Особенности распространения и свойства засолоненных коллекторов венда Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

УДК 553.9:551.7

Особенности распространения и свойства засолоненных коллекторов венда Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения

И.В. Чурикова1*, Е.А. Пылёв1, Е.О. Семёнов1, Ю.М. Чуриков1, Е.В. Семёнова1, А.А. Чудина1, А.В. Симонов1

1 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, с.п. Развилковское, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1 * E-mail: I_Churikova@vniigaz.gazprom.ru

Тезисы. Рассмотрены особенности распространения и свойства засолоненных коллекторов венда Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ). Выполнен анализ результатов ли-тологических исследований керна галитизированных пород, в том числе количественного содержания галита и его корреляции с фильтрационно-емкостными свойствами коллекторов. Отмечено, что галитизация приводит к существенному снижению пористости пород при незначительном изменении проницаемости. Это объясняется особенностями засолонения коллекторов, когда соль откладывается в первую очередь в тупиковых и боковых частях порового пространства, где фильтрации пластового флюида не происходит либо она замедляется. При этом часто свободными остаются каналы, где фильтрация происходила наиболее интенсивно. Именно они и обеспечивают повышенную проницаемость при низкой пористости. Данная особенность заполнения порового пространства гали-том отражается в разнице граничных значений пористости для засолоненных и незасолоненных коллекторов при равных граничных значениях проницаемости.

Впервые выполнен анализ распространения зон засолонения порового пространства коллекторов ботуобинского, хамакинского и талахского продуктивных горизонтов Чаяндинского НГКМ, который показал сложную геометрию зон засолоненности, обусловленную различиями фациальных об-становок осадконакопления. Отмечено, что в поровом пространстве коллекторов продуктивных горизонтов галит в разных количествах присутствует практически повсеместно. Частичное, а иногда и очень существенное засолонение ботуобинского горизонта отмечается вдоль западной и южной зон его выклинивания. Существенное засолонение хамакинского горизонта в основном отмечается в его верхней части (пачка ХМ1). В талахском горизонте зона засолоненных пород отмечена преимущественно у западной границы месторождения.

Сделан вывод о необходимости учета геометризации зон засолонения пород-коллекторов продуктивных горизонтов для оптимизации разработки Чаяндинского месторождения.

Ключевые слова:

Чаяндинское

нефтегазоконден-

сатное

месторождение,

засолоненный

коллектор,

вендские

отложения.

На юге Сибирской платформы коллекторские свойства продуктивных горизонтов неоднородны. Наряду с другими этот фактор осложняет поиски и разведку месторождений. Одна из главных причин резкого уменьшения пористости и проницаемости коллекторов в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы - широкое развитие вторичных процессов с заполнением пор и трещин минеральными образованиями карбонатов, сульфатов и наиболее распространенных хлоридов. Последние приводят к снижению емкостных свойств породы, во многих случаях - до полного заполнения ее пустотного пространства. Поэтому изучение особенностей распространения и свойств засоло-ненных коллекторов имеет важное значение, так как позволяет прогнозировать участки с пониженной эффективной емкостью и проницаемостью продуктивных горизонтов.

В Восточной Сибири значительное распространение засолоненных отложений отмечено, в частности, на уникальном по запасам Чаяндинском нефтегазоконденсат-ном месторождении (НГКМ), расположенном в Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области в пределах Непского свода [1-8]. Продуктивные коллекторы талахского, хамакинского и ботуобинского горизонтов вендского возраста Чаяндинского НГКМ представлены сложнопостроенными терригенными отложениями, отличающимися значительной неоднородностью, обусловленной множественными вторичными изменениями (карбонатизацией, ангидритизацией, галитизацией), распространенными в разных пропорциях.

I нн

0 0,08 0,16 0,24 0 0,08 0,16 0,24 0 0,08 0,16 0,24

а Кп,д.ед. б Кп,д.ед. в Кп,д.ед.

Образца!: — засолоненные — незасолоненные

Рис. 1. Распределение коэффициентов пористости, определенных методом насыщения по воде, для засолоненных и незасолоненных образцов ботуобинского (а), хамакинского (б) и талахского (в) продуктивных горизонтов Чаяндинского НГКМ

В лаборатории ООО «Газпром ВНИИГАЗ» содержание галитов в породах Чаяндинского НГКМ выяснялось в рамках литологических исследований керна, предусматривающих в том числе определение общей концентрации водорастворимых солей в пробах пород: количества хлоридов, сульфатов и карбонатов натрия, кальция и магния измерялись посредством химического анализа водной вытяжки. Сущность метода заключается в извлечении водорастворимых солей из измельченного образца дистиллированной водой1 при соотношении объемов пробы и воды 1:5. Ранее на керне, отобранном на месторождении до 2000 г., определение степени засолонения порового пространства пород осуществлялось путем прокачки пресной воды через образец до достижения стабилизации веса.

Исследования показали, что среднее содержание растворимых солей в породе изменяется от 2,7 % (максимум 21,4 %) в талахском горизонте до 5,2 % (максимум 35 %) в хама-кинском и 5,3 % (максимум 30,7 %) в ботуо-бинском. Степень засолонения порового пространства пород изменяется от 5,6 % (максимум 53 %) в талахском горизонте до 10,6 % (максимум 89,1 %) в ботуобинском и 30,8 %

См. ГОСТ 6709-72. Вода дистиллированная. Технические условия.

(максимум 87,4 %) в хамакинском горизонтах. В дальнейшем при анализе фильтрационно-емкостных свойств пород и их взаимосвязей к засолоненным с определенной долей условности отнесены образцы, характеризующиеся средним массовым содержанием солей более 5 % либо степенью засолонения порового пространства более 5 %.

Частотные распределения коэффициентов пористости по воде (К^ для засолонен-ных и незасолоненных образцов приведены на рис. 1. Отмечено, что засолоненные образцы, как правило, низкопористые: среднее значение Кп для ботуобинского горизонта составляет 4,5 %, для хамакинского - 5,0 %, для талахского - 7,7 %. Минералогическая плотность засолоненных образцов закономерно ниже. Для ботуобинского горизонта ее значения лежат в пределах 2,51...2,91 г/см3 при модальном значении 2,55 г/см3, для хамакинско-го - в пределах 2,5.2,94 г/см3 при модальном значении 2,58 г/см3, для талахского - в пределах 2,45.2,8 г/см3 при модальном значении 2,58 г/см3.

Проницаемость (Кпр) засолоненных образцов изменяется приблизительно в тех же пределах, что и для всей выборки образцов, при этом доля образцов с высокой проницаемостью выше для засолоненных образцов, что наиболее очевидно проявляется в отношении

талахского горизонта (рис. 2). Результат сопоставления распределений свидетельствует о том, что галит находится в поровом пространстве коллекторов, а в неколлекторах он практически отсутствует.

Таким образом, засолоненные образцы пород характеризуются низкой пористостью, но при этом их проницаемость находится на уровне незасолоненных высокопористых образцов, а иногда и выше. Эта особенность сказывается и на зависимостях Кр = /(К,): засо-лоненные образцы группируются, как правило, в области низких пористостей и высоких про-ницаемостей, т.е. ведут себя как трещиноватые породы (рис. 3).

На снимках, полученных с помощью растрового электронного микроскопа, можно наблюдать, что первичное поровое пространство засолоненных пород в значительной степени утрачено за счет цементации галитом (рис. 4). Отложение соли происходит в первую очередь в тупиковых и боковых частях порового пространства, где фильтрации пластового флюида нет либо она замедляется. В то же время часто остаются свободными каналы, где фильтрация происходила наиболее интенсивно. Именно они и обеспечивают повышенную проницаемость при низкой пористости.

При сопоставлении эффективной пористости (Кпэф) с открытой пористостью и абсолютной проницаемостью отмечено очевидное

влияние засолонения пород на граничные значения фильтрационно-емкостных свойств (рис. 5, 6). Граничные значения пористости (Кп.гр) для засолоненных образцов низкие, для незасолоненных - более высокие. Проницаемость засолоненных образцов сохраняет высокие граничные значения (Кр ) при низкой эффективной пористости. Для практического применения с целью выделения коллекторов путем сопоставления с граничными значениями эффективной пористости (Кпэф.гр) определены значения Кп.гр и Кпр.гр, различные для засолоненных и незасолоненных пород, а именно:

• ботуобинский горизонт, породы:

- незасолоненные: Кп.гр = 0,039 д.ед., Кпргр = 0,8 мД;

- засолоненные: Кпгр = 0,013 д.ед., Кпргр = 0,8 мД;

• хамакинский горизонт, породы:

- незасолоненные: К^ = 0,04 д.ед., Кр.гр = 0,7 мД;

- засолоненные: Кпгр = 0,02 д.ед., Кпр.гр = 0,7 мД;

• талахский горизонт, породы:

- незасолоненные: Кп.гр = 0,065 д.ед., Кр.гр = 0,7 мД;

- засолоненные: Кп.гр = 0,045 д.ед., Кр.гр = 0,7 мД.

Площадной анализ развития засолонен-ных коллекторов показал, что галит в поровых

¡а 0,20

0,16

0,12

0,08

0,04

10-2 10-1 100 101 102 103 10410-2 10-1 100 101 102 103 10410-2 10-1 100 101 102 103 104

а К, мД б К, мД в

Кпр,мД

Образцы: — засолоненные — все

Рис. 2. Частотные распределения абсолютной проницаемости пород (по керну). Чаяндинское НГКМ, горизонт: а - ботуобинский; б - хамакинский; в - талахский

10-2 « 104

103

102

101

100

10-1

10-2

« 104

з

103 102 101 100 10-1 10-2

За об :олоненные зазцы о о__

С' 1 О о а в/ / о о о " о о £ о <р

/ о °9> Оо о ' о о

ж о

о/Жло. г оо 1 оо о о о

ш Ш /о/ Ьо 0 о

образцы

■■' ( ■•' 1 , о

о О с о о о

* оо Зг^с

й>о

о/ ) /

о ° / м / /о У% & ¡о, /о

°01<с>уд о

о' о о

¡6 ^ 'а о о о

Образцы: о засолоненные о незасолоненные

Зависимость:

1 - песчаники мелкозернистые и алевролиты:

К = 129005К 3-58; КТС = 0,17; Пог = 4,4; М= 513

пр п ' ' ' ' '

2 - песчаники среднезернистые:

К = 74209К 2-78; КТС = 0,1; Пог = 6,1; N=772

пр п ' ' ' ' '

3 - обобщенная:

К = 123219К 3-27; КТС = 0,10; Пог = 6,9; N = 1285

пр п ' ' ' ' '

Зависимость:

1 - песчаники засолоненные:

К = 17574335К4-02; КТС = 0; Пог = 3; N = 52

пр п ' ' '

2 - песчаники крупнозернистые:

К = 2013473ДК3-87; КТС = 0; Пог = 25,6; М= 397

пр ' п ' ' ' '

3 - обобщенная:

К = 5016234К4-59; КТС = 0; Пог = 168,25; ^ 3058

пр п ' ' ' '

4 - гравелиты:

К = 1093969,5К4-62; КТС = 0,09; Пог = 18,0; N=88

пр 'п' '' ''

5 - песчаники среднезернистые:

К = 1404552,2К4-02; КТС = 0,06; Пог = 32,0; N= 1353

пр 'п' '' ''

6 - песчаники мелкозернистые:

К = 23398353К6 07; КТС = 0,21; Пог = 81,6;ЛГ= 879

пр п ' ' ' ' '

7 - алевролиты:

К = 8264,6/К-3-36; КТС = 0,14; Пог = 3,6; N=57

пр 'п' '' ''

Зависимость:

1 - гравелиты:

К = 1029Кп-1-9; КТС = 0,04; Пог = 6,6; N= 457

пр ' ' ' ' '

2 - песчаники крупно- и среднезернистые и обобщенная: К = 1026кп-19; КТС = 0,1; Пог = 8,2; N= 1621

пр ' ' ' ' '

3 - песчаники мелкозернистые, алевролиты: К = 1022Кп-1-9; КТС = 0; Пог = 4,6; N= 794

пр ' ' ' '

0 0,04 0,08 0,12 0,16 0,20 0,24

Кп (по воде), д.ед.

Рис. 3. Зависимости Кпр = /(Кп) с дифференциацией по степени засолоненности пород ботуобинского (а), хамакинского( б) и талахского (в) горизонтов Чаяндинского НГКМ:

КТС - коэффициент тесноты связи; Пог - статистическая погрешность; N - размер выборочной совокупности

а

7

б

3

в

[

■ Л I

' — '

ф

■ • у*

№

й : - V- 1

Рис. 4. Характер заполнения порового пространства галитом, по данным ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (растровая электронная микроскопия: Чаяндинское НГКМ, скв. 321-64, образец 231): а - песчаник кварцевый мелко-среднезернистый, плотный; б - увеличенный фрагмент:

пустотное пространство породы практически полностью утрачено за счет цементации галитом, сохранившийся фильтрационный канал может обеспечивать проницаемость

« 0,28

и «

¥ 0,24

I 0,20

л

а 0,16

с 0,12

^ 0,08 0,04

« 0,28 <и

¥ 0,24 &

§ 0,20 &

-

§ 0,16

с 0,12

0,08

0,04 ,„ = 0,02

0

а /У

1у о о

У/ о

б

/

/

Уо о

£86° Рев о

Й 1 МКо Р

г о о

« 0,28 (и

0,24

§ 0,20 1 0,16

с 0,12

0,08

0,04

= 0,03

в

о « о /

< о

оЯЙ' ЩГ>6 'о °

Р§§6

с9~а Я.

0,04 0,08 0,12 0,16 0,20 0,24 0,28 з § Кп (по воде), д.ед.

Образцы: о засолоненные: а)К . = 0,98К - 0,008;

' п.эф ' п ' '

0 0,04 0,08 0,12 0,16 0,20 0,24 0,28 1-1- К (по воде), д.ед.

КТС = 0,86; Пог = 0,16; N = 29

б)К . = 0,888К - 0,0037;

КТС = 0,56; Пог=0,5; N=118 (керн, 2018г.)

в)К . = 0,843К - 0,087;

' п.эф ' п ' '

КТС = 0,52; Пог =0,31; N = 68 о незасолоненные:

а)К . = 1,15К - 0,0375;

' п.эф ' п ' '

КТС = 0,81; Пог = 0,25; N=79 (керн, 2018 г.)

б)К . = 1,08К - 0,024;

' п.эф ' п ' '

КТС = 0,60; Пог = 0,78; N=245 (керн, 2018 г.)

в)К . = 0,95К - 0,035;

' п.эф ' п ' '

КТС = 0,38; Пог = 0,54; N = 294

Рис. 5. Сопоставление эффективной и открытой пористости с дифференциацией по степени засолонения пород. Чаяндинское НГКМ, продуктивные горизонты: а - ботуобинский; б - хамакинский; в - талахский

0

0

а

Од Оо /¡1 Ж? /Э

о Ой ту« /в Ъ / о/ ?8 ? »

) Оо / оо^х п

/ о ) / о / /о О о в

........О- оо "О ° в ОО ^о о

К„,Фф = 0.02 0

10-2 10-1 100 101

« 0,24 § 0,20

& 0,16 я 5

0,08 0,04

к * = 0,03

в

о О

о о]

ООЙ о о , о о' > оо О °0° °УГ ОЙт Жо 3,с О )ОЭ ( О ( о

0&°в овЯ 7с Ф & о о п О

о *х>

О в О <Ьо Гоо, о« о

10":

10-

100

101 102 103

104

^пр> МД

Образцы: о засолоненные: а)К А = 0,008К0,45;

' п.эф ' пр '

КТС = 0,29; Пог = 0,62; N = 21 К = 0,0045К 0,51 + 0,015;

п.эф ' пр '

КТС = 0; Пог = 0,74; N= 110 (керн, 2018 г.) К = 0,028ехр(0,019К );

П.эф ' Х"\ ? пр/'

КТС = 0,01; Пог = 0,55; N = 62

о незасолоненные:

а)К . = 0,0581еК + 0,013;

' п.эф ' ° пр ' '

КТС = 0,58; Пог = 0,31; N = 59

б)К . = 0,03681еК +0,0273;

' п.эф ' ° пр ' '

КТС = 0,48; Пог = 0,74; N= 221 (керн, 2018 г.)

в)К . = 0,03971еК + 0,0390;

' п.эф ' ° пр ' '

КТС = 0,21; Пог = 0,9; N=277

Кр,мД

Рис. 6. Сопоставление эффективной пористости и проницаемости с дифференциацией по степени засолонения пород. Чаяндинское НГКМ, продуктивные горизонты: а - ботуобинский; б - хамакинский; в - талахский

пространствах коллекторов ботуобинского, ха-макинского и талахского горизонтов в разных количествах присутствует практически повсеместно (рис. 7-9). Частичное, а иногда и очень существенное засолонение ботуобинского горизонта отмечается вдоль западной и южной зон его выклинивания. Вероятно, в этих зонах засолонение имеет и конседиментационный

характер (зоны лагунных отложений). Хама-кинского горизонта существенное засолоне-ние коснулось только в верхней части (пачка ХМ^) и прослеживается преимущественно в зоне развития этого циклита, значительное засолонение талахского горизонта отмечено у западной границы лицензионного участка (см. рис. 9).

0

ЮЖ11-3 САМ-3

—— изогипсы кровли коллекторов, м

- разрывные нарушения

Контур нефтеносности:

------- внешний

-------- внутренний

Контур газоносности: — *— внешний —хх— внутренний

..... линиягалитизации

- границалиирнзионного участка

□ зона существенного засолонения горизонта

Категории запасов:

□ в, □ в2

Скважины: о я,« номер

О содержаниесоли>5%(покерну)

Рис. 7. Схема засолонения порового пространства коллекторов ботуобинского горизонта Чаяндинского НГКМ

Рис. 8. Схема засолонения порового пространства коллекторов хамакинского горизонта Чаяндинского НГКМ: здесь и далее на рис. 9 см. экспликацию к рис. 7

Рис. 9. Схема засолонения порового пространства коллекторов талахского горизонта Чаяндинского НГКМ

***

Таким образом, анализ площадного распространения засолоненных пород на Чаяндинском НГКМ показал сложную геометрию зон за-солоненности, связанную с фациальными об-становками осадконакопления. Отмечено, что

галитизация пород приводит к существенному снижению их пористости при незначительном изменении проницаемости. Учет геометризации зон засолонения пород-коллекторов продуктивных горизонтов необходим для оптимизации разработки Чаяндинского месторождения.

Список литературы

1. Рыжов А.Е. Типы и свойства терригенных коллекторов венда Чаяндинского месторождения / А.Е. Рыжов // Вести газовой науки. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2013. -

№ 1 (12): Актуальные вопросы исследований пластовых систем месторождений углеводородов. - С. 145-160.

2. Рыжов А.Е. Влияние особенностей строения порового пространства коллекторов Чаяндинского НГКМ на их фильтрационные характеристики / А.Е. Рыжов, Н.В. Савченко, Т. А. Перунова и др. // Мировые ресурсы

и запасы газа и перспективные технологии их освоения: тез. докл. II Междунар. науч.-практ. конф. 28-29 октября 2009. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2010. - С. 62.

3. Скоробогатов В.А. Енисей-Ленская мегапровинция: формирование, размещение и прогнозирование месторождений углеводородов / В.А. Скоробогатов // Геология нефти и газа. - 2017. - № 3. - С. 3-17.

4. Поляков Е.Е. Продуктивность сложнопостроенных терригенных коллекторов венда Чаяндинского месторождения

в зависимости от литолого-петрофизических свойств и геолого-технических условий вскрытия отложений / Е. Е. Поляков, Е.А. Пылёв, И.В. Чурикова и др. // Территория нефтегаз. - 2017. - № 12. - С. 22-32.

5. Поляков Е.Е. Проблемы определения коэффициента проницаемости по ГИС

для сложнопостроенных коллекторов вендского возраста Чаяндинского месторождения на этапе эксплуатационного бурения / Е.Е. Поляков, И. В. Чурикова, Е. А. Пылёв и др. // Территория нефтегаз. - 2018. - № 10. - С. 30-41.

6. Поляков Е.Е. Решение научных проблем при подсчете запасов углеводородов Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения / Е. Е. Поляков, А. Е. Рыжов, О.В. Ивченко и др. // Вести газовой науки. -2017. - № 3 (31): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - С. 172-186.

7. Ивченко О.В. Зависимость удельной продуктивности скважин от их фациальной принадлежности и засолонения коллектора на примере ботуобинского горизонта Чаяндинского месторождения / О. В. Ивченко // Территория нефтегаз. - 2014. - № 3. - С. 50-55.

8. Крекнин С.Г. Современная геолого-геофизическая модель Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения / С.Г. Крекнин, А.В. Погрецкий, Д.Н. Крылов

и др. // Геология нефти и газа. - 2016. - № 2. -С. 44-55.

Distribution and properties of saline Vendian reservoirs belonging to Chayanda oil-gas-condensate field

I.V. Churikova1*, Ye.A. Pylev1, Ye.O. Semenov1, Yu.M. Churikov1, Ye.V. Semenova1, A.A. Chudina1, A.V. Simonov1

1 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninskiy district, Moscow Region, 142717, Russian Federation * E-mail: I_Churikova@vniigaz.gazprom.ru

Abstract. This paper reveals properties and specific distribution of saline Vendian reservoirs at Chayanda oil-gas-condensate field. There is analysis of lithologic core tests of halitic rocks including analysis of halite content and its correlation with the filtration-volumetric properties of reservoirs. It is stated that halitetion considerably reduces porosity of rocks at insignificant change of their permeability. This fact can be attributed to specifics of reservoir salinization when salt accumulates primary in the dead-end and the side parts of a pore volume with zero or slow fluid filtration. At that, often the channels where filtration has been most intensive stay free. Particularly those channels support higher permeability under low porosity. This peculiar feature gives variability of end porosity values for saline and not-saline reservoirs under the equal end values of permeability.

For the first time, distribution of salted zones in pore volumes of reservoirs within Botuoba, Khamaki and Talakh productive horizons of Chayanda field has been analyzed. The studies has shown that these zones have complicated geometry due to distinction of facies environment of sedimentation. Various quantities of halite are in evidence nearly everywhere in pore volumes of the named productive horizons. Partial and sometimes very considerable salting of Botuoba horizon is noted in the western and southern zones of its attenuation. Khamaki horizon is salted mostly in the upper part (KhM1 series). In Talakh horizon, a zone of saline rocks locates chiefly near the western boarders of Chayanda field.

Authors have concluded that to optimize development of Chayanda field accounting of the saline zones geometry is needed.

Keywords: Chayanda oil-gas-condensate field, saline reservoir, Vendian deposits. References

1. RYZHOV, A. Ye. Types and properties of the clastic Vendian reservoirs of Chayandinskoe NGKM [Tipy i svoystva terrigennykh kollektorov venda Chayandinskogo mestorozhdeniya]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ LLC, 2013, no. 1 (12): Actual problems of studies of hydrocarbon field bedded systems, pp. 145-160. ISSN 2306-8949. (Russ.).

2. RYZHOV, A.Ye., N.V. SAVCHENKO, T.A. PERUNOVA, et al. Influence of pore volume structure features of Chayanda oil-gas0condensate field reservoirs on its filtration properties. In: II International conference "World gas resources and reserves and advanced development technologies ", 28-29 October 2019 (WGRR-2010): abstracts. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2010, pp. 57.

3. SKOROBOGATOV, V.A. Yenisey-Lena megaprovince: generation, location and prediction of hydrocarbon fields [Yenisey-Lenskaya megaprovintsiya: formirovaniye, razmeshcheniye i prognozirovaniye mestorozhdeniy uglevodorodov]. Geologiya Nefti i Gaza. 2017, no. 3, pp. 3-17. ISSN 0016-7894. (Russ.).

4. POLYAKOV, Ye.Ye., Ye.A. PYLEV, I.V. CHURIKOVA et al. Productivity of complex terrigenous Vendian reservoirs of Chayanda field depending on lithological-petrophysical properties and geological-engineering conditions of deposit uncapping [Produktivnost slozhnopostroyennykh terrigennykh kollektorov venda Chayandinskogo mestorozhdeniya v zavisimosti ot litologo-petrofi zicheskikh svoistv i geologo-tekhnicheskikh usloviy vskrytiya otlozheniy]. Territoriya neftegaz. 2017, no. 12, pp. 22-32. ISSN 2072-2745. (Russ.).

5. POLYAKOV, Ye.Ye., I.V. CHURIKOVA, Ye.A. PYLEV, et al. Issues of well-log-based determination of permeability factors for complex-structured Vendian reservoirs of Chayanda field during a stage of production drilling [Problemy opredeleniya koyeffitsiyenta pronitsayemosti po GIS dlya slozhnopostroyennykh kollektorov vendskogo vozrasta Chayandinskogo mestorozhdeniya na etape ekspluatatsionnogo bureniya]. Territoriya Neftegaz. 2018, no. 10, pp. 30-41. ISSN 2072-2745. (Russ.).

6. POLYAKOV, Ye.Ye., A.Ye. RYZHOV, O.V. IVCHENKO, et al. Scientific tasks solved at calculating hydrocarbon reserves of Chayanda oil-gascondensate field [Resheniye nauchnykh problem pri podschete zapasov uglevodorodov Chayandinskogo neftegazokondensatnogo mestorozhdeniya]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2017, no. 3 (31): Issues for resource provision of gas-extractive regions of Russia, pp. 172-186. ISSN 2306-9849. (Russ.).

7. IVCHENKO, O.V. Dependence of specific productivity of wells from their facies and reservoir salinity as exemplified by Botuoba horizon of Chayanda field [Zavisimost udelnoy produktivnosti skvazhin ot ikh fatsialnoy prinadlezhnosti i zasoloneniya kollektora na primere botuobinskogo gorizonta Chayandinskogo mestorozhdeniya]. Territoriya Neftegaz. 2014, no. 3, pp. 50-55. ISSN 2072-2745. (Russ.).

8. KREKNIN, S.G., A.V. POGRETSKIY, D.N. KRYLOV, et al. Contemporary geological-geophysical model of Chayanda oil-gas-condensate field [Sovremennaya geologo-geofizicheskaya model Chayandinskogo neftegazokondensatnogo mestorozhdeniya]. Geologiya Nefti i Gaza. 2016, no. 2, pp. 44-55. ISSN 0016-7894. (Russ.).