CC BY
26
УДК 550.812.1
ЛОКАЛИЗАЦИЯ ЗОН РАСПРОСТРАНЕНИЯ РЕСУРСОВ СВЕРХВЯЗКОЙ НЕФТИ НА МАЛОИЗУЧЕННЫХ ТЕРРИТОРИЯХ МЕЛЕКЕССКОЙ ВПАДИНЫ
© 2017 г. Р.Н. Гатиятуллин, С.Е. Войтович, К.А. Сухов, А.З. Ахметшин
ПАО «Татнефть», Казань, Россия; gatiyatullinrn@tatneft.ru; voytovich@tatneft.ru; suhov.kamil@yandex.ru; akhmetchine87@mail.ru
LOCALIZATION OF OCCURRENCE ZONES OF SUPER-VISCOUS OIL RESOURCES IN POORLY STUDIED AREAS OF THE MELEKESSKIAN DEPRESSION
© 2017 | R.N. Gatiyatullin, S.E. Vojtovich, K.A. Sukhov, A.Z. Akhmetshin
РАО "Tatneft", Kazan, Russia; gatiyatullinrn@tatneft.ru; voytovich@tatneft.ru; suhov.kamil@yandex.ru; akhmetchine87@mail.ru
Поступила 29.05.2017 г. Принята к печати 16.10.2017 г.
Ключевые слова: пермские отложения; сверхвязкая нефть; поисково-оценочная скважина; паротепловое воздействие; ресурсы нефти.
В статье оценены перспективы нефтеносности пермских отложений в пределах Мелекесской впадины. Для этого собраны, систематизированы и проанализированы геолого-геофизические данные по 358 скважинам структурного бурения. В результате проведенных работ по объекту и выполненных геологических построений обоснованы места заложения двух поисково-оценочных скважин на Восточном участке и двух — на Западном. Основным результатом является выделение четырех участков, рекомендуемых для поиска залежей сверхвязкой нефти, с суммарными геологическими (извлекаемыми) ресурсами 181384 (14797) тыс. т. Выявленные благоприятные предпосылки для локализации нефти в пермских отложениях района исследований в совокупности с наличием прямых признаков нефтеносности в структурных и поисково-оценочных скважинах свидетельствуют о перспективах района исследований на выявление залежей сверхвязкой нефти.
Received 29.05.2017 Accepted for publishing 16.10.2017
Key words: Permian deposits; super-viscous oil; prospecting and appraisal well; steam heating; oil resources.
Oil potential of the Permian deposits in poorly studied areas of the Melekesskian depression is evaluated in the article. For this purpose the authors have compiled and analyzed a considerable amount of actual materials which permitted to prepare structural maps, lithofacies maps, geological sections, etc. As a result of performance of these geological studies four places for drilling prospecting and appraisal wells were justifiably pinpointed. The results of drilling and testing of productive layers after the reservoir stimulation with steam heating have confirmed oil productivity of the Permian deposits. The total initial in-place and recoverable super-viscous oil resources of the study area were estimated, and reserves of the preliminarily assessed accumulations were calculated. Based on the combined geological and geophysical information the authors have identified four blocks recommended for exploration for super-viscous oil pools. For further geological exploration activity the authors recommend to perform detailed geophysical studies (seismic, electrical prospecting, etc.) and geochemical surveys using more dense networks of observation within the blocks recommended for licensing. Besides, the experience in completion Wells 1-B, 2-B, 3-3 and 4-3 has permitted to conclude that the flow stimulation technology used in low-permeability reservoirs saturated with abnormally viscous oil is imperfect, and to improve the well testing technology it is necessary to carry out experimental and methodological investigations.
Наиболее крупные месторождения Волго-Ураль-ской Н1Т1 находятся на поздней стадии освоения, характеризующейся высокой степенью выработки основных наиболее продуктивных эксплуатационных объектов разработки, значительной обводненностью продуктивных пластов, ростом энергетических и эксплуатационных затрат на добычу нефти. Ежегодно происходит увеличение доли труднойзвлекае-мых УВ: сверхвязкой нефти, природных битумов из низкопроницаемых коллекторов и др.
Признание сверхвязкой нефти как наиболее перспективного энергетического сырья в Российской
Федерации предусматривает планомерное наращивание сырьевой базы этого вида УВ, подготовку к промышленному освоению и вводу в разработку месторождений данного типа.
В центральной части Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (Республика Татарстан, Ульяновская, Самарская и Оренбургская области) в пермском комплексе установлены значительные ресурсы сверхвязкой нефти.
Западная часть Республики Татарстан наименее изучена в отношении нефгебитумоносности пермского комплекса, в связи с чем вопросы, связанные
I ЕШ 1ШГ iR A
НЕтти и'-АЗА U
НС HARD-T0-REC0VER RESERVES AND UNCONVENTIONAL SOURCES
2 ш 3 ш 4 ш 5 Ш 6
Рис. 1. Схема совмещенных кожу ров нефтеносности Восточного (А) и Западного (В) участков Fig. 1. Schematic map of superposed oil-saturation contours of the Eastern (A) and Western (B) blocks
с локализацией зон распространения ресурсов сверхвязкой нефти, на данной территории актуальны.
Район исследований (общая площадь более 5300 км2) по геологическим критериям разбит на два участка: Восточный и Западный. В тектоническом отношении Восточный участок охватывает северную осевую часть Мелекесской впадины, а Западный — преимущественно северо-западную.
По Восточному и Западному участкам проанализирована информация по коллекторам, нефте-пасыщенности и литофациальной принадчежносги пермских (послекуигурских) отложений, включенных в единую базу данных, отображающую сведения о стратиграфической приуроченности, толщине пефтенасыщенпых слоев, интенсивности и равномерности пефтепроявлений, а также характеристике коллекторов и их литофациальной принадлежности. Всего проанализировано 358 структурных скважин (Западный участок — 165, Восточный — 193). На основе этой базы данных составлено три типа карт.
На картах первого типа отображены скважины, вскрывшие интервалы пород умеренной и интенсивной нефтенасыщенности по горизонту с указанием их толщин и области распространения пефтепроявлений (от слабых до интенсивных) по каждому из стратиграфических подразделений казанского яруса.
На карты второго типа вынесены скважины с суммарными нефтенасыщенными толщинами (от слабой до интенсивной степени) казанского яруса, а для интервалов интенсивного нефтебитумонасыще-ния указаны их толщина и стратиграфическая принадлежность по обоим участкам.
На картах третьего типа совмещены контуры нефтеносных зон по девяти стратиграфическим подразделениям казанского яруса для Восточного участка и по четырем — для Западного (рис. 1).
Кроме того, был выполнен комплексный анализ коллекторов пермского (послекунгурского) возраста по данным документации керна скважин и лабораторных исследований керна.
Контуры нефтеносности от слабой до интенсивной (1-5): 1 — камышлинской толщи, 2 — барбашинской толщи, 3 — пачек «ядреный камень» и «слоистый камень» приказанской толщи, 4 — пачек «серый камень» и «шиханы» печищенской толщи (для Западного участка) и пачек «серый камень», «шиханы» печищенской толщи и пачки «опоки» верхнеуслонской толщи (для Восточного участка), 5 — пачек «подлужник» верхнеуслонской толщи и «переходная» морквашинской толщи; б — зона размыва кровли пачки «подбой» в преднеогеновое время; 7 — контуры участков
Contours of oil-saturation from low to high values (1-5): 1 — Kamyshlinskaya series, 2 — Barbashinskaya series, 3 — the "Yadreniy Kamen" and "Sloistiy Kamen " packages of the Prikazanskaya series, 4 — "Seriy Kamen" and "Shikhany" packages of the Pechishchenskaya series (for the Western block) and "Seriy Kamen" and "Shikhany" packages of the Pechishchenskaya series and the "Opoki" package of the Verkhneuslonskaya series, 5 — "Podluzhnik" and "Perekhodnaya" packages of the Verkhneuslonskaya and Morkvashinskaya series, respectively; 6 — zone of the pre-Neogene erosion of the "Podboy" package top surface; 7 — contours of the blocks
84 ;-em,_, „., Ô
Для комплексного анализа коллекторов и изучения закономерностей их распространения в разрезе и по латерали были построены литофациальные карты по 9 стратиграфическим подразделениям пермского возраста для Восточного и 4 — для Западного.
По результатам построений выявлены следующие закономерности проявления нефтеносности в пределах участков работ:
1.В целом площадь распространения нефтеносности составляет около половины Восточного участка, занимая преимущественно центральную, западную и северо-восточ1гуто его части. Бесперспективной в отношении нефтеносности является южная часть Восточного участка, охватывающая наиболее погружешгую часть (в пределах Республики Татарстан) Мелекесской впадины. Нефтеносные зоны Западного участка приурочены к юго-восточной и северо-восточной областям, занимая суммарно около трети его площади.
2. Нефтепроявлеиия, локализованные в камыш-линской толще, имеют относительно небольшие размеры, приурочены преимущественно к северо-восточной части Восточного участка и отсутствуют на Западном, появляясь южнее за его пределами (см. рис. 1). Барбашинские отложения характеризуются несколько большей степенью нефтеносности (см. рис. 1). Нефтеносные зоны этой толщи, образуя более крупные участки по сравнению с таковыми камышлинской толщи, распространены в центральной части Восточного участка, южной и юго-восточ-ной — Западного. Нефтеносные зоны, приуроченные к пачкам «ядреный камень» и «слоистый камень», занимают большие площади как на Восточном (центральная и северо-восточная части), так и Западном (южная и северо-восточная) участках (см. рис. 1). Зоны нефтепроявлепий, связанные с пачками «серый камень» и «шиханы», более распространены относительно нефтеносных зон пачек «ядреный камень» и «слоистый камень» на Восточном (северо-восточ-ная, центральная, юго-западная части) участке, но менее — на Западном (юго-восточная, северо-восточ-пая, центральная) (см. рис. 1). Нефтеносные зоны пачек «подлужник» и «переходная» на Восточном участке сопоставимы с нефтеносными зонами пачек «ядреный камень» и «слоистый камень» по площади и областям распространения (северо-восточная, центральная части).
3. Выделенные зоны нефтенакопления приурочены к положительным структурам II порядка: в пределах Восточного участка — к Куркульско-Тиганов-ской валообразной зоне, Поляковской структурной террасе, Алькеевской валообразной зоне и Салма-новскому выступу (гемиантиклинали); в пределах Западного участка — к Тархановской структурной зоне, Кищакинской зоне поднятий и Улеминскому валу.
4. Нефтепроявлеиия, приуроченные к межгрядовым участкам, содержат УВ пониженной вязкосги, что, вероятно, свидетельствует о миграции УВ из ии-жезалегающих отложений.
5. По числу скважин с интенсивными пефте-проявлеииями, мощности нефтенасыщенных интервалов коллекторов (максимальная — 8,4 м для Восточного и 14 м для Западного участков), площади распространения нефтеносности (от слабой до интенсивной) к перспективным на выявление залежей сверхвязкой нефти относятся отложения пачек «подлужник», «шиханы», «серый камень», «слоистый камень», «ядреный камень» и камышлинской толщи.
В результате проведенных работ по объекту и выполненных геологических построений обоснован выбор мест заложения двух поисково-оценочных скважин на Восточном участке и двух — на Западном. При этом были учтены как прямые признаки нефтеносности (вскрытие нефтенасыщенных интервалов в пермском разрезе, мощность и интенсивность нефтепроявлепий), так и поисковые предпосылки (структурные, литофациальные, палеотектопиче-ские и др.).
Во всех скважинах отобран керн из пермских (по-слекунгурских) отложений (460 м), проведены комплекс ГНС (930 м; ИК, БК, ПС, КС, ДС, резистивимет-рия, БКЗ, КНК, ГК, НГК, АК, ГГКп) масштаба 1:200 и аналитические исследования керна: гранулометрический, химический анализы пород, нефтебитумо-насыщенность (объемная и к массе породы), проницаемость, пористость и т.д., всего выполнено 1450 анализов.
Поисково-оценочная скважина 1-В пробурена в пределах Полянской структурной террасы, между скважинами 7016 и 7022 Курналинской структурной площади.
По данным геологических построений скв. 1-В прогнозировалось вскрытие нефтебитумоносиых интервалов в пачках «подлужник», «шиханы», «серый камень», «слоистый камень», «ядреный камень», а также барбашинской и камышлинской толщ казанского яруса. При этом пласты с интенсивным неф-тебитумонасьпцением мощностью 2-3 м предполагались в пачке «слоистый камень» (карбонатный коллектор) и барбашинской толще (терригениый коллектор). Последний планировалось испытать на приток УВ при естественном режиме и после паротеп-лового воздействия.
В песчаниках барбашинской толщи, вскрытых в интервале 325,7-332,2 м и проектируемых как объект испытаний по данным близрасположенных скважин 7022 и 7016Курналинской площади, в скв. 1-В поданным документации керна и ГНС признаки нефтеби-тумоносности не выявлены.
Е01 ЮГ! 1н
НЕШТИ И ГАЗА
О 85
НС HARD-TO-RECOVER RESERVES AND UNCONVENTIONAL SOURCES
В качестве объектов испытаний рассмотрено два интервала глубин казанского яруса — 283,3-284,5 м (пачка «шиханы») и 305,6-311,1 м (пачка «слоистый камень»).
По результатам ГИС верхний объект имеет более высокие фильтрационно-емкостные свойства коллекторов (пористость — 30,8 %, коэффициент нефте-битумонасыщенпости по массе — 6,3 %), поэтому он был утвержден как объект испытаний на приток УВ.
Плотность перфорации интервала испытания составила 20 отв/м. Испытания проведены при естественном режиме и после паротеплового воздействия. Откачано 6 м5 пластовой жидкости (вода без признаков УВ) при естественном режиме и 6,5 м5 — после паротеплового воздействия.
Согласно результатам аналитических исследований, полученным после испытания, карбонатный коллектор в интервале испытания имеет пористость 2,54-15,46%, коэффициент нефтенасыщенности по массе-0,33-1,91%.
В связи с отрицательным результатом испытания 1-го объекта в скв. 1-В было принято решение об испытании в скважине в интервале 305,6-311,1 м 2-го объекта, представленного битуминозными доломитами. Перфорация интервала испытания составляет 40 отв/м. После паротеплового воздействия па пласт откачано 3,8 мл пластовой жидкости (в том числе 0,03 м5 УВ).
Поданным аналитических исследований, карбонатный коллектор в интервале испытания имеет пористость 19,97-29,28%, коэффициент пефтебитумо-пасыщенности по массе — 2,20-9,82 % (согласно ГИС, карбонатный коллектор в интервале испытания разделен па два пласта-коллектора толщиной 1 и 1,5 м, пористость которых составляет 29,4 и 28,2 % соо тветственно, коэффициент нефтебитумонасыщенности по массе — 6,3 и 2,3 % соответственно).
Результаты лабораторных исследований показали, что при 20 °С пластовый флюид характеризуется следующими физико-химическими свойствами: плотность — более 900 кг/м1, вязкость — более 45000 мПа • с.
Скважина 2-В пробурена на Салмановском выступе между ранее выявленными Тяжбердинским и Салмановским нефтескоплениями верхнеказанского подъяруса. Предполагалось вскрытие нефтесодер-жащих отложений пачек морквашинской, «подлуж-ник», «опоки», «шиханы», «серый камень», «ядреный камень», а также барбашинской толщи казанского яруса, характеризующихся неравномерным нефге-битумопасыщением с интенсивностью от слабой до умеренной.
Интенсивно нефтебитумонасыщенные доломиты предполагались в пачке «слоистый камень». Их
планировалось испытать па приток УВ при естественном режиме и после паротеплового воздействия. По данным документации керна и заключению ГИС этаж нефтеносности пермских (послекунгурских) отложений в скв. 2-В определен в интервале 213,2-293,7 м. Нефтепроявления в пределах нефтеносного этажа представлены маломощными слабобитумонасыщен-ными прослоями и слоями с запахом УВ.
По результатам бурения скв. 1-В можно сделать вывод, что в настоящее время комплекс ГИС, применяемый для исследования карбонатных коллекторов пермского разреза в исследуемом регионе, нельзя считать совершенным. Для выделения в этих отложениях нефтенасыщенных пластов по материалам ГИС накоплен незначительный опыт. В связи с этим проведено сопоставление геолого-геофизи-ческих материалов по скв. 2-В и ближайшей к ней ранее пробуренной скв. 168 Бугровской площади, в которой в интервале глубин 207,73-213,22 м вскрыты доломиты бурые, темно-бурые, интенсивно биту-монасыщенные, стратиграфически приуроченные к пачке «слоистый камень» приказанской толщи. Эти отложения с высокой точностью коррелируют с аналогичными отложениями в скв. 2-В (интервал глубин 253,0-259,5 м).
В связи с этим выбран рекомендуемый интервал испытаний скв. 2-В на приток УВ, представленный доломитом. Проведена перфорация интервала испытания из расчета 20 отв/м. При естественном режиме и после паротеплового воздействия откачана пластовая жидкость (вода без признаков битума).
Согласно данным аналитических исследований, породы в интервале испытания имеют пористость 12,8-37,44%, коэффициент нефтенасыщенности по массе - 2,66-6,44 %.
Под оптическим микроскопом авторами были изучены шлифы образцов пород, представленных доломитом скрытокристаллическим, массивным, кавернозно-пористым. Часть межзерновых пор и некоторые стенки выполнены битумом (рис. 2). Между зернами равномерно по всему шлифу распределены поры и каверны размером до 0,05 мм. По результатам аналитических исследований, пористость доломита составляет 37,44%, нефтенасыщенность по массе — 5,35%.
Данные лабораторных исследований образцов керна, результаты петрографического изучения шлифов и испытаний скважин со схожими характеристиками коллекторов свидетельствуют о правильном выборе интервала исследования. Вероятной причиной отсутствия притоков УВ является то, что они аномально вязкие и требуют для перевода в жидкую консистенцию длительного воздействия высокотемпературных агентов.
86 ,t. 1 ■ , Ô
Рис. 2. Доломит скрытокристаллический кавернозно-пористый умеренно битумонасыщеиный (приказанская толща, пачка «слоистый камень») Fig. 2. Dolomite crypto-crystalline, cavernous porous, moderately bitumen-saturated (photo of thin section, the Prikazanskaya series, package "Sloistiy Kamen")
Образец 13, скв. 2 В, глубина 256,35 м, николи //
Sample 13, Well 2-В, depth 256.35 m. Niçois //
В пределах Восточного участка в процессе бурения скважин Нижне-Волжским институтом геологии и геофизики были проведены следующие опытно-методические работы: малоглубинная модификация МОГТ 20, электротомография и газометрическая съемка в неглубоких скважинах. Материалы сейсморазведки были комплексированы с данными электроразведки путем перевода электроразведоч-пых данных в масштаб временного сейсмического разреза и совместного анализа двух независимых методов (рис. 3). Данная технология позволила им отработать методику в пределах Восточного участка и попытаться спрогнозировать залежи УВ на Западном участке [2].
Местоположение скв. 3-3 по указанной методике совпало с местом, выбранным по прямым признакам и поисковым предпосылкам. Скважина 3-3 находится в юго-восточной части Атрясского поднятия по кровле пачки «подбой», входящей в состав Улемипского вала. В 350 м к юго-западу от проектной скважины пробурена скв. 380 Апастовской структурной площади, вскрывшая неравномерно интенсивно битумонасы-щенные доломиты пачки «серый камень» приказан-ской толщи мощностью 8,3 м (по данным документации керна).
Согласно данным макроописания керна (включая его фотографирование) и материалам комплекса
Рис. 3. Аномалии комплексного сейсмоэлектроразведочного параметра на сейсмическом временном разрезе по опытным профилям МОГТ [2] Fig. 3. Anomalies of the integral seismic-electrical parameter on seismic time sections along the CDP experimental Lines [2)
ГИС масштаба 1 : 200, выбран рекомендуемый интервал испытаний (91,7-95,0 м от стола ротора) в скв. 3-3 на приток УВ при естественном режиме и посте па-ротеплового воздействия на пласт.
Проведена перфорация интервала испытания из расчета 20 отв/м. При паротепловом воздействии на пласт использовано 33 м5 умягченной воды. После парокапиллярной пропитки осуществлено освоение скважины— откачано 0/1 м" пластовой жидкости (вода с пленкой битума). Отобрана проба УВ объемом 0,5 л. Дополнительно проведено три откачки с перерывами на ожидание притока пластовой жидкости (от 3 до 13 ч). Отобрано 0,3 м1 пластовой жидкости (вода с запахом УВ). Конечная температура воды па выходе составляла 28 °С.
Пористость пород в интервале испытания варьирует в пределах 16,08-23,45 %, проницаемость— (39,01-248,26)- 10 3 мкм2, битумонасыщен-ность — 3,3-8,39 % (в среднем — 5,78 %). Битум, полученный при испытании, был подвергнут аналитическим исследованиям, по результатам которых при 20 °Сзначениедииамической вязкости составляет > 3000000 мПа • с, а плотности - > 1000 кг/м\
Скважина 4-3 пробурена в южной части Западного участка по результатам комплексирования методов сейсморазведки и электроразведки.
i EQ1 ЮГ i Я Л
ЦЕШТИ И'-АЗА U
НС HARD-TO-RECOVER RESERVES AND UNCONVENTIONAL SOURCES
flo данным макроописания керна, включая его фотографии, и результатам ГИС выбран интервал испытания. Притока УВ не получено. Пласт характеризуется низкой приемистостью, в том числе и при паро-циклическом режиме. Для оценки запасов и ресурсов УВ в пределах пространственных границ объекта исследований были построены карты нефтеносности пермских (послекунгурских) отложений по пяти перспективным нефтеносным горизонтам Восточного и четырем — Западного участков. При этом были использованы геолого-геофизические данные и результаты лабораторных исследований керна, полученные как в ходе проведенных геолого-разведочных работ, так и при бурении и испытании на приток УВ четырех поисково-оценочных скважин — 1-В, 2-В, 3-3 и 4-3.
Анализ результатов выполненных геолого-раз-ведочных работ в пределах объекта позволяет ранжировать выявленные нефтепроявления и скопления УВ по степени их геологической изученности:
1 — предварительно оцененные залежи УВ с запасами категории С,, наличие которых обосновано данными геологических и геофизических исследований и испытаниями отдельных скважин;
2— нефтеперспективные объекты (нефтескопле-пия) с ресурсами категории Д, (локализованные) возможно продуктивных пластов в ловушках, выявленных геологическими и геофизическими исследованиями;
3 — нефтеперспективные зоны с ресурсами категории Д1л, наличие нефтеносности (от слабой и выше по интенсивности) подтверждено данными геологоразведочных работ (документация керна, лабораторные исследования керна, заключения ГИС).
Подсчет геологических и извлекаемых запасов УВ категории С предварительно оцененных залежей и оценка ресурсов категории Д0нефтеперспективных объектов выполнены объемным методом. Оценка прогнозных локализованных ресурсов осуществлена по методу удельной плотности на единицу площади — одним из вариантов метода сравнительных геологических аналогий [1].
Суммарные начальные геологические и извлекаемые ресурсы УВ района исследований по результатам выполненных работ составили 217918 и 21864 тыс. т соответственно.
Литература / References
На основании комплексного анализа коллекторов в пределах объекта работ выявлено, что на исследуемой площади наиболее развиты карбонатные коллекторы, представленные трещиноватыми, кавернозными, оолитовыми разностями. В северовосточной части Восточного и северо-западной части Западного участков распространен также и терригенный тип коллекторов, представленный пористыми песчаниками, приуроченными преимущественно к отложениям приказанской и барбашин-ской толщ.
Все выявленные на исследуемой площади нефте-скопления характеризуются сложным геологическим строением и небольшими размерами ловушек. Их отличают неоднородный состав коллекторов и широкие вариации фильтрационно-емкостных свойств и мощностей, часто в них не отмечается четкий структурный контроль.
Анализ результатов геологоразведки, проведенной в пределах объекта работ, позволяет заключить, что в целом исследуемая площадь подготовлена для стадии поиска и оценки залежей сверхвязких неф-тей в пермских отложениях. На базе всего массива геолого-геофизической информации выделено четыре участка недр, рекомендуемых для поиска залежей сверхвязких нефтей с суммарными геологическими и извлекаемыми ресурсами 181384 и 14797 тыс. т соответственно.
При проведении дальнейших геолого-разве-дочпых работ для определения оптимального положения проектных поисково-оценочных скважин на первом этапе рекомендуется выполнить детальные геофизические исследования (сейсморазведка, электроразведка и др.) и геохимическую съемку по уплотненной сети наблюдений в пределах рекомендуемых к лицензированию участков недр.
По результатам освоения скважин 1 -В, 2-В, 3-3 и 4-3 сделан вывод о несовершенстве технологии интенсификации притока из низкопроницаемых коллекторов, насыщенных аномально вязкой нефтью. Необходимо провести опытно-методические работы для усовершенствования технологии испытания скважин.
1. Методическое руководство по количественной и экономической оценке ресурсов нефти, газа и конденсата России. - М. : Изд-во ВНИГНИ, 2000. - 189 с.
Methodological Guidelines for Quantitative and Economic Evaluation of Oil, Gas and Condensate Resources of Russia. Moscow: Izd-vo VNIGNI; 2000.-189 p.
2.ТитаренкоИ.А., Соколова И.П., Титаренко А.В. Новая комплексная геофизическая технология поисков и разведки залежей сверхвязкой нефти // Инновации в разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений : материалы Международной научно-практической конференции. - Казань : Ихлас АН РТ, 2016. - С. 139-143.
Titarenko I.A., Sokolova I.P., Titarenko A.V. New integrated geophysical technology for exploration and of super-viscous oil pools. Innovatsii v razvedke i razrabotke neftyanykh i gazovykh mestorozhdeni: materialy Mezhdunarodnoj nauchno prakticheskoj konferentsii. Kazan: Ikhlas AN RT; 2016. P. 139-143.
88 ■ ;Et )L' M ■ г ô
