CC BY
74
ГЕОРЕСУРСЫ / GEORESOURCES 2018. Т. 20. № 4. Ч.1. С. 324-330
gr Л
краткое сообщение
БОГ https://doi.Org/10.18599/grs.2018.4.324-330 т удк 622.276
Изучение литологических особенностей доманиковых отложений Первомайского месторождения
А.А. Тахауов*, А.А. Титов
Татарское геологоразведочное управление ПАО «Татнефть», Казань, Россия
В работе представлены результаты изучения пород доманикового горизонта Первомайского месторождения, представленных керновым материалом из скважины 467Д. В тектоническом плане данная скважина, как и всё Первомайское месторождение, приурочена к осевой части Камско-Кинельской системы прогибов на территории Северо-Татарского свода. В административном отношении Первомайское месторождение находится на землях Елабужского, Менделеевского и Тукаевского районов Республики Татарстан. Для изучения представленного кернового материала был использован комплекс исследований, включающий в себя макроскопическое описание керна, сопоставление изучаемых пород с данными ГИС, оптико-микроскопический анализ, рентгенографический анализ, определение фильтрационно-емкостных свойств пород, исследование органического вещества пиролизом методом Rock-Eval. В результате проведенных анализов было установлено, что доманиковый горизонт сложен породами, в разной степени содержащими карбонатные и кремнистые минералы, изредка включающие незначительные примеси других минералов. Разрез пород характеризуется резкой сменой литологического состава с толщиной прослоев в несколько сантиметров. Согласно данным Rock-Eval, карбонатно-кремнистые прослои обладают большим содержанием органического вещества. Органическое вещество в доманиковых отложениях характеризуется как незрелое и находится в породах в виде керогена.
Ключевые слова: углеводороды, доманиковый горизонт, доманикиты, сланцы, сланцевая нефть, керн, Первомайское месторождение, Республика Татарстан
Для цитирования: Тахауов А.А., Титов А.А. (2018) Изучение литологических особенностей доманиковых отложений Первомайского месторождения. Георесурсы, 20(4), Ч.1, с. 324-330. DOI: https://doi.org/10.18599/ grs.2018.4.324-330
Потенциал нетрадиционных источников нефти и газа в настоящее время является одним из самых актуальных вопросов современной газонефтяной отрасли.
В наши дни основными объектами разведки и разработки являются залежи углеводородов, приуроченные к высокопористым коллекторам преимущественно межзерновой пористости. Но, к сожалению, запасы «традиционных» углеводородов постепенно истощаются, и, в связи с этим, дальнейшие перспективы развития нефтяной и газовой промышленности все больше связывают с поисками и разведкой объектов, приуроченных к коллекторам со сложной литолого-петрофизической характеристикой -«нетрадиционным» коллекторам.
Одними из самых известных нетрадиционных источников углеводородов являются сланцевые нефть и газ, добываемые преимущественно на территории Соединённых Штатов Америки. Принято считать, что по литологическим и геохимическим характеристикам, а также по коллекторскому потенциалу разрабатываемые в сША сланцевые толщи соответствуют баженовским отложениям Западно-Сибирской плиты и их аналогам в других регионах. Для территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции в качестве перспективных для добычи «нетрадиционных» углеводородов считаются доманиковые отложения.
Согласно современным представлениям, доманиковые
* Ответственный автор: Артур Альбертович Тахауов E-mail: takhauov@gmail.com
© 2018 Коллектив авторов
отложения, или доманикиты, являются породами доманикового горизонта верхнефранского подъяруса верхнего девона. Их отличительной особенностью является большое содержание органического вещества - от 5 до 20%. Вышележащие отложения от мендымского до заволжского горизонтов верхнего девона называют доманикоидами (Королюк и др., 1984). Они содержат меньшее количество органического вещества - от 0,5 до 5%. Доманикиты и до-маникоиды незначительно отличаются по литологичскому составу: доманикоиды, как правило, представляют собой низкопроницаемые массивные, слоистые карбонатные породы, доманикиты - массивные, иногда сланцеватые, слоистые карбонатно-кремнистые и кремнисто-карбонатные породы, также обладающие весьма низкой проницаемостью.
По типу органического вещества, его зрелости и термобарическим условиям доманиковые отложения на территории Татарстана считаются перспективными для генерации нефти.
По последним оценкам, ресурсы «нетрадиционной» нефти в доманиковых отложениях Татарстана оцениваются от 4,5 (USGS "Geology and Resources of Some World Oil-Shale Deposits") до 14,6 (Академия наук Республики Татарстан) млрд тонн. В настоящее время они разрабатываются в опытном порядке ПАО «Татнефть». Также, на территории Татарстана добыча нефти ведётся из залежей доманиковых отложений, открытых много лет назад при проведении поисковых работ на нефть. Разработка этих залежей ведётся методами, применяемыми для обычных коллекторов, так как данные залежи связаны с
линейными зонами повышенной трещиноватости пород, приуроченными к региональным разломам (Хисамов и др., 2010). Иными словами, тип пустотного пространства в доманиковых породах, к которым приурочены данные залежи, - трещинный, с выраженной зависимостью между пористостью и проницаемостью, что характерно для «традиционных» коллекторов. Однако, в большинстве своем, трещиноватость доманиковых отложений на территории Татарстана встречается редко, поэтому их принято относить к коллекторам «нетрадиционного» типа, для которых необходим свой комплекс методов разработки. По мировому опыту разработки подобных отложений, этот комплекс методов чаще всего включает в себя бурение горизонтальных скважин с проведением многостадийного гидроразрыва пласта для увеличения проницаемости горных пород.
С учетом всего вышесказанного, доманиковые отложения Татарстана, несомненно, являются актуальной темой для исследований. Объектом исследования являлся керно-вый материал из скважины 467Д Первомайского месторождения, которое находится на территории Республики Татарстан и тектонически приурочено к осевой зоне Камско-Кинельской системы прогибов на территории Северо-Татарского свода. Данная территория характеризуется средними мощностями мендым-доманиковых отложений - от 60 до 80 метров (Рис. 1).
Проводимый комплекс исследований включал в себя макроскопическое описание керна, привязку керна к ГИС, оптико-микроскопический анализ, рентгенографический анализ, определение фильтрационно-емкостных свойств, пиролиз пород методом Rock-Eval.
Целью проведенной работы являлось составление предварительной оценки доманиковых отложений Первомайского месторождения как «нетрадиционного» коллектора, способного содержать углеводороды.
Был исследован керновый материал из скважины 467Д, отобранный с глубины 1662,2-1684,4 м. Данный интервал представляет собой породы нижней части доманикового горизонта, который в данной скважине залегает на глубинах 1644,5-1682,4 м (Рис. 2), а также кровлю саргаевского горизонта, залегающего на глубинах 1682,4-1691,4 м. Выбор интервала для отбора образцов был связан с более интенсивной насыщенностью органикой керна данной части разреза. Как видно по данным ГИС, данная часть доманикового горизонта характеризуется повышенной радиоактивностью, что связано с высоким содержанием органического вещества, адсорбирующим соли урана, а также пониженными значениями сопротивления, что свидетельствует об отсутствии в данных породах нефти.
По макроскопическому описанию керна доманикового горизонта породы преимущественно карбонатно-кремни-стые и кремнисто-карбонатные, иногда карбонатные, со скрытокристаллической структурой, слоистой, сланцеватой, реже массивной текстурой, интенсивно насыщенные органикой. Карбонаты встречаются хемогенные и органогенные. В образцах обнаруживается как горизонтальная слоистость, так и волнистая, а также текстуры перемыва и переотложения осадков. Горизонтальная слоистость характерна для карбонатно-кремнистых пород (Рис. 3а), негоризонтальная, волнистая - для кремнисто-карбонатных (Рис. 3б).
Рис. 1. Карта толщин мендым-доманиковых отложений верхнего девона по данным глубокого бурения на территории Республики Татарстан (составлена специалистами Татарского геологоразведочного управления ПАО «Татнефть»)
НЮЧНО-ТЕХНИЧЕСЩЙ ЖУРНАЛ
www.geors.ru ГЕОРЕСУРСЫ
ГЕОРЕСУРСЫ / GEORESOURCES
2018. Т. 20. № 4. Ч.1. С. 324-330
Рис. 2. Данные ГИС в интервале залегания доманикового горизонта в скважине 467Д (цветом показан интервал отбора кернового материала для исследований)
а)
Рис. 3. Слоистость пород: а) горизонтальная слоистость кар-бонатно-кремнистой породы; скважина 467Д, Первомайское месторождение, обр. №20, глубина - 1679,4 м; б) волнистая слоистость кремнисто-карбонатной породы; скважина 467Д, Первомайское месторождение, обр. №11, глубина - 1672,5 м
Оптико-микроскопический и рентгенографический анализы позволили уточнить минералогический состав доманиковых пород: были обнаружены в различных соотношениях кремнезём, кальцит, реже доломит; глинистые минералы встречаются редко и являются акцессорными.
Изучение петрографических шлифов в проходящем свете производилось с помощью микроскопа Полам Л-211М с цифровой камерой USB2.0 YW500.
При изучении шлифов было установлено, что текстура пород преимущественно тонко- и среднеслоистая, реже сланцеватая, массивная, пятнистая, брекчиевидная. Довольно часто встречается переслаивание известняка мелко-тонкозернистого с карбонатно-кремнистой породой. При этом мощность прослоев составляет от десятых до целых долей миллиметра. Были обнаружены остатки радиолярий и фитопланктона.
Рентгенографический анализ был проведён на диф-рактометре D2 Phaser (Bruker, Германия) для измерений порошковых препаратов в геометрии Брега-Брентано
(3-40°) с использованием монохроматизированного СиКа-излучения, в режиме сканирования с шагом 0,02°, со скоростью - 1 град./мин. Напряжение рентгеновской трубки составляло 30 ку сила тока - 30 тА. Расшифровка дифрактограмм производилась путем сопоставления с эталонными дифрактограммами из международной картотеки PDF-2 ICDD. На каждой дифрактограмме определенным цветом в виде штрих-диаграммы показаны дифракционные отражения присутствующих в образце минералов.
Сопоставляя макроскопические, оптико-микроскопические и рентгенографические данные, можно выделить следующие литогенетические типы пород: известняки органогенно-обломочные, известняки зернистые, кремнисто-карбонатные и карбонатно-кремнистые породы, силициты. Данные породы переслаиваются, толщина прослоев составляет от нескольких единиц до десятков сантиметров.
Некоторые прослои представлены практически полностью кремнистыми породами с незначительным содержанием кальцита и микроклина (Рис. 4). В данных породах наблюдается большее содержание органического вещества (керогена). В шлифах наблюдаются остатки остракод и тентакулит, которые в основном залегают тонкими прослоями параллельно слоистости породы.
В других прослоях наблюдается уменьшение содержания кремнезема и увеличение содержание карбонатных минералов (кальцита, доломита) (Рис. 5). Данные породы содержат больший процент примеси других минералов (пирит, микроклин, мусковит и др.) и существенно меньшее количество органических остатков, и, как следствие, меньшее количество органического вещества.
г)
Рис. 4. Исследуемый образец карбонатно-кремнистой породы: а) фотография образца; скважина 467Д, Первомайское месторождение, обр. №9, глубина - 1670,4 м; б) фотография шлифа в параллельных николях; в) фотография шлифа в скрещенных николях; г) дифрактограмма
Рис. 5. Исследуемый образец карбонатно-кремнистой породы: а) фотография образца; скважина 467Д, Первомайское месторождение, обр. №15, глубина - 1675,5 м; б) фотография шлифа в параллельных николях; в) фотография шлифа в скрещенных николях; г) дифрактограмма
Встречаются прослои, в которых кремнезем находится в гораздо меньших количествах, чем карбонаты (кальцит) (Рис. 6). Кальцит в данных породах преимущественно органогенный. Наблюдается большое количество органических остатков, залегающих параллельно слоистости. Содержание органического вещества (керогена) в данных прослоях довольно высокое.
Были также отмечены карбонатные прослои с полным отсутствием кремнезема или его очень незначительным содержанием (Рис. 7). Наблюдается большое количество органических остатков, однако органическое вещество в карбонатах практически отсутствует, либо присутствует в малом количестве в прослоях с примесью кремнезема.
Все выделенные литогенетические типы пород залегают переслаиванием, при этом не были отмечены закономерности в последовательности их переслаивания. Характерной особенностью данного разреза является резкая смена литологического состава и содержания органического вещества (Рис. 8), при этом мощность прослоев составляет всего несколько сантиметров. Содержание органического вещества напрямую связано с наличием в составе породы кремнезёма. Исключение составляют прослои с малым содержанием органических остатков и большим содержанием примесей других минералов, таких как доломит, пирит, мусковит, микроклин. В этих прослоях содержание органики отличается пониженными значениями.
Далее были исследованы фильтрационно-ёмкостные свойства пород. Открытая пористость определялась путём насыщения образцов под вакуумом моделью пластовой воды (раствор №С1 плотностью 1,16 г/см3) и их взвешивании до и после насыщения (методика Преображенского).
Проницаемость пород определялась путем испытания
научно-технический журнал 1
ГЕОРЕСУРСЫ / GEORESOURCES
grW\
2018. Т. 20. № 4. Ч.1. С. 324-330
а)
б)
в)
г)
■ДмАцмд/
и
^ -I'.г л Ал I...
2TtH*j iCcuphMi ЬтоТЬгШТ^и) 1.Е4СШ
Рис. 6. Исследуемый образец кремнисто-карбонатной породы: а) фотография образца; скважина 467Д, Первомайское месторождение, обр. №14, глубина - 1674,4 м; б) фотография шлифа в параллельных николях; в) фотография шлифа в скрещенных николях; г) дифрактограмма
Рис. 7. Исследуемый образец кремнисто-карбонатной породы: а) фотография образца; скважина 467Д, Первомайское месторождение, обр. №24, глубина - 1683,9 м; б) фотография шлифа в параллельных николях; в) фотография шлифа в скрещенных николях; г) дифрактограмма
образцов цилиндрической формы на газопроницаемость по азоту на аппарате ГК-5.
В результате измерений было установлено, что породы доманикового горизонта обладают весьма низкими пористостью и проницаемостью (Табл. 1). Значение
Рис. 8. Переслаивание разных литологических типов пород; скважина 467Д, Первомайское месторождение, обр. №5, глубина -1666,5 м
№ образца Глубина Пористость открытая, % Проницаемость по газу, 10-3 мкм2
1 1662,20 0,68 0,46
2 1663,40 0,38 0
3 1664,70 0,40 0
7 1668,30 0,10 0
9 1670,40 0,88 -
14 1674,40 0,34 0
15 1675,50 0,26 0
16 1676,60 0,55 -
17 1677,20 0,59 -
18 1677,80 0,65 -
19 1678,70 1,20 -
20 1679,40 0,73 -
Табл. 1. Фильтрационно-ёмкостные свойства пород
проницаемости было получено только для образца №1, который представляет собой зернистый известняк. В других образцах значение проницаемости было настолько мало, что не могло быть измерено и принято равным нулю. Наличие повышенной проницаемости в известняках относительно других пород свидетельствует о лучшем характере сообщения между порами, что является признаком традиционных коллекторов, однако большая часть исследуемого разреза - породы практически не проницаемые. Невысокие значения открытой пористости также позволяют отнести исследуемые породы к «нетрадиционным» коллекторам, для которых характерна закрытая пористость.
Для определения типа, а также количественного содержания органического вещества в породах применялся пиролиз методом Rock-Eval. Для проведения анализа использовался пиролизатор HAWK Resource Workstation, производства компании WildCat Technologies.
Результаты Rock-Eval подтвердили зависимость содержания органического вещества от содержания кремнезёма (Табл. 2): в сильнокремнистых породах (образцы 3, 4, 8, 9, 14) содержание органики составляет от 16,43 до 26,22%;
Образец Глубина S0 S1 S2 S3 TOC Ттах HI
м "Свободная нефть", мг УВ/г породы Кероген, мг УВ/г породы мг т^г породы Содержание органического вещества, % Зрелость, °C Индекс водорода, мг УВ/г TOC
1 1662,2 0,06 1,47 0,17 1,15 432 127
2 1663,4 0,24 29,93 0,30 5,79 432 517
3 1664,7 0,73 115,83 0,56 20,49 433 565
4 1665,8 0,74 87,40 0,39 16,43 429 531
5 1666,6 0,47 56,83 0,33 10,70 432 531
6 1667,5 0,20 23,39 0,17 4,48 431 522
7 1668,3 0,31 39,93 0,23 7,81 431 511
8 1669,5 0,73 98,43 0,47 17,84 432 551
9 1670,4 0,85 101,10 0,53 18,46 432 547
10 1671,6 0,34 43,29 0,24 8,00 431 540
11 1672,5 0,30 30,27 0,36 5,80 431 522
12 1673,3 0,17 0,20 19,58 0,31 4,95 430 395
13 1673,4 0,29 32,36 0,25 6,09 431 531
14 1674,4 0,89 171,72 0,73 26,22 430 654
15 1675,5 0,14 4,52 0,45 1,40 437 322
16 1676,6 0,20 24,89 0,56 4,89 436 508
17 1677,2 0,37 43,33 0,33 7,63 433 567
18 1677,8 0,12 10,75 0,17 2,29 431 469
19 1678,7 0,19 21,39 0,20 4,09 431 523
20 1679,4 0,47 54,79 0,35 9,62 430 569
21 1680,5 0,13 12,50 0,09 2,58 431 484
22 1681,6 0,11 0,12 7,07 0,25 1,87 431 377
23 1682,4 0,19 24,23 0,26 4,39 430 552
24 1683,9 0,12 10,86 0,37 2,43 436 445
25 1684,4 0,16 20,56 0,32 3,51 429 585
-сильнокремнистые породы, силициты -кремнисто-карбонатные доломитизированные породы
Табл. 2. Результаты пиролиза методом Rock-Eval керна скважи
в известняках (образцы 1, 18, 24) - от 1,15 до 2,58%; в кремнисто-карбонатных доломитизированных породах с малым содержанием органических остатков (образцы 15, 16, 21, 22) содержание рассеянного органического вещества варьируется от 1,40 до 4,89; в остальных прослоях, представленных преимущественно карбонатно-кремнистыми породами, содержание органики меняется от 4,09 до 10,70%. Органическое вещество в изучаемых породах находится в виде керогена (параметр S2>S1) и является незрелым (Ттах < 435°С). Кероген относится ко II типу (значение Н1 меняется от 300 до 600), для которого характерна преимущественная генерация нефти.
Выводы и обсуждение
На основе проведенных анализов по изучению литоло-гического состава и органического вещества доманиковых отложений скважины 467Д Первомайского месторождения, можно отметить следующее:
1) Изучаемые породы сложены карбонатными и кремнистыми минералами с незначительными примесями пирита и микроклина.
2) Выделены литогенетические типы пород: известняки органогенно-обломочные, известняки зернистые,
-известняки
-карбонатно-кремнистые породы
467Д
кремнисто-карбонатные и карбонатно-кремнистые породы, силициты.
3) В разрезе наблюдается переслаивание пород без определенной зависимости с толщиной прослоев в несколько сантиметров, что свидетельствует о резких изменениях условий седиментации.
4) Установлено, что содержание органического вещества больше в карбонатно-кремнистых породах, в кремнисто-карбонатных породах его меньше, а в карбонатных породах практически нет. Таким образом, наблюдается прямая зависимость содержания органического от содержания кремнезёма в породе.
5) Органическое вещество в доманиковых отложениях характеризуется как незрелое и находится в породах в виде керогена. Кероген относится ко II типу.
По предварительной оценке, основываясь на исследованиях скважины 467Д, можно сказать, что отложения доманикового горизонта Первомайского месторождения являются крайне неоднородной толщей по литологиче-скому составу и содержанию органического вещества. Доманикиты представляют собой плотные, большей частью окремнелые породы, с отсутствием трещинова-тости и видимой под микроскопом пористости. Значения
НАУЧНО-ТВШИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ
www.geors.ru ГЕОРЕСУРСЫ
ГЕОРЕСУРСЫ / GEORESOURCES
2018. Т. 20. № 4. Ч.1. С. 324-330
пористости не превышают 1,2%, значения проницаемости большей части разреза близки к нулю. Среднее значение содержания органики по разрезу пород довольно высокое и составляет 7,96%, что является типичным для доманикитов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.
Полученные данные указывают на то, что домани-ковые отложения Первомайского являются коллектором «нетрадиционного» типа. В случае их разработки необходимо использование методов, применяемых для разработки сланцевых месторождений («shale oil») и месторождений в низкопроницаемых коллекторах («tight oil») - бурение горизонтальных скважин и проведение в них многостадийного гидроразрыва пласта.
Также необходимо использование технологии, позволяющей разрабатывать незрелое органическое вещество («oil shale»). В настоящее время такие технологии существуют, однако находятся на стадии экспериментальных исследований (ICP Shell, Chevron CRUSH, ExxonMobil ElectroFrac).
Литература
Дани Дж.Р. (2005). Геология и ресурсы некоторых месторождений нефтяных сланцев в мире: отчет о научных исследованиях Геологической службы США. 42 с.
Королюк И.К., Летавин А.И., Мкрчян О.М., Хачатрян Р.О. и др. (1984). Структурно-формационные критерии прогноза нефтегазонос-ности. Теоретические основы поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа. Москва: Наука, с. 47-62.
Хисамов P.C., Губайдуллин А.А., Базаревская В.Г., Юдинцев Е.А. (2010). Геология карбонатных сложно построенных коллекторов девона и карбона Татарстана. Казань: Фэн, 283 с.
сведения об авторах
Артур Альбертович Тахауов - геолог 1 категории, Татарское геологоразведочное управление ПАО «Татнефть»
Россия, 420111, Казань, Чернышевского, д. 23/25
Арсен Александрович Титов - геофизик 2 категории, Татарское геологоразведочное управление ПАО «Татнефть»
Россия, 420111, Казань, Чернышевского, д. 23/25
Статья поступила в редакцию 28.02.2018;
Принята к публикации 13.09.2018; Опубликована 30.11.2018
Study of the lithological characteristics of Domanic deposits of the Pervomayskoe field
A.A. Takhauov*, A.A. Titov
Tatar Geological Exploration Department Tatneft PJSC, Kazan, Russian Federation *Corresponding author: Artur A. Takhauov, e-mail: takhauov@gmail.com
Abstract. The paper presents the results of studying rocks of the domanic horizon of the Pervomayskoe oil field represented by core material of the well 467D. In tectonic terms, this well, like the entire Pervomayskoe field, is confined to the axial part of the Kama-Kinel deflection system on the territory of the North-Tatar arch. Administratively, the Pervomayskoe deposit is located on the territories of the Elabuga, Mendeleevsky and Tukaevsky districts of the Republic of Tatarstan. To study the core material presented, different studies were conducted, including a macroscopic description of the core; comparison of the studied rocks with well logging data; optical microscopic analysis; X-ray analysis; determination of reservoir properties of rocks; study of organic matter by the Rock-Eval pyrolysis method.
Based on the analysis, it was found that the domanic horizon is composed of rocks containing carbonate and siliceous minerals to varying degrees, occasionally including minor mixtures of other minerals. The section of rocks is characterized by a sharp change in the lithological composition with a thickness of interlayers of several centimeters. According to Rock-Eval data, carbonate-siliceous interlayers have a high content of organic matter. Organic matter in Domanic deposits is characterized as immature and is found in rocks in the form of kerogen.
Keywords: hydrocarbons, Domanic deposits, domanicites, shale, shale oil, core, Pervomayskoe field; Republic of Tatarstan
Recommended citation: Takhauov A.A., Titov A.A. (2018). Study of the lithological characteristics of Domanic deposits of the Pervomayskoe field. Georesursy = Georesources, 20(4), Part 1, pp. 324-330. DOI: https://doi.org/10.18599/ grs.2018.4.324-330
References
Dyni J.R. (2005). Geology and Resources of Some World Oil-Shale Deposits. Scientific Investigations Report 2005-5294. 42 p.
Khisamov R.S., Gubaydullin A.A., Bazarevskaya V.G., Yudintsev E.A. (2010). Geologiya karbonatnykh slozhno postroyennykh kollektorov devona i karbona Tatarstana [Geology of carbonate complexly constructed Devonian and Carboniferous reservoirs of Tatarstan]. Kazan: Fen, 283 p. (In Russ.)
Korolyuk I.K., Letavin A.I., Mkrchyan O.M., Khachatryan R.O. et al. (1984). Strukturno-formatsionnyye kriterii prognoza neftegazonosnosti [Structural and formational criteria for predicting oil and gas content]. Teoreticheskiye osnovy poiskov, razvedki i razrabotki mestorozhdeniy nefti i gaza [Theoretical foundations of search, exploration and development of oil and gas fields]. Moscow: Nauka, pp. 47-62. (In Russ.)
About the Authors
Artur A. Takhauov - Geologist
Tatar Geological Exploration Department Tatneft PJSC
23/25, Chernyshevsky st., Kazan, 420111, Russian Federation
Arsen A. Titov - Geophysicist
Tatar Geological Exploration Department Tatneft PJSC
23/25, Chernyshevsky st., Kazan, 420111, Russian Federation
Manuscript received 28 February 2018;
Accepted 13 September 2018; Published 30 November 2018
К—ШШЩ. SCIENTIFIC AND TECHNICAL JOURNAL
H31 GEGRESGURCES
