Кислотный состав для освоения нефтяных скважин, вскрывших терригенные коллекторы с повышенной карбонатностью Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

DOI 10.18454/IRJ.2016.46.013 Подопригора Д.Г.1, Мардашов Д.В.2

1 Аспирант, 2 доцент, кандидат технических наук, Национальный минерально -сырьевой университет «Горный» КИСЛОТНЫЙ СОСТАВ ДЛЯ ОСВОЕНИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН, ВСКРЫВШИХ ТЕРРИГЕННЫЕ КОЛЛЕКТОРЫ С ПОВЫШЕННОЙ КАРБОНАТНОСТЬЮ

Аннотация

В статье авторами освещаются основные физико-химические параметры разработанного в лаборатории «Повышение нефтеотдачи пластов» Горного университета кислотного состава для освоения добывающих скважин, вскрывших высокотемпературные низкопроницаемые терригенные коллекторы нефти с повышенной карбонатностью. Проводится сравнение физико -химических параметров традиционного глинокислотного раствора с разработанным и показаны его преимущества. Приведены результаты лабораторных исследований по определению степени влияния фильтратов буровых растворов на фильтрационные характеристики кернов одного из нефтегазоконденсатных месторождений Западной Сибири. Изучена способность разработанного кислотного состава в сравнении с традиционной глинокислотой восстанавливать и улучшать проницаемость пород -коллекторов после воздействия на них фильтратами буровых растворов.

Ключевые слова: буровой раствор, фильтрат бурового раствора, кислотный состав, глинокислота, кислотное освоение скважин, низкопроницаемый терригенный коллектор, повышенная карбонатность.

Podoprigora D.G.1, Mardashov D.V.2

1 Postgraduate student, 2 Associate professor, PhD in Engineering, National Mineral Recourses University

(University of Mines)

ACID COMPOSITION FOR THE DEVELOPMENT OF OIL WELLS THAT DISCOVER TERRIGENOUS RESERVOIRS WITH HIGH CARBONATE CONTENT

Abstract

The article highlights the main physical and chemical parameters developed in the laboratory "EOR" Mining University acid composition for the development of the production wells that discover high -temperature low-permeability clastic oil reservoirs with high carbonate content. A comparison of physicochemical parameters of a traditional mud acid solution developed and shown its advantages. The results of laboratory studies to determine the degree of influence of filtrates of drilling fluids on the filtration characteristics of the cores of one of oil and gas condensate fields in Western Siberia. The authors studied the ability of the developed acid composition in comparison with the conventional mud acid to restore and improve the permeability of reservoir rocks after exposure to filtrates of drilling fluids.

Keywords: mud, mud filtrate, acid composition, mud acid, acid well completion, low-permeability terrigenous reservoir, high carbonate content.

В настоящее время большинство крупных нефтяных месторождений Российской Федерации (РФ) находится на поздней стадии разработки, и, как следствие, снижается доля запасов, приуроченных к коллекторам с хорошими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) и относительно простым строением. В связи с этим, значительную роль играет вовлечение в эксплуатацию трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ) нефти. На долю ТРИЗ нефти в РФ приходится 67 % от разведанных, из которых на высоковязкие нефти - 13 %, а на низкопроницаемые коллекторы - 38 % (около 90 % которых приурочены к Западно -Сибирской, Волго -Уральской и Тимано -Печорской нефтегазоносным провинциям) [1, 6, 10, 16]. Согласно [3, 5, 7, 9, 11, 12, 13] проблема восполнения запасов углеводородов может быть решена за счет вовлечения в разработку месторождений, приуроченных к территориям Восточной Сибири, Дальнего Востока, континентального шельфа, коллекторам с низкой проницаемостью, баженовским, хадумским, абалакским, ачимовским, тюменским и доманиковым продуктивным отложениям (рис. 1).

Рис. 1 - Расположение основных групп трудноизвлекаемых запасов нефти в Российской Федерации

Если обратить внимание на процентные соотношения, приходящиеся на те или иные трудноизвлекаемые запасы нефти, то можно сделать вывод о том, что основная их часть содержится в продуктивных отложениях тюменской свиты - 32 %, в низкопроницаемых коллекторах - 31 % и в залежах, содержащих сверхвысоковязкую нефть, - 21 % [5].

Главным нефтегазодобывающим регионом РФ является Западная Сибирь. Основные залежи, вмещающие практически все запасы нефти и газа, включая трудноизвлекаемые в этом регионе, приурочены к терригенным породам -коллекторам [8]. В свою очередь терригенные коллекторы, вмещающие нефть, представляют собой песчаники, пески, алевролиты и алевриты, связанные между собой минеральным веществом - цементом [14]. Для терригенных коллекторов Западной Сибири характерен глинистый, либо карбонатно -глинистый цемент [2]. Часто встречается коллекторы с повышенной карбонатностью - 5 % и более [15, 17]. Так как большая часть вовлеченных в разработку запасов нефти, в том числе трудноизвлекаемых, залегает в Западной Сибири, и содержание карбонатного материала во вмещающих их коллекторах часто превышает 5 %, то приведем несколько примеров таких объектов, расположенных на данной территории.

К примеру, продуктивные отложения Красноленинского и Шаимского районов тюменской свиты, приуроченные к пластам Ю2, Ю4, Ю5, представлены терригенными коллекторами с содержанием карбонатно -глинистого цемента 521 % [4]. На Вынгапуровском нефтегазоконденсатном месторождении в верхней части тюменской свиты выделяется группа продуктивных пластов ЮВ2-ЮВ7. Песчаники от светло -серых до темно-серых, иногда зеленовато-серых, от тонко- до среднезернистых, средней крепости, встречаются рыхлые разности, полимиктовые, плотные, слабослюдистые, нередко карбонатизированные. Цемент глинистый и карбонатно -глинистый, участками карбонатный. В пределах Еты-Пуровского нефтегазоконденсатного месторождения карбонатность в коллекторах пластов БП доходит до 6,5 %. В коллекторах ачимовских отложений (пласты БП13-16) карбонатность достигает значений 14 %. Карбонатность в коллекторах пластов Ю11-2 доходит до 11 %, пластов Ю2 не превышает 13,4 %. Таким образом, терригенные породы-коллекторы, расположенные на территории Западной Сибири, в основном имеют полиминеральный цементирующий материал, включающий глины и карбонаты.

Также при вводе в разработку залежей, представленных низкопроницаемыми терригенными коллекторами с повышенной карбонатностью, имеется проблема загрязнения призабойной зоны бурящихся добывающих скважин в процессе первичного и вторичного вскрытий, цементирования обсадных колонн и т.д. В целях восстановления и улучшения проницаемости призабойной зоны, кислотное воздействие осуществляют уже на этапе освоения выводимых из бурения скважин, что незначительно увеличивает стоимость работ по проводке скважины.

Кислотный состав (КС), применяемый на этапах освоения, нужно подбирать с учетом таких параметров, как: фильтрационно-емкостные свойства коллектора; его минералогический состав; пластовая температура; причина снижения проницаемости призабойной зоны. В лаборатории «Повышение нефтеотдачи пластов» Горного университета был разработан кислотный состав, который можно применять в условиях высокотемпературных низкопроницаемых терригенных коллекторов с повышенной карбонатностью (5 % и более). Данный кислотный состав представляет собой смесь соляной, муравьиной кислот, бифторида аммония и функциональных добавок. Разработанная кислотная композиция обладает следующими преимуществами, в сравнении с традиционной глинокислотой (10 % HCl + 1,5 % HF):

1. Практически не дает осадков фторидов кальция (CaF2|), что особенно важно в условиях рассматриваемых коллекторов.

2. Удерживает значительное количество трехвалентного железа в своем составе, предотвращая выпадение гидроокиси железа в поровом пространстве коллектора.

3. Медленно реагирует с породообразующими минералами при высоких температурах, что позволяет воздействовать на удаленные зоны пласта.

4. Обладает низким межфазным натяжением на границе «КС - керосин».

5. Обладает низкой коррозионной активностью при высоких температурах (95оС).

6. Позволяет проводить обработку терригенных коллекторов с повышенной кар бонатностью в одну стадию, без предварительной солянокислотной обработки.

Сравнение основных физико-химических параметров разработанного кислотного состава с традиционной глинокислотой представлено в таблице 1.

Таблица 1 - Сравнение физико-химических параметров разработанного кислотного состава с традиционной

глинокислотой

Кислотный состав Межфазное натяжение на границе с керосином, мН/м Скорость коррозии стали при 20 / 95 оС, г/(м2^ч) Количество FeCl3, не приводящее к образованию осадка Fe(OH)3, при 95оС, г Термостабильность при 95 оС Осадкоудерживающая способность по отношению к CaF2 в течение 3 ч, % Средняя скорость растворения кварцевого стекла, г/(м2^ч) /доля растворенного кварцевого стекла, % (за 3 ч при 95 оС) Средняя скорость растворения карбоната, г/(м2^ч) /доля растворенного карбоната, % (за 3 ч при 95 оС) Доля растворенного каолинита за 3 ч при 95 оС, %

Традиционная глинокислота (10 % HCl 11,4 1,07/ 205 0,06 Стаб. 79 49/9,7 4790/24,5 10,1

+ 1,5 % HF)

Разработанный кислотный состав 0,76 0,02/ 0,65 0,64 Стаб. 99 28/5,0 3920/43,7 4,3

Таким образом, разработанный КС по всем исследованным параметрам превосходит традиционную глинокислоту. При этом разработанный КС обладает меньшей средней скоростью реакции с карбонатом, растворяя его при этом в большей степени практически в 2 раза. Это говорит о том, что растворение карбоната разработанным кислотным составом идет равномернее и на протяжении 3-х часов, в то время как традиционная глинокислота нейтрализуется уже через 30 минут после начала эксперимента. Также стоит отметить, что разработанный кислотный состав реагирует медленнее с кварцевым стеклом и каолинитом, что будет способствовать снижению вероятности разуплотнения терригенного коллектора.

Следующим этапом исследований было проведение фильтрационных экспериментов на образцах естественных кернов с целью сравнения эффективности применения разработанного КС и традиционной глинокислоты.

Образцы керна представляли собой терригенную породу с повышенным содержанием карбонатов (более 5 %). Основными задачами исследований являлась оценка влияния фильтратов буровых растворов (ФБР) на фильтрационные характеристики образцов естественного керна при моделировании процессов первичного вскрытия продуктивных пластов в термобарических пластовых условиях, и способность кислотных составов восстанавливать и улучшать ФЕС коллекторов. В качестве фильтрата бурового раствора использовался водный раствор 3 %-го KCl c добавлением поверхностно-активного вещества для снижения его отрицательного влияния на ФЕС пород-коллекторов.

Фильтрационные исследования проводились на установке Autoflood-700 (Vinci technologies, Франция) в условиях продуктивного пласта одного из нефтегазоконденсатных месторождений (НГКМ) Западной Сибири при моделировании процессов первичного вскрытия и кислотного освоения. Пластовыми условиями проведения лабораторных фильтрационных экспериментов являлись:

• репрессия при моделировании «динамического» режима (моделирование процесса проникновения ФБР в ПЗП при первичном вскрытии пласта) фильтрации ФБР - 2 МПа;

• репрессия при моделировании «статического» режима (моделирование процесса остановки бурения скважины и выполнения спускоподъемных операций) фильтрации ФБР - 1,5 МПа;

• пластовая температура - 77 °С;

• пластовое давление - 25,2 МПа.

• фазовая проницаемость по керосину - 2-5-10-3 мкм2;

• вязкость керосина при пластовой температуре - 0,53 мПа-с.

Лабораторные фильтрационные эксперименты проводились согласно следующим этапам:

I. Моделирование естественных (исходных) фильтрационных свойств продуктивного пласта (закачка в керн керосина, определение исходной проницаемости керна по керосину).

Подготовленный образец естественного керна помещался в кернодержатель фильтрационной установки AutoFlood 700 (Vinci technologies), где создавались термобарические условия, максимально приближенные к пластовым исследуемого эксплуатационного объекта. После этого производилась фильтрация керосина через керн. При этом измерялась исходная фазовая проницаемость керна по керосину в режиме постоянного расхода (0,5 см3/мин) до

стабилизации градиента давления при пластовой температуре исследуемого эксплуатационного объекта. Направление фильтрации при этом было «прямое».

II. Моделирование процесса проникновения ФБР в ПЗП при первичном вскрытии продуктивного пласта (закачка в керн ФБР).

В режиме постоянного перепада давления («динамическая» репрессия - 2 МПа и «статическая» репрессия - 1,5 МПа) производилась закачка ФБР в керн. Направление фильтрации при этом было «обратное». Продолжительность закачки составляла 4 часа при репрессии 2 МПа и столько же при репрессии 1,5 МПа, а также выдержка в статических условиях без репрессии в течение 8 часов.

III. Моделирование процесса работы добывающей скважины после операций по первичному вскрытию и освоению (закачка в керн керосина, определение коэффициента относительного изменения проницаемости образца керна по керосину после П-го этапа - оценка влияния ФБР на фильтрационные характеристики керна).

По истечении 16 часов (II этап) в режиме постоянного перепада давления (4 МПа) производилась фильтрация керосина в керн до стабилизации расхода (моделирование депрессии работающей добывающей скважины). После этого осуществлялся замер фазовой проницаемости керна по керосину в режиме постоянного расхода (0,5 см 3/мин) до стабилизации градиента давления. Направление фильтрации при этом было «прямое».

IV. Моделирование процесса кислотного освоения скважины после первичного вскрытия пласта (закачка в керн

КС).

В режиме постоянного расхода (0,5 см3/мин) производилась закачка в керн КС. Всего через образец керна прокачивалось 5 поровых объемов КС. Направление фильтрации при этом было «обратное».

V. Моделирование процесса работы добывающей скважины после операции по её кислотному освоению (закачка в керн керосина, определение коэффициента относительного изменения проницаемости образца керна по керосину после ^-го этапа - оценка влияния КС на фильтрационные характеристики керна).

В режиме постоянного перепада давления (4 МПа) производилась фильтрация керосина в керн до стабилизации расхода (моделирование депрессии работающей добывающей скважины). После этого осуществлялся замер фазовой проницаемости керна по керосину в режиме постоянного расхода (0,5 см 3/мин) до стабилизации градиента давления. Направление фильтрации при этом было «прямое».

Направление закачки и фильтрации рабочих жидкостей в исследуемых образцах керна соответствовало реальному направлению движения пластового флюида (керосина) и закачиваемых технологических жидкостей (ФБР и КС) в добывающих скважинах прямая фильтрация соответствовала процессу притока флюида из пласта в скважину и, в дальнейшем, процессу «освоения» скважины; обратная фильтрация моделировала процесс первичного вскрытия и кислотного освоения скважины.

Обработка результатов фильтрационных исследований заключалась в следующем:

• определялись градиенты давления при фильтрации керосина до и после закачки ФБР (и КС) в керн, на основе которых рассчитывались коэффициенты фазовых проницаемостей по керосину до и после закачки исследуемого состава в керн;

• выполнялся расчет коэффициента относительного изменения проницаемости керна после его обработки ФБР и КС:

к = ^^ .юо, _ к

где k - коэффициент относительного изменения проницаемости, %; Ь - проницаемость по керосину до

процесса «первичного вскрытия» (или «кислотного освоения»), мкм2; k2 - проницаемость по керосину после процесса «первичного вскрытия» (или «кислотного освоения»), мкм2.

Положительное значение коэффициента относительного изменения проницаемости означает увеличение проницаемости образца керна относительно его исходного значения, а отрицательное - уменьшение проницаемости.

Данные об используемых в фильтрационных исследованиях образцах керна и технологических жидкостях сведены в таблицу 2. Полученные результаты фильтрационных экспериментов отображены в таблице 3. Процесс проведения лабораторных фильтрационных исследований разработанного кислотного состава и традиционной глинокислоты в условиях продуктивного пласта НГКМ Западной Сибири представлен на рисунках 2 и 3. Графики представлены в виде зависимостей изменения градиентов давления закачки керосина, ФБР и КС от количества их поровых профильтрованных объемов.

Таблица 2 - Параметры используемых в фильтрационных экспериментах образцах керна и технологических

жидкостей

№ керна Длина, см Диаметр, см Жидкость насыщения керна Вязкость керосина, мПа^с Плотность керосина, г/см3 Поровый объем, см3 Исходная прониц. керна по кер., •Ю-3 мкм2

1 9 3 Керосин 0,53 0,74 11,3 3,1

2 9,3 3 Керосин 0,53 0,74 11,7 2,4

Таблица 3 - Результаты фильтрационных исследований при моделировании процесса кислотного освоения добывающей скважины после первичного вскрытия с использованием разработанного кислотного состава и

традиционной глинокислоты

Параметр Единица измерения До закачки ФБР (I этап) После закачки ФБР (Ш этап) После закачки разработанного КС/традиционной глинокислоты (V этап)

Градиент давления закачки керосина при расходе 0,5 см 3/мин (керн № 1/2) МПа/м 2,1/2,8 2,6/3,8 0,7/3,4

Проницаемость по керосину (керн № 1/2) •10-3 мкм2 3,1/2,4 2,5/1,6 9,7/1,95

Коэффициент относительного изменения проницаемости керна по керосину (керн № 1/2) % -19/-33 +288/-22

Количество прокачанных поровых объемов ФБР и кислотного состава (керн № 1/2) ед. 8,2/5,1 5/5

Рис. 2 - Зависимость градиентов давления закачки керосина, ФБР и разработанного КС от количества

профильтрованных их поровых объемов

Рис.

15 20 25 30 35

Профильтрованный поровый объем, ед.

3 - Зависимость градиентов давления закачки керосина, ФБР и традиционной глинокислоты от количества

профильтрованных их поровых объемов

Анализ результатов проведенных фильтрационных исследований показал следующее:

1. При моделировании процесса первичного вскрытия продуктивного пласта путем закачки в керн ФБР (водного раствора 3 % KCl с ПАВ) происходит снижение значений исходной фазовой проницаемости по керосину на 19 и 33 %, соответственно двум экспериментам.

2. При моделировании процесса кислотного освоения скважины после первичного вскрытия пласта путем закачки в керн разработанного КС и традиционной глинокислоты получены следующие результаты:

• разработанный КС обеспечивает не только восстановление исходной фазовой проницаемости керна по керосину, но и приводит к ее росту на 288 %, т.е. способствует улучшению фильтрационной характеристики породы-коллектора примерно в 3 раза;

• традиционная глинокислота не обеспечивает даже полного восстановления исходной фазовой проницаемости керна по керосину в сравнении с разработанным КС, способствуя улучшению фильтрационной характеристики породы-коллектора, подвергнутой воздействию ФБР, лишь на 11 %.

Выводы:

1. Для повышения эффективности эксплуатации добывающих скважин после первичного вскрытия продуктивного пласта рекомендуется проводить кислотное освоение с использованием разработанной композиции, представляющей собой смесь соляной, муравьиной кислот, бифторида аммония и функциональных добавок. Данный состав предназначен для кислотного освоения нефтяных скважин, вскрывших высокотемпературные (до 95 оС) низкопроницаемые терригенные коллекторы с повышенной карбонатностью.

2. Разработанный КС обладает низким межфазным натяжением на границе с керосином и низкой скоростью коррозии. Также данный состав обладает низкими скоростями взаимодействия с минералами коллектора (карбонатом и кварцем) и высокой осадкоудерживающей способностью (по отношению к фторидам кальция и гидроокиси железа), что способствует глубокой обработке удаленных участков ПЗП и снижает вероятность образования большеобъемных вторичных осадков.

3. Разработанный КС способствует восстановлению и значительному повышению (примерно в 3 раза) проницаемости терригенной породы -коллектора по керосину после воздействия на нее фильтратом бурового раствора. В то же время традиционный глинокислотный раствор не обеспечивает даже восстановления исходной проницаемости керна по керосину.

Литература

1. Алтунина Л.К., Кувшинов В.А., Кувшинов И.В. Физико -химические технологии с применением гелей, золей и композиций ПАВ для увеличения нефтеотдачи месторождений на поздней стадии разработки. - Режим доступа: https://geors.ru/media/pdf/04_Altunina_n_s.pdf.

2. Гайворонский И.Н. Коллекторы нефти и газа Западной Сибири. Их вскрытие и опробование / И.Н. Гайворонский, Г.Н. Леоненко, В.С. Замахаев. - М.: ЗАО «Геоинформмарк», 2000, 364 с.

3. Гаврилов В.П. Состояние ресурсной базы нефтедобычи в России и перспективы ее наращивания / В. П. Гаврилов, Е.Б. Грунис. // Геология нефти и газа, 2012, №5. - Режим доступа: http://www.gubkin.ru/faculty/geology_and_geophysics/chairs_and_departments/geology/Resourse%20base%20conditions.pdf.

4. Злобина О.Н. Строение, состав и обстановки формирования юрских отложений приуральской части Западной Сибири в связи с нефтегазоносностью региона: диссертация ... кандидата геолого-минералогических наук: 25.00.06 / Злобина Ольга Николаевна. - Новосибирск, 2009. - 300 с.

5. Клубков С. Стимулирование разработки ТРИЗ поможет поддержать уровень добычи нефти в России // Oil & Gas Journal Russia. Спецвыпуск: Трудноизвлекаемые и нетрадиционные запасы, 2015, № 6-7, с. 6-11.

6. Подопригора Д.Г. Лабораторные исследования изменения фильтрационно-емкостных свойств полимиктовых песчаников при их вскрытии с использованием полимерного бурового раствора / Д.Г. Подопригора, А.В. Петухов, О.Б. Сюзев // Нефтегазовая геология. Теория и практика, 2015, Т. 10. - Режим доступа: http://ngtp.ru/rub/12/10_2015.pdf.

7. Презентация А.В. Новака «Итоги работы Минэнерго России и основные результаты функционирования ТЭК в 2014 году. Задачи на среднесрочную перспективу». - Режим доступа: http://minenergo.gov.ru/node/92/.

8. Перспективная неоднородность //Сибирская нефть. Приложение «Технологии», 2013, № 100. - Режим доступа: http://old.gazpromneft.dzeta.3ebra.com/sibneft-online/arhive/2013-april-projects/1094495/.

9. Презентация Ю.А. Кузьмина «Критерии идентификации и характеристика залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти». - Режим доступа: http://www.petroleum.ru/ src/Listeners.Item/31 material/1916837563/kuzmin.pdf.

10. Рощин П.В. Обоснование комплексной технологии обработки призабойной зоны пласта на залежах высоковязких нефтей с трещинно-поровыми коллекторами: диссертация ... кандидата технических наук: 25.00.17 / Рощин Павел Валерьевич. - Санкт-Петербург, 2014. - 112 с.

11. Резерв добычи //Сибирская нефть. Приложение «Технологии», 2013, № 100. - Режим доступа: http://gazpromneft.dzeta.3ebra.com/sibneft-online/arhive/2013-april-projects/1094492/?sphrase id=104567/.

12. Сланцевая нефть: российская альтернатива //Сибирская нефть. Приложение «Технологии», 2013, № 100. -Режим доступа: http://old.gazpromneft.dzeta.3ebra.com/sibneft-online/arhive/2013-april-projects/1094493/?sphrase_id=53/.

13. Сложности построения //Сибирская нефть. Приложение «Технологии», 2013, № 100. - Режим доступа: http://gazpromneft.dzeta.3ebra.com/sibneft-online/arhive/2013-april-projects/1094494/?sphrase id=104613/.

14. Ханин А. А. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение. М.: Недра, 1969, 368 с.

15. Цыганков В.А. Разработка кислотных составов для низкопроницаемых терригенных коллекторов с повышенным содержанием карбонатов: диссертация ... кандидата технических наук: 02.00.11 / Цыганков Вадим Андреевич. - Москва, 2011. - 162 с.

16. Якуцени В.П. Динамика доли относительного содержания трудноизвлекаемых запасов нефти в общем балансе / В.П. Якуцени, Ю.Э. Петрова, А.А. Суханов // Нефтегазовая геология. Теория и практика, 2007, Т. 2, 329 с.

17. McLeod H.O., Coulter A.W. The Use of Alcohol in Gas Well Stimulation // paper SPE 1663, presented at the SPE Eastern Regional Meeting, Columbus, Ohio, USA. - 1966.

References

1. Altunina L.K., Kuvshinov VA., Kuvshinov V.I. Physico-chemical technology with the use of gels, sols and compositions of surfactants for enhanced oil recovery fields in the late stage of development. - Access mode: https://geors.ru/media/pdf/04_Altunina_n_s.pdf.

2. Gaivoronsky I.N. The reservoirs of oil and gas of Western Siberia. The autopsy and testing / I.N. Gayvoronsky, G.N. Leonenko, V.S. Zamaraev. - M.: ZAO «Geoinformmark», 2000, 364 p.

3. Gavrilov V.P. the State of the resource base of oil production in Russia and prospects of its increase / V.P. Gavrilov, E.B. Grunis. // Geology of oil and gas, 2012, №5. - Access mode: http://www.gubkin.ru/faculty/geology_and_geophysics/chairs_and_departments/geology/Resours e%20base%20conditions.pdf.

4. Zlobina O.N. Structure, composition and environment of formation of the Jurassic deposits of the Urals region of Western Siberia in connection with the petroleum potential of region: the dissertation ... of candidate of geological-mineralogical Sciences: 25.00.06 / Zlobina Olga. - Novosibirsk, 2009. - 300 p.

5. Klubkov C. Stimulate the development of TRIZ will help to maintain the level of oil production in Russia // Oil & Gas Journal Russia. Special issue: unconventional reserves, 2015, No. 6-7, pp. 6-11.

6. Podoprigora D.G. a Laboratory study of changes in filtration-capacitive properties of sandstones polimerowych when they are opened with the use of polymer drilling mud / D.G. Podoprigora, A.V. Petukhov, O.B. Syuzev // Neftegazovaya Gsologiya. Theory and practice, 2015, Vol. 10. - Access mode: http://ngtp.ru/rub/12/10 2015.pdf.

7. Presentation A.V. Novak «Performance of the Ministry of energy and the main results of functioning of FEC in 2014. Tasks for the medium term». - Access mode: http://minenergo.gov.ru/node/92/.

8. Prospective heterogeneity //Siberian oil. The App «Technology», 2013, No. 100. - Access mode: http://old.gazpromneft.dzeta.3ebra.com/sibneft-online/arhive/2013-april-projects/1094495/.

9. Presentation A. Kuzmin, «Criteria for the identification and characterization of deposits with hard to recover oil reserves». - Access mode: http://www.petroleum.ru/ src/Listeners.Item/31 material/1916837563/kuzmin.pdf.

10. Roschin P.V. Substantiation of the complex technology of treatment of bottom-hole zone of the formation to deposits of high-viscosity oils with jointed collectors: dissertation ... of candidate of technical Sciences: 25.00.17 / Roschin Pavel Valerievich. - St. Petersburg, 2014. - 112 p.

11. The production reserve //Siberian oil. The App «Technology», 2013, No. 100. - Access mode: http://gazpromneft.dzeta.3ebra.com/sibneft-online/arhive/2013-april-projects/1094492/?sphrase id=104567/.

12. Shale oil: the Russian alternative //Siberian oil. The App «Technology», 2013, No. 100. - Access mode: http://old.gazpromneft.dzeta.3ebra.com/sibneft-online/arhive/2013-april-projects/1094493/?sphrase id=53/.

13. The complexity of the build //Siberian oil. The App «Technology», 2013, No. 100. - Access mode: http://gazpromneft.dzeta.3ebra.com/sibneft-online/arhive/2013-april-projects/1094494/?sphrase_id=104613/.

14. Khanin A.A. Rocks-collectors of oil and gas and their study. M.: Nedra, 1969, 368 p.

15. Tsygankov, V.A., Development of acid compositions for low-permeability terrigenous reservoirs with high content of carbonates: dissertation ... of candidate of technical Sciences: 02.00.11 / Tsygankov Vadim Andreevich. - Moscow, 2011. -162 p.

16. Yakutseni V.P. Dynamics of the share of the relative content of hard-to-recover oil reserves in balance / V.P. Yakutseni, Y.E. Petrova, A.A. Sukhanov // Neftegazovaya Gsologiya. Theory and practice, 2007, Vol. 2., 329 p.

17. McLeod, H. O., Coulter A. W. The Use of Alcohol in Gas Well Stimulation // paper SPE 1663, presented at the SPE Eastern Regional Meeting, Columbus, Ohio, USA. - 1966.