CC BY
162
УДК [552.1:53]:662.27
Анализ освоения и эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин месторождений Восточной Сибири
Е.В. Мельникова1, О.В. Ивченко1*, ЕА Пылёв1, В.И. Нифантов1, В.М. Пищухин1, М.В. Ивченко1, И.В. Чурикова1
1 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, с.п. Развилковское, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1 * E-mail: [email protected]
Ключевые слова: Тезисы. Опыт освоения и эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин месторождений освоение и подземных хранилищ газа России свидетельствует, что производительность названных скважин
и эксплуатация не всегда достигает проектных величин. На примере освоения разведочных скважин Чаяндинского
скважин газовых нефтегазоконденсатного месторождения показано, что в ряде случаев скважины либо не осваива-и газоконденсатных ются совсем, либо вступают в эксплуатацию с дебитами значительно ниже потенциально возмож-месторождений, ных. Авторами статьи рекомендуются к применению новые способы повышения эффективности
ремонт скважин, освоения низкопродуктивных сложнопостроенных коллекторов. Предложенные решения позволят вскрытие увеличить первоначальную продуктивность низкодебитных скважин в несколько раз. В статье также
продуктивных обоснованы условия изменения дебита газа в зависимости от линейных запасов и скин-эффекта.
пластов. Установлено, кроме того, что напряженное состояние горных пород в призабойной зоне про-
дуктивного пласта (ПЗП) возрастает не только по мере падения пластового давления при разработке залежи, но также при освоении, исследовании и эксплуатации скважин при повышенных депрессиях. Чем ниже забойное давление, тем выше напряженное состояние в ПЗП. Под действием дополнительного напряженного состояния основные фильтрационные каналы в высокопроницаемых про-пластках ПЗП сжимаются. Эффективная пористость уменьшается, а насыщенность пластовой жидкостью возрастает.
Обоснованы границы изменения продуктивности скважин, в которых требуется проведение интенсификации притока углеводородов из пласта для получения проектных дебитов.
C целью повышения эффективности освоения и эксплуатации скважин необходимо для каждого конкретного случая устанавливать оптимальный диапазон изменения депрессии, при которой обеспечиваются проектный дебит и продуктивность без разрушения пласта-коллектора и других осложнений. Вместе с тем опыт разработки месторождений Крайнего Севера, Прикаспийской впадины и других нефтегазовых провинций РФ показал, что в 75 % скважин степень вовлечения в разработку вскрытой продуктивной толщи не превышает 50 %, а в скважинах, вскрывших валанжин-ские отложения месторождений Крайнего Севера, средняя степень освоения не превышает 33 %. Степень освоения трети скважин менее 20 %. Для обеспечения проектного дебита углеводородов (УВ) эксплуатация таких скважин происходит при повышенных депрессиях, что приводит к их преждевременному обводнению, разрушению коллектора в призабойной зоне пласта (ПЗП), дополнительным затратам на капитальный ремонт и выводу скважин в бездействующий фонд1 [1-5 и др.].
Эффективность освоения скважин определяется как качеством вскрытия пластов и заканчивания скважин, так и петрофизическими характеристиками горных пород в ПЗП, а также физико-химическими свойствами насыщающих их пластовых флюидов. Для достижения высокой эффективности работ по вызову и интенсификации притока УВ необходимо учитывать изменение свойств горных пород в ПЗП и пластовых флюидов на разных этапах разработки месторождений и эксплуатации
См. также ПР 51-31323949-2000. Методика оценки степени освоения газовых скважин и состояния их призабойной зоны / Р.М. Тер-Саркисов, М.Г. Гейхман, В.В. Кузнецов и др.; ОАО «Газпром»; ООО «Газпром ВНИИГАЗ». - М., 2000. - 31 с.; Справочник по испытанию скважин / М.Л. Карнаухов. - М.: Центр ЛитНефтегаз, 2008. - 376 с.
скважин. Значение депрессии при освоении скважин должно определяться с учетом постоянно изменяемых напряженного состояния ПЗП и фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) горных пород пласта-коллектора, которые существенно отличаются от первоначальных значений.
Значение депрессии при опробовании, испытании и освоении скважин рекомендуется выбирать с учетом репрессии промывочной жидкости на пласт, глубины ее проникновения в ПЗП в размере до 50 % значения пластового давления, а также по критерию устойчивости горных пород, который определяется по результатам газогидродинамических исследований (ГДИ) [5-9 и др.]. Повышенные депрессии увеличивают сжимаемость пород в ПЗП, что затрудняет приток УВ в скважину. В процессе эксплуатации месторождения уменьшается пластовое давление, что также приводит к усилению напряженного состояния ПЗП, снижению продуктивности и дебитов скважин.
Авторами обобщена геолого-промысловая информация об освоении разведочных скважин Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения (ЧНГКМ) Восточной Сибири, которое характеризуется сложным геологическим строением и низкими термобарическими характеристиками (рис. 1 и 2). Площадь месторождения разделена тектоническими нарушениями на 16 гидродинамически изолированных блоков: один Северный; четыре (Юж 1-1, Юж 1-2, Юж 1-3, Юж 1-4) в составе укрупненного блока Южный-1; четыре (Юж 11-1, Юж 11-2, Юж 11-3, Юж 11-4) в составе укрупненного блока Южный-11; четыре (Сам-0, Сам-1, Сам-2, Сам-3, Сам-4) в составе укрупненного блока Саманчакитский; один Западный и один Восточно-Талаканский блок.
ЧНГКМ - многопластовое месторождение, включающее три продуктивных горизонта, ФЕС которых изменяются в широких пределах. Далее приведены геологическое строение и особенности горных пород соответствующих пластов-коллекторов.
Ботуобинский горизонт. Отложения представлены песчаниками преимущественно кварцевого состава с подчиненными прослоями алевролитов. В пределах месторождения ботуобинский горизонт разделен серией тектонических нарушений на пять крупных блоков -Северный, Западный, Южный-1, Южный-11 и Саманчакитский, в которых выделены
14 самостоятельных залежей: 12 газоконден-сатных и две нефтегазоконденсатные с нефтяной оторочкой. Начальное пластовое давление по залежи Саманчакитского блока - 13,1 МПа, по остальным залежам ботуобинского горизонта - 13,2 МПа; начальная пластовая температура составляет 9 °С.
По результатам интерпретации данных геофизических исследований скважин (ГИС) бо-туобинского продуктивного горизонта:
• общие толщины пласта изменяются от 2,8 (скв. 321-60) до 26,2 м (скв. 321-07) при средней толщине 9,2 м;
• эффективные газонасыщенные толщины лежат в интервале от 0,6 (скв. 321-24) до 21,3 м (скв. 321-5) при средней толщине 6,3 м;
• эффективные нефтенасыщенные толщины лежат в интервале от 2 (скв. 321-31) до 13,1 м (скв. 321-22) при средней толщине 6,6 м.
По данным керновых исследований:
• пористость коллекторов (Кп) составляет 4,1...27,2 %;
• проницаемость (К ) изменяется в пределах 0,025.6263 мД.
Хамакинский горизонт. Отложения представлены неравномерным чередованием пластов песчаников, гравелитов, алевролитов с прослоями аргиллитов. Песчаники весьма разнообразны по литологическим свойствам. Горизонт разбит системой тектонических нарушений на шесть крупных блоков - Северный, Западный, Южный-1, Южный-11, Саманча-китский и Восточно-Талаканский. В каждом блоке выделены самостоятельные залежи (всего 16), ограниченные более мелкими тектоническими нарушениями: 11 - газоконденсатных, четыре - нефтегазоконденсатные (с нефтяными оторочками), одна - нефтяная. Начальное пластовое давление по залежам горизонта изменяется от 12,6 до 13 МПа; начальная пластовая температура составляет 10 °С.
По результатам интерпретации данных ГИС хамакинского продуктивного горизонта:
• общая толщина горизонта в среднем составляет 38,2 м при изменении от 3,6 (скв. 321-78) до 134,9 м (скв. 321-65);
• эффективные газонасыщенные толщины пласта достигают 10,7 м при изменении от 1 (скв. 213-01) до 47 м (скв. 321-91);
• эффективные нефтенасыщенные толщины лежат в интервале от 4,7 (скв. 321-93) до 14,3 м (скв. 274-01) при средней толщине 7,6 м.
ю-с
321-09 321-14
-1020-,
< -1100-
-1200-
-1300-
-1400-
-1500-
-1600-
Коллекторы:
□ газонасыщенные
□ нефтенасыщенные ■ водонасыщенные
— ГВК (ГНК)
— ВНК
1981
^ интервал перфорации
У интервал испытания в открытом стволе | тектоническое нарушение | скважина
г-1020
—1100
—1200
—1300
—1400
—1500
—1600
Рис. 1. Геологический профиль залегания продуктивных горизонтов ЧНГКМ.
Контакты: ГВК - газоводяной; ГНК - газонефтяной; ВНК - водонефтяной. От - дебит газа
321-41 321-23
• в в321-31 321-^21-24
321-30
• 321-1^321-21
• »
321-06
» „ 321-07 321-17
Сев-осн • •
4760
750 Се^-зап
' ^321-61
Северный^
«321-^321-2
Юж 1-1
% \
V
А321-10 ^
Зап 1
„321-78
й213-04 321$ный-1*32
Юж 1-2
Юж 1-3
Сам-0
-8845-
1-66
Юж 11-1
321-68
к Сам-2-юж 321-53
„.321-73 #
Юж 11-2
321-90 32
Южн ый-П
Сам-З.
Юж 11-3
Юж 11-4
^321-5!
• скважина
— тектоническое нарушение
— границы Чаяндинского лицензионного участка
».-Талаканский
Рис. 2. Структурно-тектоническая схема Чаяндинского НГКМ
О 321-85
321-46
848
По данным исследования керна:
• Кп = 1,0.21 %;
• Кпр = 1...6000 мД.
Талахский горизонт литологически неоднороден, представлен неравномерным переслаиванием гравелитов, песчаников с прослоями алевролитов и аргиллитов. Отложения горизонта разбиты серией тектонических нарушений на четыре блока: Северный, Южный-1, Южный-11 и Саманчакитский. В каждом из блоков более мелкие тектонические нарушения ограничивают самостоятельные залежи. Всего в продуктивном горизонте выделены 9 газоконденсатных залежей. Начальное пластовое давление по залежам горизонта изменяется от 12,6 до 13 МПа, начальная пластовая температура составляет 10 °С.
По результатам интерпретации данных ГИС талахского продуктивного горизонта:
• средняя общая толщина горизонта составляет 65,0 м при изменении от 29,8 (скв. 180-02) до 138,4 м (скв. 806);
• средняя эффективная газонасыщенная толщина - 21,5 м при изменении от 0,9 (скв. 321-67) до 48,5 м (скв. 321-27).
По данным исследований кернового материала коллекторов талахского горизонта:
• Кп = 3,0.. .16 %, редко достигая 20 %;
• Кпр изменяется от 0 до 600 мД, в отдельных случаях до 1000 мД.
В табл. 1 приведены результаты освоения и пробной эксплуатации разведочных газовых скважин ботуобинского горизонта ЧНГКМ. Продуктивные терригенные отложения ботуобинского горизонта ЧНГКМ характеризуются неравномерной фациальной изменчивостью, которая связана с неоднородностью литологи-ческого состава, неравномерным засолонением пород, большим диапазоном изменения ФЕС по площади и разрезу. Сложность геологического строения ЧНГКМ обусловлена также наличием тектонических нарушений и блоковым делением продуктивных горизонтов. Также необходимо отметить, что ни в одной из газо-конденсатных залежей ботуобинского горизонта разведочными скважинами не вскрыт ГВК. Пластовая вода данного горизонта опробована в девяти скважинах, расположенных в районе нефтяных оторочек, и в двух скважинах, находящихся за контуром продуктивности.
По результатам опробования и испытания скважины условно объединены в четыре группы исходя из коэффициента удельной
а ц
аб аТ
»с
о
^
т о
о
и Е
ет
и
р
о
о р
и
в
1С
о
»с О
& с
И й и Я
н
£
С.
О)
н
СЛ
сл
<4 <4
о4
00
г-
чо
Э §
о [2 о и Ч £ и
н §
л и
продуктивности Куп, тыс. м3/(МПа-сут-м), и его среднего значения Ку п, тыс. м3/(МПа^сут^м), [1]:
• I группа (шесть скважин): 180-05, 321-01, 321-06, 321-3, 321-41, 321-43 (209,9 > Куп > 33,6; Кул = 74,5);
• II группа (10 скважин): 765, 180-01, 321-03, 321-08, 321-09, 321-10, 321-15, 321-16, 321-20, 321-30 (22,3 > Куп >10,8; Куп = 15,7);
• III группа (семь скважин): 180-06, 321-05, 321-1, 321-11, 321-19, 321-47, 321-47 (9,1 > Куп > 5,5; Куп = 7,5);
• IV группа (семь скважин): 180-02, 213-01, 321-25, 321-45, 321-5, 321-50, 321-52 (3,7 > Куп > 0,03; Куп = 1,1).
Видно, что для скважин I—III групп при относительно одинаковых значениях Аэф и меньших значениях АРдеп дебит )г выше, чем для скважин IV группы (см. табл. 1).
Установлена положительная тенденция влияния проницаемости на продуктивность. Так, в ПЗП самой низкопродуктивной скв. 321-45 (Куп = 0,03 тыс. м3/(МПа-сугм)) К = 49 мД, а в ПЗП высокопродуктивной скв. 321-30 (Куп = 209,9 тыс. м3/(МПа-сугм)) Кпр = 673,4 мД (по керну).
В отношении скважин I и II групп отсутствует острая необходимость интенсификации, так как увеличение депрессии приводит к росту их дебита и продуктивности (за исключением скв 321-5). Например, с увеличением АРдеп в скв. 321-01 с 0,79 до 1,34 МПа значение QT увеличилось с 410,9 до 550 тыс. м3/сут.
В скважинах, где Ку.п < 10 тыс. м3/ (МПа-сут-м), необходимо проводить интенсификацию как после заканчивания бурением, так и в процессе эксплуатации после длительного и сложного капитального ремонта либо вывода из консервации, когда скважины не выходят на режимные (проектные) параметры эксплуатации. Из рассмотренных разведочных скважин ЧНГКМ, условно отнесенных к III и IV группам по удельной продуктивности, 11 скважин находятся в консервации.
Анализ результатов опробования и ГДИ разведочных скважин ЧНГКМ (табл. 2 и 3) показал, что в большинстве из них притоки УВ либо не были получены, либо имели QT < 100 тыс. м3/сут.
Сопоставление максимальных дебитов газа, полученных при испытании в колонне, с линейными запасами, рассчитанными по данным ГИС, и значениями скин-фактора (коэффициента несовершенства скважины),
а ц
аб аТ
ч
о
и
и м « С
В ^ В
5
«
й- 4
3 В
а «
5 =
л в
и
ё !
■ В
2 5
® 2
и 2
« S
ü £
I ^
ев u
— я
у (Я
= «
X Ё О
Я «
^ Н
м 5
й Ч
а -
и s
S ^
Л 5 § ü
* I И
О e
3 =
Й н
£ щ
S £
л
о ©
Я ^ й u Е
м га § К
св и
£ & S
о
С
н о 5
о -
S £
н
л О)
й
S н
& I га
^ о о «о ^ S ^
о -
U о
m
й VI
Q О)
^ VI
й ( &
S '
и
5 -
6
&
<3 оо
5 t
6
m
. ; <N
i
r^ s
m m
X s \D o?
а а <N
CJ CJ \D
<N ^r in <N
OO
<N
^ CD
m 1 1
- 1
ю
о
^
с М
о 5
и -
I м cd
о К н
g tiT s £ ms
i-Q ^ ■
Э а
¡д 3 g
ö
^ if о
^ O)
V I u
d) ^
V I -o
я °
о H ■-I о о ig
Н О
2 о
(S 2
II
S сч 11
Ю <N S 1 1
ск <N
S г
■-н <N ос m
и
о4
iN CK ^ГОО.
ö X
Таблица 3
Результаты ГДИ разведочных скважин ЧНГКМ: распределение скважин, ед., по максимальным дебитам газа с учетом диаметра диафрагмы (Од), мм
Продуктивный горизонт Интервал перфорации, м (абсолютная отметка / глубина) Qr, тыс. м3/сут
«сухие» < 100 100.200 200.300 > 300
Ботуобинский 1430,6.1493 / 1939.1918 7 7 при D„ = = 2,2.7,2 2 при D„ = = 16,7 0 3 при D„ = = 18,1.22,0
Хамакинский 1507.1520 / 1903.2145 7 14 при Dr = = 2,0.10,0 4 при D„ = = 9,0.12,0 3 при D„ = = 12,0.16,0 1 при D„ = = 22,0
Талахский 1513.1651 / 1819.1820 15 5 при D„ = = 4,0.11,1 - 1 при D„ = = 20,0 -
определенными по данным ГДИ по горизонтам ЧНГКМ [10, с. 179, 184, 185], позволило установить, что при одинаковых линейных запасах на фоне снижения скин-эффекта дебиты скважин растут. Например:
1) ботуобинский горизонт. При практически равных линейных запасах в скв. 321-52 дебит газа составил 15,1 тыс. м3/сут (скин-фактор равен 30), а в скв. 321-43 дебит составил 802 тыс. м3/сут (скин-фактор равен 2,2). Построенные зависимости дебита газа от величины линейных запасов в зависимости от скин-фактора для ботуобинского и других горизонтов позволяют по данным ГИС прогнозировать возможные максимальные дебиты;
2) хамакинский горизонт. Вследствие проведения гидроразрыва пласта в скв. 321-75, где скин-фактор был низким (4,9), дебит вырос незначительно, а в скв. 321-58 с очевидно высоким скин-фактором он вырос с 4,08 до 303 тыс. м3/сут;
3) талахский горизонт. При практически равных линейных запасах в скв. 321-47 дебит газа составил 67,3 тыс. м3/сут (скин-фактор равен 25,8), а в скв. 321-63 - 142 тыс. м3/сут
(скин-фактор равен 18,2).
***
Таким образом, на основе геолого-промыслового анализа результатов освоения, опробования, ГДИ и пробной эксплуатации разведочных скважин ЧНГКМ установлены:
• низкое качество вскрытия продуктивных горизонтов, характеризующееся высокими значениями скин-фактора (до 35.45);
• влияние ФЕС, их литолого-стратигра-фической изменчивости на продуктивности скважин;
• необходимость разработки и внедрения новых эффективных методов и технологий освоения скважин и интенсификации притоков УВ.
Список литературы
1. Нифантов В.И. Повышение продуктивности скважин: опыт, проблемы, перспективы /
B.И. Нифантов, Е.В. Мельникова,
C.А. Мельников. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2014. - 242 с.
2. Гриценко А.И. Методы повышения продуктивности газоконденсатных скважин / А.И. Гриценко, Р.М. Тер-Саркисов,
A.Н. Шандрыгин и др. - М.: Недра, 1997. -364 с.
3. Нифантов В.И. Особенности освоения нефтяных и газовых скважин в различных горно-геологических условиях /
B.И. Нифантов, Е.В. Мельникова,
C.А. Мельников. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2012. - 38 с.
4. Вяхирев Р.И. Разработка и эксплуатация газовых месторождений / Р.И. Вяхирев,
А.И. Гриценко, Р.М. Тер-Саркисов. - М.: Недра-Бизнесцентр, 2002. - 880 с.
5. Ставкин Г.П. Вскрытие продуктивных пластов перфорацией в пенной среде / Г.П. Ставкин, Р.А. Гасумов, О.П. Андреев. -М.: ИРЦ Газпром, 2003. - 78 с.
6. Плотников А.А. Дифференциация запасов газа в неоднородных коллекторах /
А.А. Плотников. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2003. - 290 с.
7. Николаевский В.Н. Геомеханика
и флюидодинамика / В.Н. Николаевский. -М.: Недра, 1996. - 447 с.
8. Рыжов А.Е. Типы и свойства терригенных коллекторов венда Чаяндинского месторождения / А.Е. Рыжов // Вести газовой науки: Актуальные вопросы исследования пластовых систем месторождений углеводородов. - 2013. - № 1 (12). - С. 145-160.
9. Рыжов А.Е. Уточнение положения границы между нижнебюкской и верхнебюкской подсвитами Чаяндинского НГКМ
с привлечением литологических, промыслово-геофизических и сейсмических критериев / А.Е. Рыжов, А.И. Крутиков, Л.А. Рыжова и др. // Вести газовой науки: Актуальные вопросы исследования пластовых систем месторождений углеводородов. - 2013. -№ 1 (12). - С. 161-173.
10. Поляков Е. Е. Решение научных проблем при подсчете запасов углеводородов Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения / Е.Е. Поляков, А.Е. Рыжов, О.В. Ивченко и др. // Вести газовой науки: Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. -М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2017. - № 3 (31). -С. 172-186.
Analyzing development and operation of gas and gas-condensate wells at the fields in Eastern Siberia
Ye.V. Melnikova1, O.V. Ivchenko1*, Ye.A. Pylev1, V.I. Nifantov1, V.M. Pishchukhin1, M.V. Ivchenko1, I.V. Churikova1
1 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninsky district, Moscow Region, 142717, Russian Federation * E-mail: [email protected]
Abstract. Practice in development and exploitation of gas and gas-condensate wells at the fields and underground gas storages of Russia evidences that performance of such a well doesn't always reach design value. On example of the Chayanda oil-gas-condensate field test wells it is shown that in a number of cases the wells either are not developed, or their operation starts from downshifted rates. Authors recommend several new ways to raise efficacy of development of low-productive complex reservoirs. These methods will increase initial productivity of low-rate wells several times. The paper also substantiates provisions for gas rate changing depending on the amount of linear reserves and the skin-factor.
Besides, it is found out that stress of rocks in a bottom-hole area increases not only with dropping of pore pressure in course of a deposit mining, but also during development, exploration and operation of wells in conditions of higher depression. The lower the bottom-hole pressure, the higher the stress in a bottom-hole area. Under the influence of the auxiliary stress the main filtering channels in the high-permeable interlayers of the bottom-hole area shrink up. The efficient porosity decreases, and saturation with the bedded liquid increases.
Also, the authors substantiate a range of productivity variations for wells which need intensification of hydrocarbon inflow from a bed to acquire the designed yields.
Keywords: development and operation of gas and gas-condensate wells, well repairing, exposure of productive beds.
References
1. NIFANTOV, V.I., Ye.V. MELNIKOVA, S.A. MELNIKOV. Rising productivity of wells: experience, issues, outlooks [Povysheniye produktivnosti skvazhin: opyt, problem, perspektivy]. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2014. (Russ.).
2. GRITSENKO, A.I., R.M. TER-SARKISOV, A.N. SHANDRYGIN et al. Methods for improvement of gas-condensate wells' productivity [Metody povysheniya produktivnosti gazokondensatnykh skvazhin]. Moscow: Nedra, 1997. (Russ.).
3. NIFANTOV, V.I., Ye.V MELNIKOVA, S.A. MELNIKOV Peculiarities of oil and gas wells development under various mining-and-geological conditions [Osobennosti osvoyeniya neftyanykh i gazovykh skvazhin v razlichnykh gorno-geologicheskikh usloviyakh]. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2012. (Russ.).
4. VYAKHIREV, R.I., A.I. GRITSENKO, R.M. TER-SARKISOV Development and operation of gas fields [Razrabotka i ekspluatatsiya gazovykh mestorozhdeniy]. Moscow: Nedra-Biznestsentr, 2002. (Russ.).
5. STAVKIN, G.P., R.A. GASUMOV, O.P. ANDREYEV Exposure of productive beds by perforation in foam medium [Vskrytiye produktivnykh plastov perforatsiyey v pennoy srede]. Moscow: IRTs Gazprom, 2003. (Russ.).
6. PLOTNIKOV, A.A. Differentiation of gas reserves in heterogenic reservoirs [Differentsiatsiya zapasov gaza v neodnorodnykh kollektorakh]. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2003. (Russ.).
7. NIKOLAYEVSKIY, V.N. Geomechanics and fluid dynamics [Geomekhanika i flyuidodinamika]. Moscow: Nedra, 1996. (Russ.).
8. RYZHOV, A.Ye. Types and properties of clastic Vendian reservoirs of Chayanda field [Tipy i svoystva terrigennykh kollektorov Chayandinskogo mestorozhdeniya]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2013, no. 1(12): Actual problems of studies of hydrocarbon field bedded systems, pp. 145-160. ISSN 2306-9849. (Russ.).
9. RYZHOV, A.Ye., A.I. KRIKUNOV, L.A. RYZHOVA et al. Update of boundary between Lower Byuk and Upper Byuk subsuits of Chayanda oil-gas-condensate field with involvement of lithological, geological and geophysical criteria [Utochneniye polozheniya granitsy mezhdu nizhnebyukskoy i verkhnebyukskoy podsvitami Chayandinskogo NGKM s privlecheniyem litologicheskikh, promyslovo-geofizicheskikh i seysmicheskikh kriteriyev]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2013, no. 1(12): Actual problems of studies of hydrocarbon field bedded systems, pp. 161-173. ISSN 2306-9849. (Russ.).
10. POLYAKOV, Ye.Ye., A.Ye. RYZHOV, O.V. IVCHENKO et al. Scientific tasks solved at calculating hydrocarbon reserves of Chayanda oil-gascondensate field [Resheniye nauchnykh problem pri podschete zapasov uglevodorodov Chayandinskogo neftegazokondensatnogo mestorozhdeniya]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2017, no. 3 (31): Issues for resource provision of gas-extractive regions of Russia, pp. 172-186. ISSN 2306-9849. (Russ.).
