CC BY
8
НАУКИ О ЗЕМЛЕ
«НАУКА. ИННОВАЦИИ. ТЕХНОЛОГИИ», № 1, 2020
25.00.12 ГЕОЛОГИЯ, ПОИСКИ И РАЗВЕДКА НЕФТЯНЫХ
УДК550.8.053 И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Демьянов А.С.*, Северо-Кавказский федеральный университет,
Батищев Ю.В., Ставрополь,
Папоротная А.А., Россия
Полосин Г.А. *demyanov_aleksey@list.ru
определение коэффициента нефтенасыщенности при оценке геологических запасов нефти залежей маастрихтского яруса верхнемеловых отложений восточного предкавказья
Введение. В статье рассмотрена проблема определения коэффициента не-
фтенасыщенности верхнемеловых отложений Восточного Предкавказья, и предложен к применению метод для повышения достоверности его определения. Территория исследования в региональном тектоническом плане охватывает Прикумскую систему поднятий, Ногайскую ступень, и северную часть Терско-Каспийского передового прогиба. В нефтегазогеологическом плане - Прикумский нефтегазоносный и Терско-Сунженский нефтегазоносный районы.
Материалы и методы
исследований. В работе использованы данные полученные методами ГИС, результаты лабораторных исследований керна верхнемеловых отложений Восточного Предкавказья, для решения рассмотренной проблемы использован метод математической статистики, на основе исторических данных разработки месторождений данного региона.
Результаты исследований
и их обсуждение. Рассмотрена эффективность применяемых для определения не-фтенасыщенности методов ГИС, изучены петрофизические особенности, снижающие достоверность определения коэффициента нефтенасыщенности залежей углеводородов (УВ) маастрихтских отложений. На примере нескольких месторождений представлен алгоритм определения коэффициента нефтенасыщенности с помощью функции Баклея-Леверетта на основе исторических данных разработки.
Выводы. Для повышения точности определения коэффициента нефтенасы-
щенности, предлагается комплексное применение методов, как традиционных (ГИС) так и новых, в том числе представленного метода математической статистики.
Ключевые слова:
коэффициент нефтенасыщенности, петрофизические свойства, известняк, залежь, коллектор.
DemyanovA.S.*, BatishchevYU.V., Paporotnaya А. А., Polosin G.A.
North-Caucasus Federal University,
Stavropol,
Russia
*demyanov_aleksey@list.ru
Determination of Oil Saturation Coefficient when Assessing the Geological Oil Reserves of the Maastrichtian Deposits of the Upper Cretaceous Sediments of the Eastern Ciscaucasia
Introduction. The article considers the problem of determining the oil saturation coefficient
of the upper Cretaceous deposits of the Eastern Caucasus, and suggests the use of a method to increase the reliability of its determination. The study area in the regional tectonic plan covers the Prikum uplift system, the Nogai stage, and the Northern part of the Tersk-Caspian forward trough. In terms of oil - Prikumsk petroleum and Terek-Sunzha oil and gas areas.
Materials and methods
of the research. The paper uses data obtained by GIS methods, the results of laboratory studies of the core of upper Cretaceous deposits of the Eastern Caucasus, to solve the problem, the method of mathematical statistics is used, based on historical data of the development of deposits in this region.
The results of the research
and their discussion. The efficiency used to determine the saturation GIS techniques, the studied petrophysical features, reducing the accuracy of determining the coefficient of saturation of hydrocarbons (HC) Maastricht deposits. An algorithm for determining the oil saturation coefficient using the Buckley-Leverett function based on historical development data is presented on the example of several fields.
Conclusions. To improve the accuracy of determining the oil saturation coefficien, a
complex application of methods, both traditional (GIS) and new, including the presented method of mathematical statistics, is proposed.
Keywords: oil saturation coefficient, petrophysical properties, limestone, deposit,
reservoir.
Введение
Освоение месторождений Восточного Предкавказья ведется с середины прошлого столетия, нефтеносность маастрихтских отложений установлена позднее, в 70-х годах. Несмотря на практически полувековой опыт изучения и разработки данных отложений, остаётся ряд вопросов, касающихся как пространственного размещения новых залежей и их моделей, так и неопределенностей в обосновании или уточнении подсчетных параметров уже открытых месторождений, что затрудняет объективно оценивать запасы нефти и газа.
Территория исследования в региональном тектоническом плане охватывает Прикумскую систему поднятий (ПСП), Ногайскую ступень (НС), и северную часть Терско-Каспийского передового прогиба (ТКПП). В нефтега-
зогеологическом плане - Прикумский нефтегазоносный (ПНР) и Терско-Сун-женский нефтегазоносный районы (ТСНР).
Материалы и методы исследований
Параметром, характеризующим количественное содержание нефти в породах слагающих залежь, является коэффициент нефтена-сыщенности (Кн), как правило, определяемый на основании комплексных данных,таких как исследование керна и геофизические методы. Также необходимо упомянуть о практике определения Кн по результатам первых опробований. Данная методика определения начальной нефтенасыщенности верхнемеловых отложений применялась на месторождениях ПНР. В данной работе предложен к дальнейшему использованию метод математической статистики, использующий функцию Баклея-Леверетта, на основе исторических данных разработки масстрихтских отложений. Кроме того, вданной работе использованы результаты исследований, выполненных на керне в разные годы в СКТБ ПГ [СКТБ] г. Грозный, СевКавНИПИнефти, ВНИГНИ, ИГиРГИ, СевКавНИ-ПИгазе и др.
Результаты исследований и их обсуждение
Для месторождений исследуемой территории ранееразра-ботана номенклатура деления I пачки мастрихстких отложений на пять пластов, именуемых сверху вниз 1ь I2,13,14,15, в свою очередь эти пласты делятся на 22 пропластка. Данное деление приемлемо для ПНРВ геосинклинальных областях ТСНР, где толщины верхнемеловых отложений значительно увеличены, а сами отложения рассечены многочисленными разломами, корреляция их несколько усложняется, применяется отличная номенклатура с делением на шесть корреляционных пачек (I-VI).
Литолого-петрофизическая характеристика коллекторов маастрихтских отложений изучаемой территории приведены в таблице 1.
Маастрихтские отложения ПНР сложены белыми мелоподобными трещиноватыми известняками и в меньшей степени прослоями и пластами крепких пелитоморфных известняков. Мелоподобные разности известняков состоят из остатков и обломков известковых раковин фораминифер, иноцера-мов, а также мельчайших известковых образований.Мелоподобные пористые известняки средней плотности и крепости имеют меньшую проницаемость, чем рыхлые породы, но обуславливают эффективную емкость продуктивных пластов.Тип коллектора в этом районе установлен как трещинно-каверновый. Данные гидродинамических исследований скважин и изучение керна, отобранного с использованием инвертного, эмульсионного раствора (скв.19 Лесная и др.) позволили сделать заключение о том, что вода занимает поровое пространство матрицы и тонкие трещины, а нефть располагается в трещинах и кавернах повышенной раскрытости.
Таблица 1. ЛИТОЛОГО-ПЕТРОФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МААСТРИХТСКИХ
ОТЛОЖЕНИЙ ВОСТОЧНОГО ПРЕДКАВКАЗЬЯ
Table 1. Lithology-petrophysical characteristics of the maastrichtian deposits of the Eastern Ciscaucasia
№ ПП Параметр коллекторов Прикумский нефтегазоносный район Терско-Сунженский нефтегазоносный район
1 Литология Известняки серые, белые, неслоистые, рыхлые и средней крепости раковинами коколитофорид Известняки светло-серые, почти белые, однородные, зернистые, с контактами соприкосновения зерен из скелетных организмов в виде пластинок, зерен, трубочек, остатков одноклеточных жгутиковых водорослей
2 Карбонатность СаС03,% 80-95 73-80
3 Диаметр раковин обломков, мкм 0,6-1,3 0,5-1,2
4 Количество пор на 1см2,шт./см2 35-106 500-2500
5 Размер мелких пор, мкм 0,1-0,5 50x50
6 Размер крупных пор, мкм 2x4 Д200-448
7 Густота трещин, 1/м Крепкие-120 Средние-300 «рухляки»-500 100-480
8 Раскрытость трещин,мкм <10 500
9 Расстояние между т[ щинами, мм 2-70 70-100
10 Пористость матрицы,% Крепкие-5,% Средние-21 «рухляки»-30 ПК2-4.5 111К2-5.7 IV К2-9.6
11 Вторичная пористость, % Вторичная пористость, % керн 1-3 1-5 0,46 0,49-1,0
12 Содержание связанн воды матрицы,% 95-100 92-100
13 Проницаемость матрицы, мД 0,8-1,0 0,5-1,0
№ пп Параметр коллекторов Прикумский нефтегазоносный район Терско-Сунженский нефтегазоносный район
14 Проницаемость трещинных образцов, мД 10,01-2 || 2-50 11,0 I1106
15 Содержание матрицы Вытяжка-люминисцентная Вода безцветная Не люминисцирует Вода безцветная Не люминисцирует
16 Кажущееся удельное электрическое сопротивление (УЭС), Омм Крепкие-20 Средние-3,2 «рухляки»-2,4 10-30
17 Тип коллектора Трещинно-поровый Трещино-каверново-поровый
18 Содержание нефти и воды В матрице вода вода
в трещинах Повышенной раскрытости Нефть + вода нефть
19 Заполнение тонких трещин Вода, кальцит кальцит
В ТСНР маастрихтские известняки светло-серые, почти белые, однородные, зернистые, с контактами соприкосновения зерен из скелетных организмов в виде пластинок, зерен, трубочек, остатков одноклеточных жгутиковых водорослей. По данным многочисленных геофизических, гидродинамических, а также керновых исследований месторождений ТСНР тип коллектора в этом районе установлен как трещинно-каверновый-поровый. Поры матрицы содержат до 90-100% связанной воды, при этом значение фазовой проницаемости по воде близко к нулю.
Как видно из представленной таблицы, маастрихтские известняки ПНР имеют чрезвычайно мелкие поры (0,1-0,5 мкм), т.е. почти в 100 раз меньше пор известняков ТСНР, густота трещин известняков обоих регионов примерно одинаковая, однако раскрытость трещин в ТСНР намного выше, чем в ПНР. Значения пористости матрицы и вторичной пористости по ГНС и керну ПНР в 4-5 раз выше значений пористости ТСНР.
Приведенные параметры коллекторов,как ПНР, так и ТСНР, характеризуют маастрихтские залежи изучаемой территории, как весьма сложный объект для определения качественных и количественных параметров продуктивного пласта по данным геофизических исследований.
Как известно [1-3, 5-6], проблемы изучения карбонатных толщ, в том числе и маастрихтских отложений, обусловлены следующими основными причинами.
— Карбонатные коллекторы характеризуются сложным строением поровош пространства. В верхнемеловых отложениях преобладают коллекторы с вторичной пористостью, фильтрационные свойства которых преимущественно определяются развитой системой тектонических трещин. Сложная структура порового пространства, состоящая в основном из пустот трещинного типа, значительно усложняет изучение карбонатных коллекторов по комплексу геолого-геофизических данных.
- Карбонатные породы, особенно на больших глубинах, характеризуются низкой общей пористостью (в пределах 3-6%), что существенно осложняет ее определение по материалам геофизических исследований. Снижение пористости существенно усложняет основные петрофизические зависимости и увеличивает погрешности ее определения геофизическими методами.
— Характерной особенностью карбонатных коллекторов является малый объем эффективных (нефтенасыщенных пор). Как правило, в сложных карбонатных коллекторах не-фтенасыщенными являются трещины и каверны, доля которых редко превышает 10-30% от общего объема пор. В связи с этим, нефтенасыщенность оказывает слабое влияние на геофизические параметры, что предопределяет трудности выделения продуктивных интервалов и количественной оценки нефтенасыщенности.
- Вследствие неоднородной структуры порового пространства карбонатные коллекторы характеризуются более сложным проникновением в них бурового раствора или его фильтрата. При опережающем проникновении по системе трещин и каверн, возможно частичное или полное вытеснение пластового флюида из межзернового пространства в прискважинной зоне пласт, что создает дополнительные трудности при выделении и оценке коллекторов.
Вследствие частой смены условий осадконакопления и значительных постседиментационных преобразований карбонатные толщины характеризуются неоднородностью литологического состава и коллекторских свойств по разрезу и площади. Все это приводит к микро и макроанизотропии физических свойств карбонатных пород, что находит отражение в резкой дифферен-
циации геофизических диаграмм и значительно усложняет их интерпретацию. При этом свойства карбонатного коллектора, установленные по данным геофизических методов для прискважинной зоны лишь условно можно распространять на всю залежь.
Таким образом, основные проблемы достоверного определения Кнма-астрихтских отложений связаны с петрофизическими особенностями изучаемого разреза.
Также необходимо отнести к списку особенностей карбонатныхотло-жений, осложняющих применение методов ГИС(метод сопротивлений), разность минерализации вод, насыщающих межзерновое пространство непроницаемой матрицы породы и вод, находящихся в кавернах и трещинах.
Для месторождений Восточного Предкавказья при определении Кн методами ГИС применяется уравнение Арчи-Дахновас использованием зависимостей,полученных для верхнемеловых отложений Восточного Предкавказья СКТБ ПГ [СКТБ] г. Грозный [6].
Величина параметра насыщения Рн, рассчитывается по формуле:
Рн = рп / рвп, (1)
удельное электрическое сопротивление породы по данным ПК (БКЗ);
удельное электрическое сопротивление полностью водона-сыщенной породы, рассчитываемое по величине Кп:
Рвп = Рп Х Рв, (2)
О мм изменяется в зависимости от пластовой температуры и минерализации пластовой воды г/л. коэффициент пористости.
По зависимости СКТБ ПГ:
Рп = 0,6/Кп21 (3)
по найденной величине блоковой пористости (по АК, БКЗ) оценивается параметр пористости Рп и затем (по 2, 3) УЭС пласта при 100% его водонасыщенности рвп.
Коэффициент водонасыщения Кв определяется по зависимости:
где рп -
Рвп _
где рв = 0,05 Кп-
Рн = 1 / Кв1!
(4)
Обоснование зависимости Рн = /(Кв) выполнено по керну методом центрифугирования на образцах пород с пористостью 15-27,7%.
Используемое уравнение Арчи-Дахнова, подразумевает определение Кн по параметрам пористости и электрического сопротивления оцениваемого разреза, полученных методами ГИС, на достоверность которых существенно влияют перечисленные выше особенности маастрихтских отложений. Также лабораторные исследования показывают, что эффективной емкостью данных отложений являются трещины [2] и если на месторождениях ТКНР, имеющих заполнение трещин чистой нефтью, можно добиться контрастности, то на месторождениях ПСП данные трещины имеют двухфазное заполнение с значительно меньшей долей нефти. В данных условиях определение коэффициента нефтенасыщенности по ГИС на количественном уровне, для месторождений ПНР является еще более трудоемкой задачей [5].
С учетом вышеперечисленных факторов, осложняющих изучение карбонатных коллекторов по данным ГИС, на исследуемой территории, предлагается привлечение дополнительного метода с целью определения Кн как на новых залежах, так и на уже разрабатываемых для уточнения принятых ранеезначений.
В настоящее время накоплен опыт разработки карбонатных трещинных коллекторов месторождений ПНР и ТСНР
Залежи нефти месторождений ТСНР, такие как Малгобек-Вознесен-ское, Карабулак-Ачалуки и Заманкул окончательно сформированы и имеют достаточно высокую начальную нефтенасыщенность. При разработке таких залежей имеется длительный период, когда эксплуатация скважин проходит при безводном или незначительном обводнении получаемой продукции. Результаты же длительной эксплуатации верхнемеловых залежей Ачикулакско-го, Лесного и др. нефтяных месторождений ПНР свидетельствуют о наличии воды в продукции с момента их ввода в работу (начальная обводненость составляет 40-95%). Таким образом, изучаемые нефтегазоносные районы и приуроченные к ним залежи, также отличаются особенностями разработки. Различия обусловлены в большей степени разностью петрофизических свойств отложений (см. табл. 1), в меньшей - РУТ свойств нефти и попутно добываемой воды (табл. 2).
Анализ разработки этих месторождений позволил выполнить моделирование процесса вытеснения и, используя функцию Баклея-Леверетта, определить по доле нефти в продукции на этапе первых опробований новых залежей значения нефтенасыщенности. Для выполнения указанных расчетов были вычислены объемы подвижных запасов по каждой залежи с помощью промыслово-статистических методов и характеристик вытеснения (использовались зависимости Камбарова Г.С. и Назарова С.Н., Сипачева Н.В.).
Ниже рассмотрим данный подход на примере нескольких месторождений ТСНР и ПНР
Таблица 2. ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТИ, ПОПУТНОЙ ВОДЫ ВЕРХНЕМЕЛОВЫХ
ОТЛОЖЕНИЙ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВОСТОЧНОГО ПРЕДКАВКАЗЬЯ Table 2. Characteristics of oil, associated water of the Upper Cretaceous deposits of the deposits of the Ingush Republic and the Stavropol Territory
Характеристики Терско-Сунженский нефтегазоносный район Прикумский нефтегазоносный район
Малгобек-Вознесен-ское - ГН Кара-булак-Ачалук-ское-ГН Заман- куль- ское-Н Ачику- лак- ское-Н Jlec-ное-Н Советс-кое-Н
Характеристика пластов
г) нефтенасы щенность 0,9 0,85 0,8 0,31 0,27 0,23
д) коэффициент извлечения нефти 0,7 0,59 0,55 0,44 0,41 0,3
е)проницаемость, кв. мкм 0,27 0,36 0,23 0,049 0,05 0,0068
Качественная характеристика нефти
а) плотность, г/куб. см 0,837 0,82 0,841 0,865 0,855 0,856
б) вязкость в пластовых условиях, мПа-с 0,261 0,26 1,307 1,13 1,32 0,88
Качественная характеристика пластовой нефти
Плотность, г/см3 0,667 0,594 0,7846 0,760 0,717 0,705
Давление насыщения, МПа 20 28 4,1 5,4 7,2 6,5
Газосодержание, м3/г 208 344 30,3 34,3 76,5 52,5
Объемный коэффициент 1,6 1,9 1,12 1,16 1,3 1,31
Вязкость, мПа с 0,261 0,26 1,24 1,13 1,32 0,88
Пластовая вода
Плотность, г/см3 1,027 1,043 1,027 1,025 1,034 1,025
Вязкость, мПа-с 0,35 0,37 0,35 0,4 0,4
1,0
0,9
0,8 0,7
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2 0,1 0,0
] Малгобек-Вознесенское Карабулак-Ачалуки Заманкул Ачикулак Лесное
2,0 4,0 6,0
Относительное количество прокачанной жидкости
Рис. 1. Зависимость нефтесодержания продукции от относитель-
ного количества прокачанной жидкости.
Fig. 1. The dependence of the oil content of the product on the relative amount of pumped fluid.
Для месторождений изучаемых нефтегазоносных районов построенны графики зависимостей характеристик вытеснения, ТСНР Малгобек-Вознесенское, Карабулак-Ачалуки, Заманкул и ПНР Ачикулакское и Лесное, представленных на рисунках 1,2.
По данным разработки месторождений Заманкульскош (рис. 3), и Ачи-кулакскош (рис. 4) также построены зависимости обводненности продукции от степени охвата заводнением залежи(подобные построения выполнены и для месторождений Малшбек-Вознесенского, Карабулак-Ачалукскош). На график нанесена линия тренда, представленная функцией Баклея-Леверетта, линии функции построены с помощью модифицированных диаграмм относительных фазовых проницаемостей для нефти и воды. Модифицированные кривые фазовых проницаемостей для нефти и воды представлены формулами вида:
ИЗ1) =-- -функцияБаклея-Леверетта(5)
= КЖ*) 1 _ £0Н_ £В ] 5 (6)
/ _ ^ чв+бса-Ясв)
= КЖ») х ] > (7)
где КиЯв), /\,„,(Л'в) — относительные фазовые проницаемости соответственно для нефти и воды;
Рис. 2. Зависимость степени выработанности от относительного
количества прокачанной жидкости.
Fig. 2. Dependence of the degree of depletion on the relative amount of pumped fluid.
8В, 8СВ — соответственно текущая водонасыщенность и связанная вода;
8П[| - остаточная нефтенасыщеность;
А;„(Л;[;) - относительная фазовая проницаемость по нефти при наличии только связанной воды Хво(^н) - относительная фазовая проницаемость по воде при наличии только остаточной нефти и связанной воды а, Ъ не, с/ —коэффициенты в степени уравнений определяются по фактическим данным истории разработки пластов.
По зависимости обводненности продукции от степени охвата заводнением залежи и соответствующей функции Баклея-Леверетта построены модифицированные диаграммы относительных фазовых проницае-мостей для нефти и воды, на рисунке 5 представлены построения для месторождения Заманкул (подобные построения выполнены и для месторождений Малгобек-Вознесенского, Карабулак-Ачалукского).
Построенные зависимости можно использовать для определения Кн новых залежей, в этом случае за аналог принимается гидродинамическая модель разработки маастрихтского яруса в том или ином нефтегазоносном районе. Далее с помощью графиков функций Баклея-Леверетта месторождения-аналога, по значениям обводненности определяется водоносащенность и, соответственно, Кн изучаемой залежи.
Степень заводнения, доли
Рис. 3. Зависимость обводненности продукции от степени завод-
нения пласта 1 К2 верхнего мела месторождения Заманкул.
Fig. 3. The dependence of the water cut of the product on the degree of water flooding ofthe reservoir 1 K2 of the Upper Cretaceous of the Zamankul deposit.
Степень заводнения, доли
Рис. 4. Зависимость обводненности продукции от степени завод-
нения пласта 1 К2 верхнего мела месторождения Ачикулак.
Fig. 4 The dependence ofthe water cut ofthe product on the degree of water flooding ofthe reservoir 1 K2 ofthe Upper Cretaceous of the Achikulak deposit.
Водонасыщенность, доли
Рис. 5. Относительные фазовые проницаемости верхнего мела
месторождения Заманкул.
Fig. 5. Relative phase permeability ofthe Upper Cretaceous ofthe Zamankul deposit.
Полученные результаты определения Кн подтверждаются данными опробований и историей разработки многочисленных уже эксплуатируемых месторождений ПНР.
Выводы
В отличии от методов ГИС, решающих задачу определения Кн скорее на качественном уровне, представленный алгоритм определения нефтенасыщенности позволяет дать количественную оценку указанного параметра. На более зрелых стадиях разработки при получении собственных данных строится функция Баклея-Левереттауже для самого месторождения с получением более точных данных, позволяющих эффективно проектировать дальнейшую разработку. Вместе с тем предложенная методика нисколько не умоляет значение методов ГИС при определении подсчетных параметров маастрихтских залежей нефти и газа, как отмечено в работе [3, 5], к решению данной задачи нужно подходить комплексно с применением как данных ГИС, ГДИ, так и расчетных с использованием статистических данных.
Библиографический список
1. Багринцева К.И. Условия формирования и свойства карбонатных коллекторов нефти и газа. М., ВНИГНИ, 1999.
2. Бурлаков И.А., Плотников М.С., Полосин ГА., Маастрихтские отложения Восточного Ставрополья. «Геология нефти и газа», №6, М., «Недра», 1978, с. 66-70.
3. Демьянов А.С., Дудаев С.М., Дудаев С.А., Батагов И.В., Бла-шенко С.О. Обоснование эффективности геолого-геофизических методов выделения и оценки продуктивных объектов в нефтекумской свите нижнетриасовых отложений // Каротажник. Тверь. 2018. №6. С. 28-40.
4. Ибатуллин Р.Р Теоретические основы процессов разработки нефтяных месторождений. Альметьевск: Апьметьевский государственный нефтяной институт, 2009. 200 с.
5. Итенберг С.С., Шнурман Г.А. Интерпретация результатов каротажа сложных коллекторов. М.: Недра, 1984.
6. Методические рекомендации «Выделение и оценка сложных карбонатных коллекторов методами промысловой геофизики в разрезе глубоких скважин» / А.Ф. Боярчук, ГА. Шнурман, В.С.Афанасьев, О.В. Бирюкова, В.П. Кереселидзе, Л.П. Чури-лов, И.Г. Чурилова. Грозный: Изд. СКТБ ПГ, 1978.
Référencés
1. Bagrintseva K.l. Formation conditions and properties of carbonate reservoirs of oil and gas. M., VNIGNI, 1999.
2. Burlakov I.A., Plotnikov M.S., Polosin G.A., Maastricht deposits of the Eastern Stavropol Territory. «The Geology of Oil and Gas», No. 6, M.: Nedra, 1978, p. 66-70.
3. Demyanov A.S., Dudaev S.M., Dudaev S.A., Batagov I.V., Blash-
enko S.O. Justification of the effectiveness of geological and geophysical methods for isolating and evaluating productive objects in the Neftekum suite of Lower Triassic deposits // Logger. Tver. 2018. No 6. S. 28-40.
4. Ibatullin R.R. Theoretical foundations of oil field development processes. Almetyevsk: Almetyevsk State Oil Institute, 2009. 200 p.
5. Itenberg S.S., Shnurman G.A. Interpretation of the logging results of complex reservoirs. M.: The bowels, 1984.
6. Methodical recommendations "Isolation and evaluation of complex carbonate reservoirs by field geophysics methods in the context of deep wells" / A.R Boyarchuk, G.A. Shnurman, V.S. Afanasyev, O.V. Biryukova, V.R Kereselidze, L.P. Churilov, I.G. Churilova. Grozny: Publ. SKTB PG, 1978.
Поступило в редакцию 21.02.2020, принята к публикации 02.03.2020
Сведения об авторах
Демьянов Алексей Сергеевич, ген. директор ООО «ПолитехГЕО». Телефон: 89034413054. E-mail: demyanov_aleksey@list.ru Батищев Юрий Васильевич, гл. инженер ООО «ПолитехГЕО», Телефон: 89034413054. E-mail: batishev.y.v@yandex.ru Папоротная Анна Александровна, канд.геол-минерал.наук, доцент кафедры геофизические методы поиска и разведки полезных ископаемых СКФУ. 89614537991. anna2273@yandex.ru Полосин Геннадий Александрович, канд.геол-минерал.наук, консультант ООО «ПолитехГЕО». Телефон: 89282661480. E-mail: polosin37@yandex.ru
About the authors
Demyanov Alexey Sergeevich, gene. Director of PolytechGEO LLC. Phone:
89034413054. E-mail: demyanov_aleksey@list.ru Batishchev Yuri Vasilyevich, Ch. Engineer, LLC PolytechGEO, Phone: 89034413054. E-mail: batishev.y.v@yandex.ru Paporotnaya Anna Alexandrovna, Candidate of Geological and Mineral Sciences, Associate Professor of the Department of Geophysical Methods for the Search and Exploration of Minerals of SKFU 89614537991. anna2273@yandex.ru Polosin Gennady Alexandrovich, Ph.D. geol-mineral.science, consultant, LLC PolytechGEO. Phone: 89282661480. E-mail: polosin37@yan-dex.ru
