CC BY
30УДК 622.276.031:531.5
А. А. Еленец, инженер ,ООО «КогалымНИПИнефть», e-mail: ElenetsAA@tmn.lukoil.com; И.А. Дергунов, инженер, ОАО «Верхнечонскнефтегаз», e-mail: DergunovIA@vcng.ru
ПЛАНИРОВАНИЕ БУРЕНИЯ ВТОРЫХ СТВОЛОВ НА ОСНОВЕ КОМПЛЕКСНОГО СОЧЕТАНИЯ МЕТОДОВ ГЕОЛОГО-ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ И СТАТИСТИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКИ ДАННЫХ
Повышение качества планирования возможно в случае разносторонней оценки выработки запасов нефти, сочетания нескольких методов анализа. Большая обоснованность ГТМ достигается посредством комплексного сочетания методов статистической обработки данных и геолого-гидродинамического моделирования. Использование нескольких видов анализа повышает вероятность фактической технологической эффективности и адресность планируемых ГТМ и в частности такого мероприятия, как бурение второго ствола с различным типом заканчивания.
Эффективность реконструкций скважин методом зарезки боковых стволов на поздних стадиях разработки нефтяного месторождения зависит от оценки выработки запасов нефти, на основании которой осуществляется планирование геолого-технического мероприятия (ГТМ). Повышение качества планирования возможно в случае разносторонней оценки выработки запасов нефти, сочетания нескольких методов анализа.
Такое ГТМ, как бурение второго ствола (БВС), относится к категории методов увеличения нефтеотдачи (МУН). Мероприятие направлено на выработку запасов нефти, приуроченных к локальным зонам, характеризуемых слабым охватом системой разработки. Распределение запасов по площади и по разрезу в настоящее время определяется с использованием моделей. Таким образом, обоснование бурения второго ствола и оценка его технологической эффективности основывается на секторной геолого-гидродинамической модели (ГГДМ) 1-го участка 1-го эксплуатационного объекта.
Выбор участка для создания секторной ГГДМ обусловлен наличием скважин-кандидатов под БВС и плотностном распределения подвижных запасов нефти фильтрационной модели экс-
плуатационного объекта. Для того чтобы расширить подход к планированию реконструкций скважин методом БВС, необходимо ввести дополнительный (промежуточный) этап оценки плот-
Рис. 1. Схема подхода к анализу выработки запасов нефти
Рис. 2. Южно-Ягунское месторождение. Пласт БС101. Пример деления участка на области дренирования по диаграмме Вороного
ностного распределения подвижных запасов нефти фильтрационной модели объекта, перед созданием и актуализацией секторной модели участка. На рисунке 1 представлена поэтапная схема предлагаемого подхода к анализу выработки запасов нефти. На начальном этапе (этап I) производится выбор 1-го участка планирования ГТМ,который основан на плотностном распределении подвижных запасов нефти последней актуализированной геолого-гидродинамической модели 1-го эксплуатационного объекта или модели, выполненной в рамках последнего утвержденного проектного документа на разработку. Целью этапа является подбор участков с относительно высокой плотностью подвижных запасов нефти.
Для анализа выявленных на начальном этапе зон модельной концентрации подвижных запасов нефти участка введен предварительный этап, который направлен на оценку изменения начальной плотности запасов нефти под воздействием системы разработки, с учетом коллекторских свойств пласта и влияния скважин друг на друга, в первоначальной площади дренирования, оценку локализации текущих потенциально извлекаемых запасов нефти. Этап является актуальным на поздних стадиях разработки нефтяного месторождения.
Предварительный этап основан на экспресс-анализе выработки запасов нефти и, согласно общей схеме подхода (рис. 1), содержит следующие виды инженерных расчетов, индивидуальных для каждой скважины 1-го участка: Шаг 1. Расчет геологических запасов нефти. Производится объемным методом [1]. Площадь дренирования скважин 1-го участка залежи рассчитывается из диаграммы Вороного [2, 3] (рис. 2). При этом задается максимальный радиус дренирования, который определяется по проектной сетке скважин. Таким образом, область дренирования 1-й скважины учитывает максимальный радиус дренирования, геометрию залежи и контуров нефтеносности, взаимное расположение скважин. По области дренирования вычисляется площадь дренирования 1-й скважины. Шаг 2.Расчет начальных извлекаемых запасов нефти (НИЗ). Потенциальный
коэффициент охвата рассчитывается по методике В.А. Бадьянова [4], являющейся одной из распространенных методик определения коэффициента охвата пласта воздействием. Коэффициент остаточной нефтенасыщенности определяется на основании петрофизи-ческих исследований керна, по результирующему уравнению, связывающему коэффициенты остаточной нефтенасыщенности (Кон) и абсолютной проницаемости (Кпр), (1).
Кон=АхLn(Кпр)+С (1)
где А, С - коэффициенты, рассчитываемые графическим путем при помощи метода наименьших квадратов.
Расчеты, представленные в рамках шагов 1 и 2, позволяют определить величину начальных извлекаемых запасов нефти в разбуренной зоне 1-го участка на начало разработки, когда на положение запасов нефти не влияет система разработки. Запасы рассчитываются на основе фильтрационно-емкостных свойств пласта, вскрытого скважинами анализируемого участка. Процесс выработки запасов нефти скважинами носит различный характер. Тому причиной служат как фильтрационно-емкостные свойства пласта, так и режимы работы добывающих и нагнетательных скважин.
На рисунке 4 представлено видоизменение структуры начальных извле-
Рис. 3. Южно-Ягунское месторождение. Пласт БС101. Карта плотности начальных извлекаемых запасов нефти на начало разработки участка
Рис. 4. Южно-Ягунское месторождение. Пласт БС101. Карта накопленных отборов жидкости и закачки воды на 01.08.2010 г. с расчетной плотностью потенциально извлекаемых запасов нефти
WWW.NEFTEGAS.INFO
\\ разработка месторождений \\ 65
ф
X
а.
о ю
5
>5
3
§
а X
350000 300000 250000 200000 150000 100000 50000 0
-в- 2. Зависимость Лысенко-Мухарского —•— 1. Фактическая кривая добычи —•— 3. Эквивалентная зависимость —
50000 100000 150000 200000 Накопленный отбор жидкости 0(Ц, тонн
250000
300000
Рис. 5. Сравнение фактического соотношения накопленных отборов нефти и жидкости скважины №390 с модельными расчетами
каемых запасов нефти (рис. 3) между скважинами под воздействием системы разработки.
Какие-то скважины отбирают нефти больше своих НИЗ или даже больше геологических запасов, какие-то меньше. Это является проявлением принципа материального баланса. Поэтому для того, чтобы найти величину текущих запасов нефти, необходимо определить потенциально извлекаемые запасы. При этом суммарно по участку потенциально извлекаемые запасы нефти должны сопоставляться с суммарной величиной начальных извлекаемых запасов нефти, для сохранения баланса запасов.
Шаг 3. Комплексный расчет потенциально извлекаемых запасов нефти. Предусматривает определение потенциально извлекаемых запасов нефти методом характеристик вытеснения по
>- 0.6
0.00 2.00 4.00 6.00 8.00 10.00 12.00 14.00 16.00
X
Рис. б. Соотношение функций у=1-е-" и y=e-k/x
та дебита скважин при проектировании разработки нефтяных месторождений [5].
дн(1:)=цохе 0р
(2)
где qн(t) - текущий дебит нефти, qо - начальный дебит нефти, Qp - потенциально извлекаемые запасы нефти в области дренирования скважины. Зависимость для накопленного отбора нефти получается путем интегрирования от 0 до t (время работы скважины).
чо.
0н(1:)=]с|н(1:)(Й=0р(1-е~ ар*)
(3)
каждой скважине 1-го участка и учет запасов неперфорированной части эффективной нефтенасыщенной толщины пласта, вскрытой этими скважинами. В работе использовалась характеристика вытеснения В.Д. Лысенко и Э.Б. Мухарского [5].
Неотъемлемую часть при проведении геолого-промыслового анализа занимает расчет потенциально извлекаемых запасов нефти в области дренирования добывающих скважин, которые оцениваются методом характеристик вытеснения. При проведении данного рода анализа зачастую возникает потребность в зависимости, позволяющей оперативно произвести оценку по скважине, группе скважин или в целом по 1-му участку залежи. Одной из таковых является характеристика вытеснения В.Д. Лысенко и Э.Б. Мухарского (2), применяемая для расче-
При постоянном темпе отбора начальный дебит нефти цо равен текущему дебиту жидкости с учетом этого накопленный отбор жидкости Q(t) = [5], ввиду чего выражение (3) получает вид:
ОД
0н(^=0р(1-е ар)
(4)
Рассмотрим интегральную зависимость Лысенко - Мухарского на примере добывающей скважины №390 Повховского нефтяного месторождения. На рисунке 5 представлена кривая фактической динамики накопленных отборов жидкости и нефти (кривая №1), а также модельный расчет динамики добычи нефти с использованием зависимости (4), кривая №2.
Построение модельной линии отбора нефти от времени, с использованием зависимости Лысенко - Мухарского (4) производится при помощи динамики наколенного отбора жидкости - Q(t) и подбора потенциально извлекаемых запасов нефти - Ор. Так, при фактической динамике накопленного отбора жидкости и величине потенциально извлекаемых запасов в 325,8 тыс. т. зависимость (4) описала фактическую динамику накопленного отбора нефти скважины №390, коэффициент корреляции составил 0,963. С целью сокращения времени расчета потенциально извлекаемых запасов нефти с использованием зависимости (4) произведена ее модификация на основе приема с эквивалентной заменой (рис. 6).
Функция типа у=1-е-х может быть заменена функцией у=е-к/х с коэффициентом
подобия к, при условии, что начало аппроксимации будет с точки 9, в которой значение х равно 2. Отрезок, начиная с точки 9, характеризуется удовлетворительным (менее 5%)отклонением, стремящимся к нулю и позволяющим рассматривать функции на данном интервале как эквивалентные. Аналогично зависимость (4) через коэффициент подобия приводится к виду [5]:
Q(t) -kxQp
QH(t)=Qp(l-e" Qp)«Qpxe Q(t) (5)
где Qн(t) - накопленная добыча нефти, Ор - потенциально извлекаемые запасы нефти, Q(t) - накопленная добыча жидкости, к - коэффициент подобия зависимости Лысенко - Мухарского. Кривая №3, представленная на рисунке 5, построена при помощи модифицированной зависимости (5). Построение производится аналогично кривой №2, дополнительно находится коэффициент подобия к, который делает данные кривые подобными на определенном интервале.
Кривая №3 на конечном интервале, составляющем 222 месяца работы скважи-
55500
0.0000135
0.000014 0.0000145 0.000015 1/Q(t)
0.0000155
0.000016
Рис. 7. Оценка потенциально извлекаемых запасов нефти в области дренирования скважины №1131
ны №390, при отборе жидкости от 144,4 до 259,3 тыс. т., эквивалентна кривой, построенной при помощи зависимости Лысенко - Мухарского (4), коэффициент корреляции кривых на данном интервале - 0,998. Общий текущий период эксплуатации данной скважины составляет 351 месяц работы, а именно - период с октября 1980 по январь 2011 г.
Принимая во внимание то, что прогноз потенциально извлекаемых запасов нефти делается по последнему периоду работы скважины, начальным отклонением можно пренебречь. На рисунке 5 показан общий принцип соотношения модифицированной зависимости (5) с фактической (4). Относительно других скважин начало подобия функций бу-
разработка месторождений
Рис. 8. Каротажная диаграмма и результаты потокометрии по скважине №4061 Повховского нефтяного месторождения
дет зависеть от накопленного отбора жидкости и нефти.
Произведем в качестве примера расчет потенциально извлекаемых запасов нефти с использованием модифицированной зависимости (5) по добывающей скважине №1131 Повховского нефтяного месторождения (рис. 7). Расчет потенциально извлекаемых запасов нефти производится посредством применения метода наименьших квадратов, с учетом последних 40 месяцев работы скважины. При сложившейся системе разработки потенциально извлекаемые запасы нефти в области дренирования скважины №1131 составили 96 тыс. т. На рисунке 7 значение перед х представляет собой произведение коэффициента подобия и потенциально извлекаемых запасов нефти. В монолитных коллекторах,если отсутствует подошвенная вода и перфорацией вскрывается вся эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, вопроса по учету запасов нефти не-перфорированной части не возникает (как пример - участок пласта БС101, рассмотренный выше). Пласт характеризуется монолитным строением. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта БС10\ представленного в скважинах рассматриваемого участка, полностью вскрыта перфорацией.
Величина НИЗ (рис. 3), рассчитанная через произведение геологических запасов нефти на коэффициенты охвата и вытеснения для каждой скважины участка, суммарно составила 2275,6 тыс. т. Величина потенциально извлекаемых запасов нефти (рис. 4), оцененная ме-
тодом характеристик вытеснения по каждой скважине, с использованием интегральной зависимости (5), суммарно составила 2299,8 тыс. т. В случае коллектора клиноформного, слоистого строения, разделенного глинистыми прослоями, необходимо учитывать запасы неперфорированной части нефтенасыщенной толщины пласта, которая может не работать (рис. 8). Условие учета следующее. Если потенциально извлекаемые запасы нефти по скважине, рассчитанные методом характеристик вытеснения, меньше НИЗ, рассчитанных через произведение геологических запасов нефти на коэффициенты охвата и вытеснения, по всему разрезу эффективной нефтенасыщенной толщины пласта по этой же скважине, то запасы неперфорированной части необходимо учитывать. В противном случае принимается условие, что запасы неперфорированной части дренируются. Что касается нагнетательных скважин, то учет запасов нефти следующий. Если в скважине перфорацией вскрыта вся эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, то запасы обнуляются. В этом случае запасы нагнетательных скважин учитываются в прогнозе добывающих, о чем свидетельствует превышение оцененных потенциально извлекаемых запасов нефти над НИЗ по добывающим скважинам. Если в нагнетательной скважине имеется не вскрытая перфорацией часть эффективной нефтенасыщенной толщины пласта, не работающая по результатам потокометрии, то скважине присваивается значение НИЗ нефти неперфорированной части. Конечным условием проведенных в рамках пункта (шаг 3) расчетов является выполнение следующего сопоставления, являющегося по существу расчетным балансом запасов нефти (6).
П разрезу=П перф = П неперф (6)
«низ =пниз =пниз (6)
Баланс запасов нефти (6) заключается в следующем. Суммарно начальные извлекаемые запасы нефти, рассчитанные по всему разрезу эффективной нефтенасыщенной толщины пласта, должны быть сопоставимы с суммой потенциально извлекаемых запасов нефти по перфорированной и начальных извлекаемых запасов нефти неперфорированной нефтенасыщенной толщины пласта.
Допускаемое отклонение между НИЗ и комплексными потенциально извлекаемыми запасами нефти должно составлять не более 5%. Такое отклонение взято по аналогии с моделированием в случае укрупнения (upscaling). Отклонение между содержанием запасов нефти, представленных в геологической и фильтрационной моделях, должно составлять не более 5%. После того как сохранился баланс запасов нефти между начальными извлекаемыми запасами нефти и потенциально извлекаемыми запасами, можно определить величину текущих запасов (ПТИЗ) с учетом накопленного отбора нефти скважин (ПНАК), на конкретную дату (7).
П =(П перф+П неперф)-П
птиз=(пниз +пниз ) пнак
(7)
При комплексном расчете плотности потенциально извлекаемых запасов нефти диаграмма Вороного используется для сравнения того, насколько изменилась начальная плотность запасов нефти под воздействием системы разработки,с учетом коллекторских свойств пласта и влияния скважин друг на друга, в первоначальной площади дренирования. Такое сравнение позволяет выявить перспективные зоны, в которых плотность стала выше начальной вследствие локализации запасов нефти. В данных зонах скважинам характерен сравнительно высокий накопленный отбор нефти и низкая интенсивность обводнения.
Цифровая геологическая модель создается для детального воспроизведения геологического строения эксплуатационного объекта, содержит большое количество активных ячеек, которые характеризуют свойства коллектора. Расчеты в фильтрационной модели, созданной на ее основе без «огрубления», займут очень много времени. А при большом количестве скважин и проектных вариантов для расчета приводят к максимальной загрузке вычислительной машины. В такой ситуации для упрощения расчетов в фильтрационной модели производят укрупнение геологической модели (ирэсаНпд). Данный процесс свойственен фильтрационным моделям крупных эксплуатационных объектов нефтяных месторождений Западной Сибири.
Целью основного (III) этапа является построение секторной геолого-гидродинамической модели i-го участка залежи, которая не теряет геологической детальности. Результатом является текущее распределение подвижных запасов по площади и по разрезу. Этап применяется для расчета прогнозной технологической эффективности планируемых ГТМ.
Для примера рассмотрен участок По-вховского нефтяного месторождения, на котором в рамках совершенствования системы разработки, согласно общей схеме подхода (рис. 1), на начальном этапе, с использованием ГГДМ объекта БВ8 был выбран участок планирования ГТМ.
Коллекторы горизонта БВ8 представлены алевритовыми песчаниками, песчаными алевролитами и глинистыми алевролитами. Геологической особенностью объекта является клиноформное строение, различие фильтрационно-емкостных свойств кровельной и подошвенной частей, разделенных слоем не коллекторов и низкопроницаемых песчаников и алевролитов. Коэффициенты песча-нистости и расчлененности в среднем составляют соответственно 0,3 и 3,6. Объект характеризуется слоистым строением (проектная система: блоковая трехрядная в сочетании с очаговым заводнением с размещением скважин по сетке 600х600 м). В рамках предварительного этапа была произведена экспресс-оценка выработки запасов нефти, результатом которой явились: карта текущей плотности потенциально извлекаемых запасов нефти (рис. 9а) и карта удельной плотности текущих потенциально извлекаемых запасов нефти (рис. 9б). Проведенный анализ подтвердил локализацию текущих запасов нефти в зонах БВС из скважин-кандидатов. Геологические запасы нефти в границах рассматриваемого участка, рассчитанные объемным методом, составили 15421,1 тыс. т. Начальные извлекаемые запасы нефти - 8512,3 тыс. т. Расчетное значение НИЗ по перфорированной эффективной нефтенасыщенной толщине пласта составило 7261,5 тыс. т. Суммарно потенциально извлекаемые запасы нефти в области дренирования скважин участка, рассчитанные с
Плотность текущих потенциальных запасов нефти, тыс. т/га 1.0 2.0 3.0 4.0 5.0 6.0 7.0 8.0 9.0 10.0
С
■
Рис. 9. Карта текущих отборов жидкости и закачки воды по состоянию на 01.04.2010 г с результатами инженерного расчета плотности текущих потенциально извлекаемых запасов (а) и карта удельной плотности текущих потенциально извлекаемых запасов нефти (б)
использованием зависимости (5), составили 7667,7 тыс. т. С учетом запасов неперфорированной части, учитываемых по вышерассмотренному в рамках предварительного этапа условию, суммарные НИЗ составили 8258,1 тыс. т (отклонение по балансу НИЗ составило 3%).
В рамках основного этапа была произведена оценка выработки запасов нефти посредством созданной секторной геолого-гидродинамической модели участка. Геологические запасы нефти в границах рассматриваемого участка, оцененные по результатам геологиче-
ского моделирования, составили 15 099 тыс. т.
На рисунке 10а представлены карта текущей плотности подвижных запасов нефти и полученная на ее основе карта удельной плотности текущих подвижных запасов нефти (рис. 10б), являющиеся результатом секторного геолого-гидродинамического моделирования в гидродинамическом симу-ляторе Tempest MORE v. 6.5. Анализ на начальном этапе позволил выявить перспективные зоны, в которых с учетом фактической плотности сетки скважин, профилей стволов скважин,
[отность текущих подвижных запасов нефти, тыс. т/га 1.0 2.0 3.0 4.0 5.0 6.0 7.0 8.0 9.0 10.0
х запасов нефти, тыс. т/га*м
т-|-
Удельная плотность текущих i б) 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9
Рис. 10. Карта текущих подвижных запасов нефти (а) и карта удельной плотности текущих подвижных запасов нефти (б) секторной ГГДМ участка объекта БВ8
WWW.NEFTEGAS.INFO
\\ разработка месторождений \\ 69
текущего состояния разработки возможно осуществление зарезки вторых стволов с целью увеличения выработки запасов. Проведенная оценка выработки запасов нефти на предварительном этапе позволила подтвердить локализацию запасов нефти. Ввиду результатов анализа на начальном и предварительном этапах, была создана секторная геолого-гидродинамическая модель участка объекта БВ8, позволившая получить распределение текущих подвижных запасов по площади и по разрезу на ту же дату. Выделенные зоны на начальном и предварительном этапах сопоставимы с результатом моделирования участка на основном. Согласно рекомендациям, основанныа на результатах применения подхода по оценке выработки запасов нефти, по данным официальной отчетности, в декабре 2010 г на участке объекта БВ8 ввелись в эксплуатацию два боковых ствола с наклонным типом за-канчивания: 4346Н и 4939Н. Входные показатели по нефти составили 22,4 и 27,6 т/сут. соответственно. Текущие технологические показатели по скважине 4346Н: дебит жидкости - 43,4 т/ сут., дебит нефти - 22,7 т/сут., обводненность - 47,5%. По скважине 4939Н: дебит жидкости - 122,8 т/сут., дебит нефти - 41,5 т/сут., обводненность -66,2%.
В связи с отсутствием достаточно детальной или актуализированной геолого-гидродинамической модели для того, чтобы увереннее принять решение о перспективности локальных зон, с высокой модельной плотностью подвижных запасов перед созданием секторной модели, возникает потребность в проведении дополнительной
оценки выработки запасов нефти. Для повышения качества оценки выработки запасов нефти предложенный подход состоит из трех этапов - начального, предварительного и основного, отражающих основные стадии планирования ГТМ.
На начальном этапе, с учетом плот-ностного распределения подвижных запасов нефти фильтрационной модели крупного эксплуатационного объекта, осуществляется выбор участка с относительно высокой модельной плотностью запасов, на котором возможно осуществление реконструкции скважин методом зарезки бокового ствола. На втором этапе производится экспресс-анализ выработки запасов нефти выбранного участка, оцениваются локальные зоны концентрации подвижных запасов нефти, в которых планируется бурение второго ствола. После подтверждения локализации подвижных запасов в зоне БВС осуществляется построение и актуализация секторной геолого-гидродинамической модели выбранного участка i-го эксплуатационного объекта (этап III). Бльшая обоснованность БВС достигается посредством комплексного сочетания методов статистической обработки геолого-промысловых данных и геолого-гидродинамического моделирования. Использование нескольких видов анализа повышает вероятность фактической технологической эффективности планируемого ГТМ. Целью анализа рассматриваемого подхода является плотностное распределение подвижных запасов нефти фильтрационной модели крупного эксплуатационного объекта, находящегося на поздних стадиях разработки, в гра-
ницах рассматриваемого участка. Такое ГТМ, как бурение второго ствола, относится к категории методов увеличения нефтеотдачи. Мероприятие направлено на выработку запасов нефти, приуроченных к локальным зонам,характеризуемым слабым охватом системой разработки, которые определяются с использованием модели i-го объекта на начальном и дополнительно оцениваются на предварительном, перед окончательным обоснованием посредством секторной модели на основном этапах подхода.
Таким образом, главным условием осуществления БВС является наличие запасов нефти, приуроченных к локальной зоне, слабо охваченной разработкой. Поиск и анализ данных зон для БВС является основной задачей предложенного подхода,обусловившей название научной статьи.
Что касается такого метода интенсификации притока, как гидравлический разрыв пласта (ГРП), то обоснованием его применения является наличие запасов в зоне дренирования самой скважины. Таким образом, оценка запасов нефти для обоснования проведения ГРП является частным случаем предложенного подхода, большая обоснованность применения мероприятия возможна в случае корреляции результатов анализа заключенного на начальном, предварительном и основном этапах подхода. В заключение следует отметить, что поиск зон локальной концентрации текущих извлекаемых запасов нефти является только одной из значимых задач, немаловажным является распределение текущих запасов по разрезу эффективной нефтенасыщенной толщины пласта.
Литература:
1. Амелин И.Д., Бадьянов В.А., Вендельштейн Б.Ю. и др. Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов. - М.: Недра, 1989.
2. Скворцов А.В. Триангуляция Делоне и ее применение. - Томск: Томский университет, 2002.
3. Карабцев С.Н., Рейн Т.С., Стуколов С.В. Реализация эффективного алгоритма построения диаграмм Вороного на плоскости. - Кемеровский государственный университет.
4. Бадьянов В.А. Методы прогнозирования коэффициентов охвата воздействием прерывистых пластов при разработке нефтяных месторождений // Нефть и газ Тюмени, вып. №9,1971.
5. Медведский Р.И., Севастьянов А.А.. Оценка извлекаемых запасов нефти и прогноз уровней добычи по промысловым данным. - С-Пб.: Недра, 2004.
Ключевые слова: планирование бурения второго ствола, локализация запасов нефти, потенциально извлекаемые запасы.
since 1926
Jotun Protects Property
ООО "Йотун Пэйнтс" г. Санкт-Петербург, ул. Варшавская д.23, корп.2, оф.53 тел.:(812)332-00-80, факс:(812)332-00-81, e-mail: russia.reception@jotun.com
www.jotun.ru
на правах рекламы
