CC BY
8
ISSN 1026-2237 BULLETIN OF HIGHER EDUCATIONAL INSTITUTIONS. NORTH CAUCASUS REGION. NATURAL SCIENCE. 2022. No. 4-2
Научная статья УДК 553.98
doi: 10.18522/1026-2237-2022-4-2-38-44
ВЛИЯНИЕ ГЛУБИННОГО ПОЛОЖЕНИЯ КРОВЛИ ПЛАСТА С2В И МЕЖСОЛЕВЫХ МУЛЬД НА ДОБЫЧНЫЕ ВОЗМОЖНОСТИ СКВАЖИН ЛЕВОБЕРЕЖНОЙ ЧАСТИ АСТРАХАНСКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Роман Назифович Лутфуллин1'2
'Астраханский государственный технический университет, Астрахань, Россия, 2ООО «Газпром добыча Астрахань», Астрахань, Россия roman. lutfullin@mail. ru
Аннотация. Строительство горизонтальных скважин требует более точного прогноза фильтраци-онно-емкостных свойств (ФЕС) коллектора для оперативной корректировки их траектории. Практическая значимость и актуальность работы состоят в обосновании возможности наиболее полной реализации потенциала эксплуатационных скважин при разбуривании новых площадей в левобережной части Астраханского газоконденсатного месторождения.
Цель исследования - выявление корреляционных зависимостей зон обводнения и низких ФЕС от геологических факторов; формирование рекомендаций по проводке горизонтальных скважин.
Проанализировано обводнение скважин в зависимости от их положения на структурной поверхности продуктивного пласта С2Ь, продолжительности периода безводной эксплуатации, периода обводнения и работы. Изучены особенности расположения зон с низкими ФЕС продуктивных отложений. По результатам проведенных исследований установлено: высокая величина водогазового фактора и быстрое обводнение эксплуатационных скважин обусловлены высокими отметками вскрытия продуктивного горизонта (выше -3850 м) и зонами вертикальной трещиноватости; зоны с низкими ФЕС продуктивного пласта С2Ь приурочены по кровле соляной толщи P'kir к наиболее глубоким областям межсолевых мульд. Сформированы следующие рекомендации по проводке скважин для наиболее полной реализации их потенциала: 1) в зонах с высоким либо низким расположением кровли башкирского горизонта целесообразно бурить скважины с горизонтальным профилем; 2) при проводке горизонтальных скважин в межсолевых мульдах и попадании при вскрытии продуктивного пласта в зоны низких ФЕС необходимо рассмотреть возможность смены азимута в направлении борта мульды.
Ключевые слова: горизонтальные скважины, обводнение, фильтрационно-емкостные свойства, водо-газовый фактор, межсолевые мульды, газонасыщенные толщины, продуктивный горизонт, вертикальная трещиноватость, геонавигация, депрессия на пласт
Для цитирования: Лутфуллин Р.Н. Влияние глубинного положения кровли пласта C2b и межсолевых мульд на добычные возможности скважин левобережной части Астраханского газоконденсатного месторождения // Известия вузов. Северо-Кавказский регион. Естественные науки. 2022. № 4-2. С. 38-44.
Статья опубликована на условиях лицензии Creative Commons Attribution 4.0 International (CC-BY4.0).
Original article
THE INFLUENCE OF THE DEEP POSITION OF THE ROOF OF THE C2B FORMATION AND SALT SWALLY ON THE PRODUCTION CAPABILITIES OF WELLS IN THE LEFT-BANK PART OF THE ASTRAKHAN GAS CONDENSATE FIELD
Roman N. Lutfullin *'2
'Astrakhan State Technical University, Astrakhan, Russia, 2Gazprom Dobycha Astrakhan LLC, Astrakhan, Russia roman.lutfullin@mail.ru
© Лутфуллин Р.Н., 2022
Abstract. The construction of horizontal wells requires a more accurate prediction of the filtration and reservoir properties of the reservoir for operational correction of their trajectory. The practical significance and relevance of the work consists in substantiating the possibility of the fullest realization of the potential ofproduction wells when drilling new areas on the Left Bank of the Astrakhan gas condensate field.
The purpose of the study is to identify the correlation dependencies of watering zones and low porosity and permeability properties on geological factors and to form recommendations for the horizontal wells drilling.
The watering of wells is analyzed depending on the position of drilled wells on the structural surface of the productive reservoir C2b, the duration of the period of "waterless" operation of wells, the period of watering and well operation. The features of the location ofzones with low porosity and permeability properties ofproductive deposits are studied. According to the results of the conducted research, definitely: the high value of the water-gas factor and the rapid watering ofproduction wells is due to the high opening marks of the productive horizon (above -3850 m) and zones of vertical fracturing; zones with low porosity and permeability properties of the productive reservoir C2b are confined along the roof of the salt strata Pikir to the deepest areas of salt swally. The following recommendations on the drilling of wells for the fullest realization of their potential have been formed: 1) in areas with a high or low location of the roof of the Bashkir horizon, it is advisable to drill wells with a horizontal profile; 2) when conducting horizontal wells in salt swally and getting into the zones of low porosity and permeability properties during the opening of the productive reservoir, it is necessary to consider the possibility ofchanging the azimuth in the direction of the side of the swally.
Keywords: horizontal wells, watering, porosity and permeability properties, water-gas factor, salt swally, gas-saturated thicknesses, producing horizont, vertical fracturing, geonavigation, depression on the formation
For citation: Lutfullin R.N. The Influence of the Deep Position of the Roof of the C2b Formation and Salt Swally on the Production Capabilities of Wells in the Left-Bank Part of the Astrakhan Gas Condensate Field. Bulletin of Higher Educational Institutions. North Caucasus Region. Natural Science. 2022;(4-2):38-44. (In Russ.).
This is an open access article distributed under the terms of Creative Commons Attribution 4.0 International License (CC-BY4.0).
С 2014 г. в левобережной части Астраханского газоконденсатного месторождения (АГКМ) началось строительство горизонтальных скважин, что потребовало более точного прогноза фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллектора для оперативной корректировки траектории скважины при строительстве на неразбуренной части АГКМ.
Поэтому оценка ФЕС сложного карбонатного коллектора и выявление корреляционной зависимости от структурной поверхности, трещиноватости и зон пониженных ФЕС, которые при дальнейшей разработке могут вызвать проблемы по обводнению и малым дебитам эксплуатационных скважин в левобережной части АГКМ, являются актуальной темой исследования.
Практическая значимость работы состоит в обосновании возможности наиболее полной реализации потенциала эксплуатационных скважин при расширении добычи углеводородного сырья и разбуривании новых площадей в левобережной части АГКМ. Геолого-геофизическая оценка сложных типов коллекторов на основе обобщения геолого-геофизических данных и анализа строительства горизонтальных скважин АГКМ позволит выбирать наиболее эффективную траекторию горизонтальных скважин при проектировании, принимать оперативные решения по корректировке траектории при строительстве эксплуатационных скважин.
Среди наиболее важных геолого-технических факторов, кроме технического состояния, не позволяющих наиболее полно реализовать потенциал эксплуатационной скважины, можно выделить катастрофическое обводнение скважины, которое может проявиться либо в ближайшие годы после ввода скважины в эксплуатацию, либо в течение 15 лет эксплуатации; пониженные ФЕС коллектора. Эти геолого-технические факторы не обеспечивают ожидаемого дебита скважины, а иногда приводят к ее ликвидации, что может негативно повлиять на поддержание или увеличение добычи.
Вопрос механизма обводнения скважин стоит перед специалистами, занимающимися разработкой левобережной части АГКМ, уже на протяжении многих лет [1-3]. Но однозначного ответа на него пока нет. ФЕС продуктивной толщи башкирских известняков по площади и разрезу не позволяют выявить четкие закономерности распределения эффективных коллекторов. Это связано с фа-циальной неоднородностью, а также седиментационными и тектоническими факторами. Закономерности образования и сохранения емкости карбонатных каменноугольных отложений еще не до
конца изучены [4]. Анализ продолжительности периода безводной эксплуатации скважин, положения их пробуренных забоев и интервалов перфорации/открытого ствола относительно положения газоводяного контакта (ГВК) не обнаружил никакой зависимости от различных факторов геолого-технического порядка [1, 3]. Обводненность эксплуатационных скважин объяснялась ли-тологическими и петрофизическими характеристиками коллекторов, а также наличием зон вертикальной трещиноватости, которые не поддаются картированию.
В процессе анализа работы скважин и особенностей их обводнения [5, 6] автором была выявлена закономерность - высокая величина водогазового фактора (ВГФ) в большинстве случаев соответствует высоким отметкам вскрытия продуктивного горизонта в интервале глубин от -3718 до -3850 м. На рис. 1 показаны скважины с наиболее сильной обводненностью (601, 220Д, 97, 206, 87, 215, 253).
ВГФ, смз/м^400
♦ кровля С2Ь>-3850 □ кровля -3850>C2b>-3970 А кровля С2Ь<-3970
1200
1000
800
600
400
200
601 ♦ ♦ 220-D
206
♦ 87 ♦
д 1 □ ▼ 253 76 ♦
¿л ^ 80 ♦
-4050
-4000
-3950 -3900 -3850 -3800 -3750 -3700
АБСОЛЮТНАЯ ОТМЕТКА КРОВЛИ С2В, M
Рис. 1. Корреляционная связь между обводнением продукции скважин и положением кровли продуктивного пласта C2b / Fig. 1. Corrélation between the watering of well production and the position of the roof of the productive reservoir C2b
Для скважин с низкой структурной поверхностью продуктивного пласта вероятность обводнения выше, чем со средней, однако по причине обводненности выводятся из эксплуатации преимущественно скважины с высоким залеганием кровли C2b.
Процесс обводнения ряда скважин с высоким залеганием кровли C2b идет очень быстро и не поддается регулированию притока подошвенных вод с помощью ограничения по дебиту или периодической остановки скважин в отличие от скважин с низким или средним залеганием кровли C2b. Прогрессирующее обводнение скважин при соизмеримом с соседними скважинами отборе газа (накопленная добыча) и большем расстоянии до ГВК возможно из-за преобладания тре-щинно-порового коллектора (развиты микротрещины преобладающей вертикальной ориентировки со значительной сообщаемостью). Трещиноватость обусловливает анизотропию проницаемости [3].
Таким образом, из 189 скважин с ВГФ от 5 до 1300 см3/м3 у 22 абсолютная отметка выше 3850,4 м, из них 10 имеют ВГФ более 100 см3/м3; из остальных скважин с абсолютной отметкой ниже 3850,4 м всего у 11 скважин ВГФ более 100 см3/м3. При этом скважины с абсолютной отметкой 3850,4 м и выше обводнились катастрофически, что требует их периодической остановки в процессе эксплуатации (220Д, 601, 97, 87, 253, 206) и даже ликвидации. У скважин с абсолютной отметкой 3850,4 м и ниже ВГФ не превышает 212 см3/м3. Они работают очень длительное время.
Кроме фактора обводнения скважин, еще один важный фактор, не позволяющий полно реализовать потенциал эксплуатационной скважины, - это зоны пониженных ФЕС коллектора. Продуктивные отложения левобережной части АГКМ представлены толщей органогенных карбонатных известняков башкирского яруса, залегающих на глубинах от -3720 до -4060 м. Они сложены раз-нофациальными известняками и характеризуются довольно резкой седиментационной неоднородностью, поэтому фильтрационно-емкостные параметры пород-коллекторов подвержены значительной изменчивости как по площади, так и по разрезу. Залежь месторождения массивная.
Неоднородность строения коллекторов можно оценить по параметрам, характеризующим ФЕС пород: общие и эффективные газонасыщенные толщины, а также значения средневзвешенной пористости и газонасыщенной емкости.
Если оценить распределение средневзвешенных значений пористости газонасыщенной толщи месторождения, то минимальные значения составят 6,3 %, а максимальные - 13,6 %. Распределение средневзвешенных значений пористости пород-коллекторов определяется в основном тек-тоно-седиментационным фактором. Возможно, эти узкие зоны связаны с зонами разуплотнения (зона дробления), которые с течением геологического времени в периоды тектонической пассивности и стабилизации подвергаются интенсивному воздействию циркулирующих пластовых вод, в результате чего первоначально высокопроницаемые каналы оказываются залеченными выпавшими из растворов гидротермальными минералами [7]. Наиболее характерными и распространенными для продуктивной толщи месторождения являются процессы кальцитизации. Повсеместно распространена катагенетическая кальцитизация заполнения, приведшая в отдельных зонах к полному запечатыванию или частичному сокращению объема пор и трещин. На месте се-диментационных пор среднего и крупного размера сформировалась сеть тонких и ультратонких остаточных пор кальцитизации [8].
Основные черты геологической модели АГКМ [2] :
- резервуар АГКМ представляет собой гидродинамически единое проницаемое тело, в котором в виде изолированных линз залегают пласты-неколлекторы;
- продуктивная толща экранируется сверху нижнепермской покрышкой;
- в строении башкирского резервуара принимает участие мощная толща генетически однородных пористых и проницаемых карбонатных отложений;
- пористость эффективных пород-коллекторов изменяется, по данным исследования керна, от 6 до 19 % при среднем значении 9,2 %, проницаемость - от 0,01 до 10,0 мД при среднем значении 0,2 мД;
- коллекторы обладают значительной трещиноватостью, в силу чего среднее значение проницаемости по гидродинамическим исследованиям составляет 1,17 мД.
В разрезе АГКМ выделяются подсолевой (продуктивный) и надсолевой этажи осадочного чехла, которые разделяются регионально выдержанным флюидоупором толщи соленосных пород раннепермского возраста. Структурный план надсолевых отложений обусловлен проявлением соляной тектоники. В пределах левобережной части АГКМ расположены соляные купола и компенсационные мульды. Вследствие проявления соляной тектоники мощность соленосных нижнепермских отложений на небольших расстояниях значительно варьирует и достигает 3,5 км. Выполнение мульд включает породы триаса, юры, нижнего и верхнего мела и палеогена. Наиболее высокие отметки залегания поверхности соли в куполах - 500-1000 м.
Кунгурские соленосные отложения являются одним из факторов, опосредованно влияющих на продуктивность скважин и в какой-то мере - на газодинамические условия в самом продуктивном горизонте. Некоторые теоретические предпосылки зависимости повышенной продуктивности от наличия и мощности кунгурских отложений могут быть объяснены в том числе и различием в плотности горных пород - в мульдах и в районе соляных куполов, если предположить, что определяющее влияние на величину пластового давления в системе оказывает геостатическое давление. Качественная и в первом приближении количественная оценка территории месторождения по удельной продуктивности скважин зависит от двух главных компонент - эффективной газонасыщенной емкости продуктивного горизонта и мощности перекрывающих продуктивный горизонт кунгурских отложений [9].
Мы видим, что есть определенная связь строения подсолевого комплекса и структурной поверхности солевого. При анализе структурных поверхностей продуктивных отложений башкир-
ского яруса и соленосных отложений кунгурского яруса нижней перми выявлена закономерность. Зоны с низкими ФЕС в левобережной части АГКМ располагаются под самыми глубокими частями межкупольных мульд. В левобережной части АГКМ в процессе разбуривания и разработки выявлено всего три такие зоны: 1-я зона расположена в Ширяевской мульде и охватывает скважины 54, 60, 69; 2-я зона - в Южно-Аксарайской мульде, скважина 316; 3-я зона - в Акса-райской мульде, скважины 714, Д-2, 901, 903 (рис. 2). Эффективные газонасыщенные толщины в этих зонах составляют 0,8-28,3 м. В зонах со средними и высокими ФЕС эта величина находится в диапазоне от 32,1 до 206,4 м [2].
Ус ловиыелйаан ад екиж
- пробуренные и бурящиеся скважины
/
- проектные скважины с условно горизонтальным окончанием -3ÎW - изолинии кровли отложений Р,к
| - граница горного отвода
- линия замещения коллекторов
V - прогнозная линия замещения коллекторов
Рис. 2. Расположение зон с низкими ФЕС продуктивной толщи в левобережной части АГКМ в зависимости от солянокупольной тектоники / Fig. 2. Location of zones with low filtration-capacitance properties of the productive strata on the left-bank part of the Astrakhan gas condensate field depending on salt dome tectonics
Таким образом, определены факторы риска для прогноза зон с низкими ФЕС. Это позволит выявлять по сейсморазведочным данным зоны с низкими ФЕС в левобережной части АГКМ на неразбуренных участках и, возможно, скорректировать окончание горизонтальных скважин по траектории и азимуту. На неразбуренной части в предполагаемых зонах с низкими ФЕС могут оказаться следующие проектные скважины: 1) 14041 и 14042; 2) 10012; 3) 551, 572 и 574; 4) 732 и 735; 5) 769. При низких значениях коэффициента пористости по данным геонавигации возможно рассмотреть изменение азимута ствола в продуктивном горизонте в направлении борта межсолевой мульды (увеличение мощности соли).
Выявленные закономерности:
1) высокая величина ВГФ и быстрое обводнение эксплуатационных скважин в подавляющем большинстве случаев соответствуют высоким отметкам вскрытия продуктивного горизонта в интервале глубин от -3718 до -3850 м и зонам вертикальной трещиноватости;
2) наличие геоморфологической (корреляционная) связи межсолевых мульд с пространственным расположением зон с низкими ФЕС продуктивного коллектора может иметь значение при проектировании дальнейшего разбуривания и эксплуатации левобережной части
АГКМ горизонтальными скважинами с различными вариантами заканчивания в продуктивном пласте [2].
В технологическом проекте разработки [2], принятом в 2015 г., предусматривалось для дальнейшего освоения месторождения применение наклонно направленных скважин, которые заканчиваются открытым стволом длиной до 800 м, с забоем на 40 м выше ГВК и три варианта окончания горизонтального ствола в продуктивном горизонте: 1) с постоянным набором кривизны (зенитный угол от 80° до 90°); 2) с наклонным участком; 3) с восходящим участком. Но в процессе строительства ряда скважин оказалось, что наиболее приемлемым является J-образный профиль с постоянным набором кривизны открытого ствола в продуктивном горизонте и выходом на пологий (зенитный угол от 60° до 80°) или горизонтальный (зенитный угол от 80° до 90°) участок. Это отражено в дополнении к технологическому проекту разработки, принятом в 2021 г. [10]. При проектировании конструкции скважин и их профилей на конкретных точках заложения необходим индивидуальный подход в зависимости от горно-геологических условий и особенностей на различных участках месторождения.
В зонах с высоким расположением кровли башкирских отложений и вероятным преобладанием вертикальной трещиноватости коллектора предлагается строить скважины с постоянным набором угла и горизонтальным стволом в целевых отложениях. Данная конструкция может быть целесообразна для снижения скорости подъема подошвенных вод из-за уменьшения разности пластового и забойного давления. Для зон с низким расположением кровли башкирских отложений также необходимо вскрывать целевой интервал с постоянным набором угла и горизонтальным стволом в нем вследствие близкого расположения зоны ГВК и малой мощности продуктивных отложений. Для остальных зон можно вскрывать продуктивный пласт стволом с наклонным окончанием. В дальнейшем учет глубины залегания кровли башкирских отложений при выборе конструкции скважин может способствовать увеличению срока эксплуатации скважин, продлению безводного периода и, как следствие, увеличению добычных возможностей.
Результаты работы целесообразно использовать при планировании и организации мероприятий по проектированию и бурению скважин на подсолевые продуктивные отложения на Астраханском, Западно-Астраханском, Ковыктинском и ряде других нефтегазовых месторождений, что повысит обоснованность принятия технико-технологических решений.
Список источников
1. Лапшин В.И., Масленников А.И., Калачихина Ж.В. [и др.]. Методические основы контроля за процессом обводнения скважин при разработке Астраханского ГКМ. М.: Газпром, 1999. 62 с.
2. Технологический проект разработки Астраханского газоконденсатного месторождения: в 3 т., 5 кн.: отчет. Развилка: Газпром ВНИИГАЗ, 2015.
3. Авторское сопровождение (надзор) разработки Астраханского ГКМ и подготовка рекомендаций по его дальнейшему освоению на 2020-2022 гг.: отчет / рук. С.С. Ярыгин. Развилка: Газпром ВНИИГАЗ, 2020.
4. Поляков Е.Е., Федорова Е.А., Комаров А.Ю. [и др.]. Решение научных проблем при подсчете запасов углеводородов Астраханского газоконденсатного месторождения // Вести газовой науки : науч.-техн. сб. 2017. № 3 (31). С. 141-150.
5. Лутфуллин Р.Н. Особенности обводнения скважин в левобережной части Астраханского ГКМ // Нефть и газ - 2021 : сб. тр. 75-й Междунар. молодеж. науч. конф. М.: Изд. центр РГУ нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина, 2020. С. 233-240.
6. Лутфуллин Р.Н. Обводнение эксплуатационных скважин левобережной части Астраханского ГКМ в зависимости от геологического строения продуктивной толщи // Сб. трудов 65-й Междунар. науч. конф. Астраханского гос. техн. ун-та. Астрахань: АГТУ, 2021.
7. Казаева С.В., Григоров В.А. Физико-литологические свойства пород-коллекторов Астраханского ГКМ // Наука и технология углеводородов. 2001. № 4 (17). С. 20-25.
8. Политыкина М.А., Ильин А.Ф., Кан В.Е. Геологическое строение продуктивной толщи Астраханского газоконденсатного месторождения как объекта разработки. М.: ВНИИЭгазпром, 1988. 37 с.
9. Токман А.К., Масленников А.И., Рожков В.Н., Захарчук В.А., Казаева С.В. Прогнозная оценка удельной продуктивности скважин АГКМ // Сб. науч. тр. АНИПИгаз. 2004. № 5.
10. Дополнение к технологическому проекту разработки Астраханского ГКМ: отчет. Развилка: Газпром ВНИИГАЗ, 2021.
ISSN 1026-2237 BULLETIN OF HIGHER EDUCATIONAL INSTITUTIONS. NORTH CAUCASUS REGION. NATURAL SCIENCE. 2022. No. 4-2
References
1. Lapshin V.I., Maslennikov A.I., Kalachikhina Zh.V. [et al.]. Methodological foundations of control over the process of well watering during the development of the Astrakhan GCF. Moscow: Gazprom Press; 1999. 62 p. (In Russ.).
2. Technological project for the development of the Astrakhan gas condensate field: in 3 vol., 5 books: Report. Razvilka: Gazprom VNIIGAZ Press; 2015. (In Russ.).
3. Author's support (supervision) of the development of the Astrakhan GCF and preparation of recommendations for its further development for 2020-2022. Report. S.S. Yarygin, head. Razvilka: Gazprom VNIIGAZ Press; 2020. (In Russ.).
4. Polyakov E.E., Fedorova E.A., Komarov A.Yu. [et al.]. Solving scientific problems when calculating hydrocarbon reserves of the Astrakhan gas condensate field. Vesti gazovoi nauki = News of Gas Science. Scientific and Technical Collection. 2017;(3):141-150. (In Russ.).
5. Lutfullin R.N. Features of well flooding in the Left-bank part of the Astrakhan GCF. Oil and Gas - 2021. Proceedings of the 75th International Youth Scientific Conference. Moscow: Gubkin Russian State University of Oil and Gas Press; 2020:233-240. (In Russ.).
6. Lutfullin R.N. Watering of production wells of the Left-bank part of the Astrakhan GCF depending on the geological structure of the productive strata. Proceedings of the 65th International Scientific Conference of the Astrakhan State Technical University. Astrakhan: Astrakhan State Technical University Press; 2021. (In Russ.).
7. Kazaeva S.V., Grigorov V.A. Physical and lithological properties of reservoir rocks of the Astrakhan GCF. Nauka i tekhnologiya uglevodorodov = Science and Technology of Hydrocarbons. 2001;(4):20-25. (In Russ.).
8. Politykina M.A., Ilyin A.F., Kan V.E. Geological structure of the productive strata of the Astrakhan gas condensate field as an object of development. Moscow: VNIIEgazprom Press; 1988. 37 p. (In Russ.).
9. Tokman A.K., Maslennikov A.I., Rozhkov V.N., Zakharchuk V.A., Kazaeva S.V. Predictive assessment of specific productivity of wells of AGKM. Sb. nauch. tr. ANIPIgaz = Collection of scientific papers of ANIPIgaz. 2004;(5). (In Russ.).
10. Supplement to the technological development project of the Astrakhan GCM: Report. Razvilka: Gazprom VNIIGAZ Press; 2021. (In Russ.).
Информация об авторе
Р.Н. Лутфуллин - аспирант, кафедра геологии нефти и газа, Институт нефти и газа, Астраханский государственный технический университет; ведущий инженер, отдел моделирования месторождений инженерно-технического центра, ООО «Газпром добыча Астрахань».
Information about the author
R.N. Lutfullin - Postgraduate Student, Department of Oil and Gas Geology, Institute of Oil and Gas, Astrakhan State Technical University; Leading Engineer, Field Modeling Department, Engineering and Technical Center, Gazprom Dobycha Astrakhan LLC.
Статья поступила в редакцию 10.06.2022; одобрена после рецензирования 05.09.2022; принята к публикации 15.11.2022. The article was submitted 10.06.2022; approved after reviewing 05.09.2022; accepted for publication 15.11.2022.
