CC BY
7РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
УДК 553.98
Е.А. Гладков1, e-mail: gladkov1974@mail.ru; Л.Я. Ерофеев1, Е.Г. Карпова1, Н.Э. Пулькина1, Е.Е. Гладкова2
1 Национальный исследовательский Томский политехнический университет (Томск, Россия).
2 ООО «Западно-Сибирская Компания» (Томск, Россия).
Геомеханическое изменение залежей углеводородов при их деформационно-метасоматическом преобразовании
В статье рассматриваются основные проблемы, решаемые при проведении геомеханических исследований. Дан краткий исторический обзор развития геомеханики как научной дисциплины. Основная часть статьи уделена рассмотрению примеров, в которых изучены последствия деформационно-механических изменений, приводящие к возникновению аварийных ситуаций. Показано, что необходимо учитывать деформационно-метасоматические процессы и вторичное минералообразование продуктивных отложений в процессе разработки месторождений углеводородов.
Процесс изменения минералогического состава и объема пустотно-порового пространства продуктивных отложений характерен для всех месторождений углеводородов, находящихся на различной стадии разработки. Чем выше проницаемость продуктивных отложений и длительность срока эксплуатации, тем сильнее изменяются их фильтрационно-емкостные свойств (ФЕС). Отсутствие контроля за изменением геомеханических свойств пород-коллекторов может привести к необратимым последствиям, следствием которых может стать изменение объема пустотно-порового пространства.
Современная наука уделяет недостаточно внимания динамике изменения первоначальных коллекторских свойств различных пород. Действующие нормативно-технические документы, регламентирующие разработку месторождений углеводородов, необходимо дополнить, официально разрешив модифицировать изменение ФЕС продуктивных отложений в более поздние годы эксплуатации, поскольку их первоначальные свойства могут с течением времени претерпевать существенные изменения.
Изучение изменения ФЕС продуктивных отложений в процессе добычи углеводородов позволит оптимизировать процесс разработки залежей углеводородов на всех стадиях их разработки.
Ключевые слова: геомеханика, фильтрационно-емкостные свойства, породы-коллекторы, проницаемость, пористость, деформационно-метасоматическое изменение и вторичное минералообразование, модель Пурселля, закон Вант-Гоффа.
E.A. Gladkov1, e-mail: gladkov1974@mail.ru; L.Ya. Erofeyev1, E.G. Karpova1, N.E. Pulkina1, Е.Е. Gladkova2
1 National Research Tomsk Polytechnic University (Tomsk, Russia).
2 West-Siberian Company LLC (Tomsk, Russia).
Geomechanical change of hydrocarbon deposits during their deformational metasomatic alterations
The article considers the main issues addressed during the geomechanical studies. A brief historical overview of the development of geomechanics as a scientific discipline is represented. The main part of the article is devoted to the examples consideration, in which the effects of deformation and mechanical changes that lead to accidents are studied. It has been shown that it is necessary to take into account the deformational metasomatic processes and secondary mineral formation of the productive deposits during the development of hydrocarbon fields.
The changing process of the mineralogical composition and volume of the pore space of productive deposits is typical for all hydrocarbon fields, which are at different stages of development. The higher the permeability of the productive deposits and service life duration, the greater their reservoir properties (porosity and permeability) change. Lack of control over geomechanical changes properties of reservoir rocks can lead to irreversible consequences resulting in the porosity space volume change.
Modern science does not pay sufficient attention to the dynamics of change of the initial reservoir properties of various rocks. Applicable regulatory and technical documents regulating the development of hydrocarbon fields must be
132
№ 3 март 2016 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
FIELDS DEVELOPMENT AND OPERATION INSTALLATION
supplemented by formally permitting to modify the change of reservoir properties of productive deposits in the later years of operation as their original properties can undergo significant changes over time.
Study of reservoir properties changes of productive deposits in the process of hydrocarbon production allow optimization of the process of hydrocarbon deposits development at all stages of their development.
Keywords: geomechanics, reservoir properties, reservoir rocks, permeability, porosity, deformation-metasomatic changing and secondary mineral formation, Purcell model , the law of Van't Hoff.
Под геомеханикой понимаются механические процессы, происходящие в результате деформационных преобразований в породах. В научных кругах под геомеханикой обычно подразумевается тектонофизика, однако в данной статье мы будем использовать терминологию производственников. Геомеханика - наука о механических состояниях земной коры и процессах, развивающихся в ней вследствие различных естественных физических воздействий. Геомеханика зародилась на рубеже Х1Х-ХХ вв. на стыке геологии и механики и особенно тесно связана с инженерной геологией, механикой сплошной среды, гидро- и газомеханикой, термодинамикой. Методы этих наук широко используются в геомеханических исследованиях. Основная цель геомеханики состоит в объяснении происшедших и предсказании развития предстоящих процессов изменения напряженно-деформационного состояния разных участков земной коры, установлении объективных закономерностей формирования механических свойств горных пород и протекания процессов перераспределения напряжений, деформирования, перемещения, разрушения и упрочнения участков земной коры. Техногенные геодинамические процессы при эксплуатации нефтегазовых месторождений без учета геомеханических процессов могут приводить к необратимым деформационным преобразованиям, ведущим к изменению геометрии и структуры пустотно-порового пространства.
Так, по данным А.И. Калашника [1], обустройство и вовлечение в эксплуатацию нефтегазовых месторождений
Баренцева и Печорского морей без учета геомеханических процессов может привести к формированию условий возникновения и реализации разрушающих геодинамических явлений: оседаний, оползней, землетрясений и, как следствие, к социально-экономическому и экологическому ущербу, потерям и недоиспользованию запасов углеводородов.
В мировой практике в настоящее время накоплено значительное количество информации по геомеханическому изменению как сухопутных, так и морских месторождений. В частности, по данным Oil&Gas Journal на 2007 г. [2], количество аварийных ситуаций на платформах, сооружениях для добычи и хранения нефтеуглеводородов, скважинах, трубопроводах и др. составляет около 3 тыс. случаев, а экономический ущерб превысил 34 млрд долл США. При этом анализ аварийных ситуаций на морских нефтегазоразработках Европы показал, что наибольшее число аварий произошло за счет потери устойчивости, повреждений и разрушений конструкций (36%), тяжелых погодных условий (7%), удара (5%) и других факторов, однако причина каждой пятой и более аварийной ситуации неизвестна (22%). Мельников Н.Н. с соавторами [3] собрали, систематизировали и проанализировали опубликованные данные по инструментально зафиксированным оседаниям более чем на 130 разрабатываемых нефтегазовых месторождениях. Выявленное оседание составило от десятков сантиметров до нескольких метров. На 15 месторождениях в различных регионах зафиксированы вертикальные оседания от 1,5 до 8,7 м.
Такие значительные вертикальные проседания, как отмечают многие исследователи, сопровождаются образованием мульды сдвижения с горизонтальными перемещениями и оползнями пород к ее центральной части, образованием субвертикальных трещин, уступов и террас, в отдельных случаях достигающих 2-2,5 м [4-6]. В работе Н.Н. Мельникова с соавторами [3] приводится в качестве примера месторождение Экофиск в Северном море. На данном месторождении за более чем 30 лет добычи произошло проседание морского дна над центральной частью месторождения на глубину более 7 м, приведшее к значительным техническим и экономическим последствиям. Вследствие этого проседания основания ряда платформ и внешняя стенка нефтехранилища оказались на недопустимо низком уровне по отношению к уровню моря, и потребовалось провести работы по наращиванию и подъему оснований платформ и возведению дополнительной, более высокой внешней стены нефтехранилища. По разным оценкам, затраты на выполнение этих работ превысили 400 млн долл. США. По данным Кашникова Ю.А. и Ашихмина С.Г. [6], разработка нефтяного месторождения Уилмингтон (США) в течение более 40 лет привела к проседанию земной поверхности над месторождением до 8,7 м, что создало угрозу затопления военно-морской базы Лонг-Бич, построенной без учета возможности подобных просадок. Ориентировочная стоимость работ и защитных мероприятий по предотвращению затопления составила в ценах 1970-1980-х гг. более 6 млн долл. США.
Ссылка для цитирования (for citation):
Гладков Е.А., Ерофеев Л.Я., Карпова Е.Г., Пулькина Н.Э., Гладкова Е.Е. Геомеханическое изменение залежей углеводородов при их деформационно-метасоматическом изменении // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. № 3. С. 132-138.
Gladkov E.A., Erofeyev L.Ya., Karpova E.G., Pulkina N.E., Gladkova Е.Е. Geomechanical change of hydrocarbon deposits during their deformational metasomatic alterations (In Russ.). Territorija «NEFTEGAZ» = OH and Gas Territory, 2016, No. 3, pp. 132-138.
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 3 march 2016
133
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Многочисленные механические напряжения и пластовое давление всегда изменяют свойства горных пород, как при бурении скважины, так и при разработке месторождений углеводородов. Так, по данным Мельникова Н.Н. с соавторами [3], объемное уплотнение продуктивного пласта может достигать 30%, вследствие чего формируются линейно-регрессивный прогиб (проседание) морского дна и значительные субгоризонтальные деформации и перемещения придонных слоев грунтов и пород. Геомеханическое моделирование обычно начинается с построения трехмерной структурной модели. Затем созданную модель насыщают определенным набором сведений о механических свойствах каждого пласта и разлома, полученных на основе сейсмических, каротажных и керновых исследований, а также геостатистических проекций и инверсии данных по треугольным вывалам и бурению в отдельных скважинах. После этого задаются граничные условия, отражающие существующие профили напряжений на боковых границах модели. Далее модель с введенными данными импортируется в систему VISAGE (Schlumberger), Ansys или подобных им программ для расчета эволюции напряжений во всей расчетной области (рис. 1). Как правило, основным движущим механизмом при моделировании являются изменения давления при извлечении флюида из коллектора или при закачке жидкости. Течение флюида моделируется с помощью специализированных программных продуктов пакета для моделирования коллектора, например, такого, как ECLIPSE (Schlumberger). Учитывая эти изменения давления при расчете напряжений с помощью VISAGE или Ansys, можно довольно точно спрогнозировать деформации и изменение напряжений в геологической среде и оценить их влияние на такие свойства пласта, как проницаемость и пористость. Построенную модель можно использовать в качестве источника данных о состоянии напряжений на следующих ключевых этапах [10]:
1) планирование скважин: устойчивость ствола скважины и оптимальное направление бурения;
2) заканчивание скважин: борьба с выносом песка;
3) интенсификация притока: направление трещин гидроразрыва;
4) управление эксплуатацией месторождения: поддержание давления и закачка.
На геодинамические (геомеханические) процессы (проседания и смещения пород, землетрясения и др.) влияет большое количество внешних и внутренних факторов, приводящих к формированию необратимых геодинамических явлений, разрушающих скважины, трубопроводы и сооружения. Однако зачастую происходит не только механическое изменение объема и структуры пород, но и изменение их минералогического состава [7-9].
В настоящее время в нефтедобывающей отрасли проводятся исследования, направленные на интегрирование представлений о минералого-петро-графическом составе горных пород и геомеханическом их анализе с целью получения возможности экстраполировать информацию о микроструктуре породы на весь образец керна и далее на масштаб скважинного каротажа, а в конечном итоге - на сейсмический разрез. Как полагает Дж. Кук с соавторами [10], это даст операторам возможность прослеживать характеристики пласта по всей протяженности нефтегазоносного комплекса и за его пределами, вплоть до областей, которые нельзя характеризовать скважинными данными. Интересно отметить, что специалисты некоторых компаний продолжают работать над новыми методиками лабораторных измерений, методами каротажей скважин и сейсмических измерений, а также методами численного геомеханического моделирования, но при этом совершенно не учитывают более тонкие процессы, происходящие в пластовых условиях продуктивных толщ. Немаловажным фактором, влияющим на изменение коллекторских свойств, будет не только механическое, но и метасома-тическое (минеральное) изменение. Так, с увеличением давления, температуры и концентрации пластовых вод логично предположить, что процессы метасоматоза и вторичного минералообразования на глубинах в несколько километров
будут протекать весьма интенсивно, согласно закону Я.Г. Вант-Гоффа: «При повышении температуры на каждые 10 градусов константа скорости элементарной химической реакции увеличивается в 2-4 раза».
Гладковым Е.А предлагается упрощенная классификация, учитывающая не только геомеханическое изменение пород в результате естественного и техногенного воздействия,но и степень их преобразования на минеральном уровне [11]. Данное направление авторы предлагают именовать деформацион-но-метасоматическим преобразованием пород [7-9]. В рамки данной концепции легко вписываются и геомеханические, и метасоматические преобразования пород на всех этапах их развития. Однако несмотря на обилие многочисленных данных о влиянии тектоники и глубинных флюидов на залежи углеводородов, до сих пор практически нигде не учитываются процессы изменения ФЕС пород-коллекторов в процессе их разработки [12-14]. Выделяется три основных фактора, влияющих на ФЕС пород-коллекторов: деформационные процессы, вторичное минералообразование и метасоматоз. Все вышеуказанные факторы, по существу, являются следствием влияния тектонических процессов, а именно тектонических дислокаций, которые возможны вследствие горизонтальных либо вертикальных смещений, активизации зон глубинных разломов и переноса флюидов по ним, образования депрессионных воронок в результате разработки месторождений углеводородов и пр. В последние годы ряд исследователей [15] получили фактические данные о влиянии деформационных процессов под действием эффективного давления, из-за уменьшения пластового давления, в условиях некомпенсированного отбора флюидов из продуктивных отложений. Существующие методики позволяют определять относительные фазовые проницаемости (ОФП) пород-коллекторов, но в большинстве случаев они сходны и в своей основе имеют уравнение Пурселля [16]. При расчете проницаемости (Кпр) учитываются контактный угол, поверхностное натяжение, коэффициент пористости,
134
№ 3 март 201б ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
HOTEL NATIONAL A LUXURY COLLECTION HOTEL
Moscow
Гостиница «Националы» - уникальный памятник истории в самом сердце Москвы, символ роскоши и непревзойденного сервиса, 202 номера* включая 56 люксов, более тридцати из которых имеют живописный вид на Кремль и Красную площадь. 13 банкетных залов. Обслуживание корпоративных и частных торжеств, кейтерипт.
Фитнес-центр и салон красоты Guerlain,
ИСКУССТВО ЖИТЬ В МОСКВЕ
The Luxury Collection Hotels & Resorts Hotel National
theluxurycollection.com/national
lovaya Street, Moscow, 125009, 495 258 7000 Fax: +7495 258 holel@riationa/. ru www.natioи www. starwoodh о tels, со m
капиллярное давление, коэффициент водонасыщенности и литологический множитель, учитывающий отличие капиллярной модели от структуры поро-вого пространства реальных горных пород.
Модели ОФП, полученные на основе модели Пурселля, хорошо согласуются с экспериментальными результатами для смачивающей фазы [16], однако для несмачивающей фазы часто показывают неудовлетворительные результаты. Это легко объясняется необходимостью проведения специализированных слож-
ческие процессы совместно [12-14], при этом вторичное минералообразование, как правило, является следствием обоих вышеуказанных факторов. Для этого вводится новое понятие: деформацион-но-метасоматическое преобразование - это преобразование продуктивных отложений и вмещающих пород в результате изменения структуры и объема их пустотно-порового пространства при активном участии пластовых флюидов и вторичном минералообразовании, приводящее к изменению их фильтра-ционно-емкостных свойств [13].
ных экспериментов, с целью учета влияния на ОФП таких параметров, как извилистость поровых каналов, взаимосвязанность пор вмещающих пород, смачиваемость поверхности порового пространства и др. Все вышеуказанное приводит к изменению объема и структуры порового пространства, что влечет за собой, соответственно, и изменение проницаемости. Очевидно, что при изменении структуры порового пространства должны изменяться и относительные фазовые проницаемости, поскольку уменьшение порового пространства приводит к изменению радиуса поровых каналов, а как хорошо известно, изменение радиуса поровых каналов приводит к изменению величины капиллярного давления. Однако указанные исследователи [17] не учитывали движение пластовых флюидов, которые также могут изменять геометрию пустотно-порового пространства за счет метасоматических процессов и вторичного минералообразования. Таким образом, предлагается рассматривать деформационные и метасомати-
Деформационно-метасоматическое преобразование залежей углеводородов как частный случай состоит из четырех последовательно сменяющих друг друга этапов: 1) процесса формирования залежей углеводородов;
2) результата наложенных процессов, вызванных различными факторами (тектоническими, климатическими и пр.);
3) процесса разработки залежей углеводородов; 4) окончания разработки залежей углеводородов.
Более всего изучены процессы изменения минерального состава продуктивных отложений и вмещающих пород до начала разработки залежей углеводородов.
Современное состояние изученности деформационно-метасоматических преобразований таково, что при разработке залежей углеводородов не учитываются деформационно-метасоматические преобразования пород-коллекторов. Возможно, одной из причин, объясняющих расхождение модельных и фактических данных при адаптации трехмерных компьютерных геолого-технологических
моделей, является изменение ФЕС продуктивных отложений в процессе их разработки.
При этом более высокопроницаемые коллекторы изменяются существенно быстрее, чем низкопроницаемые. С увеличением давления, температуры и концентрации глубинных флюидов логично предположить, что процессы метасоматоза и вторичного минералообразования на глубинах в несколько километров будут протекать более интенсивно. К сожалению, правило Вант-Гоффа имеет ограниченную область применимости. В частности, этому правилу не подчиняются многие реакции, например, происходящие при высоких температурах, очень быстрые и очень медленные. Правило Вант-Гоффа было выведено им эмпирическим путем и позволяет в первом приближении оценить влияние температуры на скорость химической реакции в небольшом температурном интервале (обычно от 0 до 100 °С), что вполне согласуется с условиями на большинстве разрабатываемых либо планируемых к вводу в эксплуатацию месторождений углеводородов. Поэтому степень изменения ФЕС более глубоко залегающих месторождений может протекать гораздо быстрее, чем малоглубинных. В процессе разработки месторождений углеводородов жидкости и газы в пластовых условиях находятся под действием сил, способствующих перемещению флюидов к забоям эксплуатационных скважин или, наоборот, удерживающих их в пласте. К основным источникам энергии, проявляющей себя при движении подземных флюидов к забоям действующих скважин, относятся: 1) сжимаемость нефти и воды в породах-коллекторах; 2) гравитационная энергия нефти в верхних слоях пласта по сравнению с энергией на его погружении; 3) упругость сжатого и растворенного газа в нефти и воде внутри продуктивного слоя или в зонах свободного газа, лежащих поверх горизонта, насыщенного нефтью; 4) упругое сжатие воды в пластах, сообщающихся с нефтяным резервуаром [17]. При эксплуатации скважин вышеуказанные типы энергий расходуются на преодоление сопротивления породы течению
FIELDS DEVELOPMENT AND OPERATION INSTALLATION
жидкостей и газа, перемещающихся в области с более низким содержанием энергии и давления. Особенно интенсивно этот процесс начинается при закачке воды (в первую очередь поверхностной) в пласт. Поэтому первоначальные характеристики керна, коэффициент охвата, коэффициент вытеснения, относительные фазовые проницаемости изменяются. При этом изменение ФЕС продуктивных отложений будет для различных скважин различным, что также осложняет процесс создания трехмерных фильтрационных моделей. Современное программное обеспечение не способно рассчитать изменение ФЕС в результате деформационно-метасо-матических преобразований. Особенно актуально это для месторождений, находящихся в многолетней эксплуатации, в которых первоначальные ФЕС породы могли претерпеть существенное изменение и тем самым повлиять на динамику выработки подвижных извлекаемых запасов и величину проектного коэффициента извлечения нефти. К сожалению, действующие в настоящий момент «Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений» (Приказ МПР РФ от 21.03.2007 г. № 61), Национальный стандарт Российской Федерации «Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила проектирования разработки»(ГОСТ Р 53710-2009) не учитывают изменения, происходящие в процессе разработки месторождений углеводородов. На основании многочисленных исследований можно утверждать, что фильтрационно-емкостные свойства продуктивных отложений и вмещающих пород изменяются в процессе разработки месторождений углеводородов как в призабойной зоне, так и в межсква-жинном пространстве.
Исходя из предложенной концепции очевидно, почему зачастую возникают проблемы при адаптации геолого-технологических моделей к истории разработки, когда в первые годы фактические и модельные параметры (дебит, пластовое и забойное давление и др.) совпадают, а потом начинают расходиться. Возможно, концепция деформацион-но-метасоматического преобразования продуктивных отложений в процессе их разработки сможет объяснить подобную проблему. Несомненно, что методологический подход на современном этапе создания трехмерных цифровых геолого-технологических моделей стоит пересмотреть.
При этом первоначальные фильтра-ционно-емкостные свойства высокопроницаемых пород-коллекторов будут изменяться существенно выше, чем низкопроницаемых [6-8]. Поэтому первоначальные характеристики керна, коэффициент охвата, коэффициент вытеснения, относительные фазовые проницаемости изменяются. Несомненно и то, что изменение ФЕС продуктивных отложений будет для различных скважин разным, что также осложняет процесс создания трехмерных фильтрационных моделей.
Теоретически наиболее сильно будут подвергаться процессам преобразования карбонатные породы, сложенные 100% известняком (кальцитом), который в результате полной доломитизации может уменьшать свой объем на 12,3%, а при кальцитизации возможен обратный процесс.
В зависимости от минералогического состава матрицы и цемента Гладковым Е.А. [12, 13] были предложены две классификации - для карбонатных и терригенных коллекторов, основанные на изменении емкости коллектора в результате деформационно-метасомати-ческих преобразований.
Таким образом,зная минералогический состав продуктивных отложений, их текстуру и структуру, можно прогнозировать степень изменения объема их пустотно-порового пространства, увеличение или уменьшение общей пористости.
Особенно актуально изменение геомеханических свойств пород и их филь-трационно-емкостных свойств в зонах, расположенных рядом с флюидопрово-дящими (глубинные флюиды) участками [18]. В таких участках изменение ФЕС пород возможно в течение очень небольшого промежутка времени.
ВЫВОДЫ
Показано, что геомеханическое преобразование пород проявляется в их деформационно-метасоматическом изменении и вторичном минералоо-бразовании продуктивных отложений в процессе разработки месторождений углеводородов. Необходимо учитывать, что процесс изменения минералогического состава и объема пустотно-порового пространства продуктивных отложений в процессе разработки залежей углеводородов характерен для всех месторождений на различной стадии разработки. Чем выше проницаемость продуктивных отложений и длительность срока их эксплуатации, тем сильнее изменяются их фильтрационно-емкостные свойств. При разработке месторождений углеводородов необходимо учитывать динамику изменения первоначальных коллекторских свойств, а в действующие регламентирующие документы внести дополнение, согласно которому будет разрешено официальное изменение ФЕС продуктивных отложений в более поздние годы эксплуатации, поскольку их первоначальные свойства могут претерпевать существенные изменения.
Литература:
1. Калашник А.И. Геодинамико-экономические риски освоения шельфовых месторождений нефтеуглеводородов Баренцрегиона // Труды VIII Международного форума ТЭК. СПб., 2008. С. 388-392.
2. Кайзер Марк Дж., Пулцифер Аллан Г. Риски и потери при морской добыче // Oil&Gas Journal. 2007. № 6 (9). С. 96-105.
3. Мельников Н.Н., Калашник А.И., Калашник Н.А. Техногенные геодинамические процессы при освоении нефтегазовых месторождений шельфа Баренцева моря // Вестник МГТУ. 2009. Т. 12. № 4. С. 601-608.
4. Касьянова Н.А. Экологические риски и геодинамика. М., Научный мир, 2003. 332 с.
5. Адушкин В.В., Турунтаев С.Б. Техногенные процессы в земной коре (опасности и катастрофы). М.: ИНЭК, 2005. 252 с.
6. Кашников Ю.А., Ашихмин С.Г. Механика горных пород при разработке месторождений углеводородного сырья. М.: Недра, 2007. 467 с.
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 3 march 2016
137
7. Гладков Е.А., Гладкова Е.Е. Неоднозначность геолого-технологической информации в процессе адаптации гидродинамической модели // Бурение и нефть. 2008. № 10. С. 40-41.
8. Гладков Е.А. О полигенной природе формирования углеводородосодержащих трещиновато-кавернозных карбонатных коллекторов // Бурение и нефть. 2011. № 10. С. 16-19.
9. Гладков Е.А. Полигенное образование углеводородов в трещиновато-кавернозных карбонатных коллекторах // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2011. № 11. С. 23-27.
10. Кук Дж. и др. О важности знания механических свойств горных пород: лабораторная проверка геомеханических данных // Нефтегазовое обозрение. 2007. Т. 19. № 3. С. 44-59.
11. Гладков Е.А. Учет деформационно-метасоматических преобразований нефтегазоносных залежей в процессе их разработки // Известия Томского политехнического университета. 2012. Т. 320. № 1. С. 138-142.
12. Gladkov E.A. Changing the Oil Recovery During Deformation and Metasomatic Deposits of Hydrocarbons. Geosciences: Making the most of the Earth's resources. Saint Petersburg, April 2-5. Available at http://www.earthdoc.org/publication/publicationdetails/?publication=57834 (Access date 26.03.2016).
13. Гладков Е.А. Основные причины изменения фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов при разработке месторождений углеводородов // Горные ведомости. 2011. № 7. С. 60-63.
14. Гладков Е.А., Гладкова Е.Е. Изменение фильтрационно-емкостных свойств залежей в процессе их разработки // Oil&Gas Journal Russia. 2011. № 9. С. 75-79.
15. Абасов М.Т., Алияров Р.Ю., Джалалов Г.И., Рамазанов Р. А. О методе оценки изменения относительной фазовой проницаемости пород-коллекторов в процессе разработки // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2010. № 4. С. 54-57.
16. Purcell W.R. Capillary pressure? Their measurement using mercury and calculation of permeability thereof. Petrol. Trans. Am. Inst. Min. Metallurg. Eng., 1949, Vol. 7, No. 4, pp. 39-48.
17. Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти. М.: Наука, 2003. 608 с.
18. Дмитриевский А.Н. Полигенез нефти и газа // Доклады Академии наук. 2008. Т. 419. № 3. С. 373-377.
References:
1. Kalashnik A.I. Geodynamics and economic risks of the offshore petroleum hydrocarbons fields development of Barents Region [Geodinamiko-jekonomicheskie riski osvoenija shel'fovyh mestorozhdenij nefteuglevodorodov Barencregiona]. Proceedings of the VIII International Energy Forum [Trudy VIII Mezhdunarodnogo foruma TJeK]. Saint-Petersburg, 2008, pp. 388-392.
2. Mark J. Kaiser., Allan G. Pulsifer. Risks and losses at sea mining [Riski i poteri pri morskoj dobyche]. Oil & Gas Journal, 2007, No. 6 (9), pp. 96-105.
3. Melnikov N.N., Kalashnik A.I., Kalashnik N.A. Technogenic geodynamic processes at the oil and gas fields development in the Barents Sea shelf [Tehnogennye geodinamicheskie processy pri osvoenii neftegazovyh mestorozhdenij shel'fa Barenceva morja]. Vestnik MGTU = MSTU Reporter,
2009, Vol. 12, No. 4, pp. 601-608.
4. Kasyanova N.A. Environmental risks and geodynamics [Jekologicheskie riski i geodinamika]. Nauchnyj mir, Moscow, 2003, 332 pp.
5. Adushkin V.V., Turuntaev S.B. Man-made processes in the Earth's crust (dangers and catastrophes) [Tehnogennye processy v zemnoj kore (opasnosti i katastrofy)]. INEK Publ., Moscow, 2005, 252 pp.
6. Kashnikov Yu.A., Ashikhmin S.G. Rock mechanics during the development of hydrocarbon fields [Mehanika gornyh porod pri razrabotke mestorozhdenij uglevodorodnogo syr'ja]. Nedra Publ., Moscow, 2007, 467 pp.
7. Gladkov E.A., Gladkova E.E. The ambiguity of geological and technological information in the process of adaptation of hydrodynamic models [Neodnoznachnost' geologo-tehnologicheskoj informacii v processe adaptacii gidrodinamicheskoj modeli]. Burenie i neft' = Drilling and Oil, 2008, No. 10, pp. 40-41.
8. Gladkov E.A. About polygenic nature of the hydrocarbon cavernous fractured carbonate reservoirs formation [O poligennoj prirode formirovanija uglevodorodosoderzhashhih treshhinovato-kavernoznyh karbonatnyh kollektorov]. Burenie i neft' = Drilling and Oil, 2011, No. 10, pp. 16-19.
9. Gladkov E.A. Polygenic formation of hydrocarbons in cavernous fractured carbonate reservoirs [Poligennoe obrazovanie uglevodorodov v treshhinovato-kavernoznyh karbonatnyh kollektorah]. Geologija, geofizika i razrabotka neftjanyh i gazovyh mestorozhdeni = Geology, geophysics and development of oil and gas fields, 2011, No. 11, pp. 23-27.
10. Cooke J. et al. The importance of knowledge of the mechanical properties of rocks: Laboratory test of geomechanical data [O vazhnosti znanija mehanicheskih svojstv gornyh porod: laboratornaja proverka geomehanicheskih dannyh]. Neftegazovoe obozrenie = Oilfield Review, 2007, Vol. 19, No. 3, pp. 44-59.
11. Gladkov E.A. Accounting for deformational metasomatic transformation of oil and gas deposits during their development [Uchet deformacionno-metasomaticheskih preobrazovanij neftegazonosnyh zalezhej v processe ih razrabotki]. Izvestija Tomskogo politehnicheskogo universiteta = Bulletin of the Tomsk Polytechnic University, 2012, Vol. 320, No. 1, pp. 138-142.
12. Gladkov E.A. Changing the Oil Recovery During Deformation and Metasomatic Deposits of Hydrocarbons. Geosciences: Making the most of the Earth's resources. Saint Petersburg, April 2-5. Available at http://www.earthdoc.org/publication/publicationdetails/?publication=57834 (Access date 26.03.2016).
13. Gladkov E.A. The main causes of changes in reservoir properties of reservoir rocks during the hydrocarbon fields development [Osnovnye prichiny izmenenija fil'tracionno-emkostnyh svojstv porod-kollektorov pri razrabotke mestorozhdenij uglevodorodov]. Gornye Vedomosti, 2011, No. 7, pp. 60-63.
14. Gladkov E.A., Gladkova E.E. Formations reservoir properties change during their development [Izmenenie fil'tracionno-emkostnyh svojstv zalezhej v processe ih razrabotki]. Oil & Gas Journal Russia, 2011, No. 9, pp. 75-79.
15. Abasov M.T., Aliyarov R.Yu., Dzhalalov G.I., Ramazanov R.A. About the method of changes evaluation of the relative phase permeability of reservoir rocks in the process of development [O metode ocenki izmenenija otnositel'noj fazovoj pronicaemosti porod-kollektorov v processe razrabotki]. Geologija, geofizika i razrabotka neftjanyh i gazovyh mestorozhdenij = Geology, geophysics and development of oil and gas fields,
2010, No. 4, pp. 54-57.
16. Purcell W.R. Capillary pressure? Their measurement using mercury and calculation of permeability thereof. Petrol. Trans. Am. Inst. Min. Metallurg. Eng., 1949, Vol. 7, No. 4, pp. 39-48.
17. Masket M. Physical fundamentals of the oil production technology [Fizicheskie osnovy tehnologii dobychi nefti]. Nauka Publ., Moscow, 2003, 608 pp.
18. Dmitrievsky A.N. Oil and gas polygenesis [Poligenez nefti i gaza]. Doklady Akademii Nauk = Reports of the Academy of Sciences, 2008, Vol. 419, No. 3, pp. 373-377.
