Разработка методов прогноза обводнения газовых залежей и скважин на базе композиционных гидродинамических моделей тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Усачев Владислав Дмитриевич

• Усачев Владислав Дмитриевич
• кандидат наук
• 2018

Оглавление диссертации кандидат наук Усачев Владислав Дмитриевич

Введение

Глава 1. Геологические и гидрогеологические условия разработки уникальных месторождений севера Западной Сибири

1.1. Общие сведения о районе

1.2. Краткий геологический обзор

1.3. Гидрогеологическое строение Западно-Сибирской синеклизы

1.4. Литологическое строение апт-сеноманского водоносного комплекса

1.5. Начальный гидродинамический фон апт-сеноманского водоносного комплекса

1.6. Гидрохимическая зональность пластовых вод сеноманского водоносного горизонта

1.7. Водорастворенный газ и его роль при разработке уникальных

Месторождений Западной Сибири

Глава 2. Композиционное гидродинамическое моделирование разработки газовой залежи водоплавающего типа

2.1. Анализ факторов, влияющих на обводнение газовых залежей

2.2. Построение геологической основы композиционной гидродинамической модели

2.3. Математический алгоритм композиционной гидродинамической модели

2.4. Адаптация композиционной гидродинамической модели и определение проницаемости сеноманского водоносного горизонта на примере эксплуатации Ямбургского НГКМ

2.5. Прогноз обводнения сеноманской залежи Ямбургского НГКМ

Глава 3. Исследование закономерностей обводнения сеноманской газовой залежи

3

Определение характера обводнения эксплуатационных скважин по результатам гидрохимического контроля

3.2. Корреляционные зависимости подъема газоводяного контакта по

наблюдательным скважинам залежи ПК1 (сеноман) Ямбургского НГКМ

Глава 4. Проблемы очистки эксплуатационных скважин от технических и конденсационных вод на Бованенковском НГКМ

4.1. Анализ существующих методик расчета скоростей движения двухфазных потоков

4.2. Построение композиционной гидродинамической модели одновременной

совместной эксплуатации неоднородных пластов

4.3 Анализ результатов композиционного гидродинамического

моделирования

Заключение

Список литературы

Введение

Актуальность темы

Уникальные верхнемеловые залежи Западной Сибири на протяжении долгих лет обеспечивают основной объем добычи природного газа в Российской Федерации. Длительная эксплуатация месторождений-гигантов тесно связана с естественным процессом обводнения сеноманских залежей в процессе их разработки. Внедрение воды в залежь приводит к обводнению эксплуатационных скважин и оказывает негативное влияние на технологию подготовки газа к транспорту, что осложняет и удорожает процесс добычи газа. Поэтому повышение обоснованности прогноза внедрения пластовых вод в разрабатываемую залежь и эксплуатационные скважины является актуальной и практически важной задачей.

В настоящее время универсальные надежные методы прогнозирования обводнения отсутствуют, так как большинство исследователей делают акцент на газовой составляющей разработки месторождения, в меньшей степени уделяя внимание состоянию водоносной части пласта. В диссертационном исследовании подробно рассматриваются гидрогеологические особенности разработки газовых залежей водоплавающего типа, и определяются фильтрационные свойства пород в обводненной части продуктивного пласта.

Наличие жидкости на забое эксплуатационных скважин объясняется не только природными геолого-гидрогеологическими факторами, но и обусловлено техногенным воздействием, что также необходимо учитывать при разработке продуктивных залежей. В процессе проведенных исследований обоснованы новые методические подходы к прогнозированию обводнения залежей и отдельных скважин на основе построения композиционных гидродинамических моделей, которые показали высокую сходимость с фактическими показателями разработки уникальных месторождений Надым-Пур-Тазовского региона и полуострова Ямал.

Степень разработанности темы

Проблемам гидродинамического моделирования разработки газовых залежей водоплавающего типа на месторождениях Западной Сибири посвящены труды известных российских и зарубежных авторов: Бузинова С.Н., Ван Эвердингена А.Ф., Васильева Ю.Н., Гереша П.А., Ермилова О.М., Закирова С.Н., Ильченко В.П., Картера Р., Корценштейна В.Н., Малыха А.С., Маслова В.Н., Перемышцева Ю.А., Перепеличенко В.Ф., Пономарева А.И., Степанова Н.Г., Трейси Г., Фетковича М., Хейна А.Л., Херста В., Шеберстова Е.В., Щелкачева В.Н., Ширковского А.И. и др. Изучение и анализ литературы показывают, что на сегодняшний день ученые не обладают требуемым количеством и качеством фактического материала о геологическом строении и фильтрационно-емкостных свойствах аквифера1, что осложняет процесс подготовки исходных данных для выполнения долгосрочных прогнозов внедрения пластовых вод при разработке газовых залежей. Построение композиционных геолого-гидродинамических моделей разработки газовых залежей впервые позволяет определить фильтрационные свойства сеноманского водоносного горизонта на примере эксплуатации Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения (далее НГКМ), используя решение обратных задач гидродинамики.

Обводнение газовых скважин связано не только с подтягиванием краевых и подошвенных вод, но и со скоплением техногенных жидкостей на забое скважин. Вопросы теории и практики расчета скоростей движения газа, необходимых для выноса жидкости, разработаны в трудах отечественных и зарубежных исследователей: Алескерова С.С., Алиева З.С., Белова В.И., Великовского А.С., Власенко А.П., Гусейн-Заде З.И., Даклера А., Джонса П., Длана Д., Дурицкого Н.Н., Игнатенко Ю.К., Ильковского К.Б., Кожевникова Б.Н., Лютомского С.М., Тернера Р., Хаббарда М., Чашкина Ю.Г., Ширковского А.И., Эмануилова Р.Б., Юшкина В.В. Проведенный анализ сущест-

аквифер1 - водоносная толща горных пород, подстилающая газовую залежь и гидродинамически связанная с ней

вующих методов определения минимальной необходимой скорости показал, что разработанные формулы справедливы для конкретных месторождений и в ограниченных диапазонах изменения параметров (термобарических условий, расхода газа и жидкости, типов жидкости и т.д). Для условий разработки продуктивных залежей ТП1-6 Бованенковского НГКМ впервые проведена оценка скоростей движения газа, необходимых для выноса техногенной жидкости, на базе создания композиционных геолого-гидродинамических моделей одновременной совместной эксплуатации продуктивных пластов.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка методов прогноза обводнения газовых залежей и скважин на базе композиционных гидродинамических моделей»

Цель работы

Повышение эффективности разработки газовых залежей водоплавающего типа путем предупреждения раннего обводнения эксплуатационных скважин, основанного на прогнозе появления жидкости на забое скважин, с помощью композиционных гидродинамических моделей.

Основные задачи исследований

Для достижения цели были поставлены и решены следующие задачи:

1. Анализ гидрогеологического строения апт-сеноманского водоносного комплекса Западной Сибири.

2. Моделирование влияния водонапорной системы апт-сеноманского водоносного комплекса на разработку сеноманской газовой залежи по данным геофизических и гидродинамических исследований.

3. Разработка метода определения фильтрационных свойств водоносной сеноманской толщи на примере Ямбургского НГКМ.

4. Оценка влияния количества и толщины глинистых прослоев на подъем газоводяного контакта (далее ГВК) сеноманской залежи на примере Ямбургского НГКМ.

5. Анализ текущего состояния разработки залежей ТП1-6 Бованенковского НГКМ.

6. Определение добычных возможностей интервалов перфорации наклонно-направленных скважин при одновременной совместной эксплуатации продуктивных пластов ТП1-6 Бованенковского НГКМ.

7. Разработка метода оценки скоростей движения газа, необходимых для выноса жидкости с забоя в наклонно-направленных эксплуатационных скважинах Бованенковского НГКМ.

Научная новизна работы

Разработана композиционная геолого-гидродинамическая модель разработки газовой залежи водоплавающего типа в целях борьбы с обводнением эксплуатационных скважин. На основе этой модели впервые определены фильтрационные свойства аквифера по всей площади газовой залежи. Полученные интегральные параметры (пьезопроводность, проницаемость) позволяют выполнить долгосрочный прогноз внедрения пластовых вод в газовую залежь, с учетом геологической неоднородности пород-коллекторов, технологического режима разработки залежи, влияния водорастворенного газа и других факторов, влияющих на подъем ГВК.

Разработана композиционная геолого-гидродинамическая модель одновременной совместной эксплуатации неоднородных пластов и апробирована на эксплуатационных скважинах Бованенковского НГКМ. По результатам моделирования рассчитаны добычные возможности (дебиты) вскрытых перфорацией продуктивных пластов.

Дана оценка скоростей газового потока залежей ТП1-6 в интервалах перфорации наклонно-направленных скважин Бованенковского НГКМ, и определены скорости движения газа, необходимые для выноса жидкости с забоя скважин, на основе результатов композиционного гидродинамического моделирования.

Теоретическая и практическая значимость

Результаты диссертационной работы могут быть использованы для прогноза внедрения пластовой воды при разработке газовых залежей водоплавающего типа. По результатам композиционного моделирования и решения обратных задач гидродинамики построены номограммы распределения фазовой проницаемости сеноманского водоносного горизонта на Ямбургском НГКМ.

Даны рекомендации по удалению жидкости из забоя эксплуатационных скважин Бованенковского НГКМ, пробуренных на основную залежь ТП1-6. Рекомендации направлены в ООО «Газпром добыча Надым» и вошли в итоговый отчет в рамках выполнения договора «Авторский надзор за реализацией "Коррективы к проекту разработки сеноман-аптских залежей Бованенковского НГКМ" в 2016 году.

Методы исследования

В диссертационной работе при решении поставленных задач использовались методы статистической обработки данных по эксплуатационным скважинам, теоретические основы газогидродинамики, методы обработки и интерпретации промыслово-геофизического и гидрохимического контроля, лабораторные исследования образцов керна, гидродинамические исследования скважин, а также методы математического моделирования.

Защищаемые положения

1. Композиционная гидродинамическая модель разработки газовой залежи водоплавающего типа, позволяющая выполнить прогноз внедрения пластовых вод при эксплуатации залежи.

2. Метод определения фильтрационных свойств (пьезопроводность, проницаемость) пород сеноманского водоносного горизонта по всей площади месторождения.

3. Композиционная гидродинамическая модель одновременной совместной эксплуатации продуктивных пластов, позволяющая рассчитать добычные возможности каждого продуктивного пласта скважины.

4. Метод оценки скоростей движения газа в эксплуатационной колонне, необходимых для выноса техногенной жидкости с забоя скважин.

Степень достоверности и апробация результатов

Достоверность проводимых в работе расчетов обеспечивалась современными методами математического анализа. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались:

1. На V открытой научно-технической конференции молодых специалистов и работников «Инновации молодежи - потенциал развития нефтегазовой отрасли», ООО «Газпром добыча Астрахань», г. Астрахань, 2013 г.

2. На III Научно-техническом семинаре «Актуальные вопросы разработки месторождений углеводородов», ООО «Газпром ВНИИГАЗ», г. Москва, 2013 г.

3. На Юбилейной 70-й международной молодежной научной конференции «Нефть и газ 2016», приуроченной к III Национальному нефтегазовому форуму, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, г. Москва, 2016 г.

4. Внутренней молодежной научно-практической конференции ООО «Газпром ВНИИГАЗ» «Инновации сегодня и завтра - миссия молодых ученых», ООО «Газпром ВНИИГАЗ», г. Москва, 2016 г.

5. На 71-й международной молодежной научной конференции «Нефть и газ 2017», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, г. Москва, 2017 г.

Публикации

По теме диссертации опубликовано 10 научных работ, в том числе 3 статьи в ведущих рецензируемых научных изданиях, входящих в «Перечень...» ВАК Минобрнауки России.

Благодарности

Автор диссертации выражает искреннюю и глубокую благодарность своему научному руководителю к.т.н. Ю.А. Перемышцеву за возможность использования авторского пакета программ для моделирования и конструктивные советы по его использованию, а также консультации, постоянную помощь и внимание в процессе выполнения диссертационной работы. Автор считает своим долгом выразить искреннюю признательность и благодарность за оказанную научно-техническую поддержку, ценные советы и

консультации д.т.н., проф. Ю.Н. Васильеву, д.т.н., проф. С.Н. Закирову, д.т.н

В.И. Лапшину, д.г-м.н. В.А. Скоробогатову, д.г-м.н., проф. В.Г. Фоменко, д.т.н. В.С. Жукову, д.г-м.н. Н.Н. Соловьеву, д.т.н., проф. М.Н. Мансурову, д.т.н. А.М. Семенцеву, д.г-м.н., проф. А.В. Лехову, к.г-м.н. Ю.М. Фриману, к.г-м.н. Б.С. Короткову, а также своим коллегам из Центра разработки месторождений и Центра запасов и ресурсов углеводородов ООО «Газпром ВНИИГАЗ».

Объем и структура диссертационной работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, библиографического указателя, включающего 120 публикаций отечественных и зарубежных авторов. Текст работы изложен на 120 страницах, содержит 26 рисунков и 8 таблиц.

Глава 1. Геологические и гидрогеологические условия разработки уникальных месторождений севера Западной Сибири

Процесс разработки и эксплуатации водоплавающих газовых залежей тесно связан с гидрогеологическими особенностями района месторождения. Так, термобарические условия скоплений углеводородов, размеры и их изменение в процессе эксплуатации обусловлены взаимодействием залежей с подземными водами продуктивных горизонтов, а также горизонтов, гидравлически связанных с ними. В свою очередь, залежи углеводородов, возникнув на определенном этапе развития водонапорной системы, оказывают воздействие на контактирующие с ними подземные воды.

Исходя из вышесказанного, подземные воды нефтегазоконденсатных месторождений следует рассматривать как особые аномальные воды, связанные с углеводородными скоплениями. А гидрогеологические закономерности нефтегазоносных районов могут быть наиболее полно установлены при изучении всей водонапорной системы, включающей области питания, стока и разгрузки [5,8,48].

1.1. Общие сведения о районе

Уникальные по запасам углеводородов месторождения Западной Сибири сосредоточены на Севере Тюменской области, общим количеством порядка 220 нефтегазоконденсатных месторождений (Рис. 1.1). В большинстве своем нефтегазоносные области Западной Сибири объединяет наличие сеноманской газовой залежи водоплавающего типа, в которой сосредоточены основные запасы газа Российской Федерации. В связи с выходом основных месторождений-гигантов на завершающую стадию разработки перед недропользователями становится все более актуальным вопрос обводнения продуктивной залежи в целом, и эксплуатационных скважин, в частности.

Гигантские газовые залежи на таких месторождениях, как Ямбургское, Уренгойское, Медвежье и т.д., имеют сходное геологическое строение и приурочены к единому сеноманскому газопродуктивному горизонту. Подобное однотипное строение крупнейших залежей Тюменского Севера говорит о необходимости рассматривать сеноманский газопродуктивный горизонт в качестве единого эксплуатационного объекта, с целью использования и распространения уже выявленных закономерностей и особенностей его разработки [30, 45].

Взаимодействие пластовых флюидов в газовой залежи происходит по системе газ-вода-порода. Сеноманский газопродуктивный пласт подстилается апт-сеноманским водоносным бассейном, водонапорная система которого играет не последнюю роль в эксплуатации месторождений углеводородов. Однотипность геологического строения крупнейших залежей Западной Сибири и их приуроченность к единому водоносному комплексу позволяет моделировать аналогичную реакцию и аналогичное влияние водонапорной системы на разработку отдельных продуктивных пластов. Одновременно с этим, близость геологического строения и приуроченность залежей к единому комплексу требует выявления не только общих региональных закономерностей, но и локальных особенностей и отличий в строении отдельных залежей. Именно они (наряду с темпами и объемами отбора газа) определяют дальнейший масштаб обводнения продуктивных толщ.

Информация по исследованиям геологического и гидрогеологического строения апт-сеноманского водоносного комплекса приводится на примере уникальных месторождений Западной Сибири. Анализ выявленных закономерностей позволил уточнить исходные данные для моделирования водонапорной системы апт-сеноманского водоносного комплекса, а также в полной мере осветил вопрос о геологической неоднородности сеноманской залежи, которую необходимо учитывать при прогнозировании подъема газоводяного контакта.

Рисунок 1.1. Обзорная карта месторождений нефти и газа Тюменской области [73].

1.2. Краткий геологический обзор

Рассматриваемый регион Севера Тюменской области входит в состав Западно-Сибирской равнины, которая, в свою очередь, является элементом одноименной молодой платформы [10]. Основанием последней служит фундамент, представленный интенсивно дислоцированными и глубокометаморфизованными палеозойскими и более древними породами. Кровля фундамента погружается от обрамления синеклизы к центру ее и особенно интенсивно в северных районах. К примеру, наибольшая глубина залегания кровли фундамента (более 10 км) предполагается в низовьях рек Пура, Таза и Енисея, следовательно, залегает на глубинах близких к максимальным. На рисунке 1.2. представлен композитный геолого-геофизический разрез севера Тюменской области.

Между складчатыми образованиями фундамента и

слабодислоцированными породами собственно осадочного чехла залегают образования промежуточного комплекса (этажа), имеющие девонско-триасовый и даже раннеюрский возраст.

Отложения осадочного чехла представляют собой основную нефтегазоносную толщу, к которой приурочена подавляющая часть известных на территории Западно-Сибирской синеклизы нефтяных и газовых месторождений. Стратиграфия мезо-кайнозойских отложений ЗападноСибирской равнины изучена весьма полно. По литолого-стратиграфическим особенностям выделяется несколько десятков пачек, подсвит и свит, сведенных И.И. Нестеровым с соавторами [43] в 37 горизонтов восьми серий региональной стратиграфической схемы.

В распределении фаций отчетливо наблюдается преобладание морских и прибрежно-морских осадков в северо-западной части территории, а континентальных и лагунных отложений - в юго-восточной и южной частях. На северо-западе разрез осадочного чехла практически непрерывен, а на юго-востоке и юге отмечается несколько региональных перерывов,

характеризующихся значительным размывом ранее накопившихся осадков. Наиболее отчетливые уровни перерывов приурочены к рубежам средней и поздней юры, баррема и апта, позднего мела и палеогена[64].

Рисунок 1.2. Композитный геолого-геофизический разрез севера Тюменской области (по И.В. Кислухину, 2009[41]).

где р палеогеновые отложения;

к,

к,

верхнемеловые отложения;

нижнемеловые отложения;

.ц верхнеюрские отложения;

среднеюрские отложения;

нижнеюрские отложения;

триасовые отложения;

Рг протерозойские отложения (фундамент)

£ сеноманские К2с газовые залежи уникальных месторождений Западной Сибири

Осадочный чехол платформы (верхний структурный этаж) отделен от нижележащих крупным перерывом в осадконакоплении. На севере синеклизы в основании осадочного чехла залегают образования триасового возраста. Они представлены морскими отложениями тампейской серии: аргиллитами с прослоями алевролитов и песчаников мощностью 2 км. Образования триаса

J

2

т

согласно перекрываются толщей пород нижне-среднеюрского возраста, которые представлены континентальными, переходными и морскими фациями.

Мощность толщи нарастает в северном направлении, достигая максимума в Котлогорско-Уренгойском желобе (до 4 км). Породы среднеюрского возраста представлены алевролитовыми, существенно угленосными отложениями. Толща пород верхней юры (васюганская, баженовская свиты) выполнена преимущественно глинистыми породами морского генезиса[62].

Образования мелового возраста обычно делятся на четыре серии: полудинскую (К1Ьг-К1у), саргатскую (К1у-К1а), покурскую (К1а-К2с) и дербышинскую (К21-К2ё). Породы полудинской серии в пределах Ханты-Мансийской и Надымской впадин имеют преимущественно глинистое сложение. В нижней части серии выделяется песчано-алевролитовая ачимовская толща мощностью 160-210 м. Саргатская серия объединяет вартовскую и алымскую свиты. Вартовская свита сложена песчано-глинистыми прибрежно-морскими отложениями, в разрезе которых выделяются две пачки «шоколадных аргиллитов» мощностью до 40 м, а также продуктивные песчаные пласты БУ и АУ, мощность которых достигает 100-130 м. Общая мощность свиты - более 1000 м. Породы алымской свиты представлены преимущественно глинистыми отложениями морского генезиса.

Покурская серия, представляющая для нас наибольший интерес, формировалась в обстановке постепенно расширяющейся (с конца апта) и затем затухающей (конец сеномана) трансгрессии. В приуральской части и на севере плиты сеноманские отложения частично размыты. Общая мощность отложений увеличивается от 200 м у обрамления до 1000 м и более во внутренних районах. На севере синеклизы покурская серия представлена отложениями одноименной свиты.

В разрезе свиты выделяются продуктивные горизонты серии ПК, верхний из которых (ПК1) является основным промышленным газоносным горизонтом в рассматриваемом районе.

Разрез покурской свиты на Ямбургском месторождении представлен неравномерным переслаиванием алевролито-песчаных пластов с глинистыми. Для всех разностей пород характерно наличие обильного растительного детрита, линзочек и маломощных прослоев угля, желваков и линзочек сидерита [73].

В нижней части свиты возрастает роль глинисто-алевритистых отложений, в верхней ее части (отложения сеноманского яруса) превалирующее значение имеют песчаники и пески серого цвета, мелкозернистые, кварц-полевошпатовые, слюдистые, с обуглившимися остатками растительного детрита, местами с известковистыми прослоями. Разрез сеноманских отложений изучен достаточно подробно в связи с тем, что к ним приурочена газовая залежь.

Алевролиты сеноманского яруса серые и темно-серые, разнозернистые, слюдистые, средней крепости. Песчано-алевролитовые породы в разрезах скважины отделяются друг от друга прослоями глин серых, алевритистых, слюдистых, горизонтально-слоистых за счет тонких прослоев более светлого алевритистого материала и углефицированного растительного детрита. Глинистые прослои не выдержаны по площади и вся толща сеномана является газогидродинамически взаимосвязанной. В разрезе отмечаются прослои (мощностью не более 2 м) известняка серого, плотного, глинисто-кремнистого. Мощность покурской свиты составляет 699-1276 м.

Отложения дербишинской серии формировались в условиях обширной трансгрессии, с которой связано повсеместное накопление мощной толщи глинистых отложений. Серия представлена морскими глинистыми отложениями кузнецовской (К21:), березовской (К2сп-б) и ганькинской (К2-К2ё) свит.

С образований называевской серии (Р1-Р2) начинается разрез кайнозойских отложений. Разрез серии представлен глинистыми и глинисто-кремнистыми отложениями морского генезиса, мощностью до 1200-1400 м. В самых северных и восточных районах синеклизы глинистые образования серии выходят на дневную поверхность. Наконец, континентальные накопления некрасовской серии (Р3) представлены песчаными и песчано-глинистыми породами.

Отложения неоген-четвертичного возраста залегают на эродированной поверхности меловых и палеогеновых пород. Представлены они комплексом осадков различного генезиса: озерно-болотными, аллювиальными, ледниковыми и морскими, общей мощностью 200-300 м [62].

1.3. Гидрогеологическое строение Западно-Сибирской синеклизы

В разрезе осадочного чехла Западно-Сибирской синеклизы выделяются пять комплексов и два гидрогеологических этажа [12]. Разделом между гидрогеологическими этажами является мощная (до 500-800 м) толща глин турон-нижнеолигоценового возраста.

Первый (водоносный) комплекс сложен песчано-алевролитовыми и глинистыми отложениями четвертичного и неоген-олигоценового возраста. В гидрогеологическом отношении этот комплекс представляет единую водоносную толщу, в которой горизонты межпластовых и грунтовых вод связаны между собой.

Второй (водоупорный) комплекс объединяет отложения турон-нижнеолигоценового возраста и сложен, в основном, глинами и аргиллитами с подчиненными прослоями водонасыщенных песков, песчаников и алевролитов. Он делит разрез на два гидрогеологических этажа [61].

Для верхнего этажа преимущественное значение имеет свободный водообмен, хотя в нижних секциях разреза существуют условия затрудненного и весьма затрудненного водообмена. Воды этого этажа преимущественно пресные и слабо-солоноватые. Питание, циркуляция и разгрузка вод определяются не столько геологическим строением сколько геоморфологическими и климатическими условиями. Насыщение вод газами незначительное, по составу газы азотные, реже азотно-метановые.

Нижний этаж объединяет отложения третьего, четвертого и пятого водоносных комплексов. Для этого этажа (за исключением прибортовых районов) характерен затрудненный, весьма затрудненный и даже застойный

режим. Воды нижнего этажа отличаются от верхнего более высокой минерализацией, повышенным содержанием микрокомпонентов, относительно высоким газонасыщением и метановым составом растворенных газов. На гидрогеологический режим этого этажа определяющее влияние оказывают геологические, литофациальные и гидродинамические условия, а также процессы нефтегазообразования, миграции и аккумуляции углеводородов.

Третий (водоносный) комплекс сложен отложениями сеноман-аптского возраста, отличается хорошими фильтрационно-емкостными свойствами коллекторов и их высокой водообильностью.

Четвертый (водоносный) комплекс выполнен отложениями баррем-готеривского и валанжинского возраста. Отличительная черта комплекса -чередование пачек коллекторов и непроницаемых пород, в основном, это переслаивание песчанистых толщ с глинистыми. Соотношение между теми и другими различное в разных районах синеклизы.

Пятый (водоносный) комплекс охватывает отложения юрского возраста и породы доюрского фундамента [12]. Для юрских пород характерна низкая пористость и проницаемость, слабые притоки воды. В состав пятого (триас-юрского) водоносного комплекса включены недислоцированные терригенные и вулкано-терригенные отложения триаса с преимущественно трещинными или порово-трещинными водами [45], а также породы юрского возраста с поровыми водами. Кровля комплекса в Надым-Тазовском районе залегает на глубине более 3700 м.

Прежде чем перейти к характеристике апт-сеноманского водоносного комплекса, стоит остановиться на описании нижележащего валанжин-барремского водоносного комплекса. Этот комплекс выделялся В.Н. Корценштейном, В.Г. Козловым, другими исследователями [42].

Комплекс представляет собой мощную толщу переслаивания пластов песчаников, алевролитов и глин. К пластам коллекторов, представленных песчано-алевролитовыми породами, приурочены газоконденсатные и нефтяные залежи, а также горизонты пластовых вод. Дебиты притоков воды из этих

горизонтов составляли несколько десятков м /сут при изливе на устье. Статистические уровни пластовых вод комплекса фиксируются на более высоких отметках, чем апт-сеноманского, однако минерализация их ниже (3-10 г/л), чем минерализация вод апт-сеноманского (18 г/л).

Подземные воды комплекса имеют хлоридно-натриевый состав при повышенном содержании гидрокарбонат-иона.

Содержание водно-растворенного газа составляет 3000-3500 см /л. Пластовая температура в газо-нефтепродуктивных пластах комплекса изменяется от 75 до 90°С [62].

1.4. Литологическое строение апт-сеноманского водоносного комплекса

Объем активных подземных вод, имеющих гидродинамическую связь с залежами углеводородов, определяется мощностью (толщиной) водоносного комплекса, в который входят газопродуктивные отложения, и его площадью распространения. Выделение верхнего водоупора (водоупорного комплекса), ограничивающего водоносный комплекс сверху, как отмечалось, не вызывает затруднений, так как он представлен мощной толщей глин турон-олигоценового возраста (800 м). Вторым явным, хотя и менее мощным (300-600 м) водоупорным комплексом в разрезе осадочного чехла синеклизвы является толща глин верхнеюрского-нижневаланжинского возраста. Между этими двумя региональными водоупорными комплексами выделяются еще две менее мощные и выдержанные водоупорные толщи. Это - толща глин нижнеаптского возраста (K1a) и толща глин хантымансийской свиты (K1al) мощностью 100-150 м. На севере Западно-Сибирской синеклизы нижнеаптский водоупор четко не прослеживается [12]. Что же касается глин хантымансийской свиты (K1al), то в Надым-Тазовском междуречье и более северных районах, в отличие от южных, они опесчаниваются и сокращаются в мощности до 20-30 м, в результате чего эта толща теряет свои флюидоупорные свойства.

Все это вместе взятое позволяет рассматривать отложения неокома и апт-сеномана на севере синеклизы, и, в частности, в районе крупнейших газовых месторождений: Медвежьего, Ямбургского и Уренгойского в качестве единого водонапорного комплекса, верхним ограничением которого является толща турон-нижнеолигоценовых глин мощностью до 800 м (турон-палеогеновый водоупорный комплекс), а нижним - толща преимущественно глинистых отложений нижнего мела и верхней юры мощностью до 300-600 м (верхнеюрско-нижневаланжинский водоупорный комплекс).

В отличие от исследователей [12], проводивших региональное изучение гидрогеологии Западно-сибирского нефтегазоносного бассейна, включая гидрогеологическую стратификацию разреза осадочного чехла, авторы подсчета запасов газа Уренгойского месторождения [64] при детальном изучении его геологического строения приходят к несколько иному выводу. По их мнению, в районе Уренгойского и соседних месторождений, в отличие от более опесчаненных разрезов Тазовского района, водонапорный комплекс, в который входят газопродуктивные отложения сеноманского яруса, может быть ограничен апт-альбскими отложениями включительно, хотя на отдельных участках эта наиболее песчаная и проницаемая часть нижнемелового разреза может иметь гидродинамическую сообщаемость с нижележащими проницаемыми пластами верхнего валанжина-баррема.

В пользу такого заключения обычно приводятся отличия в гидрохимической характеристике и характере нефтегазоносности апт-сеноманской и неокомской частей разреза. Учитывая изложенное, в качестве рабочей схемы принимается гидрогеологическая стратификация разреза, предложенная авторами подсчета запасов газа [64], согласно которой сеноманские газопродуктивные отложения являются составной частью апт-сеноманского водонапорного комплекса.

В северных районах синеклизы этому комплексу стратиграфически соответствуют отложения покурской свиты (К1а-К2с), которые накапливались в континентальных условиях и представлены чередованием песков, песчаников,

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Усачев Владислав Дмитриевич, 2018 год

Список литературы

1. Амикс Дж., Басс Д., Уайтинг Р. Физика нефтяного пласта / М.: Гостоптехиздат. 1962.-569 с.

2. Андреев О.П., Кобылкин Д.Н., Ахмедсафин С.К., Кирсанов С.А., Безматерных Е.Ф., Кривичкий Г.Е. Гравиметрический контроль разработки газовых и газоконденсатных месторождений. Состояние, проблемы, перспективы / М.: Недра. 2012.-371 с.

3. Бакшевская В.А. Обоснование эффективных параметров прогнозных моделей геомиграции в неоднородной водовмещающей среде (на примере полигона захоронения жидких отходов Сибирского химического комбината) / М.: МГУ им. М.В. Ломоносова. 2013.-25 с.

4. Берман Л.Б., Нейман В.С. Исследование газовых месторождений и подземных хранилищ газа методами промысловой геофизики / М.: Недра. 1972.-216 с.

5. Вагин С.Б., Карцев А.А., Матусевич В.М. Гидрогеология нефтегазоносных бассейнов / М.: Недра. 1986.-224 с.

6. Васильев Ю.Н. Методика расчета подъема газоводяного контакта/ М.: Газовая промышленность, №5. 1980.-С. 674-687.

7. Васильев Ю.Н., Дубина Н.И. Применение системного подхода и методов системного анализа при проектировании и разработке газовых месторождений / М.: ООО «Издательский дом Недра». 2011.-208 с.

8. Васильев Ю.Н., Гереш Г.М., Пасько Д.А. Методы прогнозирования обводнения газовых залежей в условиях функционирования АСУ разработкой месторождений / М.: ИРЦ Газпром, Сер. Автоматизация, телемеханизация и связь в газовой промышленности. 1994.-42 с.

9. Великовский А.С., Юшкин В.В. Газоконденсатные месторождения / М.: ГОСИНТИ. 1959.-111 с.

10.Геология СССР. том XIV. Западная Сибирь, полезные ископаемые, книга 1 / М.: Недра. 1982.-319 с.

11. Гереш Г.М. Разработка массивных водоплавающих сеноманских залежей с малым этажом газоносности / Томск: Труды Востокгазпрома. Материалы юбилейной научно-практической конференции. Научно-технический сборник «Проблемы и пути эффективного освоения минерально-сырьевых ресурсов Сибири и Дальнего Востока. 2000.-С. 78-80.

12. Гидрогеология СССР. том XIV. Западно-Сибирская равнина (Тюменская, Омская, Новосибирская и Томская области) / М.: Недра. 1970.-368 с.

13. Гинзбург Г.Д., Гуревич А.Е., Резник А.Д. О причинах низких пластовых давлений на севере Сибири / Сов.геология. 1971.-С. 45-58.

14. Гихман И. И., Скороход А.В. Введение в теорию случайных процессов, М.: Наука, 1977.-570 с.

15. Гладков Е.А. Геологическое и гидродинамическое моделирование месторождений нефти и газа: учеб. Пособие / Томск: Изд-во Томского политехнического университета. 2012.-99 с.

16. Гончаров В.С., Гончаров Э.С. Круговорот воды в газовой залежи / М.: ВНИИГАЗ. 2002.-200 с.

17. Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М., Ремизов В.В., Зотов Г.А. Руководство по исследованию скважин / М.: Наука. 1995.-523 с.

18. Гриценко А.И., Ермилов О.М., Зотов Г.А., Нанивский Е.М., Ремизов В.В. Технология разработки крупных газовых месторождений / М.: Недра. 1990.302 с.

19. Губкин И.М. Боевые задачи на нефтяном фронте / Нефтяное и Сланцевое хозяйство, №9-12.1921.-С. 203-218.

20. Гусейн-Заде З.И., Алексеров С.С. Определение минимальной скорости газа, необходимой для начала выноса конденсата из скважины / Изв. вузов, Нефть и газ. №4. 1965.-С. 33-36.

21. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазоносности горных пород / М.: Недра. 1975.-С. 209-222.

22. Демьянов В.В., Савельева Е.А. Геостатистика теория и практика / М.:Наука, 2010-327 с.

23. Джеймс Ли, Генри В. Никенс, Майкл Уэллс. Эксплуатация обводняющихся газовых скважин. Технологические решения по удалению жидкости из скважин / Перевод с английского. - М.: ООО «Премиум Инжиниринг». 2008.-84 с.

24. Дурицкий Н.Н. Разработка метода определения оптимальных условий выноса жидкости при исследовании газоконденсатных скважин / М.: МИНГ. 1985.20 с.

25. Дурицкий Н.Н., Лютомский С.М. К вопросу выбора оптимального режима при исследовании газоконденсатных скважин / М.: ВНИИЭГазпром. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. № 11. 1978.-С. 9-15.

26. Дюнин В.И., Корзун В.И. Гидрогеодинамика нефтегазоносных бассейнов / М.: Научный мир, 2005.-524 с.

27. Ежова А.В. Литологические особенности верхнемеловых отложений севера Западно-Сибирской провинции / Тюмень: В сб.: «Коллекторские свойства пород Западно-Сибирской низменности». Труды ЗапСибНИГНИ. Вып.62. 1972.-С. 14-18.

28. Ермаков В.И., Миронова С.В., Шаля А.А. Циклический анализ сеноманской продуктивной толщи месторождения Медвежье / Геология нефти и газа. №5. 1979.-С.17-22.

29. Ермаков В.И., Шаля А.А. Генетические особенности газоносных отложений сеномана - нижнего турона севера Западной Сибири / Литология и полезные ископаемые. №2, 1978.-С.137-151.

30. Ермилов О.М. Методика расчета вторжения пластовой воды в газовые залежи севера Тюменской области с учетом неоднородности коллектора по проницаемости и геометрии фильтрационного потока / Тюмень: Автореферат диссертации. 1979-12 с.

31. Закиров С.Н., Булейко В.М., Гафурова М., Пономарев А.И. Прогнозирование избирательного обводнения месторождений и скважин / Реф. сб.«Разработка и

эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений» / М.: ВНИИЭГАЗПРОМ. 1978.-С.3-9.

32. Закиров С.Н., Коротаев Ю.П., Р.М. Кондрат и др. Теория водонапорного режима газовых месторождений / М.: «Недра». 1974.-240 с.

33. Закиров С.Н., Лапук Б.Б. Проектирование и разработка газовых месторождений / М.: «Недра». 1974.-376 с.

34.Зинченко И.А., Кирсанов С.А., Гереш Г.М., Вальковский С.Н., Фельдман А.Я., Поляков Е.Е. Выделение эффективных толщин коллекторов в тонкослоистых заглинизированных пластах сеноманских отложений Ямбургского месторождения / Наука и техника в газовой промышленности, приложение. Спец. сборник: Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений, №4. 2006.-С.3-8.

35. Зинченко И.А., Кирсанов С.А., Гереш Г.М., Вальковский С.Н., Фельдман А.Я., Поляков Е.Е. Учет минерализации пластовых вод сеноманских отложений при определении фильтрационно-емкостных свойств коллекторов Ямбургского месторождения / Наука и техника в газовой промышленности, приложение. Спец. сборник: Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. №2. 2006.-С.19-24.

36. Игнатович Н.К. К вопросу о гидрогеологических условиях формирования и сохранения нефтяных залежей / ДАН СССР. №5. 1945, 46.-С. 451-455.

37. Игнатович Н.К. О гидрогеологической классификации геоструктурных элементов / ДАН СССР 1945, 45.-С. 357-361.

38. Ильковский К.Б. Определение минимальной скорости газа, необходимой для выноса жидкости с забоя скважин / ВНИПИГаздобыча: Саратовский ун-т, Разработка газовых месторождений. Добыча и транспорт газа. № 2. 1974.-С. 19-28.

39. Ильченко В.П., Райкевич А.И., Тимонина Л.Ю., Зинченко И.А., Гончаров В.С., Маршаев О.А., Левшенко Т.В. Техногенная гидрогеология Ямбургского месторождения / М.: ООО «ИРЦ Газпром». Газовая промышленность, Серия:

Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. 2000.89 с.

40. Инструкция по комплексному исследованию газоконденсатных пластов и скважин / Под ред. Г.А. Зотова, З.С. Алиева. М.: Недра. 1980.-301 с.

41. Кислухин И.В. Особенности геологического строения и нефтегазоносность юрско-неокомских отложений полуострова Ямал / Тюмень: автореферат диссертации. 2009.-17 с.

42. Козлов В.Г., Гончаров В.С., Левшенко Т.В., Семашев Р.Г. «Изучить влияние водонапорной системы апт-сеноманского комплекса на разработку группы крупнейших газовых месторождений Тюменской области (Медвежье, Уренгойское, Ямбургское)» отчет по теме Р.1.1.п.8. / М.: ВНИИГАЗ. 1995.120 с.

43. Конторович А.Э., Нестеров И.И., Салманов Ф.К. Геология нефти и газа Западной Сибири / М.: Недра. 1975.-680 с.

44. Комаров С.Г. Геофизические методы исследования скважин / М.: Гостоптехиздат. 1963.-С.100-105.

45. Корценштейн В.Н. Водонапорные системы крупнейших газовых и газоконденсатных месторождений СССР / М.: Недра. 1977.-248 с.

46. Кругликов Н.М., Нелюбин В.В., Яковлев О.Н. Гидрогеология ЗападноСибирского нефтегазоносного мегабассейна и особенности формирования залежей УВ. / Л.: Недра. 1985.-280 с.

47. Лаврик Д.А., Минниахметов И.Р., Пергамент А.Х. Регуляризованные алгоритмы статистического оценивания функций в задачах геологического моделирования / Матем. моделирование, 23:4 (2011).-С. 23-40.

48. Лапердин А.Н., С.Н. Меньшиков, И.С. Морозов. Проблемы эксплуатации газовых месторождений на поздних стадиях разработки / М.: Газовая промышленность, №05 (659). 2011.-С. 43-45.

49. Лехов А.В. Физико-химическая гидрогеодинамика: учебник / М.:КДУ, 2010.500 с.

50. Люгай Д.В., Гереш Г.М., Васильев Ю.Н. Перспективы применения системного подхода и методов системного анализа при проектировании и управлении разработкой газовых месторождений / М.: Газовая промышленность, № 5. 2013.-С. 56-58.

51. Максимов В.М., Дмитриев М.Н., Антоневич Ю.С. Эффекты тензорного характера относительных фазовых проницаемостей при взаимном вытеснении газа водой в анизотропных пластах/ М.: Газовая промышленность, №12 (639). 2009.-С. 10-12.

52. Малых А.С. О приближенном расчете продвижения краевой воды в газовую залежь / М.:Труды ВНИИГаза. Вып. 45 (53). 1972.-С. 29-55.

53. Матусевич В.М. Геохимия подземных вод Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна / М.: Недра. 1976.-160 с.

54. Меньшиков С.И., Лапердин А.Н., Ермилов О.М., Морозов И.С. Эксплуатация объектов газодобычи на поздней стадии разработки / М.: Газовая промышленность, №644. 2010.-С. 40-44.

55. Минниахметов И.Р. Стохастическое моделирование условных гауссовских процессов / М.: 2011.-20 с.

56. Минский Е.М., Бурштейн М.Л. Приближенный расчет притока газа к скважине, дренирующей одновременно несколько газоносных пластов / М.: Труды ВНИИНЕФТЬ, вып. 2 III. 1956.-С.2-10.

57. Минский Е.М., Ингерман В.Г. О сопоставлении результатов промыслово-геофизических исследований с данными гидродинамических испытаний скважин (на примере оценки проницаемости) / М.:ВНИИЭГАЗПРОМ. Реф. сб. «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений», №6. 1968.-С.8-11.

58. Намиот А.Ю., Бондарева М.М. Растворимость газов в воде под давлением / М.: 1963.-149 с.

59. Немнюгин М.А., Стесик О.Л. Современный Фортран. Самоучитель /СПб.: БХВ-Петербург. 2005.-496 с.

60. Нифантов В.И., Мельникова Е.В., Мельников С.А. Повышение продуктивности скважин: опыт, проблемы, перспективы / М.: Газпром ВНИИГАЗ. 2014.-242 с.

61. Обакшин П.А., Усачев В.Д. Исследование физико-механических свойств пород-коллекторов газовых залежей туронских отложений Западной Сибири / М.: Трубопроводный транспорт: теория и практика, №6(34). 2012.-С.46-52.

62. Отчет «Гидрогеологические аспекты обводнения крупнейших разрабатываемых газовых залежей Севера Тюменской области (Медвежье, Уренгойское, Ямбургское)» / М.: ВНИИГАЗ. 1998.-436 с.

63. Отчет «Изучить неоднородность континентальных продуктивных толщ крупнейших газовых месторождений севера Тюменской области для выбора и обоснования системы их разработки и методики доразведки» / М.: ВНИИГАЗ. 1974.-158 с.

64. Отчет по подсчету запасов свободного газа в сеноманской залежи Уренгойского месторождения Пуровского района Тюменской области (с Песцовой площадью) по состоянию на 15.01.1979 г. / Береснев Н.Ф., Федорцева С.А. Тюмень: 1979.-279 с.

65. Панкина Р.Г., Мехтиева В.Л., Гуриева С.М. Изотопный состав сульфатной серы пластовых вод некоторых нефтегазоносных территорий Советского Союза / Геология нефти и газа, №7. 1976.-С.43-48.

66. Перемышцев Ю.А. Вероятностно-статистический метод построения геолого-промысловой модели газового месторождения (на примере месторождения Медвежье) / М.:ВНИИЭГАЗПРОМ. Реф. сб. «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений», №10, 1979.-С. 8-16.

67. Перемышцев Ю.А. Особенности подготовки исходных данных для проектирования разработки северных газовых месторождений (на примере месторождений Медвежье, Уренгой) / М.: ВНИИГАЗ. 1979.-140 с.

68. Перемышцев Ю.А., Неутолимов Д.Ю., Усачев В.Д. Теория и практика расчета добычных возможностей наклонных и горизонтальных газовых скважин / М.: ООО «Газпром ВНИИГАЗ». 2015.-70 с.

69. Перемышцев Ю.А., Старшов А.В., Габриэлянц М.Г., Наренков Ю.С. Расчет профиля притока и определение рациональных интервалов перфорации кустовых скважин / М.: НПО «Союзгазтехнология». Сб. «Основные технические решения по освоению газоконденсатных месторождений полуострова Ямал». 1990.-С. 24-32.

70. Перемышцев Ю.А., Усачев В.Д. Проблемы очистки эксплуатационных скважин от технических и конденсационных вод на Бованенковском НГКМ / М.: Наука и Техника в газовой промышленности, №3(67). 2016.-С. 24-35.

71. Перепеличенко В.Ф. Методика расчета продвижения воды в газовую залежь при искусственном и естественном заводнении с учетом гравитационных сил / М.: Труды ВНИИГаза. 1973.-С. 85-92.

72. Подсчет запасов газа сеноманской залежи Ямбургского месторождения по данным эксплуатации. Этап 1 / М.: ВНИИГАЗ. 1995.-231 с.

73. Подсчет запасов свободного газа в сеноманской залежи Ямбургского месторождения Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области по состоянию на 1.02.1983 / Тюмень: Главтюменьгеология. 1983.-277 с.

74. Пономарев А.И. О возможности оценки масштабов обводнения фонда добывающих скважин на газовых месторождениях в слоисто-неоднородных пластах / Нефтегазовое дело: электрон. науч. журн. № 6, 2012.-С. 218-225.

75. Пономарев А.И. Повышение эффективности разработки залежей углеводородов в низкопроницаемых и слоисто-неоднородных коллекторах / Новосибириск: Издательство СО РАН. 2007.-236 с.

76. Поляков В.А., Степанов Н.Г., Фриман Ю.М. Использование геологогазодинамических моделей для решения задач разработки газовых месторождений / М.: ВНИИЭГазпром. НТО, серия: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. 1976.-36 с.

77. Рассохин Г.В., Леонтьев И.А., Петренко В.И. и др. Влияние обводнения многопластовых газовых и газоконденсатных месторождений на их разработку / М.: Недра. 1973.-262 с.

78. Рахбари Н.Ю. Роль водорастворенных газов в формировании и процессах разработки газовых месторождений со слоистыми коллекторами : на примере месторождения Медвежье / М.: ИПНГ РАН. 2012.-218 с.

79. Савченко В. П. Формирование, разведка и разработка месторождений газа и нефти / М.: Недра. 1977.-414 с.

80. Самарский А.А. Теория разностных схем / М.Наука: 1989-616 с.

81. Сапожникова С.В. Прогнозирование процесса заводнения методом случайной функции / М.: автореферат диссертации. 1973.-19 с.

82. Сапожникова С.В. Способ описания проницаемости как случайной функции пространственных координат / М.: МИНХ и ГП. Сб. «Нефть и газ». 1972.-С. 12-20.

83. Степанов Н.Г., Дубина Н.И., Васильев Ю.Н. Влияние растворенного в пластовых водах газа на обводнение газовых залежей / М.Недра. 1999.-124 с.

84. Степанов Н.Г., Дубина Н.И., Васильев Ю.Н.. Системный анализ проблемы газоотдачи продуктивных пластов / М.: ООО «Недра-Бизнесцентр». 2001.204 с.

85. Усачев В.Д., Паршикова Н.Г. Гидрохимический контроль на Ямбургском месторождении / Ухта: Тезисы докладов VII научно-практической конференции молодых ученых и специалистов филиала ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г.Ухта «Инновации в нефтегазовой отрасли - 2010». 2010.-С. 19-21.

86. Усачев В.Д., Перемышцев Ю.А. Прогнозирование обводнения газовых залежей водоплавающего типа на примере месторождений Западной Сибири / М.: Научно-технический журнал «Нефтепромысловое дело», №1. 2018.-С. 12-17.

87. Усачев В.Д. Анализ факторов, влияющих на обводнение газовой залежи при ее длительной эксплуатации / М.: ООО «Газпром ВНИИГАЗ». Сборник тезисов III

Научно-технического семинара «Актуальные вопросы проектирования разработки месторождений углеводородов». 2013.-С. 7.

88. Усачев В.Д. Математическое моделирование внедрения пластовой воды в газовую залежь на примере эксплуатации Ямбургского НГКМ / М.: ООО «Газпром ВНИИГАЗ». Тезисы докладов внутренней молодежной научно-практической конференции ООО «Газпром ВНИИГАЗ». 2016.-с. 22.

89. Усачев В.Д. Моделирование водонапорной системы сеноманской залежи по данным разработки и промысловой геофизики (на примере Ямбургского НГКМ) / Тверь: Научно-технический вестник «Каротажник», №270. 2016.— С. 75-87.

90. Усачев В.Д. Оценка зависимости подъема газоводяного контакта от неоднородности пласта-коллектора на примере Ямбургского НГКМ / М.: РГУНГ им. И.М. Губкина. Сборник тезисов 71-й международной молодежной научно-практической конференции «Нефть и газ 2017», том 1. 2017.-С. 380.

91. Усачев В.Д. Расчет газоотдающих интервалов и профиля притока газа в эксплуатационных скважинах Бованенковского НГКМ / М.: РГУНГ им. И.М. Губкина. Сборник тезисов юбилейной 70-й международной молодежной научно-практической конференции «Нефть и газ 2016», приуроченной к III Национальному нефтегазовому форуму, том 1. 2016.-С. 308.

92. Фоменко В.Г. Геофизические методы определения подсчётных параметров (методическое пособие) / М.: 2013.-120 с.

93. Хафизов Ф.З. Повышение эффективности разведки залежей крупных нефтегазоносных комплексов / М.: Недра. 1991.-264 с.

94. Хейн А.А. Гидродинамические модели процесса обводнения газовых месторождений пластового и массивного типа / Сб. Вопросы разработки и эксплуатации газовых месторождений Западной Сибири // М.: ВНИИГАЗ, 1982.-С. 53-86.

95. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика / М.: Гостоптехиздат. 1963.-363 с.

96. Чашкин Ю.Г. Об определении минимально допустимого дебита газоконденсатных скважин / Газовое дело, № 10. 1968.-С. 7-10.

97. Шаяхметов А.И. Прогнозирование обводнения фонда добывающих скважин на крупных газовых месторождениях / Уфа: Уфимский государственный нефтяной технический университет, 2014.-145 с.

98. Шеберстов Е.В., Рыжов А.Е., Савченко Н.В. Создание геолого-математических моделей сеноманских газовых залежей / М.: Сборник научных трудов «Акутальные проблемы разработки и эксплуатации месторождений природного газа». 2003.-С. 108-119.

99. Ширковский А.И. Комплексные промысловые исследования на газоконденсатном месторождении Камбей / М.: ВНИИЭГазпром. Обзор. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. 1969.74 с.

100. Шишигин С.И. Методы и результаты изучения коллекторских свойств нефтегазоносных горизонтов Западно-Сибирской провинции. / "Труды Зап.-Сиб. науч.-исслед. геологораз.нефт. ин-та", вып. 6. М.: Недра, 1963, С. 69-94.

101. Щелкачев В.Н., Лапук Б.Б. Подземная гидравлика / М.-Л.: Гостоптехиздат. 1949.-525 с.

102. Юшкин В.В. Современное состояние методов исследования месторождений на газоконденсатную характеристику / М.: ВНИИГАЗ. Разработка месторождений природного газа, приуроченных к карбонатным коллекторам большой мощности. 1984.-С. 95-104.

103. Янке Е., Эмде Ф. Таблицы функций с формулами и кривыми / М.: ФИЗМАТГИЗ. 1959.-С.1-3.

104. Armstrong M. Problems with universal kriging / Mathematical Geology, Vol, 16. 1982-P.475-499.

105. Buhman M., Powell M. Radial basis function interpolation on an infinite regular grid, in Algorithms for approximation II / (Mason & Cox, eds.), Chapman & Hall, London, 1990.-P. 146-169.

106. Carter R.D., Tracy G.W. An Improved Method for Calculating Water Influx / Trans., AIME, 219; J. Pet Tech, Dec.1960.-P. 58-60.

107. Chiles J-P., Delfinder P. Geostatistics Modeling Spatial Uncertainty / Canada, Wiley&Sons, Second edition, 2012.-731 p.

108. Cressie N. The Origins of Kriging, Mathematical Geology, v. 22, 1990.-P. 239-252.

109. Deutsch Clayton V., Geostatistical Reservoir Modeling / New York, Oxford, VII, 2014.-433 p.

110. Fetkovich M.J. A simplified Approach to Water Influx Calculations-Finite Aquifer Systems / J. Pet Tech, July 1971.-P.814-828.

111. Goovaerts P. Geostatistics for Natural Resources Evaluation / [S. l.]: Oxford Univ. Press, 1997.-483 p.

112. Journel A., Huijbregts C., Mining Geostatistics. Academic Press, New York. 1978.-600 p.

113. Krige D.G. A statistical approach to some mine valuation and allied problems on the Witwatersrand /1951.-272 p.

114. Matheron G. Principles of geostatistics / Economic Geology, 58, 1963.-P. 1246-1266.

115. Shinozuka M., Zhang R., Equivalence Between Kriging And Cpdf Methods For Conditional Simulation J. Eng. Mech. 122,1996.-P. 530-538.

116. Tough F.B. Methods of Shutting of Water in Oil and Gas Wells / Washington, 1918.-163 p.

117. Turner R.G., Hubbard M.G., Dukler A.E. Analysis and Prediction of Minimum flow Rate for continuous removal of liquids from Gas Wells / JPT. XI, 1969.-P. 1475-1482.

118. Usachev V. Hydrogeoecological monitoring during operation of the Yamburg gas-condensate field / M.: Abstracts of Scientific and Practical Seminar "Environmental future of the gas industry". 2016.-P.11.

119. Van Everdingen A.F. and Hurst W. The Application of the Laplace Transformation to Flow Problems in Reservoirs / Trans., AIME 186, 1949.-P.305-323.

120. Weber K.J. How heterogeneity affects oil recovery, in L.W.Lake and H.B.J. Carroll, eds., Reservoir Characterization / Orlando, FL, Academy Press. 1986.-P. 487-544.