Охрана окружающей природной среды

В нефтегазодобывающей промышленности имеется множество объектов и технологических процессов, служащих источниками утечки УВ и других вредных влияний на окружающую среду.

1. К наиболее массовым загрязнениям атмосферы при до­быче нефти и газа относятся диоксид серы, оксид углерода, оксиды азота, УВ и т.п. Опасность загрязнения атмосферы возникает уже в процессе бурения скважин. При разбуривании газовых месторождений в результате прорыва газа по трещинам в пластах, залегающих вблизи земной поверхнос­ти, возможно образование выходов газа в атмосферу (грифонообразование), иногда на очень больших расстояни­ях. Для предотвращения этого явления необходимо использо­вать специальные растворы (утяжеленные, химически обра­ботанные).

Загрязнение атмосферы сернистыми соединениями проис­ходит особенно интенсивно при сжигании попутного газа в факелах. Горящие факелы оказывают сильнейшее воздейст­вие. Загрязняется атмосфера, в радиусе 200-250 м от факела полностью уничтожается всякая растительность, а на рассто­янии до 3 км от факела деревья сохнут и сбрасывают листья.

При эксплуатации нефтяных и газовых месторождений воздух загрязняется также из-за неисправности элементов оборудования замерных установок, систем сбора продукции скважин, а также вследствие испарения нефти из емкостей, отстойников, резервуаров, открытых амбаров и др.

Для борьбы с указанными отрицательными явлениями не­обходимы утилизация попутного газа и содержание всего промыслового оборудования в надлежащем состоянии.

2. Почвенный и растительный покров в процессе строи­тельства буровой нарушается в результате расчистки и пла­нировки площадки, копки траншей для циркуляционных сис­тем и земляных амбаров. В этих амбарах скапливается значительное количество буровых сточных вод, загрязненных диспергированной глиной, смазочными материалами, химиче­скими реагентами, выбуренной породой, солями и т.п. Зна­чительную опасность представляют буровые растворы, осо­бенно приготовленные на нефтяной основе. Загрязнение ими почв происходит обычно в результате переливов и выбросов из бурящихся скважин, сброса отработанных растворов в овраги и водоемы, притоков их по поглощающим горизон­там, имеющим выходы на поверхность и т.п.

При эксплуатации залежей основную опасность для почв и растительности представляют нефть и нефтепродукты, попа­дающие на землю в результате аварий и потерь в системе их сбора и транспорта, а также промысловые сточные воды.

Загрязнение нефтью и нефтепродуктами приводит к зна­чительному изменению физико-химических свойств почв. При этом ухудшается их азотный режим, нарушается корне­вое питание растений.

Загрязненный нефтью плодородный слой земли не восстанавливается в течение очень длительного времени. Загрязне­ние территории сточными водами нефте- и газопромыслов происходит вследствие того, что они не в полном объеме ис­пользуются для заводнения или сбрасываются в поглощающие горизонты, часть их теряется непосредственно на промысле, часть сбрасывается на так называемые поля испарения. Это приводит к заболачиванию территории промысла, отравле­нию почв и растительности в связи с высокой токсичностью сточных вод.

Предотвращение вредного воздействия на почвы и расти­тельность возможно при выполнении существующих правил и норм. При этом важнейшими мероприятиями следует счи­тать:

· предотвращение переливов и выбросов буровых растворов в процессе бурения скважин;

· отделение шлама от буровых сточных вод и вывоз его в специально отведенные места;

· повторное использование буровых и промысловых сточ­ных вод, улучшение их очистки;

· использование отработанного раствора для приготовления быстротвердеющих смесей, необходимых для борьбы с по­глощениями при бурении, а также при производстве керам­зитового гравия в качестве добавки к основному сырью;

· использование всех сточных вод для нужд заводнения; из­лишки должны либо полностью сбрасываться в глубокие по­глощающие горизонты, либо очищаться до уровня, предусмо­тренного санитарными нормами;

· внедрение микробиологической очистки почв от загрязне­ния УВ;

· ускорение строительства систем сбора и переработки нефтяных газов и газоконденсата, содержание промыслового оборудования в исправном состоянии.

Важнейшим мероприятием, направленным на восстановле­ние нарушенного плодородия почвы, является рекультивация земель.

Рекультивация предусматривает снятие и сохранение пло­дородного слоя почвы при подготовке площадки под буро­вую, транспортировку снятого слоя к месту временного хра­нения и возвращение его на место после окончания буровых работ. Работы по рекультивации земель выполняются в соот­ветствии с Инструкцией по восстановлению (рекультивации) земель после окончания бурения скважин.

Водная среда при бурении скважин и добыче нефти и газа также подвергается загрязнению. К загрязняющим воду веществам относятся нефть и нефтепродукты, буровой шлам, утяжеленные промывочные растворы, сточные воды, характеризующиеся не только повышенным содержанием различ­ных химических примесей, но и высокой минерализацией. Эти отходы нефтегазодобывающей промышленности могут загрязнять пруды, озера, реки. В связи с интенсивным развитием разведки месторождений и добычи УВ на континен­тальном шельфе подобная угроза нависает и над морскими акваториями.

Нефть и другие ядовитые вещества, попадая в водоемы, вызывают гибель растительного и животного мира в резуль­тате отравления, а также из-за прекращения притока кисло­рода вследствие образования на поверхности воды пленки нефти.

Защита водоемов от стоков промышленных предприятий предусмотрена Правилами охраны поверхностных вод от за­грязнения сточными водами, а также другими документами.

К важнейшим мероприятиям, предотвращающим загряз­нение вод, относятся следующие:

ü широкое внедрение в районах добычи нефти замкнутых систем водоснабжения с ограниченным забором свежей пресной воды;

ü внедрение эффективных методов подготовки нефти, газа и пластовых вод с целью снижения потерь УВ;

ü использование передвижных металлических емкостей для сбора нефти при освоении, глушении и подземном ремонте скважин;

ü использование эффективных диспергирующих средств для удаления нефти и нефтепродуктов с поверхности водоемов.

Осуществление указанных мероприятий, а также тех мер, которые направлены на охрану недр, почв, растительности и атмосферы, будет способствовать эффективной охране вод­ных ресурсов.

Указать все факторы и ситуации, в которых может быть нанесен вред недрам и окружающей среде, практически не­возможно. Деятельность по охране природы для геолога не должна сводиться лишь к пунктуальному выполнению требо­ваний существующих нормативных документов. Глубокое знание геологии района работ, структуры залежей нефти и газа, техники и технологии бурения и эксплуатации скважин, физико-химических свойств пород, пластовых и технологи­ческих жидкостей и газов должно служить геологу основой для понимания сути процессов взаимодействия человека с природой, что в свою очередь должно способствовать своевременному выявлению ситуаций, в которых может быть на­несен вред недрам или окружающей среде, и выбору эффек­тивных мер для их предотвращения или ликвидации незави­симо от того, нашла данная ситуация отражение в том или ином нормативном документе или нет.

Глава XVIII

СХЕМА ПРОМЫСЛОВО-ГЕОЛОГИЧЕСКОГО

ГРУППИРОВАНИЯНЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

(ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБЪЕКТОВ)

Сложность проектирования разработки и са­мого процесса разработки нефтяных залежей обусловлена тем, что каждая залежь индивидуальна по своей характерис­тике, и простой перенос опыта промышленного освоения одной залежи на другую в полном виде невозможен. При общности многих параметров залежей даже отличие одного-двух из них может вносить коренное различие в требуемые системы разработки, в динамику годовых показателей и в конечное нефтеизвлечение.

По этой причине до настоящего времени не существует строгой промыслово-геологической классификации залежей.

Вместе с тем по мере накопления опыта многолетней раз­работки залежей и его обобщения получена возможность в первом приближении обосновать если не классификацию, то предварительную схему промыслово-геологического группи­рования залежей, указывая рамки, в пределах которых их свойства могут изменяться.

В основу схемы положены следующие предпосылки:

Ø главное влияние на эффективность разработки залежей оказывает их промыслово-геологическая характеристика - вязкость пластовой нефти, проницаемость, степень неодно­родности продуктивного горизонта, размер площади нефте­носности, природный режим залежей;

Ø вязкость пластовой нефти в первую очередь определяет условия разработки. При низкой вязкости достигаются наи­более высокие результаты разработок, и различие между ними определяется различием других факторов. С повышением вязкости нефти все более отчетливо сказывается ее отрица­тельное влияние и как бы затушевывается роль других фак­торов;

Ø комплекс промыслово-геологических параметров залежи предопределяет выбор рациональной системы разработки - с их ухудшением требуются более активные системы, которые в определенной мере (хотя и не полностью) могут восполнить сложности, обусловленные природой;

Ø промыслово-геологические параметры в сочетании с тех­нологическими решениями системы разработки предопре­деляют динамику годовых и конечных показателей разра­ботки; по залежам с менее благоприятными промыслово-геологическими свойствами эти показатели оказываются ниже.

Начало группированию залежей положено выделением че­тырех типов залежей, прошедших длительную историю раз­работки с заводнением и постадийным сопоставлением дина­мики показателей их разработки (см. главу XII, § 1). В главе XII эти типы обозначены буквами а, б,,, „ (см. рис. 76 и 77). При приведенном ниже группировании они обозначены со­ответственно цифрами 1, 2, 3, 4.

Тенденции, сформировавшиеся при продолжительной раз­работке залежей этих групп, с некоторой долей условнос­ти распространены и за их пределы, на залежи с неблаго­приятными геолого-физическими характеристиками, недав­но введенные в разработку и еще не разрабатываемые. При этом учтены результаты недавнего проектирования разра­ботки многих таких залежей, фактические начальные пе­риоды их разработки и результаты теоретических исследова­ний.

Ниже приводятся выделяемые группы залежей, их ориен­тировочные промыслово-геологические характеристики, со­ответствующие им возможные методы воздействия и систе­мы разработки, возможные конечные результаты разра­ботки - нефтеизвлечение и водонефтяные факторы.

1-я группа - залежи небольших размеров (площадь до 6-7 тыс. га, ширина до 4-5 км), с низкой относительной вязко­стью нефти () в монолитных или умеренно неод­нородных горизонтах (расчлененность менее 2-3) с проводи­мостью мкм²/(мПа·с).

В пределах 1-й группы могут быть выделены две подгруп­пы - залежи с природным водонапорным режимом и залежи, испытывающие недостаточное влияние законтурной области, с малоактивным упруговодонапорным или далее с упругим режимом. Первые разрабатывают на естественном режиме, без искусственного воздействия на пласт, вторые - с закон­турным или приконтурным заводнением.

Скважины на залежах первой группы могут располагаться в кольцевых рядах по относительно редким равномерно-переменным треугольным сеткам - до 30-36 га/скв, с разме­щением их в основном во внутреннем контуре нефтеносно­сти.

Конечное нефтеизвлечение может достигать 60-65 % при небольшом водонефтяном факторе - до 1.

2-я группа - залежи пластового типа примерно с той же промыслово-геологической характеристикой продуктивных горизонтов, что и 1-я группа, но отличающиеся от последней большой площадью нефтеносности (более 6-7 тыс. га, шири­на >5 км), обычно соответственно со значительной водонефтяной зоной. Залежи обладают обычно природным упруго-водонапорным режимом, постепенно переходящим в процес­се эксплуатации в режим растворенного газа. Целесообразно такие залежи с самого начала разрабатывать с применением внутриконтурного заводнения в виде разрезания залежи ря­дами нагнетательных скважин на широкие полосы (порядка 4 км) при пятирядном размещении в них добывающих сква­жин. Широко распространено применение равномерно-переменных треугольных сеток, с плотностью основного фонда порядка 25-36 га/скв. Ряд скважин следует размещать в чисто нефтяной зоне и продолжать их во внутреннюю часть водонефтяной зоны, вплоть до границы разбуривания, обоснованной технологически и экономически.

При разработке залежей этой группы значительную роль приобретает деятельность по регулированию процессов вы­теснения нефти нагнетаемой водой и соответственно по кон­тролю этих процессов.

В этих условиях возможно нефтеизвлечение до 55-60 % при водонефтяном факторе до 2-3.

К 3-й группе могут быть отнесены залежи в основном значительных и больших размеров (как и во 2-й группе), но с относительной вязкостью пластовой нефти 2-5, т.е. с вяз­костью низкой, но все же более значительной (и это имеет большое значение), чем в залежах 1-й и 2-й групп с проница­емостью 0,3-0,5 мкм² и проводимостью горизонтов 0,1-0,3 мкм²/(мПа·с). Фактически к 3-й группе можно относить все залежи с относительной вязкостью нефти 2-5, особенно при значительных их размерах даже при одном из других факторов, ухудшенных по сравнению с залежами 1-й и 2-й групп. Это залежи обычно пластового типа, чаще в терригенных, но нередко и в карбонатных микрокаверновых кол­лекторах.

Нефтяные залежи этой группы часто имеют малоактивный упруговодонапорный режим, быстро переходящий в режим растворенного газа, иногда режим замкнутый (упругий).

Все они разрабатываются с применением внутриконтурного заводнения - с разрезанием рядами нагнетательных сква­жин на узкие полосы (2-3 км), с избирательным, иногда площадным - в зависимости от геологического строения продуктивных горизонтов.

Залежи разбуривания по равномерной преимущественно квадратной сетке с плотностью основной сетки 20-25 га/скв. Необходим значительный резервный фонд скважин. Часть скважин при необходимости следует бурить в виде горизон­тальных.

Нефтеизвлечение может достигать 50-55 %, при водонеф-тяном факторе 4-5.

Для достижения таких конечных результатов необходимо в течение всей разработки проводить большой комплекс ме­роприятий по регулированию разработки - развитие системы заводнения, бурение дополнительных скважин, изменение направления внутрипластовых потоков, дифференцирование перепадов давления на участках с разной продуктивностью, изоляционные работы в скважинах, гидроразрывы пластов, создание дополнительных ответвленных стволов в ранее про­буренных скважинах и т.д. На завершающей стадии разра­ботки при обводнении продукции 70-80 % и выше с целью достижения проектного нефтеизвлечения необходимо приме­нять (современные) физико-химические методы, обеспечива­ющие кольматацию обводненных высокопроницаемых про­слоев и включение в работу низкопроницаемых.

К 4-й группе относим залежи со средневязкой пластовой нефтью - с относительной вязкостью 5-30, проницаемостью более 0,5 мкм².

Влияние на разработку других характеристик таких зале­жей при заводнении оказывается затушеванным, так как ос­новным фактором оказывается вязкость нефти.

Залежи разных размеров, в основном пластового типа, приурочены и к терригенным, и к карбонатным коллекто­рам. Они обычно не обладают сколько-нибудь активным природным режимом, поэтому разрабатываются с искусст­венным воздействием на пласты.

До недавнего времени все такие залежи вводились в раз­работку с применением внутриконтурного заводнения.

Накопленный опыт разработки позволяет говорить о целесообразности выделения в этой группе двух под­групп - с относительной вязкостью пластовой нефти 5-15 и 15-30 и соответственно с проводимостью пластов менее 0,1 мкм²/(мПа·с) и менее 0,05 мкм²/(мПа • с).

Залежи первой подгруппы, как и сейчас, могут разрабаты­ваться с обычным заводнением - площадным или разрезани­ем на узкие полосы - и активным применением комплекс­ных физико-химических методов в качестве вторичных и третичных.

На залежах второй подгруппы следует в качестве первич­ных с самого начала разработки применять и нетрадицион­ные методы, основанные на использовании заводнения в со­четании с темпом и полимерами (методы, разработанные в ОАО "Удмуртнефть"), а также попеременную закачку воды и собственной нефти в основном при площадных системах.

Применяемые для залежей 4-й группы сетки скважин -равномерные, чаще квадратные с плотностью порядка 16 га/скв.

Для залежей этой группы, в отличие от 1-3-й групп, ха­рактерен быстрый рост обводнения продукции с самого на­чала разработки и достижение водонефтяного фактора 7-8 и более. При этом нефтеизвлечение может достигать 40 %.

Группы (5, 6, 7) включают залежи, находящиеся в систем­ной разработке непродолжительно (есть лишь редкие исклю­чения) или еще не разрабатываемые. Они приурочены как к терригенным, так и к карбонатным коллекторам. В силу объективных процессов развития нефтяной отрасли - это в большинстве своем малопродуктивные залежи, запасы кото­рых принято относить к трудноизвлекаемым. При характе­ристике этих групп пользуемся не относительными, а абсо­лютными значениями вязкости пластовой нефти.

До недавнего времени считалось, что метод заводнения для залежей этих групп неприменим. Но в силу необходимости его начали применять и на залежах групп 5, 6, постепенно обогащая заводнение применением других методов.

5-я группа - залежи с относительно невысокой вязкостью пластовой нефти (1-15 мПа-с), низкой проницаемостью плас­тов (0,01-0,1 мкм²), обычно сопровождаемой высокой их не­однородностью.

Залежи этой группы в карбонатных и терригенных кол­лекторах имеются на месторождениях с высокопродуктивными, продолжительно разрабатываемыми объектами. Они обладают малоэффективными природными режимами. В ка­честве основы систем их разработки можно принимать за­воднение - площадное или избирательное. Но с самого нача­ла разработки в технологических схемах необходимо преду­сматривать в виде неотъемлемых дополнительных составля­ющих систем разработки меры, направленные на преодоле­ние низкой проницаемости пластов, - оптимальную техноло­гию вскрытия пластов при бурении, глубокую перфорацию, массовые гидроразрывы пластов, бурение горизонтальных и разветвленных скважин, воздействие на призабойные зоны скважин кислотами, применение метода газоводяного воздей­ствия на пласты и др.

При расположении скважин по сеткам 12-16 га/скв при правильном обосновании дополнительных составляющих сис­тем разработки возможно достижение нефтеизвлечения до 30-35 %.

6-я группа - залежи со столь же низкой проницаемостью, что в 5-й группе (0,01—0,1 мкм²), но с вязкостью пластовой нефти 15-100 мПа·с. Такие залежи практически не обладают природными энергетическими возможностями. Это наиболее сложные залежи, при разработке которых необходимо пре­одолевать и низкую проницаемость коллекторов, и высокую вязкость пластовой нефти. Системы их разработки должны включать многие мероприятия по работе над скважинами ти­па названных для 4-й группы.

Вместе с тем среди методов воздействия на пласт возрас­тает роль таких, как попеременная закачка воды и собствен­но нефти, применение загустителей для умеренного повыше­ния вязкости нагнетаемой воды, применение тепловых мето­дов в сочетании с полимерами, тепловые обработки добыва­ющих скважин. Разработка таких залежей требует примене­ния сеток скважин 9-12 га/скв в основном с созданием пло­щадных систем. Из-за отсутствия опыта разработки прогно­зировать конечное нефтеизвлечение затруднительно - в зави­симости от комплекса применяемых методов воздействия на пласт и на его прискважинную зону можно ожидать в преде­лах 20-35 %.

К 7-й группе могут быть отнесены залежи с повышенной и высокой проницаемостью, но с вязкостью пластовой нефти более 100 мПа·с. Опыта системной разработки таких залежей очень мало. Исходя из современных представлений такие залежи следует разрабатывать по площадным системам на ос­нове тепловых методов - с внутрипластовым горением или нагнетанием пара в сочетании с физико-химическими мето­дами при плотных сетках скважин - вплоть до 4-9 га/скв. Коэффициенты извлечения трудно прогнозируемы.

8-я группа - единичные залежи нефти с уникальными гео­лого-физическими особенностями, отличающими их от рас­смотренных выше групп, обладающие крупными запасами нефти. Каждая из залежей этой группы требует особого под­хода к разработке. Система разработки каждой из таких залежей определяется на основе проведения специального комплекса геофизических и промысловых исследований. К этой группе могут быть отнесены крупные залежи таких ме­сторождений, как Красноленинское в Западной Сибири, Малгобек-Вознесенско-Алиюртовское на Северном Кавказе, Тенгиз в Прикаспийской впадине, Узень на Мангышлаке и др. Для примера можно рассмотреть особенности таких за­лежей.

Залежи маловязкой нефти Красноленинского месторожде­ния, связанные с терригенными продуктивными пластами, требуют индивидуального подхода в связи с очень высокой макро- и микронеоднородностью пластов и небольшой раз­ницей между пластовым давлением и давлением насыщения при высоком газосодержании нефти (300 м³/т).

Малгобек-Вознесенско-Алиюртовская залежь в верхнеме­ловых карбонатных отложениях приурочена к длинному ан­тиклинальному поднятию. Продуктивные породы толщиной 350 м залегают пластообразно. Залежь имеет целый ряд осо­бенностей: расположена на большой глубине - 4000 м, имеет массивный характер, поскольку пронизана по всей толщине трещинами, которые в сочетании с кавернами и составляют емкостный объем. Матрица породы нефти не содержит. Уникальны пластовые свойства нефти: при пластовой темпе­ратуре 130 °С нефть имеет высокое газосодержание (400 м/т) и весьма низкую вязкость (0,3 мПа·с).

Пластовое давление превышает гидростатическое в 1,8 ра­за. Залежь обладает активным упруговодонапорным режи­мом.

Залежь месторождения Тенгиз связана с крупным карбо­натным массивом, расположена на глубине 5500 м. В некото­рых частях она похожа на Малгобек-Вознесенско-Алиюртовскую (аномально высокое пластовое давление, высокая температура, весьма низкая вязкость пластовой нефти, высо­кое газосодержание).

В то же время ей свойственны индивидуальные важные особенности - большая высота залежи (более 1500 м), природный упругий режим, сложный характер пустотного объе­ма - сочетание в различных соотношениях трещиноватости с микрокавернозностью.

Залежи месторождения Узень пластового типа в терригенных коллекторах могут быть отнесены к 8-й группе вследст­вие аномально высокого содержания парафина в пластовой нефти (23 %) и близости значений температуры начала крис­таллизации парафина и пластовой (соответственно 60 и 63 °С). Небольшое снижение пластовой температуры под воздей­ствием технологических процессов может вызвать выпадение в пласте парафина из жидкой фазы в твердую. Необходимы специальные решения, направленные на предотвращение это­го процесса.

Очевидно, что каждая из названных залежей 8-й группы нестандартна, выбор для них методов и систем разработки сложный и индивидуальный.

Представленная предварительная схема группирования нефтяных залежей применима к подавляющему большинству существующих в природе месторождений.

Постепенно это группирование необходимо развивать и уточнять. Следует учитывать, что встречаются залежи, кото­рые практически могут быть отнесены к той или иной груп­пе, но дополнительно обладают каким-либо свойством, тре­бующим корректировки приемлемых для группы технологи­ческих решений. Например, залежь в монолитном пласте может повсеместно подстилаться водой, вследствие чего при эксплуатации скважин большую роль имеет конусообразование; залежь может быть связана с песчаными слабосцементированными коллекторами, что приведет к выносу песка и пробкообразованию в скважинах и др. По таким залежам достижение соответствующих групп ожидаемых конечных результатов разработки требует принятия дополнительных технологических решений.

Выше приведено ориентировочное группирование нефтя­ных залежей.

В последние годы все большее внимание уделяется про­мышленному освоению газонефтяных залежей с обширными газовыми шапками. Как правило, они повсеместно или на большей части площади подстилаются пластовой водой. У этих залежей много общего в промыслово-геологической ха­рактеристике, нефтяная часть залежи представляет собой нефтяной слой толщиной в первые десятки метров между газом и водой, при их разработке неизбежна проблема обра­зования конусов газа и воды в добывающих скважинах.

В то лее время есть и принципиальные различия. Как и нефтяные залежи, они отличаются друг от друга вязкостью нефти, проницаемостью и характером неоднородности кол­лекторов, наличием или отсутствием литологических разделов между нефтью и водой, между нефтью и газом, наличием или отсутствием водонасыщенного режима, степенью сцементированности коллекторов и т.п.

Залежи этого типа в зависимости от их характеристики требуют применения плотных сеток скважин - вплоть до 6 га/скв, широкого использования горизонтального бурения, разных видов воздействия на пласты. Возможность группирования газонефтяных залежей появится после накопления продолжительного опыта их разработки.

Список литературы:

Борисенко З.Г. Методика геометризации резервуаров и залежей нефти и газа. — М.: Недра, 1980.

Викторин В.Д., Лыков Н.А. Разработка нефтяных и газовых месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам. — М.: Недра, 1982.

Гиматудинов Ш.К., Ширковский AM. Физика нефтяного и газового пласта. — М.: Недра, 1981.

Гутман И.С. Методы подсчета запасов нефти и газа. — М.: Недра, 1985.

Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. — М.: Недра, 1980.

Дементьев Л.Ф. Математические методы и ЭВМ в нефтегазовой геологии. — М.: Недра, 1983.

Жданов М.А. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа. - М.: Недра, 1981.

Коротаев Ю.П., Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений. — М.: Недра, 1981.

Нефтегазопромысловая геология. Терминологический справочник: Под ред. М.М. Ивановой / 2-е изд. - М.: АО "ТВАНТ", 1994.

Справочник по нефтегазопромысловой геологии: Под ред. Н.Е. Быкова, М.И. Максимова, А.Я. Фурсова. — М.: Недра, 1981.

Спутник нефтегазопромыслового геолога: Под ред. И.П. Чоловского. — М.: Недра, 1978.

Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. — М.: Недра, 1985.

Чоловский И.П., Тимофеев В.А., Братин Ю.И. Методы геологопро-мыслового контроля разработки нефтяных и газовых месторождений. 2-е изд. — Элиста: АПП "Джангар", 1996.

Иванова М.М., Дементьев Л.Ф., Чоловский И.П. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа. 2-е изд.- М.: Недра, 1992.

Гавура В.Е. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений. - М.: ВНИИОЭНГ, 1995.

Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России / Под ред. В.Е. Гавуры (2 тома). — М.: ВНИИОЭНГ, 1996.

Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений / Материалы совещания в г.Альметьевске в сентябре 1995г. — М.: ВНИИОЭНГ, 1996.

Щелкачев В.Н. Избранные труды. 2 тома. — М.: Недра, 1990.

Дьяконов Д.И., Леонтьев Е.И., Кузнецов Г.С. Общий курс геофизических исследований скважин. — М.: Недра, 1984.

Кудинов В.И., Сучков Б.М. Новые технологии повышения добычи неф­ти. — Самарское книжное изд-во, 1998.

Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и нефтегазовых месторождений. — М.: Минтопэнерго России, 1996.

Каналин В.Г., Вачин СБ., Токарев М.А. Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология. — М.: Недра, 1997.

Токарев М.А. Комплексный геолого-промысловый контроль за текущей нефтеотдачей при вытеснении нефти водой. — М.: Недра, 1990.

Фурсов А.Я. Оптимизация изученности нефтяных месторождений. — М.: Недра, 1985.

Панов Т.Е., Петряшин Л.Ф., Лысянский Т.Н. Охрана окружающей среды на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. — М.: Недра, 1986.

Булыгин В.Я., Булыгин Д.В. Имитация разработки залежей нефти. — М.: Недра, 1990.

Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений. Теория и практика. — М: Недра, 1996.

Лебединец Н.П. Изучение и разработка нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. — М.: Наука, 1997.

Содержание:

Предисловие -------------------------------------------------------------------------------- 2