродинамических характеристик залежей нефти и газа при подготовке к разработке/Автореф. дис. докт. геол.-минер, наук. Тюмень: ТГНГУ, 1997.

135. Потейко Л.В., Куклин И.А. Литологическое расчленение карбонатного разреза по материалам ГИС// Геология нефти и газа. 1987. №8. С.28-31.

136. Прошляков Б.К., Гальянова Т.И., Пименов Ю.Г. Коллекторские свойства осадочных пород на больших глубинах. М.: Недра. 1987. 200 с.

137. Ромм Е.С. Фильтрационные свойства трещиноватых горных пород. М.: Недра, 1966. 283 с.

138. Рузин Л.М., Коновалова Л.В., Петухов A.B. Образование сероводорода при разработке нефтяных залежей// Геология нефти и газа. 1988. №7. С. 43-46.

139. Рузин Л.М. Результаты внедрения паротеплового воздействия на Ярег-ском месторождении. М.: ВНИИОЭНГ, 1980. 37с.

140. Рузин Л.М. Опыт теплового воздействия на нефтяной пласт, разбуренный пологовосходящими скважинами// Нефтепрмысловое дело. 1982. №3. С. 57-58.

141. Рузин Л.М., Ибрагимов Л.Ш., Тюнькин Б.А. и др. Особенности теплового воздействия в условиях трещиновато-пористых коллекторов содержащих высоковязкую нефть. М.: ВНИИОЭНГ. 1985. №10. 34 с.

142. Рузин Л.М. Технологические основы разработки неоднородных трещиноватых залежей, содержащих высоковязкую нефть/ Автореф. дис. докт. техн. наук. М.: ВНИИнефть, 2000.

143. Сахибгареев P.C. Изменение коллекторов на водонефтяных контактах//ДАН СССР. 1983. Т.271. №6. С. 1456-1460.

144. Сахибгареев P.C. Литогенетические предпосылки прямых поисков месторождений нефти и газа. В кн.: Особенности литогенеза нефтегазоносных отложений: Сб. научн. трудов, Л.: ВНИГРИ,1987. С.7-15.

145. Скарятин В.А. Блоковая модель строения трещинных коллекторов нефти и газа и их исследования с применением аэрокосмических методов. Автореф. дисс. на соиск. уч. степ, доктора г.-м. наук. СПб.: ВНИГРИ. 1994. 42 с.

146. Смехов Е.М., Ромашова М.Г. Картокская пещера// Изв. Всесоюз. геогр. об-ва. 1962. Т.94. Вып.1.

147. Смехов Е.М. Теоретические и методические основы поисков трещинных коллекторов нефти и газа. Л.: Недра, 1974. 200 с.

148. Смехов Е.М., Дорофеева Т.В. Вторичная пористость горных пород коллекторов нефти и газа. Л.: Недра, 1987. 95с.

149. Смольников Б.М., Штенгелов Е.С. О результатах геолого-геофизических исследований пещеры Ени-Сала III. В кн.: Исследования карста Крыма. Вып. 1: Тр. комплексной карстовой экспедиции АН УССР. Киев, 1963.

150. Соколов Д.С. Основные условия развития карста. М.: Госгеолтехиз-дат, 1962.

151. Станкевич Е.Ф. К вопросу о возможности протекания глубинного карста. В кн.: Вопросы карстоведения. Пермь: Перм. ун-т, 1970. Вып.2. С. 43-47.

152. Стащук М.Ф. Перенос и пероотложение серы в пределах серных месторождений. В кн.: Геохимия и минералогия серы. М., 1972. С.55-65.

153. Ступишин A.B., Кавеев М.С. О происхождении Сюкеевских пещер. В кн.: Вопросы геоморфологии Среднего Поволжья. Уч. зап. Казанск. ун-та, 1963. Т. 123. Кн.З.

154. Султанаев A.A. О переформировании залежей нефти в Усинском месторождении Тимано-Печорской провинции. В кн.: Перспективы нефтегазоносно-сти Тимано-Печорской провинции. Л.: Недра, 1979. С. 139-142.

155. Султанаев A.A., Невская Н.М., Старостина С.Б. Условия миграции углеводородов в Тимано-Печорской провинции// Советская геология. 1985. №6. С. 14-19.

156. Тектонические критерии прогноза нефтегазоносности Печорской плиты/ В.А. Дедеев, Л.З. Аминов, В.Г. Гецен и др. Л.: Наука, 1986. 217с.

157. Теодорович Г.И. Учение об осадочных породах. Л.: Гостоптехиздат, 1958. 541 с.

158. Тюнькин Б.А., Коноплев Ю.П. Опыт подземной разработки нефтяных месторождений и основные направления развития термошахтного способа добычи нефти. Ухта: Печорнипинефть, 1996. 160 с.

159. Тимурзиев А.И. Методика поисков и разведки залежей нефти и газа в низкопроницаемых коллекторах// Геология нефти и газа. 1985. №1. С.9-16.

160. Тхостов Б.А. и др. Нефть в трещинных коллекторах. Л.: Недра, 1970.

161. Удот Г.Д. Локальные структуры Печорской плиты в связи с нефтегазо-носностью. Л.: Наука, 1979. 96 с.

162. Уклонский A.C. Парагенезис серы и нефти. Ташкент: Изд-во Узбекского фил. АН СССР, 1940.292 с.

163. Хендерсон П. Неорганическая химия: Пер. с англ. М.: Мир, 1985. 339с.

164. Хорейверская впадина перспективный поисковый объект Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции/ A.C. Головань, В.А. Холодилов, Н.И. Никонов, В.Н. Макаревич// Геология нефти и газа. 1984. №12. С.5-9.

165. Цхадая Н.Д. Комплексная оценка условий труда в нефтяных шахтах при паротепловом воздействии на пласт. СПб.: Изд-во С.-Петербургского университета, 1997. 120 с.

166. Чернышев С.Н. Трещины горных пород. М.: Наука, 1983. 240 с.

167. Шаблинская Н.В. Разломы и их влияние на распределение нефти и газа в Тимано-Печорской провинции. В кн.: Нефтегазоносность Северо-Востока Европейской части СССР и севера Урала. Т.З. Сыктывкар, 1977, с. 132-139.

168. Шаблинская Н.В. Разломы Тимано-Печорской провинции и оценка их влияния на нефтегазоносность. В кн.: Результаты комплексной интерпретации геолого-геофизических данных при оценке глубинного строения Тимано-Печорской провинции. Л., 1980. С. 4-52.

169. Шаблинская Н.В. Разломная тектоника Западно-Сибирской и Тимано-Печорской плит и вопросы нефтогазоносности палеозоя. Л.: Недра, 1982. 115 с. (Тр. ВНИГРИ).

170. Шаров В.И. Тектоническое землетрясение как неравновесный термодинамический процесс разрушения горных пород (к проблеме смены парадигмы сейсмологии)// Физика Земли. №5. 1992. С. 121-127.

171. Швецов М.С. Петрография осадочных пород. М.: Недра, 1958. 416 с.

172. Шейдеггер А. Основы геодинамики. Пер. с англ. М.: Недра, 1987. 384с.

173. Эйби А. Дж. Землетрясения. Пер. с англ. М.: Недра, 1982. 264 с.

174. Юшкин Н.П. Минералогия и парагенезис самородной серы в экзогенных месторождениях. Л.: Наука, 1968. 187 с.

175. Afshar A., Eshoghi M. and Odoull К., «Geological history and stratigraphy of Iran». Schlumberger Symposium Document.

176. Aguilera R. and Van Poolen К. H., 1978. How to evaluate naturally fractured reservoirs from various well logs. Oil and Gas Journal, Dec., p. 65-68.

177. Aguilera R., 1976. Analysis of naturally fractured reservoirs from conventional well logs. Journal of Petroleum Technology, July, p. 764.

178. Aguilera R. and Van Poolen К. H., 1979. How to evaluate naturally fractured reservoirs from various lops. Oil and Gas Journal, Jan. 8, p. 56-57.

179. Apotria, T. G., S. Wilkenson, and S. L. Knewtson, 1996. 3D geometry and controls on fracturing in a natural fault-bend fold: Rosario field, Maracaibo basin Venezuela (abs.): Proceedings of AAPG/SVA International Congress II, p. A2.

180. Archie G. Classification of carbonate reservoir rocks and petrophysical concideration. Bull. AAPG, v. 36, N 23, 1952, p. 278-298.

181. Audemard, F. E., 1991. Tectonics of western Venezuela: Ph.D. dissertation, Rice University, Houston, Texas, 245 p.

182. Bagnal W. d. and Ryan W. M., 1976. «The geology reserves and production characteristics of the Devonian shales in south western West Virginia». Proc. of the Seventh Appalachian Pet. Geol. Symp.

183. Baker D. A. and Lucas P. T., 1972. «Strat. Trap, production may cover 280 plus square miles». World Oil, p. 65-68.

184. Beck J., Schultz A. and Fitzgerald D., 1977. Reservoir evaluation of fractured cretaceous carbonates in South Texas. SPWLA Logging Symposium Transactions, Paper M.

185. Braunstein J., 1953. «Fracture-controlled production in Gilbertown Field, Alabama». Bull. Am. Assoc. Petrol. Geol. vol. 37, no. 2, p.245—249.

186. Bueno, E., and J. Avila, 1987. An integrated study of a naturally fractured reservoir, La Paz field, western Venezuela: Proceedings of Analysis of Naturally Fractured Reservoirs, AAPG Research Conference, 32 p.

187. Chacartegui, F., et al., 1995. Geological model for Cretaceous carbonate reservoirs in the Maracaibo basin, Venezuela: Proceedings of the AAPG Annual Convention, v. 4, p. 164.

188. Cloos H. Experimente zur inneren tektonik.—Zentralblatt Mineral. Geol. Palaontol., Abt. B, 1928, H. 11, S. 609—621.

189. Cloos H. Kunstliche Gebirge. I, 11. Senkenbergisphe Naturforschende. Ges,. 1930, H. 5, S. 225—243; H. 6, S. 256—269.

190. Cloos H. Zur experimentallen Tektonik. II. Methodik und Beispiele.— Naturwissenschaften, 1930, Jg. 16, N 34, S. 741—747.

191. Cloos H. Hebung—Spaltung—Vulkanismus.— Geol. Rundschau, 1939, Bd. 30, S. 406—427.

192. Conrad F. and Jaquin C., 1973. Representation of a bidimensional fracture network for a probabilistic model to estimate matrix block magnitude. Revue of French Institute of Petroleum, Paris, p. 843-890.

193. Corbett K.P., Friedman M. and Spang J. "Fracture development and mechanical stratigraphy of Austin Chalk, Texas", AAPG Bulletin, v.71, 1987, p. 17-28.

194. Daniel E. J., 1954. «Fractured reservoirs of Middle East». Bull. Am. Assoc. Petrol Geol. vol. 38, no. 5, p. 774—815.

195. Daoxian Yuan, 1991. Karst of China.- Geological Publishing Hause, Beijing, China* 224 p.

196. Daoxian Yuan, 1996. "Geological aspects of modern carbon cycle in mainland China". Newsletter IGCP Project 379 "Karst process and the carbon cycle", Institute ofkarst geology, Guilin, China, P.58-59.

197. Davidson D. A. and Snowdon D. M. 1978. «Beaver River Middle Devonian Carbonate: Performance review of a high-relief, fractured gas reservoir with water influx». J. of Petroleum Technology, p. 1672—1678.

198. Delgado O.R. and Loreto E.G., 1975. „Reforma's Cetaceous reservoirs: An engineering challenge". Petroleum Engineer. Vol. 324, № 10, P. 55-56.

199. World: Problems, Solutions and Strategies for the Future": Abstracts.- Elf Aquitaine Technology Center, Pau France, p. 257-258.

200. Duchene H.R., 1999. Modern Analogs to Ancient Hydrocarbon-related Hy-pogenic Caves in West Texas and New Mexico (abs.): AAPG Bulletin, v. 83/2, p. 388.

201. Duchene H.R., 1999. Origin and Mineralogy of Lechuguilla Cave, Carlsbad Caverns National Park, New Mexico (abs.): AAPG Bulletin, v. 83/2, p. 388.

202. Dunnington H. V., 1967. Aspects of diagenesis and shape chape in stylolitic limestone reservoirs. Proc. VII World Petr. Congr., Mexico, 2, Panel Discussion, No. 3.

203. Eggleston W. S., 1948, «Summary of oil production from fractured rock reservoirs in California». Bull. Am. Assoc. Petiol Geol. vol. 2, p. 1352—1355.

204. Ehrlich R. N. E. P. Moldovanyi, and A. J. Nederbragt, 1993. Drowning of the late Albian Maraca Formation carbonate platform, Maracaibo basin, Venezuela (abs.): Proceedings of the AAPG Annual Convention, v. 2, p. 96.

205. Ghez P. and Janot P., 1974. Statistical calculation of a matrix block volume in a fractured reservoir. Revue of French Institute of Petroleum, Paris, p. 375-387.

206. Grenier G., 1975. In-situ stress measurements in southwest Germany. Tec-tonophysics, Elsevier, Amsterdam.

207. Grunersen P., Hirlemann G., Janoi P., Lillie F. and Ruhland M., 1973. Fracturation of limestone overlaying the diapiric salt domes of Sao Mamede and Pragosa. Geol. Soc. Bull., p. 187-217.

208. Handin J. W., 1966. Strength and ductility. Sec. 11 in Handbook of physical constants. Geol. Soc. America. Mem. 97, p. 223—289.

209. Handin et al., 1963. Experimental deformation of sedimentary rocks under confining pressure. Am. Assoc. Petroleum Geologists. Bull., v. 47, p. 717—750.

210. Hilchie D. W., 1959. A quantitative study of electrical log interpretation in fractures and vuggy reservoirs. Master thesis, University of Texas, Aug.

211. Hunter C. D. and Young D. M., 1953. «Relationship of natural gas occurrence and production in eastern Kentucky (Big Sandy Gas Field) to joints and fractures in Devonian bituminous shale». Bull. Am. Assoc. Petrol. Geol. vol. 37, no. 2, p. 282-299.

212. Hurley N.F., Budros R., 1990. Albion-Sipio and Stoney Point Fields -U.S.A. Michigan Basin// Stratigraphic Traps I. Published by Am. Assoc. Petrol. Geol., Tulsa, Oklahoma, U.S.A., p. 1-31.

213. Hurley N.F., Thorn D.R. at al., 1994. Using Borehole Images for TargetZone Evaluation in Horisontal Wells // Bull. Am. Assoc. Petrol. Geol. vol. 78, no. 2, p. 238-246.

214. Johnson K.S., 1999. Evaporite Karst in the Southern Midkontinent (abs.): AAPG Bulletin, v. 83/7, p. 1200.

215. Kafka F. T. and Kirkbride R. K., 1959. «History, discovery and development of Ragusa field». Proc. Fifth World Petrol. Congress.

216. King Hubert M. and Willis D. G., 1972. Mechanics of hydraulic fracturing. Am. Assoc. Petroleum Geologist. Reprinting series, 21.

217. Knopff L., et al, 1957. 2nd Report, seismic scattering project. Institute of Geophysics, UCLA, Ch. 12, April.

218. Leroy G., 1976. Cours de Geologic de Production. Inst. Francais du Petrole. Ref. 24, p. 429.

219. Martin P. and Nuckols E. B., 1976. «Geology and oil and gas occurence in Devonian shales: Northern West Virginia». Proc. of the Seventh Appalachian Pet. Geol. Symp.

220. McNaughton D. A., 1953. «Dilatency in migration and accumulation of oil in metamorphic rocks». Bull. Am. Assoc. Petrol. Geol. vol. 37, p. 217-231.

221. McQuillan H., 1973. «Small-scale fracture density in Asmari Formation of southwest Iran and its relation to bed thickness and structural setting». Bull. Am. Assoc. Petrol. Geol. vol. 57, no. 12, p. 2367—2385.

222. Mogi K., 1971. Fracture and flow of rocks under high triaxial compression. Journal of Geophysics. Res., v. 76, No. 5, p. 1255—1296.

223. Morris R. L., Grine D. R. and Arkfeld T. E., 1964. The use of compressional and shear acoustic amplitudes for the location of fractures. Journal of Petroleum Technology, June.

224. Muir J.M., 1934. „Limestone reservoir rocks in the Mexican Oilfilds". Problems of Petroleum Geology, Amer. Assoc. of Pet. Geol., Tulsa, Oklahoma, 382 p.

225. Murray G. H., 1977. Quantitative fracture study, Sanish Pool. Fracture-controlled production, AAPG Reprint Series 21.

226. Nelson, R. A., 1985. Geologic analysis of naturally fractured reservoirs: Houston, Texas, Gulf Publishing, 320 p.

227. Nelson, R. A., 2001. Geological analysis of naturally fractured reservoirs, 2d ed.: Houston, Texas, Gulf Publishing.

228. Nelson, R. A., and F. J. Chacartegui, 1994. Fractured reservoir analysis with examples from the Cretaceous carbonates of Lake Maracaibo, Venezuela (abs.): Proceedings of the 1st Joint AAPG Research Conference, Geological Aspects of Petroleum Systems.

229. Nelson, R. A., and S. Serra, 1995. Vertical and lateral changes in fracture spacing in several folded carbonate sections and its relation to locating horizontal wells: Journal of Canadian Petroleum Technology, v. 34, no. 6, p. 51-56.

230. Nelson, R. A., E.P. Moldovanyi, C.C. Matcek, I. Azpiritxaga, and E. Bueno, 2000. Production characteristics of the fractured reservoirs of the La Paz field, Maracaibo basin, Venezuela: AAPG Bulletin, v.84, no. 11, p. 1791-1809.

231. Park W. C. and Schott E. H., 1968. Stylolitization in carbonate rocks. Recent developments in carbonate sedimentology in Central Europe. Springer.

232. Peterson V. E., 1955. «Fracture production from Mancos shales, Rangely field, Rio Blanco County, Colo». Bull. Am. Assoc. Petrol Geol. vol. 39, p.532.

233. Petukhov A.V., 1996. Karst's formation and evolution in the Timan-Pechora region and new data on carbon cycle// 30th International Geological Congress: Abstracts. V.3. Beijing, China, p.432.

234. Petukhov A.V., 1996. Characterisation of carbonate oil-gas bearing reservoirs in the Timan-Pechora basin and integrated exploration of high permeable zones' locationZ/SO^ International Geological Congress: Abstracts. V.2. Beijing, China, p. 843.

235. Petukhov A.V., 1999. Ecology Problems and Individuates of Rehabilitation of Cebyu Oil Field in the Timan-Pechora Basin// AAPG Bulletin, v.83, no. 8, p. 1333.

236. Picket R. G. and Reynolds B. E., 1969. Evaluation of fractured reservoirs. SPEJ, March.

237. Pindell J. L., 1985. Alleghenian reconstruction and the subsequent evolution of the Gulf of Mexico, bahamas, and Proto-Caribbean Sea: Tectonics, v. 4, p. 1-39.

238. Pirson S. J., 1967. How to map fracture development from well logs. World Oil. p. 106—114, March.

239. Piske J., 1981. Fracture investigations as a contribution to representation of trap models for Zechstein carbonates: Geologische Wissenschaften, Berlin, v. 9, No. 9, p. 965-982.

240. Provo L.J., 1976. «Upper Devonian black shale—Worldwide distribution and what it means». Proc. of the Seventh Appalachian Pet. Geol. Symp.

241. Quiblier, 1971. Contribution a la prevision de la fissaration en zone faiblement tectonisee. Thesis presented at Univ. of Paris.

242. Ramstad L. R., 1977. Geological modelling of fractured hydrocarbon reservoirs. Univ. of Trondheim, report No. 77—4.

243. Rawnsley K. and Swaby P., 1996. A New Approach to Fracture Modelling in Reservoirs Using Deterministic, Genetic and Statistical Models of Fracture Growth //

244. AAPG Hedberg Conference "Carbonate Reservoir of the World: Problems, Solutions and Strategies for the Future": Abstracts.- Elf Aquitaine Technology Center, Pau France, p. 266-271.

245. Regan L. I., 1953. «Fractured shale reservoirs of California». Bull. Am. Assoc. Petrol. Geol. vol. 37, p.201.

246. Reiss L. H., 1966. Reservoir engineering en milieu fissure. French Institute of Petroleum.

247. Reiss L., Jourdan A., Giger F., Armessen P., 1984. Off, onshore European horizontal wells// Annual offshore technology conference, Huston, USA, p. 137-143.

248. Rocco T., 1959. «Gela in Sicily, an unucual oilfield». Proc. Fifth World Petrol. Congress.

249. Ruhland R., 1973. Methode d'etude de la fracturation naturelle des roches, associe a divers modeles structuraux. Geol. Soc. Bull., 26, 2-3, p. 91-113. Strasbourg.

250. Sander T. Classification of carbonate rocks of marine origine. Bull. AAPG, v. 51, N 3, 1967, p. 325-335.

251. Sasowsky I.D., Robison V.D., Kambesis P.N., 2000. Unique Hydrocarbon Seep Deposits from Caves on the Cumberland Plateau Escarpment, Tennessee and Alabama. (abs.): AAPG Bulletin, v. 82/9, p. 1773.

252. Schade M. Zeitschrift fur angezwandte Geologie, Berlin 28 (1982) 11, s. 524-529.

253. Schlumberger, internal manual, 1978. A review of fracture detection techniques with open holes.

254. Shepherd, J., J. W. Creasey, and L. K. Rixon, 1982. Comment on joint spacing as a method of locating faults: Geology, v. 10, p. 282.

255. Smith J.E., 1951. The Cretaceous Limestone producing areas of the Mara and Maracaibo district, Venezuela. Proc. Third World Petrol Cong. Sec, 56-71.

256. Swindell G.S. , 1996. U.S. horisontal wells show varried production perfo-mance. Oil and Gas Journal, march 25, p. 66-69.

257. Stearns, D. W., and M. Friedman, 1972. Reservoirs in fractured rock, in R. E. King, ed., Stratigraphic oil and gas fields— classification, exploration methods, and case histories: AAPG Memoir 16, p. 82-106.

258. Stearns D. W. and Friednwn M., 1972. Reservoirs in fractured rock. Am. Assoc. Petroleum Geologists. Reprint Series No. 21.

259. Stephenson, M., 1951. Cretaceous limestone producing areas of the Mara and Maracaibo districts, Venezuela: reservoir and production engineering: Proceedings of the III World Petroleum Congress, sec. 2, p. 665-682.

260. Stratigraphic Traps I., 1990.Treatise of Petroleum Geology Atlas of Oil and Gas Fields. AAPG, Tulsa, Oklahoma, p. 1-37.

261. Suau J. J. and Gartner J., 1978. Fracture detection from logs. SPWLA.

262. Suau J. and Roccabianca R., et al, 1979. Evaluation of very low-porosity carbonates. Preprint.

263. Tedesco S.A. Integrated exploration locates Cincinnati arch dolomite breccias. Oil and Gas Journal, 1994, November 28, p. 86-90.

264. Van Golf-Racht T. D. and Ramstad L. I. Modelling North Sea fractured limestone reservoir. Offshore North Sea proceedings, 1976, Stavanger, Norway.

265. Weber, K. J., and M. Bakker, 1981. Fracture and vuggy porosity: Proceedings of the 56th Annual Meeting of the Society of Petroleum Engineers of the American Institute of Mechanical Engineers, Preprint SPE 10332, lip.

266. Willemse, E. J. M., W. J. E. VanderGraaff, and Z. Sancevic, 1990. Characterization of an overpressured Cretaceous carbonate reservoir, Lake Maracaibo, Venezuela (abs.): AAPG Bulletin, v. 74, p. 791-792.

267. Wilkinson W. M., 1953. «Fracturing in Spraberry Reservoir, West Texas». Bull. Am. Assoc. Petrol. Geol. vol. 37, no. 2, p. 250—265.

268. Walters R. F., 1953. «Oil production from fractured Pre-Cambrian basement rocks in central Kansas». Bull. Am. Assoc. Petrol Geol. vol. 37, p. 300-313.

269. Zemanek E. and Caldwell R. L. et al., 1969. The borehole televiewer, a new logging concept for fracture location and other types of borehole inspection. Journal of Petroleum Technology, June, p. 762.