Совершенствование гидродинамической модели Киринского месторождения для повышения эффективности разработки в условиях геологической неопределенности тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.18, кандидат наук Сторожева Анна Евгеньевна

• Сторожева Анна Евгеньевна
• кандидат наук
• 2018

Оглавление диссертации кандидат наук Сторожева Анна Евгеньевна

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1 Геологическое строение, нефтегазоносность и коллекторские свойства месторождений Киринского блока

1.1 История создания теоретических основ добычи газа

1.2 История открытия и разработки месторождений шельфа острова Сахалин

1.3 Геологическое строение и нефтегазоносность Киринского, Южно-Киринского и Мынгинского месторождений

1.4 Коллекторские свойства продуктивных отложений Киринского блока 30 Выводы к разделу

2 Совершенствование гидродинамической модели Киринского месторождения

2.1 Построение трехмерной цифровой геологической модели Киринского месторождения

2.2 Трехмерные цифровые гидродинамические модели Киринского месторождения

2.3 Влияние неопределенностей геологического строения Киринского месторождения на технологические показатели разработки

2.4 Выбор длины горизонтального ствола скважины Киринского месторождения в условиях неопределенности

Выводы к разделу

3 Оценка добычной возможности газовых залежей месторождений Киринского блока

3.1 Современный опыт эксплуатации высокодебитных морских скважин

3.2 Оценка производительности газовой скважины Киринского месторождения

Выводы к разделу

4 Рекомендации по разработке месторождений Киринского блока

4.1 Предложения по технологическим решениям и мероприятиям, повышающим эффективность освоения месторождений Киринского блока

4.2 Предложения по контролю и регулированию процесса разработки месторождений Киринского блока

Выводы к разделу

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследования

В соответствии с «Энергетической стратегией России до 2030 года» основные объемы прироста запасов, увеличение и стабилизацию добычи углеводородного сырья планируется осуществлять за счет привлечения ресурсов Российского континентального шельфа, который обладает уникальными запасами газа и нефти.

Развитие морской добычи углеводородов является важнейшим фактором развития отечественной нефтегазодобывающей отрасли и гарантией энергетической безопасности страны.

Значительный потенциал энергетических ресурсов России сосредоточен в Охотском море на востоке страны. Всего на шельфе Сахалина открыто 16 месторождений, в разработке находятся 6 (Одопту, Чайво, Аркутун-Даги, Пильтун-Астохское, Лунское, Киринское). Нефтяные и газовые месторождения Сахалинского шельфа условно разделены на проекты - блоки. Промышленное освоение запасов углеводородов ведется в рамках крупных международных проектов «Сахалин-1», «Сахалин-2» (добыча ведется с 1999 года), «Сахалин-3» (добыча начата в 2013 году). В 2016 году объемы добычи углеводородов

-5

составили 18 млн т нефти и порядка 30 млрд м газа. Шельф острова Сахалин играет главную роль в организации поставок газа потребителям Дальнего Востока России и Азиатско-Тихоокеанского региона. Одним из основных источников поставок газа станет проект «Сахалин-3», где ПАО «Газпром» принадлежат лицензии на три блока: Киринский, Аяшский и Восточно-Одоптинский и Киринское месторождение.

Разработка рекомендаций по повышению эффективности освоения морских месторождений Киринского блока в условиях недостаточной изученности залежей, высокой степени неопределенности в геологическом строении и характере распределения параметров продуктивности в объеме пласта является актуальной задачей исследования.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование гидродинамической модели Киринского месторождения для повышения эффективности разработки в условиях геологической неопределенности»

Цель работы

Повышение эффективности освоения морских газоконденсатных месторождений Киринского блока шельфа острова Сахалин.

Основные задачи исследований

1. Изучение мирового опыта эксплуатации морских газоконденсатных месторождений с высокими темпами отбора газа.

2. Анализ гидродинамических исследований поисково-разведочных и эксплуатационных скважин месторождений Киринского блока.

3. Уточнение геологической и гидродинамической моделей Киринского месторождения по результатам эксплуатации.

4. Оценка влияния неопределенностей геологического строения Киринского месторождения на проектные технологические показатели разработки.

5. Выбор длины горизонтального участка эксплуатационной скважины в условиях неопределенности.

6. Расчет добычной возможности газовых залежей, сосредоточенных в продуктивных пластах дагинского горизонта месторождений Киринского блока.

7. Разработка рекомендаций по освоению морских газоконденсатных месторождений Киринского блока.

Методы решения поставленных задач

Для решения исходных научно-практических задач автором собрана и систематизирована обширная геологическая и технологическая информация о месторождениях Киринского блока, включая данные сейсморазведки 3D, бурения поисково-разведочных и эксплуатационных скважин, промыслово-геофизических, гидродинамических исследований, результатов лабораторных исследований керна и пластовых флюидов. Автором созданы цифровая геологическая и гидродинамическая модели Киринского месторождения с применением соответствующего программного обеспечения (Petrel, Eclipse) и методов компьютерного моделирования. На основе собственных компьютерных

экспериментов автором выполнено обоснование технологических решений по разработке Киринского месторождения.

Научная новизна

1. По результатам изучения геолого-геофизических и литолого-петрофизических исследований продуктивных пластов дагинского горизонта установлены и научно обоснованы закономерности изменения фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов по площади и разрезу месторождений Киринского блока.

2. На основе современных геолого-геофизических данных и результатов эксплуатации Киринского газоконденсатного месторождения построена геологическая и усовершенствована гидродинамическая модели.

3. Согласно расчетам, выполненным на усовершенствованной гидродинамической модели, определены оптимальные длины горизонтальных участков эксплуатационных скважин.

4. С учетом анализа опыта эксплуатации скважин Киринского месторождения и расчетов, выполненных на усовершенствованной гидродинамической модели, показано, что в Киринском блоке дебиты эксплуатационных скважин из продуктивных пластов дагинского горизонта могут быть увеличены.

Защищаемые положения

1. Актуализированная геологическая и усовершенствованная гидродинамическая модели Киринского газоконденсатного месторождения для коллекторов дагинских отложений.

2. Методические подходы уточнения геологической и гидродинамической модели в условиях неопределенностей.

3. Обоснование длины горизонтальных участков и добычной возможности скважин, пробуренных на продуктивные пласты дагинского горизонта.

4. Рекомендации, повышающие эффективность освоения месторождений Киринского блока.

Практическая ценность и реализация результатов работы

Практическая реализация разработанных рекомендаций по эксплуатации

-5

скважин с дебитами (до 5 и более млн м /сут) Киринского, Южно-Киринского и Мынгинского газоконденсатных месторождений позволит ускорить достижение запланированных объемов добычи углеводородного сырья.

Результаты работ в виде рекомендаций по разработке и комплексному освоению Киринского блока переданы в ООО «Газпром добыча шельф Южно-Сахалинск» и использованы при уточнении гидродинамических моделей и технологических параметров эксплуатации Киринского и доразведке Южно-Киринского месторождений.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Тема диссертации соответствует паспорту специальности 25.00.18 «Технология освоения морских месторождений полезных ископаемых» (технические науки). В разделе «Область исследования» содержание работы соответствует пункту 4.

Пункт 4: Управление процессами извлечения полезных ископаемых из недр и оптимизация методов поисков и разработки морских месторождений (залежей) полезных ископаемых.

Апробация работы

Основные результаты диссертационной работы докладывались автором на международных и всероссийских научных конференциях:

1. XI Международной конференции «Геоинформатика: теоретические и прикладные аспекты», Киев, 2012.

2. 67-й Международной молодежной научной конференции «Нефть и газ - 2013», Москва, 2013.

3. 68-й Международной молодежной научной конференции «Нефть и газ - 2014», Москва, 2014.

4. 69-й Международной молодежной научной конференции «Нефть и газ - 2015», Москва, 2015.

5. 12-й Международной выставке и конференции по освоению ресурсов

нефти и газа Российской Арктики и континентального шельфа стран СНГ (RAO/CIS Offshore 2015), Санкт-Петербург, 2015.

6. 11-й Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности» (газ, нефть, энергетика), Москва, 2015.

7. VIII научно-практической конференции молодых специалистов компании «Сахалин Энерджи», Южно-Сахалинск, 2016.

8. 13-й Международной выставке и конференции по освоению ресурсов нефти и газа Российской Арктики и континентального шельфа стран СНГ (RAO/CIS Offshore 2017), Санкт-Петербург, 2017.

Публикации

По теме диссертации автором опубликовано 12 печатных работ, в том числе две статьи в рецензируемых научных изданиях, включенных в «Перечень российских рецензируемых научных изданий» ВАК при Минобрнауки РФ.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения и списка использованных литературных источников из 102 наименований. Материал работы изложен на 129 страницах и содержит 62 рисунка и 12 таблиц.

Работа выполнена на кафедре Освоения морских нефтегазовых месторождений РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина.

Автор выражает признательность заведующему кафедрой освоения морских нефтегазовых месторождений - д.т.н., профессору Б.А. Никитину. Автор глубоко благодарен своему научному руководителю, д.г-м.н. А.Д. Дзюбло за выбор направления исследований, постоянное внимание и руководство работой. Автор выражает искреннюю благодарность д.т.н., профессору А.Г. Потапову, д.т.н., профессору А.С. Оганову, д.т.н., профессору М.Н. Мансурову, д.т.н., профессору И.Т. Мищенко, д.т.н., профессору А.Б. Золотухину, д.т.н., профессору А.И. Ермолаеву, к.т.н. П.В. Пятибратову, к.т.н. В.И. Бойко, к.т.н. Е.В. Богатыревой за ценные советы, консультации и предложения в ходе выполнения работы и подготовки ее к защите.

1 ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ, НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ И КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА МЕСТОРОЖДЕНИЙ КИРИНСКОГО

БЛОКА

1.1 История создания теоретических основ добычи газа

Россия занимает уникальное место в мире по разведанным запасам газа, темпам роста его промышленного производства, масштабам экспорта газа в европейские и азиатские страны. Газовая промышленность имеет большие потенциальные возможности дальнейшего роста. В России накоплен большой уникальный опыт разработки месторождений природных газов.

Задолго до выделения газовой промышленности в самостоятельную отрасль в стране формировался научный подход к добыче газа трудами Стрижова И.Н., Ходановича И.Е., Шахназарова М.Х. и других специалистов. Появление теории пластовых фильтрационных процессов, как основы научной разработки месторождений природных газов, связано с именем академика Лейбензона Л.С. Им впервые изучены особенности фильтрационных течений газов, получены соответствующие дифференциальные уравнения и введена потенциальная функция, носящая его имя. На основе комплексного подхода к исследованиям, описанным в этих работах, в проектно-исследовательском бюро Московского нефтяного института им. И.М. Губкина развивали теоретические основы разработки месторождений природных газов. На этом этапе основополагающий вклад в создание теории разработки газовых месторождений внесли Лапук Б.Б., Савченко В.П., Николаевский Н.М.

Дальнейшее развитие теории и практики разработки месторождений определялось потребностями интенсивно развивающейся газовой промышленности, изменением геолого-физических и природно-климатических условий разработки месторождений. В связи с этим в головном институте газовой промышленности - ВНИИГАЗе сформировалось направление разработки газовых месторождений и эксплуатации газовых скважин, в основе которого лежали

фундаментальные исследования в области физики пласта и теории фильтрации газа, а также термодинамики и фазовых превращений углеводородов. Большой вклад в развитие этого направления внесли исследования Минского Е.М., Козлова А.Л., Ханина А.А., Велитковского А. С., Коротаева Ю.П.

Следует отметить, что в советский период времени существенный вклад в теорию разработки месторождений и добычи газа внесли ученые созданной в г. Баку научной школы во главе с Абасовым М.Т., Мирзаджанзаде А.Х.

В РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина продолжались фундаментальные исследования по внедрению компьютерных методов в решение задач разработки месторождений природных газов, развивались новые методы подземного хранения газа. Указанные исследования связаны с именами Требина Ф.А., Чарного И.А. и их школ.

Позднее научную эстафету в области разработки газовых и газоконденсатных месторождений уверенно приняли Андреев О.Ф., Бузинов С.Н., Зотов Г.А., Закиров С.Н., Басниев К.С., Алиев З.С., Тер-Саркисов Р.М., Худяков О.Ф., Николаевский В.Н., Степанова Г.С., Юшкин В.В., Гриценко А.И., Крылов А.П. и многие другие ученые.

К настоящему времени в России созданы современные теоретические основы и накоплена огромная практика разработки месторождений природных

-5

газов, что позволяет ежегодно добывать свыше 600 млрд м газа.

Освоение ресурсов углеводородов континентального шельфа по сравнению с освоением месторождений на суше имеет целый ряд принципиальных отличий. Основной отличительной особенностью является присутствие гидросферы, поэтому необходимы новые конструкции для осуществления бурения, добычи (как правило платформы), подготовки и транспорта. На освоение морского месторождения кроме общих факторов (глубина скважины, фильтрационные свойства и гидродинамические особенности залегания продуктивных горизонтов) влияют и такие, как глубина моря, удаленность от берега и базы обслуживания, волновой, ветровой и ледовый режимы и др.

Также отличия связаны с малыми объемами поисково-разведочного бурения, высокой стоимостью строительства эксплуатационных скважин, большим уровнем риска, более серьезными последствиями внештатных ситуаций, связанных с морскими операциями, а также органической взаимосвязью разработки и обустройства морского месторождения, поскольку в этом случае систему «пласт - скважины - объекты морского обустройства - промысловые трубопроводы - береговая технологическая инфраструктура» следует рассматривать как единый комплекс.

Обустройство морского месторождения на шельфе требует значительных материальных затрат, разработки и внедрения высокотехнологичных решений, задействования новейшего современного специализированного флота, проектирования и монтажа подводного оборудования с высокой степенью защиты от аварий с учетом выполнения необходимых работ в жестких временных рамках.

1.2 История открытия и разработки месторождений шельфа острова

Сахалин

Шельф северо-восточного Сахалина достаточно хорошо изучен региональными, поисковыми и детальными геофизическими работами. Систематические геолого-геофизические исследования в регионе были начаты в 1957-1958 гг. Среди них преобладали сейсмические работы 2D, по результатам которых были открыты крупные нефтегазоконденсатные месторождения - Чайво, Лунское, Пильтун-Астохское, Одопту [64].

Нефтегазовая промышленность Сахалинской области - одна из самых старейших и наиболее развитых в сфере добычи углеводородов в России. Промышленная добыча нефти здесь ведется с 1928 г., газа - с 1956 г. В результате геологоразведочных работ (ГРР) на северо-восточном шельфе острова открыто 16 месторождений нефти и газа, 8 из которых по объемам запасов относятся к категории крупных и одно - Южно-Киринское - к категории уникальных. По информации местных властей в настоящее время на сахалинском шельфе

добывается 3,3% российской нефти и 4,6% газа, производится 4,5% мирового объема сжиженного природного газа (СПГ). В 2016 году компании добыли на

Л

Сахалине более 18 млн т нефти, 29,6 млрд м газа [49].

Сахалинский шельф разбит на 9 блоков. Они получили порядковые номера от «Сахалин-1» до «Сахалин-9» (рисунок 1.1). Каждый блок объединяет несколько нефтегазовых месторождений. В разработке находятся:

Проект «Сахалин-1» - первый масштабный шельфовый проект, осуществляемый в Российской Федерации на условиях соглашения о разделе продукции, заключенного в 1996 г. В рамках проекта идет освоение трех морских месторождений: Чайво, Одопту и Аркутун-Даги.

Оператор проекта - «Эксон Нефтегаз Лимитед» (ЭНЛ), дочерняя компания корпорации ExxonMobil (доля участия ExxonMobil - 30%). Партнерами ЭНЛ по консорциуму «Сахалин-1» являются: ПАО «НК «Роснефть» (20%); японский консорциум SODECO (30%); индийская государственная нефтяная компания ONGC Videsh Ltd. (20%). В рамках проекта в 2016 г. было добыто 8,9 млн т н.э. По данным ExxonMobil, в 2016 г. накопленная добыча проекта превысила 653 млн баррелей нефти [49]. Американская компания оценивает проект как один из самых успешных и технически сложных.

Для освоения месторождения Чайво и Одопту были задействованы береговая буровая установка «Ястреб», а для Чайво и морская платформа «Орлан», которая используется для разработки юго-западной части месторождения. Установка платформы «Орлан» была завершена в июле 2005 г., а буровые работы начаты в декабре 2005 г. Наземная буровая установка «Ястреб» спроектирована специально для проекта «Сахалин-1» и является одной из наиболее мощных наземных буровых установок в отрасли. Эта установка предназначена для бурения с берега скважин с большим отходом забоя от вертикали (БОВ). Новейшая технология БОВ позволяет сократить высокие капитальные и эксплуатационные затраты на морские сооружения.

Рисунок 1.1 - Схема расположения лицензионных участков и месторождений углеводородов на шельфе острова Сахалин

Углеводороды с буровой «Ястреб» и платформы «Орлан» подаются на береговой комплекс подготовки Чайво. Здесь производится стабилизированная нефть, которая направляется на экспорт через нефтеотгрузочный терминал в Де-

Кастри, и природный газ, который поставляется покупателям на Дальнем Востоке России.

Следующей стадией разработки проекта «Сахалин-1» является освоение месторождения Аркутун-Даги, расположенного на расстоянии около 25 км от береговой линии, восточнее месторождения Чайво. Глубина воды в этом районе достигает 35 м. В 2014 году на месторождении была установлена платформа «Беркут». Для установки верхнего основания платформы была проведена уникальная транспортная операция по его доставке на плановую точку на расстояние более 2600 км. В ходе изготовления, доставки и монтажа фундаментального верхнего строения было установлено несколько отраслевых мировых рекордов, в том числе, монтаж в открытом море методом надвига. Вес верхнего строения платформы 42 тысячи тонн, общий вес вместе с основанием более 200 тысяч тонн. Это самое крупное сооружение подобного рода в мире. С января 2015 года с платформы «Беркут» начала поступать первая промышленная нефть.

С начала реализации программы буровых работ в 2003 г. в рамках проекта было установлено несколько мировых рекордов по бурению скважин с большим отходом от вертикали. В ноябре 2017 года успешно завершено бурение с платформы «Орлан» на месторождении Чайво самой протяженной скважины в мире. Длина скважины с горизонтальным окончанием составляет 15 000 м, что на сегодняшний день является мировым рекордом. Скважина относится к категории сверхсложных, отход от вертикали составляет 14 129 м. С учетом новой рекордно глубокой скважины на сегодняшний день Консорциумом «Сахалин-1» пробурено 9 из 10 самых протяженных в мире скважин.

На ближайшие годы планируются новые фазы реализации проекта. Сейчас завершаются строительно-монтажные работы в рамках второго этапа освоения месторождения Одопту. В настоящее время уже ведется бурение скважин с использованием новой буровой установки «Кречет». Дополнительные объемы добычи углеводородов за счет реализации второго этапа к 2025 г. составят 1,8 млн т в год.

Вторая стадия разработки месторождения Чайво предполагает освоение газовых запасов. Для воплощения в жизнь этих планов потребуется бурение дополнительных газовых скважин и расширение существующих береговых и морских объектов. Предполагается, что в результате будет дополнительно добыто около 8 млрд м в год.

После 2020 г. намечена реализация проекта по строительству завода по производству сжиженного природного газа (проект «Дальневосточный СПГ»). Мощность проекта может составить 6,2 млн т СПГ в год. Обсуждаются две возможные площадки для строительства завода по сжижению природного газа: на Сахалине - близ поселка Ильинский, а также рядом с уже существующей экспортной инфраструктурой проекта «Сахалин-1» в Де-Кастри Хабаровского края.

Проект «Сахалин-2» является одним из крупнейших в мире комплексных нефтегазовых проектов, реализуется в суровых климатических условиях острова Сахалин.

По проекту осваиваются Пильтун-Астохское и Лунское месторождения, извлекаемые запасы которых оцениваются: нефти и конденсата - 142 млн т, газа -

Л

582 млрд м [69]. Акционерами компании - оператора проекта Sakhalin Energy Investment Company Ltd. являются ОАО «Газпром» (50%), Shell (27,5 %) и японские Mitsui и Mitsubishi (12,5 и 10 % соответственно).

Реализация первого этапа проекта началась в 1996 году с широкой программы поисково-разведочных работ на Пильтун-Астохском участке, включая сейсмическую разведку и бурение поисковых и разведочных скважин. В 1998 году на шельфе острова была установлена первая в России морская платформа «Пильтун-Астохская-А» (ПА-А / «Моликпак»), добыча нефти с которой была начата в июле 1999 года. Второй этап проекта «Сахалин-2» включал строительство и установку двух новых морских платформ «Пильтун-Астохская-Б» (ПА-Б) и «Лунская-А» (Лун-А). Также были построены и введены в эксплуатацию подводные трубопроводы длиной 300 км, соединяющие все три платформы с берегом, наземные нефте- и газопроводы длиной 800 км,

объединенный береговой технологический комплекс, терминал отгрузки нефти и первый в России завод по производству сжиженного природного газа (СПГ). В 2017 г. исполнилось восьмилетие ввода в эксплуатацию завода по производству сжиженного газа и выхода российского СПГ на энергетические рынки Азиатско-Тихоокеанского региона и Северного побережья Америки.

Три морские нефтегазовые платформы добывают в среднем около 16 тыс. т

-5

нефти и конденсата и 50 млн м газа в сутки. С начала реализации проекта

-5

извлечено более 142 млрд м газа и более 62 млн т жидких углеводородов. За восемь месяцев 2017 года добыто более 3,8 млн т нефти и газоконденсата. Произведено более 7 млн т СПГ.

В рамках проекта «Сахалин-3» ПАО «Газпром» принадлежат лицензии на три участка: Киринский, Аяшский и Восточно-Одоптинский.

Газ проекта «Сахалин-3» станет основной ресурсной базой для газотранспортной системы «Сахалин - Хабаровск - Владивосток». Ресурсы газа проекта «Сахалин-3» оцениваются на уровне около 1,4 трлн м , при этом основные из них сконцентрированы на Киринском участке.

Первоочередным объектом освоения в Киринском блоке является Киринское газоконденсатное месторождение (ГКМ). Проект по его освоению является уникальным не только в отечественной, но и мировой практике. Проектные решения по разработке и обустройству месторождений Киринского блока обусловлены тремя основными факторами: наличием сезонного ледового режима, глубиной воды и расстоянием до объектов береговой инфраструктуры. Уникальность проекта заключается в организации технически сложной системы разработки и обустройства подводного промысла в условиях замерзающей акватории Охотского моря. Впервые в России добыча углеводородного сырья осуществляется с помощью подводного добычного комплекса (ПДК) без использования надводных гидротехнических сооружений (рисунок 1.2).

Схемой обустройства Киринского ГКМ (рисунок 1.3) предусмотрено строительство [64]:

- подводного добычного комплекса, состоящего из манифольда, трубопроводов и шлангокабелей, проложенных по дну моря, внутрипромысловых трубопроводов и коммуникаций системы сбора газа с узлами подключения скважин, береговой площадки управления ПДК;

- берегового технологического комплекса (БТК), состоящего их площадок УКПГ, промбазы, вахтового жилого комплекса (ВЖК), электростанции собственных нужд (ЭСН), водозабора, очистки и утилизации промстоков;

- газосборного коллектора от манифольда до УКПГ (44 км) и магистрального газопровода (2,1 км);

- внитрипромыслового конденсатопровода от УКПГ до действующего нефтепровода компании СЭИК (Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд) (9 км).

Рисунок 1.2 - Состав системы сбора газа ПДК, а также линейные объекты от

берега до месторождения

Рисунок 1.3 - Схема обустройства Киринского ГКМ

Технологии, применяемые при обустройстве месторождения, позволяют осуществлять промышленно-хозяйственную деятельность с минимальным негативным воздействием на экологическую систему региона.

Добыча углеводородов на Киринском месторождении производится с 2013 года, в настоящее время накопленная добыча газа составляет более 2 мдрд м .

1.3 Геологическое строение и нефтегазоносность Киринского, Южно-Киринского и Мынгинского месторождений

На шельфе Охотского моря по данным сейсморазведки были выявлены крупные структуры - Киринская, Южно-Киринская, Мынгинская. В 1992 г. на Киринской структуре в результате бурения скважины 1 было открыто газоконденсатное месторождение в породах дагинского горизонта миоцена. В 2009 и 2010 гг. здесь были пробурены разведочные скважины 2 и 3, подтвердившие высокие перспективы дагинских образований. В 2010- 2011 гг. были пробурены две скважины на Южно-Киринской структуре. Обе скважины установили промышленную газоконденсатную залежь в породах того же дагинского горизонта. В 2011 г. на Мынгинской структуре была пробурена скважина 1 - первооткрывательница газоконденсатного месторождения также в дагинском горизонте [90]. В результате, в Киринском блоке открыто три газоконденсатных месторождения (рисунок 1.4, 1.5) в породах дагинского горизонта.

Глубина моря по месторождениям блока колеблется от 30 до 250 м.

Рисунок 1.4 - Объекты Киринского блока и близлежащие к ним месторождения и перспективные структуры

Рисунок 1.5 - Геолого-геофизическая изученность месторождений Киринского

блока

Литолого-стратиграфический разрез

В пределах исследуемого района в составе верхней части земной коры различаются гетерогенное основание - фундамент, представленный мезозойскими (меловыми) образованиями и осадочный чехол, сложенный кайнозойскими терригенными породами, перекрытыми четвертичными отложениями [34] (рисунок 1.6). Фундамент и осадочный чехол разделены надрегиональным несогласием, соответствующим поверхности акустического фундамента.

Рисунок 1.6- Краткое стратиграфическое описание осадочного чехла северного

Сахалина

В пределах Киринского месторождения пробурено три поисково-разведочных скважины. Вскрытый скважиной №1 разрез представлен кайнозойскими (неогеновыми) и четвертичными отложениями (таблица 1.1), толщина изученного разреза 3375 м при глубине скважины 3482 м.

Таблица 1.1 - Стратиграфическое расчленение разреза скважины № 1 Киринского месторождения

Стратиграфические подразделения Интервал от стола ротора, м (высота ротора 23,5 м) Интервал от уровня моря, м (глубина моря 83 м) Толщина, м

Четвертичная система 106,5 - 126,5 83 - 103 20

Помырский горизонт 126,5 - 825 103 - 801,5 698,5

Верхненутовский горизонт 825 - 1546 801,5 - 1522,5 721

Нижненутовский горизонт 1546 - 2242 1522,5 - 2218,5 696

Окобыкайский горизонт 2242 - 2821 2218,5 - 2797,5 579

Дагинский горизонт 2821 - 3482 (забой) 2797,5 - 3458,5 661 (вскрытая)

Нижележащий разрез изучен геофизическими исследованиями и бурением глубоких скважин на соседних Лунском и Венинском месторождениях на шельфе и на сопредельной суше.

Акустический фундамент имеет сложное строение. На площадях прилегающей суши (месторождение Катангли) фундамент сложен окремненными аргиллитами и плотными алевролитами (в верхней части породы туфогенные). В пределах шельфа северо-восточного Сахалина в строении толщи выделяются в различной степени серпентинизированные, а в тектонических зонах -милонитизированные дуниты, перидотиты и пироксениты, тремолит-серпентиновые и тальк-хлорит-серпентиновые сланцы. Определения плотности

показывают, что среди них присутствуют разуплотненные породы с сильно пониженными значениями плотности [67].

На временных сейсмических разрезах поверхности фундамента отвечает отражающий горизонт Фа, уверенно прослеживаемый по площади. Глубина залегания акустического фундамента в пределах месторождения по данным сейсморазведочных работ оценивается в 5,5 - 6 тыс. м.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Сторожева Анна Евгеньевна, 2018 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Алиев З.С., Бондаренко В.В. Исследование горизонтальных скважин. -М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2004. - 300 с.

2. Алиев З.С., Бондаренко В.В. Руководство по проектированию разработки газовых и газонефтяных месторождений. - Печора: Издательство «Печорское время», 2002. - 895 с.

3. Алиев З.С., Котлярова Е.М. Влияние размещения по площади, профиля и полноты вскрытия газоносных пластов на производительность горизонтальных скважин: методическое пособие. - Оренбург, 2010. - 89 с.

4. Алиев З.С., Мараков Д.А. Разработка месторождений природных газов: учебное пособие. М. - МАКС Пресс, 2011.- 340 с.

5. Алиев З.С., Шеремет В.В. Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты. - М.: Недра, 1995. - 131 с.

6. Ампилов Ю.П., Батурин Д.Г. Новейшие технологии сейсмического мониторинга 40 при разработке морских месторождений нефти и газа // Технологии сейсморазведки. - 2013. -№ 2.- с. 31-36.

7. Анализ геологической информации и рекомендации по комплексному освоению Киринского блока //Отчет. - М.: РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, 2012.

8. Ахмед Т., Пол Д. МакКинни. Разработка перспективных месторождений. - Москва: ООО «Премиум Инжиниринг», 2010. - 550 с.

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

10. Басниев К.С., Власов А.М., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидравлика. - М.: Недра, 1986. - 303 с.

11. Батлер Р.М. Горизонтальные скважины для добычи нефти, газа и битумов. - М.- Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2010. - 536 с.

12. Богданчиков С.М., Стыценко Т.Л. Влияние гидродинамических условий на размещение залежей углеводородов на шельфе Северо-восточного Сахалина // Геология нефти и газа. - 1995. - № 3. - с. 31-35.

13. Боженюк Н.Н., Стрекалов А.В. Параметры неопределенности гидродинамических моделей - допустимость варьирования и степень влияния на конечный результат // Бурение и нефть. - 2016. - № 7-8.- с. 18-22.

14. Бояршин Е., Чоловский В., Рэкли С. Постоянно действующие геолого-технологические модели - основа эффективного проектирования и управления процессами разработки месторождений нефти и газа // Нефтяное хозяйство. -2004. - № 9.- с. 30-32.

15. Булатов А.И., Проселков Ю.М., Шаманов С.А. Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. -1007 с.

16. Бычков А.В., Коблов Э.Г., Харахинов А.В. Направления поисковых работ на нефть и газ на северном Сахалине // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». - 2012. - № 3.- с. 8-11.

17. Васильев Ю.Н., Гимадеева Р.Н., Ильницкая В.Г. Неопределенности и риски при проектировании и управлении разработкой газовых месторождений // Научно-технический сборник Вести газовой науки. - 2014. - № 4 (20).- с. 16-22.

18. Вентцель Е.С. Исследование операций. - М.: «Советское радио», 1972. - 552 с.

19. Вентцель Е.С. Исследование операций: задачи, принципы, методология. - М.: Наука. Главная редакция физико-математической литературы, 1988. - 208 с.

20. Вентцель Е.С. Элементы теории игр. - М.: Государственное издательство физико-математической литературы, 1961. - 67 с.

21. Вяхирев Р.И., Коротаев Ю.П. Теория и опыт разработки месторождений природных газов. - М: ОАО «Издательство «Недра», 1999. -412 с.

морских нефтегазовых месторождений. - М.: Издательство Академии горных наук, 1999. - 373 с.

23. Гереш Г.М., Черных В.В. Оценка дебитов наклонных скважин // Газовая промышленность. - 2003. - № 7.- с. 45-46.

24. Гереш Г.М., Черных В.В., Абрашов В.Н. Методика определения дебитов скважин для проектирования месторождения на примере Ковыктинского ГКМ // Газовая промышленность. - 2014. - № 5.- с. 35-38.

25. Гладков Е.А. Геологическое и гидродинамическое моделирование месторождений нефти и газа. - Томск: Изд-во Томского политехнического университета,2012. - 99 с.

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

27. Гриценко А.И., Тер-Саркисов Р.М., Шандрыгин А.Н., Подюк В.Г. Методы повышения продуктивности газоконденсатных скважин. - М: ОАО «Издательство «Недра», 1997. - 364 с.

28. Гришин Д.В., Голод Д.С., Никитин Р.С., Васильев В.А., Гунькина Т.А. Определение оптимальной степени увеличения диаметра ствола скважины // Газовая промышленность. - 2016. - № 4.- с. 55-58.

29. Дейк Л.П. Основы разработки нефтяных и газовых месторождений. -М.: ООО «Премиум Инжиниринг», 2009. - 570 с.

30. Дейк Л.П. Практический инжиниринг резервуаров.- Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2008. - 668 с.

31. Дзюбло А.Д., Макарова А.Ю., Шнип О.А. Особенности состава и свойства продуктивных пород дагинского горизонта месторождений Киринского блока // Нефть, газ и бизнес. - 2014. - № 12. - с. 37-44.

32. Дзюбло А.Д., Пятибратов П.В., Сторожева А.Е. Оценка влияния неопределенностей геологического строения Киринского месторождения на проектные технологические показатели разработки // Труды Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина. - 2016. - № 1 (282). - с. 27-35.

33. Дзюбло А.Д., Шнип О.А., Алтухов Е.Е., Щербакова А.Ю. Литолого-геофизическая характеристика пород дагинского горизонта Южно-Киринского месторождения // Геология нефти и газа. - 2016. - № 4. - с. 39-46.

34. Дзюбло А.Д., Шнип О.А., Халимов К.Э. Геологическое строение и нефтегазоносность Киринского блока шельфа о. Сахалин // Нефть, газ и бизнес. -2013. - № 3. - с. 26-32.

35. Дополнение к технологическому проекту разработки Киринского газоконденсатного месторождения //Отчет. - М.: ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2012.

36. Ермилов О.М., Алиев З.С., Ремизов В.В., Чугунов Л.С. Эксплуатация газовых скважин. - Москва: «Наука», 1995. - 359 с.

37. Жданов М.А., Лисунов В.Р., Гришин Ф.А. Методика и практика подсчета запасов нефти и газа. - М.: «Недра», 1967 г. - 404 с.

38. Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: «Недра», 1989. - 334 с.

39. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Индрупский И.М. Новые представления в 3D геологическом и гидродинамическом моделировании // Нефтяное хозяйство. -2006. - № 1. - с. 34-41.

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

41. Захаров Е.В., Мансуров М.Н. Геологические предпосылки освоения и принципы разработки месторождений блока «Сахалин-3»// ROGTEC. - 2012. - № 12. - с. 48-57.

42. Захаров Е.В., Холодилов В.А., Мансуров М.Н., Никитин Б.А., Шамалов Ю.В., Супруненко О.И., Маргулис Л.С. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности шельфа морей России/ Под ред. Е.В. Захарова, В.А. Холодилова. - М: ООО «Издательский дом Недра», 2011. - 181 с.

43. Золотухин А.Б., Гудместад О.Т., Ермаков А.И. Основы разработки шельфовых месторождений и строительство морских сооружений в Арктике. -М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2000. - 770 с.

44. Золотухин А.Б., Гудместад О.Т., Ярлсби Э.Т. Ресурсы нефти и газа: разработка шельфовых месторождений. - Southampton: «WIT Press», 2012. - 338 с.

45. Калинин А.Г, Никитин Б.А. Повышение газонефтеотдачи продуктивного пласта при бурении горизонтальных и разветвленно-горизонтальных скважин. - М.: ВНИИОЭНГ, 1995. - 75 с.

46. Каневская Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. - М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2002. - 140 с.

47. Коржачкина И.Ю., Рыжов А.Е., Рассохин С.Г., Троицкий В.М., Шеберстов Е.В. Взаимодействие лабораторных и вычислительных экспериментов при создании геолого-технологической модели месторождения // Газовая промышленность. - 2013. - № 696. - с. 72-77.

48. Кроха В.А., Шибакин С.И. Эксплуатация Киринского газоконденсатного месторождения // Газовая промышленность. - 2016. - № 1.- с. 93-95.

49. Кутузова М. Сахалинские проекты: всё только начинается // Нефть России. - 2017. - № 10.- с. 13-16.

50. Ли Дж., Ваттенбаргер Р.А. Инжиниринг газовых резервуаров. -Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2014. - 944 с.

51. Люгай Д.В., Мансуров М.Н., Бородин С.А., Николаев О.В. Проблемы прогнозирования показателей разработки морских нефтегазоконденсатных месторождений // Экспозиция нефть газ. - 2017. - № 4 (57).- с. 16-20.

52. Мандель А.Я., Халимов К.Э. О ходе работ по освоению месторождений Киринского блока. Материалы IV международной конференции «Освоение ресурсов нефти и газа российского шельфа: Арктика и Дальний Восток», Москва, 2012г.

53. Маргулис Л.С. Нефтегазовый потенциал российского Дальнего Востока и перспективы его освоения // Геология нефти и газа. - 2010. - № 2. - с. 11-18.

эксплуатационного бурения морских газоконденсатных скважин // Деловой журнал Neftegaz.RU. - 2017. - № 8 - с. 42-47.

55. Медведев С.Г., Соловьев С.Г., Лузин А.А. Опыт разработки Юрхаровского нефтегазоконденсатного месторождения с использованием горизонтальных скважин // Научно-технический сборник Вести газовой науки. -2014. - № 4 (20).- с. 23-33.

56. Мирзаджанзаде А.Х., Ахметов И.М., Ковалев А.Г. Физика нефтяного и газового пласта. - М.: Недра, 1992. - 270 с.

57. Мирзаджанзаде А.Х., Кузнецов О.Л., Басниев К.С., Алиев З.С. Основы технологии добычи газа - М.: Недра, 2003. - 880 с.

58. Мукерджи Х. Производительность скважин. - М.: ЮКОС, 2001. -

183 с.

59. Никитин Б.А., Басниев К.С., Гереш П.А., Алиев З.С., Сомов Б.Е., Грон В.Г., Карагаев Ж.Г. Определение производительности горизонтальных газовых скважин и параметров пласта по результатам гидродинамических исследований на стационарных режимах. - М.: ИРЦ Газпром, 1999. - 68 с.

60. Никитин Б.А., Дзюбло А.Д., Золотухин А.Б., Сторожева А.Е. Анализ гидродинамических исследований скважин и оценка добычной возможности газовых залежей месторождений Киринского блока // Вестник ассоциации буровых подрядчиков. - 2015.- № 2 - с. 20-25.

61. Никитин Б.А., Дзюбло А.Д., Мандель А.Я., Халимов К.Э. Геологическое строение и перспективы комплексного освоения газоконденсатных месторождений Киринского блока шельфа острова Сахалин// Труды 11-й Международной конференции и выставки по освоению ресурсов нефти и газа Российской Арктики и континентального шельфа стран СНГ (RAO/ CIS Offshore 2013). Санкт- Петербург, 2013. - с. 29-34.

62. Никитин Б.А., Дзюбло А.Д., Пятибратов П.В., Сторожева А.Е. Анализ влияния геологической неопределенности на разработку Киринского месторождения // Деловой журнал Neftegaz.RU. - 2017. - № 5 - с. 52-56.

63. Никитин Б.А., Дзюбло А.Д., Сидоров В.В., Сторожева А.Е.

Коллекторский потенциал продуктивных залежей дагинского горизонта Киринского и Южно-Киринского газоконденсатных месторождений шельфа острова Сахалин // Тезисы докладов XI международной конференции «Геоинформатика: теоретические и прикладные аспекты». - Киев, 2012. SCOPUS

64. Никитин Б.А., Дзюбло А.Д., Халимов К.Э., Сторожева А.Е. Ресурсная база и перспективы освоения газоконденсатных месторождений Киринского блока // Деловой журнал Neftegaz.RU. - 2013.- № 6. - с. 12-16.

65. Носенков И.Э. Особенности контроля за разработкой морского месторождения Белый Тигр промыслово-геофизическими методами // Нефтяное хозяйство. - 2004. - № 9.- с. 48-49.

66. О континентальном шельфе Российской Федерации: [федер. закон от 30.11.1995 г. № 187-ФЗ].

67. Переработка и переинтерпретация 2D сейсморазведочных данных прошлых лет в пределах Киринского месторождения, Южно-Киринской и Мынгинской площадей //Отчет. - Южно-Сахалинск: ОАО «Дальморнефтегеофизика», 2008.

68. Петренко В.Е., Новиков А.И., Курилец С.С. Подводно-технические работы при освоении морских месторождений // Offshore Russia. - 2017. - № 3. -с. 56-63.

69. Петренко В.Е., Чигай С.Е., Никитин Б.А., Дзюбло А.Д. Ресурсы углеводородов шельфа Охотского моря и результаты их освоения ОАО «Газпром» // Газовая промышленность. - 2014. - № 716. - с. 16-21.

70. Проведение испытаний образцов керна из разведочной скважины № 3 Киринского месторождения //Отчет. - М.: ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2012.

71. Проселков Е.Ю., Проселков Ю.М. Оценка предельной длины горизонтальной скважины // Нефтяное хозяйство. - 2004. - № 1.- с. 71-74.

72. РД 153-39.0-047-00 «Технический регламент на построение геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений». М.:-Минтопэнерго, 2000.

73. Регламент на составление проектных документов по разработке

морских нефтяных, газовых и нефтегазоконденсатных месторождений: СТО Газпром 2-3.7-320-2009. М.:- ОАО «Газпром», 2009.

74. Результирующий подсчет запасов газа и газового конденсата Киринского месторождения //Отчет. - М.: ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2012.

75. Рыбальченко В.В., Гогоненков Г.Н., Парасына В.С. Условия формирования Южно-Киринского месторождения на шельфе острова Сахалин // Геология нефти и газа. - 2014. - № 4. - с. 42-52.

76. Саксаганский А. И., Маковский И. Н. Освоение сахалинского шельфа: опыт обустройства Киринского газоконденсатного месторождения // Газовая промышленность. - 2013. - № 1. - c. 18.

77. Сторожева А.Е. Расчет и обоснование показателей разработки Южно-Киринского газоконденсатного месторождения // Сборник тезисов 67-й международной молодежной научной конференции «Нефть и газ 2013». - Москва, 2013. - с. 401.

78. Сторожева А.Е. Южно-Киринское нефтегазоконденсатное месторождение - уникальный объект на шельфе Сахалина // Сборник тезисов 68-й международной молодежной научной конференции «Нефть и газ - 2014». -Москва, 2014. - с. 220.

79. Сторожева А.Е. Оценка производительности газовой скважины Киринского месторождения // Сборник тезисов 69-й международной молодежной научной конференции «Нефть и газ - 2015». - Москва, 2015. - с. 273.

80. Сторожева А.Е. Освоение месторождений шельфа острова Сахалин // Труды 12-й международная выставки и конференции по освоению ресурсов нефти и газа Российской Арктики и континентального шельфа стран СНГ (RAO/CIS Offshore 2015). - Санкт-Петербург, 2015. - с. 622-624.

81. Сторожева А.Е. Оценка добычной возможности газовых залежей месторождений Киринского блока шельфа острова Сахалин // Тезисы докладов 11-й всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности» (газ, нефть, энергетика). -Москва, 2015. - с. 107.

82. Сторожева А.Е. Возможности повышения эффективности освоения месторождений Киринского блока шельфа острова Сахалин // Тезисы докладов VIII научно-практической конференции молодых специалистов компании «Сахалин Энерджи». - Южно-Сахалинск, 2016.

83. Сторожева А.Е. Исследование изменения технологических показателей разработки Киринского месторождения при уточнении гидродинамической модели // Труды 13-й международной выставки и конференции по освоению ресурсов нефти и газа Российской Арктики и континентального шельфа стран СНГ (RAO/CIS Offshore 2017). - Санкт-Петербург, 2017. - с. 107-109.

84. Сулейманов А.Б., Кулиев Р.П., Саркисов Э.И., Карапетов К.А. эксплуатация морских нефтегазовых месторождений. - М.: Недра, 1986. - 285 с.

85. Тер-Саркисов Р.М. Разработка месторождений природных газов. - М.: ОАО «Издательство «Недра», 1999. - 659 с.

86. Тер-Саркисов Р.М., Максимов В.М., Басниев К.С., Дмитриевский А.Н., Сургучев Л.М. Геологическое и гидротермодинамическое моделирование месторождений нефти и газа. - М. - Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2012. - 452 с.

87. Халимов К.Э. Эволюция отечественной классификации запасов нефти и газа. - М.: ООО «Недра - Бизнесцентр», 2003. - 188 с.

88. Харахинов В.В. Нефтегазовая геология Сахалинского региона. - М.: Научный мир, 2010. - 276 с.

89. Христенсен С., Джексон П., Чоловский В. Освоение Лунского месторождения проекта «Сахалин II» газовыми скважинами большого диаметра // Нефтяное хозяйство. - 2004. - №9.- с. 38-39.

90. Шамалов Ю.В., Холодилов В.А., Цемкало М.Л., Никитин Б.А., Дзюбло А.Д. Результаты геологоразведочных работ и перспективы наращивания ресурсной базы углеводородного сырья в Киринском блоке шельфа острова Сахалин. Материалы международной конференции «RAO/ CIS OFFSHORE», Санкт- Петербург, 2011г.

91. Энергетическая стратегия России до 2030 года: [Распоряжение Правительства РФ от 13.11.2009 №1715-р]. - 144 с.

92. Эрлагер Р. Гидродинамические методы исследования скважин. -Ижевск: АНО «Институт компьютерных исследований», 2006. - 512 с.

93. Юшков И.Ю., Вершинина М.В., Нестеренко А.Н., Зинченко И.А., Ершов С.Е. Совершенствование технологии адаптации фильтрационных моделей газоконденсатных залежей // Газовая промышленность. - 2013. - № 696. - c. 5560.

94. Янзен Ю., Пинкок М., Макропуло И. Опыт разработки Астохской площади Пильтун-Астохского месторождения в Охотском море // Нефтяное хозяйство. - 2004. - № 9.- с. 33-35.

95. Bai Yong, Bai Qiang. Subsea engineering handbook. . - Elsevier Inc., 2010. - 919 с.

96. Foreste K., Robertson J., Boekholt M. Опыт и результаты первых в России морских сейсморазведочных работ 4D на шельфе Сахалина // Материалы 7-й конференции «Шельф России 2012». - 452 с. М., 2012.

97. Joshi S. D. Основы технологии горизонтальной скважины/ пер. с анг. и ред.: В.Ф. Будников. - Краснодар: «Сов. Кубань», 2003. - 424 с.

98. Gas Hydrates in Offshore Production and Drilling. Progress Reports. -Institute of Petroleum Engineering, Hariot-Watt University, Edinburgh, 1990-2002.

99. Turner D., Sloan D. Hydrate Phase Equilibria Measurements and Predictions in Sediments // Proceedings of the 4th International Conference on Gas Hydrates. - Yokohama, 2002.

100. Ostergaard, K.K., Tohidi, B., Danesh, A., Todd, A.C., and Burgass, R.W. A General Correlation for Predicting the Hydrate-Free Zone of Reservoir Fluids, SPE Production and Facilities, Vol. 15(4), 2000. - p. 228-233.

101. Ostergaard, K.K. and Tohidi, B. A Correlation for Predicting the Hydrate Stability Zone in Presence of Ice. - Proceedings of the 4th International Conference on Gas Hydrates, Yokohama, 2002.

102. Word energy outlook. International energy agency (IEA), 2009. - 691 p.