Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Исследование характера движения пластовых вод нефтегазоносных отложений Томской области

ВАК РФ 04.00.06, Гидрогеология

Автореферат диссертации по теме "Исследование характера движения пластовых вод нефтегазоносных отложений Томской области"

РГо 0А\ 1 * ДЕК 2«!

На правах рукописи

Трупгкин Валерий Владимирович

ИССЛЕДОВАНИЕ ХАРАКТЕРА ДВИЖЕНИЯ ПЛАСТОВЫХ ВОД

НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ (на примере Игольско-Талового и Карайского месторождений нефти)

Специальность 04.00.06 - Гидрогеология

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Томск - 2000

Работа выполнена в Институте геологам нефти и газа СО РАН.

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук,

профессор Шварцев С.Л.

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук,

профессор В.М. Матусевич

кандидат геолого-минералогических наук,

доцент А.Д. Назаров

Ведущее предприятие: Томское отделение Сибирского научно-исследовательского института геологии, геофизики и минерального сырья

Защита диссертации состоится "26" июля 2000 года в 12 часов на заседании диссертационного совета К 063.80.08. в Томском политехническом университете

Адрес: 634004, г. Томск, пр. Ленина, 30

С диссертацией можно ознакомится в библиотеке Томского политехнического университета

Автореферат разослан "23" июня 2000 г.

Ученый секретарь диссертационного совета кандидат геолого-минералогических наук В.К. Бернатонис. /2,

2

) т V п

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность. Ведущая роль подземных вод в формировании залежей нефти и газа в признается большинством исследователей. Однако в настоящее время данный фактор слабо используется при проведении поисковых и разведочных работах на нефть и газ. Одна из причин этого кроется в недостаточной степени изученности гравитационного и капиллярного движения вод на больших глубинах, что не позволяет выработать более точных методов поиска и разведки залежей нефти и газа и подсчета их запасов. Особенно важной в этой связи оказывается проблема изучения закономерностей направления движения глубоких вод в резконеоднородной фильтрационной среде; где резко возрастает роль капиллярных явлений в экранировании залежей (Ю. М. Большаков, И.А. Иванов и др.).

Помимо этого традиционного направления актуальность проводимых исследований связана с разведкой и эксплуатацией гндроминеральных и гидротермальных ресурсов, закачкой жидких промышленных отходов в глубокие горизонты и с проблемой сейсмогидро-геологических прогнозов.

Признаваемая и рассматриваемая в настоящее время многими исследователями гидродинамическая зональность артезианских бассейнов, позволяет связывать проблему изучения движения пластовых вод глубоких горизонтов с проявлением нижнего предела применимости закона Дарси (В.А. Кротова, Л.Н. Капченко, И.Г. Киссин, А.Е. Гуревич, А.Г. Арье и др.). Однако установление зависимости скорости фильтрации от градиента напора ниже начального в настоящее время является теоретически слабо изученным. Основные исследования по этому вопросу, проведенные Ю.М. Молоковичем и А.Г. Арье, до конца не решают эту сложную проблему глубинной гидродинамики.

Цель работы. Исследование характера движения пластовых вод нефтегазоносных отложений при градиенте напора ниже начального применительно к нефтяным водам се-диментацнонного и смешанного генезиса.

Основные задачи: 1) разработать модель регионального движения подземных вод в пределах Игольско-Талового и Карайского месторождений нефти; 2)оценить скорости и характер движения воды в пределах верхнеюрского горизонта Ю)0 Игольско-Талового месторождения; 3) выявить зависимости направления фильтрации вод нефтегазоносных отложений Томской области от характера их движения.

Методика исследования и исходные данные. Для изучения характера фильтраци пластовых вод при градиенте напора ниже начального применялся подход А.Г. Арье, о< нованный на выявлении физической сущности движения воды с использованием базовы положений механики жидкостей, теории упругости, термодинамики и молекулярной физ1 ки. Для решения других задач в работе применяется сравнительный, комплексный, регис нально-гидрогеологический подходы и методы подземной гидродинамики.

В работе использованы данные по 42 скважинам Игольско-Талового и Карайског месторождений нефти. Проанализированы материалы гидродинамического исследовали скважин (80 объектов), данные по составу воды (19 проб), нефти (29 проб) и раствореннс го газа (6 проб). Автор осуществлял гидродинамический контроль за разработкой Игош ской залежи, в процессе, которого были получены важные результаты, обработаны и прс анализированы данные гидродинамических исследований 32 эксплуатационных скважш Кроме этого применялись данные замеров пластовых давлений и температур по 64 поис ково-разведочным скважинам Первомайского, Малореченского, Лугинецкого, Ломового: Советского месторождения углеводородов.

Научная новизна. В результате обработки данных по Игольско-Таловому и Кара? скому месторождению нефти показано, что движение свободной воды верхнеюрского вс доносного горизонта Ю)° не подчиняется закону Дарси. В отличие от Ю.М. Молокович называвшего, такое движение "ползучим" течением, в данной работе обосновано и пре.г ложено более точное название - ползучая фильтрация. Фильтрация, происходящая по за кону Дарси, названа текучей. Используя законы теплопроводности, выведена формул расчета скорости ползучей фильтрации. Введено понятие энергометрического напора выведена формула его расчета, позволяющая более точно определять направление движе ния пластовых вод и в частности более точно определять границы месторождений нефти газа.

В работе защищаются:

1) элизионная модель движения седиментационных вод в пределах Игольскс Талового и Карайского месторождений нефти, которая может служить основой для други регионов Западной Сибири;

2) наличие двух видов фильтрации воды: текучей, описываемой законом Дарси : ползучей, происходящей при градиенте напора ниже начального;

3) преобладание ползучей фильтрации в водоносных горизонтах нефтегазоносных отложений в юго-западной части Западной Сибири.

Практическая значимость и реализация работы. Разработанные положения о движении пластовых вод при градиенте напора ниже начального целесообразно использовать при поисково-разведочных работах на нефть и газ в Западной Сибири.

К настоящему времени материалы диссертации использовались: при пересчете запасов Озерного, Малореченского и Первомайского месторождений нефти (1989-1991), при контроле за разработкой Игольско-Талового месторождения нефти (1994), при разработке гидродинамических критериев поиска месторождений нефти и газа в Томской области (1996-1997), при оценке гидродинамических перспектив формирования залежей нефти на востоке Томской области (1998).

Главным практическим результатом данной работы является разработанная гидро-геодинамическая модель строения Игольско-Талового и Каранского месторождений нефти, которая подтверждается данными эксплуатационного бурения. На северо-востоке Иголь-ской залежи оконтурена гидродинамическая ловушка нефти с неразведанными запасами в 20 млн. т. и указано место заложения разведочной скважины.

Апробация работы. Результаты работы докладывались на научно-практических семинарах кафедры гидрогеологии и инженерной геологин ТПИ (1990-1999), на конференции молодых наз'чньгх сотрудников (Иркутск, 1990), на XIII и XV совещаниях по подземным водам Сибири и Дальнего Востока (Томск, 1991, Тюмень, 1997), на VI Всероссийском гидрогеохимическом совещании по проблеме "Многоцелевые гидрогеохимические исследования в связи с поисками полезных ископаемых и охраны подземных вод (Томск, 1993), на конференции по современным проблемам гидрогеологии и гидрогеохимии Сибири (Томск, 1996), на Международных научных совещаниях-семинарах по механике реагирующих сред и экологии (Томск, 1992, 1994, 1996, 2000), на первом Международном научном симпозиуме "Молодежь и проблемы геологии" (Томск, 1996), на Юбилейной научно-практической конференции "Проблемы и пути освоения минерально-сырьевой базы Сибири и Дальнего Востока" (Томск, 2000). По теме диссертации опубликовано 13 работ, две приняты в печать и получен патент на изобретение. Четыре работы переведены и опубликованы на английском языке.

Объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения общим объемом 135 страниц, включая 30 рисунков, 13 таблиц и список литературы (более ста наименований).

Выполняя работу, автор пользовался советами и поддержкой: д-ров г.-м. н. A.A. Карцева, Н.П. Запивалова, Н.М. Рассказова, д-ров ф.-м. н. A.M. Гришина и Э.А. Бондарева; кандидатов г.-м. н. М.Б. Букаты, В.Г. Иванова, И.А. Иванова, Ю.В. Макушина, Л.С. Маныловой, А.Д. Назарова, В.Е. Пешкова, Д.С. Покровского, Н.Е. Сосуновой, канд. ф.-м. н: М.М. Немировича-Данченко и М.Л. Шинкеева, к.г.н. О.Г. Савичева, геологов В.И. Се-дунова, С.И. Седунова, И.И. Витвицкова, Л.Г. Пьявко, И.А. Кадодиной, сотрудников лабораторий гидрогеологии ТФ ИГНГ СО РАН и ТомскНИПИнефть, сотрудников кафедр гидрогеологии и инженерной геологии, прикладной математики и математической физики при ТГГУ, физической механики при ТГУ и многих других. Всем этим лицам автор выражает свою искреннюю благодарность.

Особую признательность хочется выразить научному руководителю д.г.-м.н. профессору С.Л. Шварцеву за терпеливую поддержку и ценные советы, благодаря чему удалось перейти от сбора слабо осмысленных фактов до их глубокой интерпретации.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Глава 1. Состояние изученности проблемы движения глубоких вод при градиенте напора ниже начального

В главе рассматриваются современные представления о состоянии изученности скорости и направления движения пластовых вод глубоких горизонтов артезианских бассейнов платформенного типа, для которых по Е.В. Пиннекеру разрабатывается две основные точки зрения: первая отводит гидростатическому напору ведущую, хотя и далеко не единственную роль (М.Е. Альтовский, В.Н. Корценштейн, В.А. Кротова, Е.В. Пиннекер, А.И. Силин-Бекчурин, Г.П. Якобсон и др.), вторая базируется на идее относительного покоя захороненных вод и ничтожной скорости их движения (A.A. Алексин, Г.Ю. Валуконис, И.К. Зайцев, Ю.В. Мухин, А.Е. Ходьков, С.Л. Шварцев и др.). Относительно гидрогеодинамики глубоких горизонтов Западно-Сибирского мегабассейна также существуют аналогичные две точки зрения, рассмотренные в трудах А.Е. Гуревича, М.С. Гуревича, Ю.П Гаттенбергера, Ю.Г. Зимина, A.A. Карцева, Л.Н. Капченко, А.Э. Конторовича, В.Н. Кор-

ценштейна, А.Р. Курникова, Н.М. Крутикова, Л.С. Маныловой, В.М. Матусевича, А.Д. Назарова, А.А. Розина, Б.П. Ставицкого и др.

Исследованием движения вод при градиенте напора ниже начального в основном занимались Ю.М. Молокович и А.Г. Арье. Главные их представления сводятся к следующему. Ю.М. Молокович полагает, что физически связанная вода движется как аморфное гвердое тело, проявляя свойство "ползучего" течения. А.Г. Арье, наоборот, считает, что физически связанная вода может двигаться только в виде мономолекулярных цепочек вдоль осей идеального грунта. Причем в глубоких горизонтах, по его расчетам, скорость такого вертикального файлюационного потока через глинистые породы в миллион раз эольше, чем по латерали вдоль песчаных пластов.

Применяемые методы анализа приведенных давлений или напоров для оценки осо-эенностей динамики свободных вод глубоко погруженных горизонтов также носят приближенный характер. Ряд исследователей высказывает мнете, что возникающие при этом эшибки могут быть сопоставимы с возможным перепадом давления. Поэтому, как считает Е.Ф. Станкевич, можно с помощью различных формул и допущений "заставлять" воду гечь в обратном направлении. В Западной Сибири из-за небольших перепадов мннерали-)ации и температуры, проблема несколько упрощается и сводится к сравнению абсолютных отметок статических уровней. Однако даже в этом случае использование статических /ровней для расчета смещения водонефтяных контактов (ВНК), по формулам В.П. Сав-1енко и М.К. Хабберта не дают желаемой точности.

Глава 2. Гидрогеология Игольско-Талового и Карайского месторождений нефти В главе охарактеризованы основные черты геологического и тектонического строе-шя, гидрогеологические условия и нефтегазоносность этих месторождений. Игольское суполовидное поднятие, входящее в состав Нюрольской впадины, осложнено структурами II порядка - Игольской, Таловой и Карайской. Разрез мезозойского осадочного чехла 1редставлен песчано-алевритовыми водоносными отложениями, разделенными между со-5ой глинистыми водоупорными толщами. В нижнем гидрогеологическом этаже, характе-шзующемся затрудненным водообменом, выделяется шесть водонапорных комплексов:

альб-апт-сеноманский, готерив-барремскнй, валанжинский, верхнеюрский, нижнесредне-юрский и доюрский.

Дебиты скважин в верхних двух комплексах достигают 1030 м3/сут. В валанжин-ском комплексе дебиты не превышают 1 м3/сут. Притоки воды в юрских и доюрских горизонтах составляют от 6 до 46 м3/сут. Статические уровни превышают отметки земной поверхности, за исключением апт-альб-сеноманского комплекса. Обычно коэффициент аномальности колеблется от 1.00 до 1.03, в доюрских отложениях он возрастает до 1.08. По составу воды хлоридаые натриевые. Их минерализация увеличивается с глубинной от 22 до 48 г/л. Состав водорастворенных газов в основном метановый. Газосодержание достигает 2.8 м3/м3. Температура вод увеличивается вниз по разрезу и достигает 105°С на глубине 3169м.

Промышленные притоки нефти до 80 м3/сут получены из верхнеюрского пласта Ю,° При подсчете запасов по Игольско-Таловому месторождению принято в основном горизонтальное положение ВНК по абсолютной отметке -2682 м, по Карайскому-наклон-ное на севере -2687 м, на юге -2692 м. На основании данных по скв.7-Т вскрывшей по всей мощности нефтеносный пласт в структуре сочленения, считалось, что Игольская и Таловая залежь объединяются в этой структуре (рис.1). В дальнейшем по результатам работ "Сибнефтегеофизики" и первых данных эксплуатационного бурения было установлено, что на Игольском и Таловом поднятиях существуют самостоятельные нефтяные залежи. Поверхность ВНК на северо-востоке Июльской залежи наклонена на северо-запад более чем на 27 м. В этой связи в настоящее время остается невыясненной северо-восточная граница Игольской залежи и причины сохранности нефти в районе скв. 7-Т.

Для выяснения влияния гидродинамической обстановки на формирование границ месторождений в первую очередь был проведен анализ точности определения пластовых давлений. Данный анализ включал в себя отбраковку давлений в низко дебитаых скважинах, вводом поправок на глубину установки манометров, пересчет давлений в скважинах с ухудшенной прискважинной зоной. В результате этой работы установлено, что пластовые давления во многих случаях занижены до 1,1 МПа. Кроме этого по характеру искривлений кривых восстановления давления и уровня установлены различного рода границы и рассчитаны расстояния до них.

Рис. 1. Карта приведенных напоров в пределах Игольско-Талового и Карайского месторождений нефти:

I - скважина: в чнсл!гтсле се номер, в знаменателе приведенный напор, м; 2 - изолинии приведенного напора, м;

3 - приведенный напор более 200 м; 4 - линия разреза рис 2

По уточненным давлениям нами рассчитаны напоры, приведенные к основным абсолютным отметкам границ ВНК месторождений, и построена карта (рис. 1). Приведенные напоры регионально снижаются на северо-запад от 266 до 114 м. В локальном плане отмечаются пьезоминимумы менее 70 м. Соответственно в южной части (рис. 2), где практически происходит выклинивание и замещение верхнеюрского горизонта KDi° глинистыми породами, коэффициент аномальности повышается до 1.06. На севере, где мощность пласта достигает 8 м, коэффициенты аномальности в основном колеблются от 1.00 до 1.03.

280 -260. 240220. 200. 180160140120.

266

\

Рис. 2. Типовой гидрогеологический разрез по линии скважин 6И - 16И - 15И (рис. 1).

Жирная линия на скважине - интервал исследования пласта Ю)". справа от него минерализация пластовой воды, г/л и пластовая температура, °С; слева - дебит пласта, ьг'/сут и величина депрессии на пласт МПа. Стрелка от скважины величина пьезометрического напора, и. Штриховая линия над напорами - пьезометрическая поверхность

Минерализация вод увеличивается от 19 г/л на юге до 27-30 г/л на севере. По содер жанию макро- и микрокомпонентов вода заглинизированного участка верхнеюрского гори

зонта схожа с осредненным составом вод (по данным А.Э. Конторовича, В.М. Матусевича и С.Л. Шварцева), характерным для наиболее заглинизнрованной центральной части Западно-Сибирского мегабассейна, что свидетельствует о более интенсивных процессах эли-зионного водообмена и преобразования состава исходных морских вод.

Детальный анализ приведенных напоров и состава вод на исследуемых месторождениях позволил предложить элизионную модель движения вод, схожего с моделью Ю.Г. Зимина и А.Э. Конторовича (1981), которую они разрабатывали для оттока вод из неоком-ских глин фроловской свиты Западно-Сибирского мегабассейна.

В результате процессов уплотнения перекрывающих и подстилающих аргиллитов в верхнеюрский горизонт Ю10 происходит отжатие вод. Исходя из суммарной мощности перекрывающих аргиллитов, незначительно меняющейся по площади и составляющей около 22 м, объемы отжимаемых вод, должны быть приблизительно одинаковы. Следовательно, динамика (скорость и направление) движения вод определяются наиболее вероятно фильт-рационно-емкостными характеристиками самого горизонта К>1°. Низкие фильтрационно-емкостные параметры южной части этого горизонта способствуют более интенсивному росту и продолжительному сохранению в его отложениях АВПД. В результате и происходит отток вод из этой части пласта на север.

Исходя из разработанной модели, объектом наших исследований явились воды, движущиеся на северо-запад из заглинизированнон части пласта Ю[0 и влияющие на границы рассматриваемых месторождений.

Глава 3. Скорость движения подземных вод пласта Ю10 при градиенте напора ниже начального В главе приведен анализ взглядов А.Г. Арье и Ю.М. Молоковича на природу движения пластовых вод при градиенте напора ниже начального и продолжено рассмотрение физической его сущности. •

Ю.М. Молокович в своих работах опирается на теорию ползучести твердых тел н на идею Максвелла (1867) о подобии свойств жидкости твердому телу. А.Г. Арье использует для исследования сути этого явления неклассическую теорию жидкостей Я.И. Френкеля (1925), согласно которой идея Максвелла является феноменологической теорией. Исходя из анализа этих представлений, нами принят взгляд Ю.М. Молоковича, согласно которому движение подземных вод при градиенте напора ниже начального можно рассматривать,

как движение аморфного твердого тела. В этом случае подземные воды относятся к типу максвеяловской жидкости и проявляют свойство ползучей фильтрации. В противном случае, вода ведет себя как обычная вязкая жидкость и проявляет свойство текучей фильтрации, описываемой законом Дарси. Под силой начального градиента напора, при которой происходит переход текучей фильтрации в ползучую, следует считать силу упругости не только связанной, но и свободной воды.

Для оценки скорости фильтрации вод при градиенте напора ниже начального была исследована физическая сущность процесса ползучести воды. Используя молекулярную модель упругости воды А.Г. Арье, с классических позиций был рассмотрен процесс перехода воды из состояния упругого сжатия в состояния вязкоупругого сдвига, характеризующего процесс ползучести.

В результате этой работы было показано, что при упругом сжатии воды в ней возникают нормальные силы трения противодействующие силе напора, вследствие чего происходит повышение температуры воды, что по мнению А.Г. Арье является дополнительным условием, необходимым чтобы молекулы воды совершили сдвиговую деформацию. В этой связи нами принято, что лучше всего процесс ползучей фильтрации можно описать при помощи уравнения теплопроводности. Исходя из этого, опираясь на теорию теплопроводности Фурье и используя законы первого начала термодинамики, нами выведена формула расчета скорости ползучей фильтрации (1)

>

(1)

* К*'

где Кт'" - теплопроводность водонасьпценного пласта; Тт и Рш - пластовые температура и давление; р - плотность воды; g - ускорение свободного падения; АН - перепад пьезометрических напоров; /- расстояние между точками определенных напоров.

Достаточно наглядно, эффективность применимости выведенной формулы в сравнении со скоростью фильтрации, полученной А. Дарси, молено продемонстрировать на примере расчета возможного фронта продвижения менее минерализованных вод от скв. 6-И на север к скв. 15-И (рис. 2). Скорость фильтрации, рассчитанная по закону Дарси, равна 2,5 см/год. За время существования современного континентального режима осадконакоп-ления, фронт распространения вод с минерализацией 19 г/л от скважины 6-И должен был составить 100 км. Расстояние до скважины 15-И имеющей минерализацию 29 г/л не превышает 15 км, что свидетельствует о невозможности объяснения законом Дарси резкой

смены минерализации вод. Близкие результаты по другим районам Западной Сибири получены в расчетах А.Д. Назарова, Ф.Н. Зосимова и др.

Рассчитанная по формуле (1), скорость фильтрации оказалась равной 1,6 см в 100 лет, т.е. меньше в 150 раз и практически совпадает с расчетами для этой глубины А.Е. Гу-ревича, который оценивает скорость движения вод равной 3,2 см в 100 лет. При такой скорости фронт продвижения вод из заглинизированных верхнеюрских отложений должен составить 640 м. Незначительный фронт продвижения слабо минерализованных вод от области питания хорошо согласуется и с областями развития вод разной минерализации.

Глава 4. Направление ползучей фильтрации вод в нефтегазоносных отложениях Томской области В настоящее время базовым элементом изучения направления движения подземных вод является понятие о напоре воды, введенное в 1738 г русским учетгым Д. Бернулли. По его определению, величина полного напора для подземных вод может выражаться следующим уравнением

H=PJp*g+h+v^/2*g, (2)

где Уф 2/2*g - скоростной напор, отражающий кинетическую энергию воды в линейном виде, который в потоке подземных вод весьма мал и обычно приравнивается к нулю. В этом случае оставшаяся часть уравнения (3)

H=PJp*g+h, (3)

известна под названием пьезометрического напора, отражающего потенциальную энергию воды, отнесенную к единице силы тяжести. Вследствие возникающих при движении вязких сил величина пьезометрического напора падает. Перепад напоров отражает линейную зависимость изменения тепловой энергии воды в неявном виде.

Вследствие того, что при градиенте напора ниже начального вода является не только максвеловской жидкостью, но и переходит в тип сжимаемых, за счет ее упругого сжатия, то согласно первого начала термодинамики, необходимо учитывать ее внутреннюю-энергию. Исходя из этого, величину полного напора пластовых вод, движущихся при гра-циенте напора ниже начального, можно записать в виде следующего уравнения

Я, = r^cvm/g+Pn/p*g+h, (4)

<оторое.при постоянной пластовой температуре и давлении может быть преобразовано в ¡ледующий вид

Н^Т^^+К (5)

где Су и ср - удельные изохорные и изобарные теплоемкости пластовой воды. В этом случае величину Н3 мы предлагаем называть энергометрическим напором, который отражает полную энергию воды.

Характерной особенностью пластовой воды в отличие от обыкновенной воды, является ее тесное межмолекулярное взаимодействии с вмещающей ее породой коллектором. В результате значительная часть воды находится в физически связанном состоянии. Термодинамические параметры физически связанной воды, согласно экспериментальным данным Б.В. Дерягина, Н.В. Чураева и других исследователей резко отличаются от параметров свободной воды. Например, плотность воды увеличивается с 1 до 1,4 г/см3, температура кипения со 100 до 250 °С, мольный вес с 18 до 180 ±50 г/моль и т. д.

В связи с этим, как считает С.Л. Шварцев, удельная теплоемкость физически связанной воды также должна отличатся от удельной теплоемкости свободной воды, которая равна 1 ккал/°С или 4,1868 кДж/°С. Поэтому, используя законы первого и второго начал термодинамики, нами была выведена формула для расчета удельной теплоемкости пластовой воды

с *Р *р 3

„ГЦ _ Р "» Г0

где ср - удельная изобарная теплоемкость свободной воды; р и рв плотность свободной воды в пластовых и поверхностных условиях; а - коэффициент объемного расширения свободной воды; К- модуль упругого сжатия свободной воды;

Удельная теплоемкость пластовой воды, рассчитанный по этой формуле для условий Игольско-Талового и Карайского месторождений оказалась приблизительно в четыре раза меньше удельной теплоемкости свободной воды (1,163±0,046 кДж/°С). Близкие значения получены и по другим месторождениям.

Подставив формулу расчета удельной теплоемкости пластовой воды (6) в формулу энергометрического напора (5), нами получена конечная формула расчета энергометрического напора пластовой воды

с *Р *рг

Н,=-' (7)

3 Т* ± -2 * * Е' * _ 4 '

Для наглядности подтверждения существования данной зависимости были рассчитаны также пьезометрические и энергометрические напоры для обыкновенной воды по Игольско-Таловому, Карайскому, Первомайскому, Лугинецкому, Ломовому, Малоречен-

скому и Советскому месторождениям углеводородов. Сравнивая пьезометрические напоры с энергометрическими для пластовой и свободной воды, по специально построенным для этого графикам, диаграммам и картам, были сделаны следующие выводы. При использовании удельной теплоемкости пластовой воды прослеживалась четкая монотонно возрастающая прямолинейная зависимость по всем месторождениям. С увеличением пьезометрических напоров увеличивается и энергометрический напор. Наоборот, при использовании удельной теплоемкости обыкновенной воды, такой четкой связи между напорами не наблюдалась. Аппроксимируемая прямая не всегда возрастает и имеет гораздо более высокий интервал разброса точек.

В качестве примера на рис. 3 представлены графики взаимосвязи энергометрических и пьезометрических напоров по Игольско-Таловому и Карайскому месторождениям нефти. Кроме того достаточно четко выявлена прямолинейная связь при сравнении карты энергометрических напоров (рис. 4) и карты приведенных напоров (рис. 1). Направления падения напоров по обеим картам, а следовательно, и фильтрация вод в региональном плане одно-направлекы, но конфигурация линий энергометрических напоров имеет более плавный характер и свидетельствует о более спокойной обстановке движения вод.

льмом*тр*ческми напор, м

Рис. 3. Взаимосвязь между пьезометрическими и энергометрическими напорами для а) пластовой и б) обыкновенной воды Таким образом, полученные и обработанные многочисленные данные по Игольско-

Галовому, Карайскому, Первомайскому, Лугинецкому, Ломовому, Малореченскому и Светскому месторождениям углеводородов, позволили нам сделать вывод о возможности тределения направления ползучей фильтрации вод по картам энергометрических напо-юв, что дало возможность перейти к уточнению гидродинамической модели строения 1гольско-Талового и Карайского месторождений нефти.

Рис. 4. Карта энергометрических напоров в пределах Игольско-Талового и Карайского месторождений нефти:

1 - скважина: в числителе ее номер, в знаменателе энергометрические напоры, м; 2 - изолинии знерго-метрнчсских напоров, м; 3 - энергометрические напоры более 41000 м; 4 линия разреза рис. 5

Глава 5. Гидродинамическая модель Игольско-Талового и Карайского месторождений нефти

Используя карту энергометрических напоров (рис. 4) было установлено, что энерго-яетрические напоры рассчитанные в нефтеносной части пласта отражают не только на-травление движения вод, но и распределение нефти по плотности за счет гравитационных 1 капиллярных сил. Чем выше плотность нефти, тем выше энергометрические напоры.

В целом энергометрические напоры в нефтеносной части пласта закономерно сни-каются от 41605 м на границах ВНК (р„=0.86 г/см3) до 39860 м в куполах залежей (р„=0.83 /см3). Исходя из этого, определяющим фактором, контролирующим границы ВНК рас-.матриваемых месторождений, является гравитационный фактор. Используя принцип ми-1имизации пластовой энергии (принцип Кастильяно), установлено, что основной причи-юй препятствующей смещению и вымыванию нефти из этих залежей, явился литолого-идрофобный барьер (характеризующийся максимальным энергометрическим напором бо-iee 41000 м). Данный барьер образовался в процессе миграции нефти и кольматации низ-юпористого коллектора перед южным куполом Игольской и Карайской структуры соль-атной пленкой (р„=0.880-0.885 г/см3), содержащей поверхностно-активные вещества.

Исключение составили лишь условия скопления нефти в пределах структуры сочле-[ения. Опираясь на вариационный принцип Кастильяно, нами показано, что структура со-ленения должна быть промыта движущейся с юго-востока водой и не может быть вся за-олнена нефтью, как это было предложено при подсчете запасов. Движение воды здесь станавливается по падению напоров между скв. 16-И и 15-И приведенных (185,1 и 141,1 [) и энергометрических (40648 и 40402 м).

Используя функцию Гиринского с учетом изменяющейся мощности пласта, рассчи-ан приведенный напор в километре от скв. 15-И, который оказался равным 142,3 м 5ИС.2). Исходя из разницы приведенных напоров 1,7 м на данном километре по формуле 'авченко-Хабберта рассчитан тангенс угла наклона iga, поверхности скоплений нефти лотностью 0,85 г/см3, который составили 0.0117 м/м. Затем аналогично рассчитан энер-эметрический напор в километре от скв. 15-И (40412 м) и потом уже на основе разности тергометрических напоров 10 м был также рассчитан тангенс угла tga2 смещения нефти, эторый составил 0.0104 м/м.

Полученные значения превысили максимальный тангенс угла наклона северо-шадного крыла структуры сочленения - 0,01 м/м, что может являться по A.A. Карцеву

причиной разрушения нефти в этой структуре, за исключением района скв.7-Т, вскрывшей на всю мощность нефтеносный пласт.

Опираясь на вариационный принцип Лагранжа, показано, что причиной сохранности нефти в районе скв.7-Т, может являться непроницаемый экран в виде литолого-гидрофильной ловушки. Наличие экрана подтвердилось по характеру излома аппроксимируемых участков КВД и по энергометрическому максимуму 40849 м, отмечаемому в районе этой скважины, который является следствием лобового эффекта Савченко.

Рис. 5. Схема смещения северо-восточной части Игольской залежи нефти под действием движения пластовых вод (рис. 4).

Пояснения в тексте

С другой стороны, как видно из построенного разреза (рис.5), благоприятные структурно-гидродинамические условия сохранности нефти имеются и на северо-востоке Игольской залежи. Причем более точно с границей ВНК, определенной по эксплуатационной скв. 409, совпадает линия наклона залежи, рассчитанная по энергометрическим напорам. Используя данное значение построена граница ВНК в пределах Игольского структурного носа. Подсчитанные запасы в пределах неразведанной части гидродинамической ловушки составили 20 млн. т.

Опираясь на полученные результаты и учитывая данные нефтеносности Федюшкин-ского месторождения нефти, находящегося в северо-западном структурном носе от Игольской структуры, в работе дается геологическое обоснование дальнейших разведочных ра-

бот в пределах северо-восточного Игольского структурного носа. В частности указано место заложения разведочной скважины 26-И.

Заключите.

В результате проделанной многолетней работы по исследованию движения глубоких вод при градиенте напора ниже начального, автором предложено решение некоторых теоретических и практических вопросов, связанных с этой проблемой. Основные результаты этой работы свелись к следующему.

1. В пределах Игольско-Талового и Карайского месторождения нефти разработана региональная модель элизионного движения седиментационных вод.

2. Рассмотрена физическая сущность движения глубоких пластовых вод. Обосновано выделение двух видов фильтрации: текучей, подчиняющейся закону Дарси и ползучей, характеризующей движение вод при градиенте напора ниже начального. В пределах Игольско-Талового месторождения нефти доминирует ползучая фильтрация вод.

3. Выведена формула скорости ползучей фильтрации (1). В пределах Игольско-Талового месторождения нефти рассчитана скорость ползучей фильтрации, которая при градиенте напора 1.7 *10"3 м/м составила 0.16 мм/год, что в 150 раз меньше скорости текучей фильтрации, рассчитанной по закону Дарси.

4. Выведена и обоснована формула расчета энергометрического напора (7), позволяет изучать направление ползучей фильтрации пластовых вод нефтегазоносных отложений юго-востока Томской области.

5. Разработаны гидродинамические модели строения Игольско-Талового и Карайского нефти. Оконтурена на северо-востоке Игольской залежи гидродинамическая ловушка нефти с неразведанными запасами в 20 млн. т.

Список опубликованных работ

1. Трушкин В.В. Графоаналитический метод определения скин-эффекта. - В сб. "Матер. XIV конф. молод, научн. сотруд по геол. и геофиз. В. Сибири." - Иркутск: ИЗК СО АН СССР, 1990.-С. 149.

2. Трушкин В.В. Модель механизма упругой фильтрации пластового флюида в скважину. - Там же. - С. 149-151.

3. Трушкин В.В. Режим движения подземных вод нижнего гидрогеологического этажа Западно-Сибирского мегабассейна. Тез. докл. Всес. совещ. по подз. водам Востока СССР. - Иркутск-Томск, 1991. - С.75.

4. Трушкин В.В. О режимах движения подземных вод глубоких горизонтов на примере Западно-Сибирского мегабассейна. Геол. нефти и газа. - 1993. - N2. - С.32-35.

5. Трушкин В.В. Механизм физико-химического взаимодействия глубинной системы вода-порода. Тез. докл. Веер, совещ. по многоцелевым гидрогеох. исслед. в связи с поиск. полезн. ископ. и охр. подз. вод. - Томск, 1993. - С.45-46.

6. Трушкин В.В. Способ заполнения бурильных труб перед исследованием. Патент N 2002946 зарегистрирован в Гос. реестре изобретений 15.11.93 г.

7. Трушкин В.В. Методологический подход к решению задач динамики глубокозале-гающих флюидов. - В сб. "Матер, междун. совещ. семин. по сопряж. задачам физ. механики и экологии." - Томск, 1994. - С.159-160.(перев. на англ.)

8. Трушкин В.В. Отличительные процессы термодинамики фильтрационных сред. -Там же. - С. 160-162. (перев. на англ.)

9. Трушкин В.В. Молекулярная модель деформаций тел. - В сб. "Матер, междун. конф. по сопряж. задачам механики и экологии." - Томск, 1996. - С. 177-178. (перев. на англ.)

10. Трушкин В.В. Взаимосвязь теплового поля Первомайского нефтяного месторождения с динамикой вод. - В сб. "Матер, междун. науч. симпоз. "Молодежь и проб. геол. на рубеже 3-го тысячелет." - Томск, 1996 - С. 121-122.

11. Трушкин В.В. Гидрогеология Игольско-Талового месторождения нефти. - В сб. "Матер. Всероссийск. совещ. по подз. водам Вост. России." - Тюмень, 1997. - С.42.

12. Трушкин В.В. Локальные гидродинамические критерии поиска нефти и газа на юго-востоке Западной Сибири. В сб: "Матер, научи, конф. "Актуальные вопросы геологии и географии Сибири." Т.2. Геол. нефти и газа. - Томск: ТГУ, 1998 - С. 160-162.

13. Трушкин В.В. О причинах резкого падения дебита скважин при освоении Иголь-ской залежи нефти. В сб: " Матер, научн.-практ. конф. " Проблемы и пути освоен, минер.-сырьев. базы Сибири и Дальнего Востока." - Томск: STT, 200 - С. 270-272.

14. Трушкин В.В. Физическая сущность процесса фильтрации вод при градиенте напора ниже начального. В сб. "Матер, междун. конф. по сопряж. задачам механики и экологии." - Томск, 2000. (перев. на англ.)

15. Трушкин В.В. Зональные особенности разработки Игольской залежи и о причинах неэффективности форсированного способа отбора нефти. Геол. нефти и газа. - 2000. -N4.

16. Трушкин В.В. Региональная модель движения глубоких вод в пределах Иголь-ско-Талового месторождения нефти. В сб. "Матер, регион, конф. 300 лет геол. службы России." - Томск, 2000. В печати.

Подписано к печати 21.06.2000. Формат 60*84/16. Бумага CopyLine. Печать RISO. Усл.печл. 1.31. Уч.-издл. 1.22. Тираж 100 экз. Заказ 131. ИПФТПУ. Лицензия ЛТ №1 от 18.07.94. ...........Типография ТПУ. 634034, Томск, прЛенина, 30.

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Трушкин, Валерий Владимирович

Введение.

Глава 1. Состояние изученности проблемы движения глубоких вод при градиенте напора ниже начального.

Глава 2. Гидрогеология Игольско-Талового и Карайского месторождений нефти . 1 б

2.1. Обзорная характеристика.

2.2. Общие черты гидрогеологического строения.

2.2.1. Геологическое строение.

2.2.2. Гидрогеологические услов ия.

2.2.3. Нефтегазоносность.

2.3. Условия движения вод в пределах верхнеюрского горизонта Ю]0.

2.3.1. Возможные причины неточности определения пластовых давлений и пути их устранения.

2.3.2. Анализ и дополнительная обработка гидродинамических данных.

2.3.3. Модель регионального движения вод.

Глава 3. Скорость движения подземных вод пласта Юх" при градиенте напора ниже начального.

3.1. Физическая суть проблемы.

3.2. Сущность движения подземных вод как физического тела.

3.2.1. Упругость и пластическая деформация воды.

3.2.2. Течение и вязкость воды.

3.2.3. Упругое сжатие и температурное расширение воды.

3.2.4. Теплопроводность и ползучесть воды.

3.3. Вывод формулы скорости ползучей фильтрации.

3.4. Скорость фильтрации вод в пределах Игольско-Талового месторождения.

Глава 4. Направление ползучей фильтрации вод в нефтегазоносных отложениях Томской области.

4.1. Понятие энергометрический напор и основной принцип его применения.

4.2. Вывод формулы расчета энергометрического напора.

4.3. Результаты расчетов энергометрических напоров и их анализ.

Глава 5. Гидродинамическая модель Игольско-Талового и Карайского месторождений нефти.

5.1. Гравитационные и капиллярные условия формирования месторождений.

5.2. Гидродинамическая обстановка структуры сочленения.

5.3. Границы водонефтяного контакта в пределах структуры сочленения.

Введение Диссертация по геологии, на тему "Исследование характера движения пластовых вод нефтегазоносных отложений Томской области"

Актуальность. Ведущая роль подземных вод в формировании залежей нефти и газа признается большинством исследователей. Однако в настоящее время данный фактор слабо используется при проведении поисковых и разведочных работах на нефть и газ. Одна из причин этого кроется в недостаточной степени изученности гравитационного и капиллярного движения вод на больших глубинах, что не позволяет выработать более точных методов поиска и разведки залежей нефти и газа и подсчета их запасов. Особенно важной в этой связи оказывается проблема изучения закономерностей направления движения глубоких вод в резконеоднородной фильтрационной среде, где резко возрастает роль капиллярных явлений в экранировании залежей (Ю. М. Большаков, И.А. Иванов и др.).

Помимо этого традиционного направления актуальность проводимых исследований связана с разведкой и эксплуатацией гидроминеральных и гидротермальных ресурсов, закачкой жидких промышленных отходов в глубокие горизонты и с проблемой сейсмогидрогеологических прогнозов.

Признаваемая и рассматриваемая в настоящее время многими исследователями гидродинамическая зональность артезианских бассейнов, позволяет связывать проблему изучения движения пластовых вод глубоких горизонтов с проявлением нижнего предела применимости закона Дарси (В.А. Кротова, Л.Н. Кагтченко, И.Г. Киссин, А.Е Гуревич, А.Г. Арье и др.). Однако установление зависимости скорости фильтрации от градиента 5

Основные исследования по этому вопросу, проведенные Ю.М. Молоковичем и А.Г. Арье, до конца не решают эту сложную проблему глубинной гидродинамики.

Цель работы. Исследование характера движения пластовых вод нефтегазоносных отложений при градиенте напора ниже начального применительно к нефтяным водам седиментацконного и смешанного генезиса.

Основные задачи: 1) разработать модель регионалъного движения подземных вод в пределах Игольско-Талового и Карайского месторождений нефти; 2) оценить скорости и характер движения воды в пределах верхнеюрского горизонта Ю[° Игольско-Талового месторождения; 3) выявить зависимости изучения направления фильтрации вод нефтегазоносных отложений Томской области от характера их движения.

Методика исследования и исходные данные. Для изучения характера фильтрации пластовых вод при градиенте напора ниже начального применялся подход А.Г. Арье, основанный на выявлении физической сущности движения воды с использованием базовых положений механики жидкостей, теории упругости, термодинамики и молекулярной физики. Для решения других задач в работе применяется сравнительный, комплексный, регионально-гидрогеологический подходы и методы подземной гидродинамики.

В работе использованы данные по 42 скважинам Игольско-Талового и Карайского месторождений нефти. Проанализированы материалы гидродинамического исследования скважин (80 объектов), данные по составу воды (19 проб), нефти (29 проб) и растворенного газа (б проб). Автор осуществлял гидродинамический контроль за разработкой Игольской залежи, в процессе которого были получены важные результаты, обработаны и проанализированы данные гидродинамических исследований 32 эксплуатационных скважин. Кроме этого применялись данные замеров пластовых давлений и температур по 64 поисково-разведочным скважинам Первомайского, Малореченского, Лугинецкого, Ломового и Советского месторождения углеводородов.

Научная новизна. В результате обработки данных по Игольско-Таловому и Карай-скому месторождению нефти показано, что движение свободной воды верхнеюрского водоносного горизонта Ю)° не подчиняется закону Дарси. В отличие от Ю.М. Молоко-вича,называвшего, такое движение "ползучим" течением, в данной работе обосновано и предложено более точное название - ползучая фильтрация. Фильтрация, происходящая по закону Дарси, названа текучей. Используя законы теплопроводности, выведена формула расчета скорости ползучей фильтрации. Введено понятие энергометрического напора и выведена формула его расчета, позволяющая более точно определять направление движения пластовых вод и в частности более точно определять границы месторождений нефти и газа.

В работе защищаются:

1) элизионная модель движения седиментационных вод в пределах Игольско-Талового и Карайского месторождений нефти, которая может служить основой для других регионов Западной Сибири,

2) наличие двух видов фильтрации воды: текучей, описываемой законом Дарси,и ползучей, происходящей при градиенте напора ниже начального;

3) преобладание ползучей фильтрации в водоносных горизонтах нефтегазоносных отложений юго-западной части Западной Сибири.

Практическая значимость и реализация работы. Разработанные положения о движении пластовых вод при градиенте напора ниже начального целесообразно использовать при поисково-разведочных работах на нефть и газ в Западной Сибири. 7

К настоящему времени материалы диссертации использовались: при пересчете запасов Озерного, Малореченского и Первомайского месторождений нефти (1989-1991), при контроле за разработкой Игольско-Талового месторождения нефти (1994), при разработке гидродинамических критериев поиска месторождений нефти и газа в Томской области (1996-1997), при оценке гидродинамических перспектив формирования залежей нефти на востоке Томской области (1998).

Главным практическим результатом данной работы является разработанная гидро-геодинамическая модель строения Игольско-Талового и Карайского месторождений нефти, которая подтверждается данными эксплуатационного бурения. На северо-востоке Игольской залежи оконтурена гидродинамическая ловушка нефти с неразведанными запасами в 20 млн. т. и указано место заложения разведочной скважины.

Апробация работы. Результаты работы докладывались на научно-практических семинарах кафедры гидрогеологии и инженерной геологии ТПИ (1990-1999), на конференции молодых научных сотрудников (Иркутск, 1990), на XIII и XV совещаниях по подземным водам Сибири и Дальнего Востока (Томск, 1991, Тюмень, 1997), на VI Всероссийском гидрогеохимическом совещании по проблеме "Многоцелевые гидрогеохимические исследования в связи с поисками полезных ископаемых и охраны подземных вод (Томск, 1993), на конференции по современным проблемам гидрогеологии и гидрогеохимии Сибири (Томск, 1996), на Международных научных совещаниях-семинарах по механике реагирующих сред и экологии (Томск, 1992, 1994, 1996, 2000), на первом Международном научном симпозиуме "Молодежь и проблемы геологии" (Томск, 1996), на Юбилейной научно-практической конференции "Проблемы и пути освоения минерально-сырьевой базы Сибири и Дальнего Востока" (Томск, 2000). По теме диссертации 8 опубликовано 13 работ, три приняты в печать и получен патент на изобретение. Четыре работы переведены и опубликованы на английском языке.

Объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения общим объемом 135 страниц, включая 30 рисунков, 13 таблиц и список литературы (более ста наименований).

Заключение Диссертация по теме "Гидрогеология", Трушкин, Валерий Владимирович

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Обобщая результаты проделанной многолетней работы по исследованию глубоких вод при градиенте напора ниже начального необходимо отметить, что, опираясь на работы А.Е. Арье и Ю.М. Молоковича, предложено решение некоторых вопросов этой проблемы как в теоретическом, так и в практическом плане. В теоретическом плане продолжено исследование сущности и режима движения вод нефтегазоносных отложений Томской области. В практическом плане выведены закономерности и предложены принципы более точного изучения скорости и направления движения глубоких вод при градиенте напора ниже начального.

Придерживаясь классических взглядов сторонников Ю.М. Молоковича, нами принято, что вода при градиенте напора ниже начального относится к типу максвеллов-ской жидкости и ползет подобно аморфно твердому телу. Опираясь на данный взгляд, обосновано выделение двух видов фильтрации: текучей, происходящей по закону Дарси, и ползучей, характеризующей движение вод при градиенте напора ниже начального. Показано. что в отличие от текучести в процессе ползучести начинает участвовать хаотическая энергия внутримолекулярного движения, которая под действием градиента напора начинает преобразовываться в направленную, и по физической сути процесс ползучей фильтрации схож с явлением теплопроводности. Механическая суть ползучести воды включает в себя упругое ее сжатие и последующее температурное расширение.

Опираясь на теорию теплопроводности, выведена формула скорости ползучей фильтрации. В пределах Игольско-Талового месторождения нефти рассчитанная скорость ползучей фильтрации при градиенте напора 1.7 ^Ю"0 составила 0.16 мм/год, что в

122

150 раз меньше скорости текучей фильтрации, рассчитанной по закону Дарси. Рассчитанная скорость ползучей фильтрации хорошо согласуется с характером распределения состава вод в продуктивном пласте Ю10 Игольско-Талового месторождения.

Рассмотрение физической сущности движения вод при градиенте напора ниже начального позволило сделать вывод, что вода относится не только к типу максвелловской жидкости, но и к типу сжимаемых жидкостей. В этом случае для изучения направления ползучей фильтрации, согласно первого начала термодинамики, было использовано термодинамическое уравнение Бернулли. Для его использования в пластовых условиях, где вода находится не только в свободном, но и физически связанном состоянии, согласно проведенным исследованиям Б.В. Дерягина, Н.В. Чураева об изменении термодинамических свойств физически связанных вод, выведена специфическая зависимость расчета удельной теплоемкости пластовых вод. В отличие от удельной теплоемкости свободной воды,равной 1 ккал/К или 4,1816 кДж/К, удельная теплоемкость пластовых вод уменьшается более чем в 4 раза.

Полученная в конечном итоге величина нами названа энергометрическим напором, величина которого отражает энергию пластовой воды, выраженную через высоту, на которую бы поднялся столб воды над уровнем отсчета внутри вертикальной трубки при условии, что внутренняя энергия воды была бы преобразована в потенциальную. В качестве основного принципа применения полученной величины в работе обосновывается принцип математической аналогии. В частности, использование данного принципа позволило вывести более точную формулу расчета наклонных границ месторождений нефти и газа.

123

Выявленные в данной работе зависимости и принципы изучения движения вод при градиенте напора ниже начального успешно апробированы на примере Игольско-Талового, Карайского, Первомайского и других месторождений углеводородов Томской области. На основе чего сделаны следующие практические выводы:

1) в пределах этих месторождений доминирует ползучая фильтрация;

2) в пределах Игольско-Талового и Карайского месторождений нефти движение вод происходит с юга на север за счет отжатая седиментационных вод из перекрывающих глинистых отложений и создания максимальных напоров до 266 м в южной сильно заглинизированной части Игольского куполовидного поднятия;

3) главным условием,препятствующим вымыванию нефти из Игольской и Карай-ской структур, явились литолого-гидрофобные барьеры, образовавшиеся на юге этих структур. В районе скважины 7-Т находится небольшая литолого-гидрофильная ловушка нефти;

4) на северо-востоке Игольской залежи оконтуренная гидродинамическая ловушка нефти с недоразведанными запасами в 20 млн. т. Дано геологическое обоснование заложения разведочной скважины в пределах этой структуры.

124

Библиография Диссертация по геологии, кандидата геолого-минералогических наук, Трушкин, Валерий Владимирович, Томск

1. Блох A.M. Структура воды и геологические процессы. М.: Недра, 1969. - 216 с. Бузинов С.Н., Умрихии И.Д. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов. М.: Недра, 1984. -269 с.

2. Булах А.Г., Булах К.Г. Физико-химические свойства минералов и компонентов гидротермальных растворов. М.: Недра, 1978. 167 с.

3. Василевский В.Н., Петров А.И. Оператор по исследованию скважин. Учеб. для рабочих. М.: Недра, 1983.-310 с.

4. Валуконис Г'.Ю., Ходьков А.Е. Геологические закономерности движения подземных вод, нефтей и газов. JL: ЛГУ, 1973. 304 с.

5. Воды нефтяных и газовых месторождений СССР. Справочник / Под ред. Л.М. Зорькина. М.: Недра, 1989. - 382 е., ил.

6. Вукалович М.П., Ривкин С.Л., Александров Л.А. Таблицы термодинамических свойств воды и водяного пара. М.: Издательство стандартов, 1969. Высоцкий И.В., Высоцкий В.И. Формирование нефтяных, газовых и конденсатных месторождений. М., Недра, 1986. - 228 с.

7. Гаттенбергер Ю.П. Гидрогеология и динамика подземных вод с основами гидравлики. 2-е изд., перераб. и доп. М.: Недра, 1980. - 160 с.

8. Геология нефти и газа Западной Сибири./Конторович А.Э., Нестеров И.И., Салманов Ф.К. и др. -М.: Недра, 1981.-680 с.

9. Добрынин В.М., Серебряков В.А. Геолого-геофизические методы прогнозирования аномальных пластовых давлений. М.: Недра, 1989. - 287 е.: ил.

10. Ежов Ю.А., Вдовин Ю.П. К вопросу о вертикальной гидродинамической зональностиземной коры. Сов. геология, 1970, N8, с.66-76.

11. Еременко H.A. Геология нефти и газа. М.: Недра, 1968. -389 с.

12. Еременко H.A. Чилингар Г.В. Геология нефти и газа на рубеже веков. М.: Наука, 1996. -176 с.

13. Жданов М.А. Нефтепромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа. М.: Недра, 1981.-239 с.

14. Запивалов Н.П. Богатырева O.A. Флюидодинамические системы на юге Западной Сибири и их связь с нефтегазоносностью. Изв. вузов. Геология и разведка. N 3, 1999. С 77-84.

15. Земскова И.М., Смоленцев Ю.К., Полканов М.П. и др. Ресурсы пресных и маломинерализованных подземных вод южной части Западно-Сибирского артезианского бассейна. М. : Недра, 1991.

16. Зимин Ю.Г., Новиков Г.Р. Гидродинамические условия мезозойских отложений Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна. " Труды СНИИГГиМСа", 1971, вып.137, с. 64-74.

17. Зосимов Ф.Н. Диффузный слой и минерализация пластовых вод. Тюмень: "СофтДи-зайн", 1995. - 192 с.

18. Капченко Л.Н. Гидрогеологические основы теории нефтегазонакопления. Л.: Недра,1983.-263 с.

19. Карнаухов М.Л. Гидродинамические исследования скважин испытателями пластов. -М.: Недра, 1991.-202 е.: ил.

20. Карнаухов М.Л., Рязанцев М.Ф. Справочник по испытанию скважин. М.: Недра,1984.-268 с.

21. Карцев A.A. Гидрогеология нефтяных и газовых месторождений. 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1972. - 280 с.

22. Карцев A.A., Вагин С.Б., Матусевич В.М. Гидрогеология нефтегазоносных бассейнов: Учеб. для вузов. М.: Недра, 1986. с.224

23. Конторович В.А. История тектонического развития юго-востока Западной Сибири в юрский период. Геол. нефти и газа, 1999, N 1-2. С. 7-16.

24. Крюков П.А. Горные, почвенные и иоловые растворы. Новосибирск: Наука, 1971. -105 с.

25. Курчиков А.Р., Ставицкий Б.П. Геотермия нефтеганосных областей Западной Сибири. -М.: Недра, 1987. 134 с.

26. Ландау Л.Д., Лифшиц Е.М. Теоретическая физика. Т.VII. Теория упругости: Учеб. пособие. 4-е изд., испр. и доп. -М.: Наука. Гл. ред. физ.-мат. лит., 1987,- 248 с. Леворсен А.И. Геология нефти и газа. М.: Мир, 1970. - 638 с.

27. Савченко В.П. Смещение газовых и нефтяных залежей // Нефт. хоз-во. 1952. N12. С. 22-26.

28. Савченко В.П. Смещение газовых и нефтяных залежей // Нефт. хоз-во. 1953. N1. С. 36-41.

29. Савченко В.П., Виноградов B.JI., Яковлев Ю.И. Лобовой и тыловой эффект и егонефтепоисковое значение. Геол. нефти и газа, 1965, N 7, с. 36-40.

30. Словарь иностранных слов. М.: Сирин, 1996. - 608 с.

31. Словарь по геологии нефти и газа. Л.: Недра, 19888. - 679 с.

32. Сорохтин О.Г., Ушаков С.А. Глобальная эволюция Земли. М.: МГУ, 1991, 446 с.

33. Справочник по геологии нефти и газа. Под ред. H.A. Еременко. М.: Недра, 1984. 480с.

34. Сивухин Д.В. Механика: Учеб. пособ. для вузов. -3-е изд., испр. и доп. М.: Наука. Гл. ред. физ.-мат. лит., 1989. - 576с.

35. Белянин Г.Н. (отв. исполнитель). Контроль за разработкой Игольско-Талового месторождения нефти. Томск: ТомскНИПИнефть, 1994.

36. Биджаков В.И. (отв. исполнитель). Проект доразведки Игольско-Талового месторождения. Стрежевой: НГДУ "Иголнефть", 1991.

37. Крец Э.С. (отв. исполнитель). Подсчет запасов нефти и растворенного газа Игольско-Талового и Карайского месторождений. Томск: Т.Т.Г.Ф., 1985.