Помощь в написании студенческих работ
Антистрессовый сервис

Методика исследования геолого-промысловых особенностей неоднородных пластов на поздней стадии разработки: на примере горизонта Д1 Павловской площади Ромашкинского месторождения

Диссертация: Методика исследования геолого-промысловых особенностей неоднородных пластов на поздней стадии разработки: на примере горизонта Д1 Павловской площади Ромашкинского месторождения
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Результаты количественной оценки подсчетных параметров дали возможность детализировать и уточнить геологические запасы нефти, а способы изучения геологического разреза на основе новой классификации коллекторов и с учетом видов неоднородности позволили извлечь дополнительную информацию об особенностях строения пашийского горизонта Павловской площади Ромашкинского месторождения. Полученные данные… Читать ещё >

Методика исследования геолого-промысловых особенностей неоднородных пластов на поздней стадии разработки: на примере горизонта Д1 Павловской площади Ромашкинского месторождения (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Содержание

  • 1. ИСТОРИЯ И СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ИЗУЧЕНИЯ ЛИТОЛОГИИ, ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ И СХЕМЫ КЛАССИФИКАЦИИ ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ
  • 2. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И НЕФТЕНОСНОСТИ ГОРИЗОНТА Д1 РОМАШКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ НА ПРИМЕРЕ ПАВЛОВСКОЙ ПЛОЩАДИ
    • 2. 1. Характеристика геологического строения продуктивных пластов горизонта Д
    • 2. 2. Литолого-петрографический анализ коллекторов пашийского горизонта по данным ГИС
    • 2. 3. Особенности залегания пластов-коллекторов, фильтрационно-емкостные свойства продуктивной толщи
    • 2. 4. Структура запасов нефти и состояние их выработки
  • 3. МЕТОДИКА ИНТЕПРЕТАЦИИ ПРОМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ДАННЫХ ГОРИЗОНТА Д1 И ОБОБЩЕНИЕ ДАННЫХ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ ПАВЛОВСКОЙ ПЛОЩАДИ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ
    • 3. 1. Промыслово-геофизические исследования скважин и методика интерпретации полученных данных с использованием геофизической автоматизированной программы «Gintel»
    • 3. 2. Классификация пород-коллекторов по данным переинтерпретации в системе «Gintel»
    • 3. 3. Основные особенности залегания коллекторов и выделение видов послойной неоднородности в разрезе горизонта Д
    • 3. 4. Распределение балансовых запасов нефти в пластах горизонта Д1 по уточненной классификации коллекторов на примере Павловской площади
  • 4. ОСОБЕННОСТИ ПРОЦЕССА ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ ПРОДУКТИВНОГО ГОРИЗОНТА
    • 4. 1. Методические основы анализа заводнения пластов коллекторов горизонта Д1 Павловской площади
    • 4. 2. Оценка достоверности петрофизических и фильтрационно-емкостных параметров коллекторов по керну
    • 4. 3. Технология определения заводненного объема залежи по данным ГИС с использованием флюидальной модели
    • 4. 4. Анализ выработки запасов нефти в условиях заводнения на поздней стадии

    5. ИЗУЧЕНИЕ ОСОБЕННОСТЕЙ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ, УСЛОВИЙ ЗАВОДНЕНИЯ КОЛЛЕКТОРОВ ПАШИЙСКОГО ГОРИЗОНТА И ЗАКОНОМЕРНОСТИ РАСПРОСТРАНЕНИЯ САМОСТОЯТЕЛЬНЫХ УЧАСТКОВ-ЗАЛЕЖЕЙ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ НА ПРИМЕРЕ ПАВЛОВСКОЙ ПЛОЩАДИ РОМАШКИНСКОГО МЕСТРОЖДЕНИЯ.

    5.1. Методика выделения самостоятельных участков-залежей с учетом особенностей геологического строения и анализа заводнения. Построение карт распределения остаточных запасов нефти в эксплуатационном объекте.

    5.2. Характеристика структуры балансовых запасов нефти по видам литолого-физической неоднородности Павловской площади Ромашкинского месторождения.

    5.3. Основные рекомендации по обоснованному выбору геолого-технических мероприятий при реализации и применении предложенных принципов разработки на поздней стадии для повышения коэффициента извлечения нефти.

В настоящее время во многих странах Европы, Азии и США основной прирост запасов нефти происходит за счет переинтерпретации «старых» геолого-геофизических материалов на основе математических моделей [110,111,112,121,122,123,124]. Приращением извлекаемых запасов на разрабатываемых месторождениях активно занимается и компания ОАО «Татнефть». Растущая добыча нефти на стадии выработанности запасов более 85% - подтверждение этому.

Длительная разработка терригенных пластов горизонта Д1 Ромашкинского месторождения заводнением, долговременное физическое воздействие закачиваемого агента на коллектора привело к изменению физико-химического равновесия в поровом пространстве. Эти изменения в пластах зарегистрированы на кривых геофизических исследований на момент бурения в каждой скважине.

АКТУАЛЬНОСТЬ РАБОТЫ.

Одно из уникальных месторождений мира — Ромашкинское находится на поздней стадии, выработка остаточных запасов нефти на этом этапе требует особого методического подхода к детализации геологического строения объектов для создания более эффективной системы разработки.

В начальной стадии разработки месторождения схема деления эксплуатационного объекта на площади и блоки, а также осреднение параметров коллектора в пределах одного пласта, удовлетворяла требованиям проектирования и внедрения применяемой системы разработки. Однако дальнейшее их использование в процессе внедрения мероприятий по регулированию и интенсификации разработки не позволило выработать запасы нефти в полной мере, они оказались рассредоточенными по разрезу и по площади. Нефтеизвлечение оказалось ниже, чем прогнозировалось.

Основной причиной такой ситуации является несоответствие традиционно применяемых технологий при проектировании разработки реальным условиям эксплуатации объекта на поздней стадии, поэтому возникла необходимость в детализации геологического разреза, уточнение классификации коллекторов и дифференцированном подходе при выделении эксплуатационных объектов.

Адаптация созданной методики и результаты применения предложенных принципов на основе изучения геологического строения на поздней стадии нашли практическую реализацию на реальном объекте разработки — Павловской площади Ромашкинского месторождения.

В процессе разработки месторождения из-за послойной и зональной неоднородности остаточные запасы оказались хаотично рассеянными по всему разрезу и по всей площади.

В этих условиях применение современных технологий увеличения нефтеизвлечения пластов, без уточнения неоднородности коллекторов и их фильтрационно-емкостных характеристик (т.е. без определения места нахождения остаточных запасов) не позволяет достичь высокой технологической эффективности обработок скважин технологиями увеличения нефтеотдачи и носит вероятностный характер.

Необходимость обеспечения принятой стратегии по уровням добычи нефти в республике Татарстан на ближайшие годы требует внесения изменений в сложившиеся подходы и методы проектирования разработки. Средние показатели по пластам горизонта Д1 не позволяют судить о состоянии выработки запасов по отдельным участкам пласта.

Основной задачей является поиск более совершенных технологий при проектировании разработки соответствующих реальным условиям эксплуатации объекта, когда требуется уточнение (детализация) разреза и дифференцированный подход к созданию системы размещения и способов эксплуатации скважин по предложенным классам и группам коллекторов.

На примере изучения геологического строения пластов-коллекторов Павловской площади Ромашкинского месторождения, предлагается новый подход к изучению и характеристике пашийского горизонта (в промысловой практике горизонт Д1), с целью обоснования более эффективной системы его выработки, на основе применения передовых технологий переинтерпретации геофизических данных и построения уточненной геологической модели объекта, путем его разукрупнения по ряду критериев на участки, в различной степени охваченные заводнением, для достижения максимального нефтеизвлечения пластов [66,67,68,102].

Работа посвящена геолого-промысловому анализу процесса выработки запасов нефти на Павловской площади Ромашкинского месторождения на основе построения геологической модели по данным переинтерпретации геофизического материала по методике профессора Афанасьева B.C. (г. Москва) [2].

Павловская площадь является одной из центральных площадей Ромашкинского месторождения и граничит: на западе с Абдрахмановской, на юге и востоке с Зеленогорской, на северо-востоке с Восточно-Сулеевской площадями (рис. 1.1). В административном положении площадь находится на территории Азнакаевского района, юго-западней рабочего поселка Актюбинский. В орогидрографическом отношении площадь представляет собой плато, наиболее приподнятая часть которого относится к Бугульминско-Белебеевской возвышенности. Абсолютные отметки колеблются в пределах +150 — +350м.

Павловская площадь одна из первых (1954 г.) на Ромашкинском месторождении введена в промышленную разработку, где организована система заводнения с разрезанием площади на блоки, которая привела к быстрому обводнению скважин находящихся в высокопроницаемых участках и отключения их из разработки.

Павловская площадь.

2. Зеленагорская площадь.

3. В-Лениногорская площадь.

4. Хо. шовская площадь.

5. Азнакаевская площадь.

6. Карамалинская площадь.

Рис. 1.1 Обзорная схема месторождения. размещения площадей.

Ромашки не ко го.

До 1957 года на площади было пробурено 3 ряда добывающих скважин по сетке 1000×600 м. Внешний нагнетательный ряд по проекту ВНИИ (I) пробурен на расстоянии 2000 м от первого добывающего. В 1957 году МНП приняло решение о бурении нулевого добывающего ряда на расстоянии 1300 мот внешнего нагнетательного [72].

В 1960 году по проекту, составленному ТатНИПИнефть [73] предлагалось осуществить центральное разрезание, создать высокое давление на отдельных участках площади и довскрыть нижние пласты. Разрезание площади позволило увеличить темпы отбора нефти до 3,5−3,6% от начальных извлекаемых запасов. Однако, отсутствие насосов высокого давления и невыполнение рекомендаций по довскрытию пластов «гд» не позволило выйти на проектный уровень.

В 1965 году был составлен уточненный проект разработки [74], в котором было предложено организовать очаги заводнения в зонах, не охваченных закачкой воды и дополнительно пробурить 100 скважин, в т. ч. дополнительный ряд между 1 и 2 добывающими рядами. Затем разработка площади осуществлялась согласно утвержденным проектам [75,76,77,78,79,80,81]. Максимальный уровень добычи нефти с площади был достигнут в 1968 году и составил 3,868 млн. тонн (3,8% от начальных извлекаемых запасов), при текущем КИН (0,207) и обводненности добываемой продукции 36,7%.

С 2005 года на Павловской площади разрабатывается новый проект разработки, который имеет существенные отличия как, по предложенным подходам проектирования, так по принципам выделения эксплуатационного объекта для проектирования разработки.

Непосредственное участие автора при внедрении применяемой методики проектирования и анализа разработки на примере Павловской площади, проведенных совместно со специалистами ТатНИПИнефть, позволили автору использовать накопленные данные при выполнении этой работы.

ЦЕЛЬ РАБОТЫ.

Совершенствование методики изучения геологического строения горизонта Д1 с использованием современных технологий интерпретации данных геофизических исследований скважин (ГИС) и совершенствование новых подходов к методике оценки фильтрационно-емкостных параметров пласта-коллектора для подсчета запасов и построения карт распределения мест нахождения остаточных запасов нефти на поздней стадии разработки многопластового объекта горизонта Д1 Ромашкинского месторождения.

ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЙ.

1. Комплексное литолого-физическое и геолого-промысловое изучение горизонта Д1 Ромашкинского месторождения путем детальной корреляции пластов и переинтерпретации данных ГИС на основе методики ТАВС в системе GINTEL для создания уточненной геологической модели эксплуатационного объекта.

2. Уточнение схемы геолого-промысловой классификации пород коллекторов по результатам переинтерпретации данных ГИС на основе объемной модели и анализа петрофизических закономерностей исследуемого разреза.

3. Усовершенствование используемых методик и разработка новых методических подходов по выделению на основе изучения геофизического материала и предложенной классификации коллекторов видов литолого-физической неоднородности пород-коллекторов в разрезе горизонта Д1 Павловской площади и обоснование способа их картирования.

4. Анализ процесса заводнения коллекторов по данным ГИС с применением флюидальной модели и оценка эффективности его воздействия на остаточные запасы нефти.

5. Выявление условий локализации нефти в продуктивных пластах и характера распространения по разрезу и по площади пород-коллекторов с различными фильтрационно-емкостными свойствами с целью обоснования схемы преобразования эксплуатационного объекта с остаточными запасами.

6. Создание новых технологических решений по выработке остаточных запасов.

НАУЧНАЯ НОВИЗНА РАБОТЫ.

1. Получены новые сведения об особенностях строения терригенных отложений по данным ГИС и создана методика оценки характера и структуры распределения остаточных запасов нефти на основе информации о фракционном составе пород и флюидальной модели пласта коллектора по данным промысловой геофизики (методике ТАВС в системе Gintel).

2. Установлено, что на фильтрационно-емкостные свойства коллекторов горизонта Д1 Ромашкинского месторождения существенно влияет содержание пелитового и мелкоалевритового материала.

3. Впервые для уточнения схемы классификации пород-коллекторов горизонта Д1 Ромашкинского месторождения использованы литолого-физические параметры (проницаемость и суммарное содержание в разрезе глинистой и алевритовой фракций) по данным ГИС.

4. Предложена новая методика оценки геологической неоднородности пластов путем выделения видов слоисто-неоднородного строения пластов в разрезе горизонта Д1 на основе предложенной схемы классификации коллекторов и показаны способы их геологического картирования.

5. Впервые предложена методика оценки выработанности запасов нефти коллекторов по степени и характеру заводнения с использованием флюидальной модели технологии ТАВС и геолого-промыслового анализа заводнения пластов водой различной минерализации.

6. Принципиально новым является предложенная методика преобразования крупных многопластовых объектов на отдельные самостоятельные участки разработки для извлечения остаточных запасов нефти на поздней стадии.

ОСНОВНЫЕ ЗАЩИЩАЕМЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ.

1. Дифференциация коллекторов по фракционному составу (песчаной, алевритовой и глинистой фракций) на основе новых методов интерпретации гис.

2. Новая классификация продуктивных коллекторов горизонта Д1 Ромашкинского месторождения.

3. Критерии выделения видов литолого-физической неоднородности пластов горизонта Д1.

4. Методика выделения самостоятельных участков-залежей на крупных многопластовых объектах на поздней стадии разработки.

МЕТОДЫ И ОБЪЕМЫ ИССЛЕДОВАНИЙ.

При решении поставленных задач использовались методы промысловой геофизики, статистические методы обработки промысловой информации, построение зависимостей фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пласта с результатами испытаний пластов и математического моделирования, промысловые испытания на выделенных участках-залежах самостоятельной разработки.

При исследовании петрофизических закономерностей девонских терригенных отложений и адаптации технологии ТАВС к геологическим условиям горизонта Д1 использовались результаты петрофизических исследований керна по 32-м скважинам Павловской, Карамалинской, Азнакаевской и Холмовской площадей Ромашкинского месторождения.

Работа выполнена на основе данных переинтерпретации ГИС в системе Gintel-2002 (ТАВС) по 804-м скважинам Павловской площади Ромашкинского месторождения.

В диссертации использованы результаты более 240 образцов сплошного отбора керна в горизонте Д1 по скважине № 775Д Павловской площади, полученные в ходе лабораторных исследований.

РЕАЛИЗАЦИЯ РАБОТЫ.

Методические рекомендации автора диссертации были использованы в работе института «ТатНИПИнефть»: «Анализ разработки Павловской площади (Д1) Ромашкинского месторождения» Бугульма, 2006 г.

Полученные результаты исследований составили методическую основу для целенаправленных работ по выявлению продуктивных интервалов и совершенствованию системы воздействия на остаточные запасы нефти, эффективность которых подтверждается результатами применения современных методов математического моделирования и геолого-промыслового анализа.

Адаптация созданной методики к конкретным геологическим условиям пашийского горизонта и применения предложенных принципов исследования геологического строения на поздней стадии нашли практическую реализацию на реальном объекте разработки — Павловской площади Ромашкинского месторождения.

Методика внедрена и опробована на промысловых объектах НГДУ «Азнакаевскнефть».

ПРАКТИЧЕСКАЯ ЦЕННОСТЬ.

Результаты количественной оценки подсчетных параметров дали возможность детализировать и уточнить геологические запасы нефти, а способы изучения геологического разреза на основе новой классификации коллекторов и с учетом видов неоднородности позволили извлечь дополнительную информацию об особенностях строения пашийского горизонта Павловской площади Ромашкинского месторождения. Полученные данные, существенно уточняют прежние представления о пространственном распределении и структуре остаточных запасов нефти.

АПРОБАЦИЯ РАБОТЫ.

Основные положения и результаты работы докладывались на:

1. Научно-технических совещаниях с участием специалистов.

ТатНИПИнефть, ОАО «Татнефть», НГДУ «Азнакаевскнефть», ООО «ГИФТС (г. Бугульма 2005;2007 г.).

2. Научно-технической конференции посвященной вопросу «Совершенствования методов проектирования разработки нефтяных месторождений Татарстана на современном уровне», г. Казань 2004 г.

3. Научном симпозиуме «Реактивизация разработки многопластового нефтяного месторождения на поздней стадии разработки». SPE г. Москва 2006 г.

4. Международной научно-практической конференции по проблемам комплексной переинтерпретации геолого-геофизических данных при геологическом моделировании месторождений углеводородов «ГЕОМОДЕЛЬ- 2006, г. Геленжик 2006 г.

5. Семинаре-совещании по проблемам выработки трудноизвлекаемых запасов, тема доклада: «Выработка водонефтяных зон в комплексе с мероприятиями по сохранению коллекторских свойств нефтяных пластов». ОАО «Татнефть» г. Альметьевск январь 2006 г.

6. Информационное обеспечение при проектировании довыработки остаточных запасов девонских отложений на примере Павловской площади Ромашкинского месторождения. Научная конференция, посвященная 3 миллиардной добычи нефти Татарстана, г. Азнакаево, февраль 2007 г.

7. Влияние особенностей геологического строения на эффективность выработки запасов нефти неоднородных пластов горизонта Д1 на поздней стадии и их учет при проектировании, г. Казань АН РТ, май 2007 г.

8. Особенности строения неоднородных пластов горизонта Д1 на примере Павловской площади Ромашкинского месторождения, Научная конференция «Перспективы стабилизации добычи нефти на поздней стадии разработки Ромашкинского месторождения», г. Альметьевск, июнь 2007 г.

ПУБЛИКАЦИИ.

1. Поляков В. Н., Кузнецов Ю. С., Хусаинов В. М., Вильданов А. А., Шульгина Н. Ю. «Решение технологических проблем заканчивания и эксплуатации скважин в аномальных термодинамических условиях разработки нефтяных месторождений», Нефтяное хозяйство № 2, 2001 г.

2. Воронова Е. В., Гуторов Ю. А., Вильданов А. А., Уточнение показателей выработки объектов разработки на основе компьютерного моделирования динамики распределения плотности запасов. Научно-практическая конференция, посвященная 60-летию начала разработки месторождений нефти в Татарстане, г. Бугульма, 2003, с.74−76.

3. Гумаров Н. Ф., Вильданов А. А. «Основные этапы организации и результаты системного воздействия на слабодренируемые запасы заводненных зон». Тезисы докладов научно-технической конференции г. Альметьевск -2004 г.

4. Вильданов А. А., Гараев Р. З. «Применение технологии сохранения коллекторских свойств пласта в НГДУ «Азнакаевскнефть» ОАО «Татнефть». «Бурение и нефть» ноябрь 2005 г. г. Москва. С. 16−17.

5. Дияшев Р. Н. Нурисламов Н.Б., Вороновский В. Р., Сеночкин П. Д., Хусаинов В. М., Вильданов А. А. «Реактивизация разработки многопластового нефтяного месторождения на поздней стадии разработки». SPE г. Москва 09.2006 г. № 104 361.

6. Хусаинов В. М., Вильданов А.А."Совершенствование методов проектирования разработки нефтегазовых месторождений Татарстана на современном уровне" г. Казань ТКР 2006, с. 89−96.

7. Долженков В. Н., Хусаинов В. М., Вильданов А. А., Ахметзянов Р. Г. «Адаптация технологии переинтерпретации ГИС к геологическим условиям горизонта Д1 Ромашкинского месторождения». EAGE г. Геленжик, ГЕОМОДЕЛЬ-2006.

8. Вильданов А. А. «Особенности выработки запасов нефти горизонта Д1 на поздней стадии (на примере Павловской площади Ромашкинского месторождения)», Нефтепромысловое дело № 4, апрель 2007 г. с 27−31.

9. Хисамов Р. С., Назимов Н. А., Вильданов А. А., «Некоторые результаты глубинных исследований горизонтальных скважин в НГДУ «Азнакаевскнефть» ОАО «Татнефть», Нефтяное хозяйство № 3,2007 г., с 8991.

10. Долженков В. Н., Вильданов А. А., Хусаинов В. М. «Уточнение схемы геолого-промысловой классификации пород-коллекторов горизонта Д1 на примере Павловской площади Ромашкинского месторождения». Нефтяное хозяйство № 9,2007 г.

11. Патент РФ № 2 287 675 .Способ разработки нефтяной залежи (Р.С. Хисамов, В. М. Хусаинов, Н. И. Хаминов, А. А. Вильданов, Р. Н. Файзуллин, Р. Г. Габдуллин,) Бюл. Открытия изобретения -2005; № 32.

12. Патент РФ № 44 742 Устройство для регулирования отбора жидкости в процессе эксплуатации скважины (А.А. Вильданов, Р. Г. Габдуллин, Д. В. Страхов В.М.Хусаинов, Н. И. Хаминов,) Бюл. Открытия изобретения -2005; № 9.

13. Патент РФ № 44 742 Устройство для промывки и очистки скважин (Р.Н.Файзуллин, А. А. Вильданов, Сулеманов Ф. Б., Р. Г. Габдуллин, Д.В.Страхов) Бюл. Открытия изобретения -2005; № 16.

14. Патент РФ № 51 660 Устройство для отключения пластов друг от друга в скважине (В.М.Хусаинов, А. А. Вильданов, Н. И. Хаминов, Д. В. Страхов, М. М. Салахов, Н.Б. Нурисламов) Бюл. Открытия изобретения -2006;№ 6.

15. Патент РФ № 53 718 Устройство для регулирования закачки жидкости по пластам (Н.И. Хаминов, А. А. Вильданов, Р. Г. Габдуллин, Д. В. Страхов, Н.Б. Нурисламов) Бюл. Открытия изобретения -2006; № 15.

Объем работы Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, списка литературы из 134 наименований, написана на 141 страницах,.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

В развитии процессов, протекающих на многих площадях Ромашкинского месторождения, вступивших в позднюю стадию разработки произошли за последние годы заметные изменения.

В этих условиях применение современных технологий увеличения нефтеотдачи пластов без уточнения неоднородности коллекторов и их фильтрационно-ем костных характеристик не позволяет достичь высокой технологической эффективности обработок скважин и носит бессистемный характер.

Основной причиной такой ситуации является несоответствие применяемых технологий при проектировании разработки реальным условиям эксплуатации объекта, поэтому возникла необходимость детализации разреза и дифференцированный подход к созданию системы размещения и способов эксплуатации скважин по отдельным участкам-залежам самостоятельной разработки.

В представленной работе на примере Павловской площади Ромашкинского месторождения предлагается новый подход к изучению и характеристике горизонта Д1 с целью уточнения геологического строения объекта, на основе применения передовых технологий переинтепритации геофизических данных и построения геологической модели объекта разработки, обоснование выделение эксплуатационных объектов для более эффективной выработки запасов нефти.

В разработке Ромашкинского месторождения наступает период, когда стабилизация достигнутых уровней добычи нефти по многим площадям могут быть сохранены лишь при детальном изучении геологического строения объекта разработки.

Настоящая работа выполнена в период развития вышеупомянутых процессов на Павловской площади и основные результаты сводятся к следующему:

1. В результате переинтерпретации материалов ГИС с использованием методики «Gintel» получены новые данные о количественном содержании в породах фракций от 0,01 до 0,1 мм (алевритовая фракция), их соотношении с частицами пелитовой фракции (размеры <0, 01 мм) и характере распределения в пластах, обуславливающем структуру микронеоднородности и фильтрационно-емкостных свойств последних.

2. На основе обобщения литолого-петрографических данных и результатов переинтерпретации ГИС с использованием технологии ТАВС «Gintel» уточнена классификация пород-коллекторов, критериями для группирования которых являются проницаемость и суммарное содержание в породе глинистой и алевритовой фракций.

3. Произведен дифференцированный подсчет и уточнена структура геологических запасов нефти с использованием предложенной классификации пород-коллекторов и объемной модели данных ГИС (ТАВС) по Павловской площади.

4. Проведена типизация разрезов горизонта Д1 Павловской площади для оценки геологической неоднородности коллекторов и гидродинамической сообщаемости выделенных классов коллекторов.

5. Принципиально новым является методика изучения макрослоистых пород на основе выделения видов литолого-физической неоднородности в разрезе горизонта Д1.

6. Предложена технология выделения в разрезе горизонта Д1 пластов и классов коллекторов в различной степени охваченных заводнением с использованием данных флюидальной модели в технологии ТАВС.

7. Разработаны критерии и предложена методика выделения самостоятельных участков разработки в составе продуктивного горизонта, т. е. преобразование первоначальных эксплуатационных объектов на поздней стадии их разработки.

8. На примере Павловской площади Ромашкинского месторождения разработан и реализован принцип геологического картирования слоисто-неоднородных пластовых тел в системе MAP MANAGER.

9. Предложены технологии воздействия на остаточные запасы выделенных объектов для конкретных условий залегания коллекторов и комплекс геолого-технические мероприятий для повышения коэффициента извлечения нефти на поздней стадии разработки.

Применение усовершенствованной методики интерпретации данных ГИС и геолого-промыслового анализа позволило извлечь принципиально новую количественную информацию о фильтрационно-емкостных свойствах коллекторов терригенного девона и уточнить его геологическое строение в пределах Павловской площади Ромашкинского месторождения.

Получение более полной информации о фракционном составе (песчанистости, алевритистости, глинистости) нефтеносных пород-коллекторов, а также о характере их насыщенности и содержания в них связанной воды, и как свидетельствует многолетний опыт разработки Ромашкинского, Ново-Елховского и др. месторождений Республики Татарстана, является главным физико-литологическим фактором, влияющим на процессы техногенного заводнения и нефтеотдачу пластов.

Показать весь текст

Список литературы

  1. Р.Х. Современные методы повышения нефтеизвлечения: проектирование, оптимизация и оценка эффективности, Изд. «Фан» Академии наук РТ, 2005, с. 81- 93.
  2. Gintel 2002. Руководство пользователя, 2001.
  3. Отчет по теме № 10/81. «Уточненный проект разработки горизонта Д Павловской площади Ромашкинского нефтяного месторождения». Том 1, г. Бугульма, 1982 г.
  4. Э.Д., Лысенко В. Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений платформенного типа, Изд. Недра, Москва, 1975, с.212−224.
  5. B.C., Афанасьев С. В. Новая модель электропроводности терригенной гранулярной породы, Изд. ГЕРС, Тверь,-1993.
  6. Т.Е. О пелитовой и мелкоалевролитовой фракциях в песчаноалевролитовых породах и их влияние на коллекторские свойства //Тр. ТатНИПИнефть.-Вып.ХХХ.-1975.
  7. Р.Х. Муслимов, А. М. Шавалиев, Р. Б. Хисамов, И. Г. Юсупов. «Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения. Том 1. Москва, ВНИИОЭНГ, 1995 г.
  8. Т. Е., Долженкова И. М., Порман Ю. С., Розенберг И. Б., Результаты пересчета запасов нефти на основе применения предлагаемой классификации пород-коллекторов. / / Тр. ТатНИПИнефть. Вып. 38 -Бугульма, 1978 г. С. 42−48.
  9. B.C., Шнурман Г.А, Терентьев В. Ю. Методика оценки пористости и компонентного состава песчано-алеврито-глинистых пород попромыслово-геофизическим данным. В сб.: «Нефтепромысловая геофизика», тр. БашНИПИнефть, вып. 5, Уфа, 1975, с. 88−94.
  10. А.А. Породы-коллекторы нефти и газа нефтегазоносных провинций СССР, Недра, Москва, 1973, с. 9−26.
  11. В.Н. Петрофизика, 2001.
  12. В.Н., Хусаинов В. М., Вильданов А. А., Ахметзянов Р. Г. «Адаптация технологии переинтерпретации ГИС к геологическим условиям горизонта Д1 Ромашкинского месторождения». EAGE г. Геленжик, ГЕОМОДЕЛЬ-2006.
  13. M.JI. Методы контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений, Изд. Недра, Москва, 1968, с. 11−30.
  14. Д.А. О зависимости э.д.с. диффузии в скважинах от адсорбционных свойств пород. Доклады АН СССР.-1951. XXVII. N4.
  15. .Ю. О связи между параметром пористости, коэффициентом поверхностной проводимости, диффузионно адсорбционными свойствами терригенных пород. М.: Гостоптехиздат. Труды МИНХ и ГП. 1960. Вып. 31.-е. 16−30.
  16. Анализ остаточных запасов и выработка рекомендаций по повышению конечной нефтеотдачи горизонта Д1 Азнакаевской площади. Договор А.7.2−85.99, том 1, кн. 1. ТатНИПИнефть, отв. исп. А. Ф. Блинов, Р. Б. Хисамов, г. Бугульма, 2000 г.
  17. Е.А., Маркшанцева Р. Г. Сопоставление результатов косвенного определения связанной воды с результатами прямого определения по керну, отобранному при бурении на нефтяной основе, //Тр. ТатНИПИнефть.-Вып.ХХХ.-1975.
  18. В.Н. Петрофизика. Учебник для Вузов. 2-е изд., перераб. И доп.- М.: Недра, 1986.-392 с.
  19. М.М. Петрофизические связи и комплексная интерпретация данных промысловой геофизики. М: Недра, 1978.
  20. Т.Е. О некоторых причинах неоднородности высокопродуктивных нефтяных пластов.// Тр. ТатНИПИнефть.- Вып.38 -Бугульма, 1978.
  21. Г. П., Данилова Т. Е. О ритмичности в девонских и каменноугольных отложениях восточной Татарии // Тр. ТатНИПИнефть,-Вып. 1.-1959.
  22. И.П., Кинзикеева Н. П. Методика выделения пластов горизонта Д1 // Татарская нефть.-№ 4. -1960.
  23. Т.Е., Байдова И. К. О строении пашийского горизонта Ромашкинского нефтяного месторождения // Тр. ТатНИИ. -Вып.8. -Л. Недра,-1965.
  24. И.П. Методы геолого-промыслового анализа при разработке крупных нефтяных месторождений. -М.:-Недра.-1966.
  25. Мелик-Пашаев B.C., О расчленении горизонта Д1 Ромашкинского месторождения в связи с его разработкой // РНТС/ВНИИОЭНГ. Сер. «Нефтегазовая геология и геофизика».-1967. № 3.
  26. Л.Б., Ентов В. М., Турецкая Ф. Д. Оценка эффективных нефтенасыщенных пластов.Нефтяное хозяйство № 11, 1989 г.
  27. В.Г., Стасенко В. В. Проектирование разработки многопластовых нефтяных месторождений с учетом неоднородности. Нефтепромысловое дело. Обзорная информация. Москва. 1979 г.
  28. Анализ разработки Ромашкинского нефтяного месторождения. Отчет ТатНИИ по теме № 1,1959 г.
  29. Г. И. Учение об осадочных породах. Гостоптехиздат, 1959 г.
  30. Ф.А., Нефтепроницаемость песчаных коллекторов. Гостоптехиздат, 1955 г.
  31. И.Е., Виды песчаных коллекторов палеозоя Нижнего Поволжья. Семинар по проблемам машинной интерпретации промыслово-геофизических материалов. Саратов 1966 г.
  32. В.Н. Песчаные породы и методы их изучения. Недра. Ленинград 1969 г.
  33. О.А., Куренков А. И. Литологические исследования песчаных продуктивных коллекторов. Издательство «Наука». Москва. 1977 г.
  34. В.К., Кузнецов В. Г. Литология и литолого-фациальный анализ. Москва Недра 1981 г.
  35. А.И., О некоторых закономерностях в строении и изменении пород-коллекторов пашийского горизонта Ромашкинского месторождения. Труды ТатНИИ, выпуск XIV, Ленинград, 1970 г.
  36. Т.Е., Особенности строения терригенных маломощных пластов-коллекторов верхнего девона и их коллекторские свойства на юго-востоке Татарстана, Труды ТатНИПИнефть, выпуск XXX, 1975 г.
  37. А.И., О составлении литологических карт при изучении нефтяного резервуара. Тр. ТатНИИ, выпуск XII, Ленинград, 1968 г.
  38. В.А. Трещиноватость девонских терригенных отложений Ромашкинского и Елховского месторождений.// Тр. ТатНИИ, выпуск VIII, Недра, 1965 г.
  39. Т.Е., Трещиноватость пород терригенной толщи девона на Востоке Татарстана, Тр. ТатНИПИнефть, выпуск XXXVI, 1977 г.
  40. С.С. Промысловая геофизика, Гостоптехиздат- Москва, 1961 г.
  41. В.Н., Интерпретация результатов геофизических исследований скважин, Гостоптехиздат- Москва, 1962 г.
  42. Р.Х. Муслимов, А. М. Шавалиев, Р. Б. Хисамов, И. Г. Юсупов. «Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения. Том 1. Москва, ВНИИОЭНГ, 1995 г.
  43. Г. П. Стратиграфия франских отложений в Татарской АССР //ДАН СССР.-Нов.сер.-Т.89, № 1.-1953.
  44. В.И. Коллекторы нефти карбона и девона Татарии //Ученые записки Казанского ин-та геологии.-Т. 116.-1956.
  45. JI.C. Споро-пыльцевые комплексы терригенной части девона и нижнего карбона востока Татарии и их значение для стратиграфии: Материалы совещания по проблеме нефтегазоносности У рало-Поволжья. Гостоптехиздат.-1956.
  46. Г. Л. О прерывости осадконакопления в терригенной толще девона на востоке Татарии // Известия КФАН СССР.-Сер. геологических наук.-№ 6. -1957.
  47. Г. П., Шаранов Л. В. Условия образования девонских и каменноугольных отложений центральных площадей Ромашкинского месторождения // Татарская нефть -№ 3. -1958.
  48. Г. П., Данилова Т. Е. О ритмичности в девонских и каменноугольных отложениях восточной Татарии // Тр. ТатНИПИнефть.-Вып. 1.-1959.
  49. . И.А., Батанова Г. П. Стратиграфия девона востока Татарии: Нефтеносность девона востока Татарии //Тр. КФАН СССР. -Сер. «Геология».- вып.6. -ТЛ.ч.1.-Казань.-1960.
  50. А.В. О некоторых формах песчаных образований в горизонте Д1 Ромашкинского месторождения // Тр. ВНИИ. -Вып. XXIII, — М.: Гостоптехиздат.-1960., Батанова Г. П.,. 1960
  51. Нефтеносность девона востока Татарии. Т.П. -Литология и фации /Миропольская Г. Л., Герасимова Е. Т., Логинова В. Н., Тузова Л.С.//Тр. КФАН СССР. -Вып.6, 1960.
  52. А.Н. К вопросу о генезисе пашийских отложений Татарии // Тр. ВНИИ. -Вып. XXIII.-1960.
  53. И.П., Кинзикеева Н. П. Методика выделения пластов горизонта Д1 // Татарская нефть.-№ 4. -1960.
  54. К.Б. Геологическая обстановка формирования нефтяных и нефтегазовых месторождений Среднего Поволжья //Тр. Гипровостокнефть,-Вып.8.-Недра.1965.
  55. В.Н., Грызунов В. Г., Зинатуллин М. Х., Классификация и структура запасов нефти глиносодержащих пластов-коллекторов девона Ромашкинского и Ново-Елховского месторождений // Тезисы научно-технической конференции. Альметьевск. 1991 г.
  56. В.Н., Мухаметшин Р.З, Сулейманов Э. И. Проблемы повышения эффективности разработки пластов с глиносодержащими коллекторами нефти.// Труды научно-практической конференции. Альметьевск, октябрь 1994 г.
  57. Вильданов А. А, «Особенности выработки запасов нефти горизонта Д1 напоздней стадии (на примере Павловской площади Ромашкинского месторождения)», Нефтепромысловое дело№ 4, апрель 2007 г. с. 27−31.
  58. А.А., Гараев Р. З. «Применение технологии сохранения коллекторских свойств пласта в НГДУ «Азнакаевскнефть» ОАО «Татнефть». «Бурение и нефть» ноябрь 2005 г. г. Москва, с. 16−17.
  59. Р.С., Назимов Н. А., Вильданов А. А., «Некоторые результаты глубинных исследований горизонтальных скважин в ОАО «Татнефть», Нефтяное хозяйство № 3,2007 г., с 89−91.
  60. Н.Ф., Вильданов А. А. «Основные этапы организации и результаты системного воздействия на слабодренируемые запасы заводненных зон». Тезисы докладов научно-технической конференции г. Альметьевск -2004 г.
  61. Н.А. Справочник по геологии нефти и газа. г. Москва- Недра 1984 г.
  62. Рациональная разработка Ромашкинского месторождения нефти Татарии. Павловская площадь. Отчет о НИР / ВНИИ- Руководитель А. П. Чопорнов -Москва, 1956 г.
  63. Составление проекта разработки Павловской площади. Отчет о НИР/ТатНИИ- Руководитель В. Д. Мухарский Бугульма, 1960 г.
  64. Составление уточненного проекта разработки Павловской площади Ромашкинского месторождения. Отчет о НИР/ ТатНИПИнефть- Руководитель Ю. Я. Чренов, Л.Г. Мосиенко- Бугульма, 1965 г.
  65. Анализ разработки горизонта Д1 Павловской площади Ромашкинского месторождения с целю совершенствования системы разработки. Отчет о
  66. НИР/ ТатНИПИнефть- Руководитель Л. Г. Мосиенко, Н. С. Бикбулатов -Бугульма, 1971 г.
  67. Комплексный проект разработки горизонта Д1 Павловской площади Ромашкинского месторождения. Отчет о НИР/ ТатНИПИнефть- Руководитель Т. Ф. Кешелава, A.M. Абдрашитов, А. С. Юсупова Бугульма, 1976 г.
  68. Анализ разработки горизонта Д1 Павловской площади Ромашкинского месторождения с целю совершенствования системы разработки. Отчет о НИР/ ТатНИПИнефть- Руководитель Т. Ф. Кешелава, Б. М. Орлинский -Бугульма, 1976 г.
  69. Проект разработки горизонта Д1 Павловской площади Ромашкинского месторождения. Отчет о НИР/ ТатНИПИнефть- Руководитель А. Ф. Блинов, Т. Ф. Кешелава Бугульма, 1978 г.
  70. Уточненный проект разработки горизонта Д1 Павловской площади Ромашкинского месторождения (дополнительный материал). Отчет о НИР/ ТатНИПИнефть- Руководитель В. П. Лиходедов, Э. Б. Насрединова -Бугульма, 1983 г.
  71. Анализ динамики технологических показателей разработки Восточно-Лениногорской, Зеленогорской и Павловской площадей для оценки перетоков. Отчет о НИР/ ТатНИПИнефть- Руководитель Е. Г. Карпова, Р. Б. Хисамов Орлинский Бугульма, 1995 г.
  72. Уточнение технологических показателей разработки Павловской площади до 2015 года. Отчет о НИР/ ТатНИПИнефть- Руководитель Г. Ф. Веревкина Бугульма, 1996 г.
  73. Р.Г., Баймухаметов К. С. Викторин В.Д. и др. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России. Т.1.М., ВНИИОЭГ, 1996 г.
  74. Р.Н. Совместная разработка нефтяных пластов. М.: Недра, 1984 г.
  75. Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения: Учебное пособие. Казань: КГУ, 2002 г.
  76. .Ф. Совершенствование технологии разработки нефтяных месторождений при водонапорном режиме. М.:Недра, 1973 г.
  77. В.Д. Разработка нефтяных месторождений. Проектирование и анализ. М., Недра, 2003 г.
  78. Г. Ф., Хамзин Р. Г., Садреева Н. Г. и др. Проблемы поздней стадии разработки девонских объектов при проектировании и управлении процессом. Нефтяное хозяйство,№ 7, 2005 г.
  79. B.C., Р.Н. Абдуллин Р.Н., Петрова Л. М., Романов Г. В. О флюидальной модели пласта. Нефтяное хозяйство,№ 10, 2005 г. Стр. 28−30.
  80. B.C., Агидуллин М. Я. Новые подходы к обработке данных ЯМК. // Тр./ Казань, 2000 г.
  81. Алгоритмы определения параметров продуктивных пластов на месторождениях Татарстана: (стандарт предприятия), / ОАО «Татнефтегеофизика», ОАО «Татнефть».- 1989 г.
  82. .Ю., Золоева Г. М., Н.В. Царева Геофизические методы изучения иодсчетных параметров при определении запасов нефти и газа,/ -М: Недра, 1985 г.
  83. Б. Ю. Ларионов В.В. Использование данных промысловой геофизики при подсчете запасов нефти и газа./ М: Недра, 1964 г.
  84. И.С., Брагин Ю. И., Бакина В. В. Детальная корреляция для построения трехмерных геологических модели залежи УВ./ М.: Нефть и газ. 2001 г.
  85. Н.Х., Юдинцев Е. А. Определение нижних пределов параметров продуктивных коллекторов. / / Тр. ТатНИПИнефть. Вып. 52 -Бугульма, 1983 г. С. 66−75.
  86. Н.Х. Определение коэффициентов текущей и остаточной нефтенасыщенности пластов по данным геофизических исследований скважин. / Нефтяное хозяйство № 1. 1992 г. С. 50.
  87. Геологическое строение многопластовых объектов месторождений нефти Башкирии и их разработка. //Тр./ БашНИПИнефть. Вып. 71, Уфа, 1985 г.
  88. В.Н. Песчаные породы и методы их изучения.- М: Недра, 1969 г.
  89. Д. Петрология осадочных пород, — М: Мир, 1981 г.
  90. О. А. Куренков А.И. Литологические исследования песчаных продуктивных коллекторов (нефтепромысловая литология).- М: Наука, 1977 г.
  91. Р. Н. Нурисламов Н.Б., Вороновский В. Р., Сеночкин П. Д., Хусаинов В. М., Вильданов А. А. » Реактивизация разработки многопластового нефтяного месторождения на поздней стадии разработки». Научные труды SPE № 104 361, г. Москва 09.2006.
  92. Р.Н., Хисамов Р. С., Савельев А. А., Аглиуллин М. Я. Развитие многопараметрической геофизической модели пластов девонских отложений Ромашкинского месторождения. Научные труды SPE № 104 362, г. Москва 09.2006.
  93. Д.А., Исламов Р. А., Ставинский П. В. Системный подход при проектировании разработки Ванкарского месторождения. Научные труды SPE № 104 358, г. Москва 09.2006.
  94. В., Хамитов И., Яценко В. Метод измерения анизатропии проницаемости и отбора глубинных проб PVT на примере месторождения с тяжелой нефтью Западной Сибири. Научные труды SPE № 102 460, г. Москва 09.2006.
  95. Т.Ф. Методология проектирования разработки нефтяных месторождений на современном этапе. Научные труды SPE № 104 370, г. Москва 09.2006.
  96. М.М. Извлечение из скважинных данных информации для решения поисково-разведочных задач нефтегазовой геологии. Учебное пособие. Москва, 2000 г.
  97. В.Н. Принципы выделения эксплуатационных объектов, а условиях мелких нефтяных месторождений Татарии. / / Тр. ТатНИПИнефть. Вып. 34 Бугульма, 1977 г. С. 102−105.
  98. К.С., Тимашев Э. М. Регулирование разработки многопластовых и многообъектных нефтяных месторождений Башкирии. Нефтяное хозяйство № 11,1989 г., стр.28−33.
  99. Л.Б., Ентов В. М., Турецкая Ф. Д. Оценка эффективных толщин нефтенасыщенных пластов. Нефтяное хозяйство 11,1989 г., стр. 34−39.
  100. В.Н. Принципы выделения эксплуатационных объектов в условиях мелких нефтяных месторождений Татарии. / / Тр. ТатНИПИнефть. Вып. 36- Бугульма, 1977 г. С. 102−105.
  101. Н.Е. Выделение эксплутационных объектов в разрезах многопластовых нефтяных месторождений. М. Недра, 1975 г. стр. 100−107
  102. Тазиев М. З, Н. Ф. Гумаров, Таипова В. А. Структура начальных балансовых и извлекаемых запасов нефти горизонта ДО и Д1 Миннибаевской площади и анализ их выработки. Нефтепромысловоедело№ 5, март 2007 г. с. 13−24.
  103. В.В., Журавков М. А., Коновалов O.JI. ГИС технологии при добыче полезных ископаемых. Издательский центр БГУ. Минск 2004.
  104. P.A. «New ЕМ technology offerings are growing quickly» World Oil june 2005, pp 54−57.
  105. S.R. «Recent advances in well logging and formation evaluation» World Oil march 2007, pp 73−80.
  106. Finol J. J., Guo Y.K., Jing X.D. «Fuzzy Partitioning systems for electrofacies classification: a case study from the Maracaibo basin» Journal of Petroleum Geology, Vol. 24(4), October 2001, pp 441−458.
  107. Sahin A. and Saner S. «Statistical distributions and correlations of petrophysical parameters in the Arab-D Reservoir, AbQAIQ oilfield, eastern Saudi
  108. Arabia» Journal of Petroleum Geology, Vol. 24(1), January 2001, pp 101−114.
  109. Hamad B, Hesham S. and Sandeep C. «Heterogeneity quantifications fine-scale layering derived from image logs and cores» World Oil October 2005, pp 5358.
  110. D.P. «Advances in MWD and formation evaluation for 2005» World Oil march 2005, pp 63−66.
  111. Dong Q, B. Marion, J. Meyer, Y. Xu, D. Xu «Imaging complex structure with crosswell seismic in Jianghan oil field» The Leading Edge № 1,2005, Vol.24
  112. Stewart R.R., J. E. Gaiser, R. J. Brown, D. C. Lawton «Converted-wave seismic exploration: Methods» GEOPHYSICS.№l, 2006. Vol.67
  113. Corbett P. W «Reservoir Geonomics focussing on the essentials of reservoir geological modeling» First Break № 5, 2002, Vol. 20
  114. Cantrell D.L. and Hagerty R.M. «Reservoir rock classifications, Arab-D reservoir, Ghawar Fields, Saudi Arabia» GeoArabia № 8, 2003, pp 435−462.
  115. A., Kear G. «Litofacies classifications Based on spectral yields and Borehole Microresistivity Images» GCAGS/GCSSEPM Transations, 2003, том 53.
  116. Saner S., H. M. Hassan H., Al-Ramadan K., Abdulghani W. Mineralogical, pore and petrophysical characteristics of the Devonian Jauf sandstone reservoir, Hawiyah field, eastern Saudi Arabia. Journal of Petroleum Geology, Vol. 28(3), July 2006.
  117. Andersen C., Mathiesen A., Nielsen L., Tiem V., Petersen H. and Dien P. Distribution of source rocks and maturity modelling in the northern Cenozoic Song Hong Basin (gulf of Tonkin), Vietnam. Journal of Petroleum Geology, Vol. 28(1), January 2005.
  118. Sadooni F. Stratigraphy, depositional setting and reservoir characteristics of turonian-campanian carbonates in Central Iraq. Journal of Petroleum Geology, Vol. 27(4), October 2004.
  119. Kurovets I., Prytulka G., Shpot Y. and Peryt T. Middle miocene dashava formation sanstones, Carpathian foredeep, Ukraine. Journal of Petroleum Geology, Vol. 27(4), October 2004.
  120. Finol J., Guo Y. and Jing X. fuzzy partitioning systems for electrofacies classification: a case study from the maracaibo basin. Journal of Petroleum Geology, Vol. 24(4), October 2001.
  121. P. Farzadi. Seismic facies analysis based on 3D multi-attribute volume classification, dariyan formation, se persian gulf. Journal of Petroleum Geology, Vol. 29(2), January 2006.
Заполнить форму текущей работой

Сессия? Спокойно!