Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Особенности распределения остаточных запасов нефти в карбонатных коллекторах межсолевых отложений Припятского прогиба

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Особенности распределения остаточных запасов нефти в карбонатных коллекторах межсолевых отложений Припятского прогиба"

4856282

БРАЙЧУК РУСЛАН НИКОЛАЕВИЧ

ОСОБЕННОСТИ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ОСТАТОЧНЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ В КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ МЕЖСОЛЕВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ПРИПЯТСКОГО ПРОГИБА (НА ПРИМЕРЕ ОСТАШКОВИЧСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ)

Специальность: 25.00.12 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых

месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогичсских наук

2 4 033

Москва-2011

4856282

Работа выполнена на кафедре промысловой геологии нефти и газа Российского государственного университета нефти и газа им. И.М.Губкина (РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина)

Научный руководитель:

Официальные оппоненты:

кандидат геолого-минералогических наук, профессор, академик РАЕН, директор института проектирования и научной экспертизы Гутман Игорь Соломонович

доктор геолого-минералогических наук, профессор, Фурсов Альберт Яковлевич, ОАО Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт (ВНИИНефть) имени академика А.П.Крылова

кандидат геолого-минералогических наук, Пахольчук Анатолий Афанасьевич,

Государственное предприятие «Белгосгеоцентр»

Ведущая организация РУП «Белгеология»

Защита диссертации состоится_2011 г. в ауд.232 в_часов на

заседании Совета по защите докторских и кандидатских диссертаций диссертационного совета Д 212.200.02 при Российском Государственном Университете нефти и газа им. И.М. Губкина по адресу: 119991, Москва, В-296, ГСП-1, Ленинский проспект 65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.

Автореферат разослан__ 2011 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат геолого-минералогических наук

Е.А. Леонова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

Надежда на открытие крупных месторождений нефти в Республике Беларусь невелика, а новые открываемые залежи нефти характеризуются незначительными запасами и их разработка малорентабельна или в настоящее время не рентабельна вовсе. Это вынуждает специалистов более целенаправленно работать с уже открытыми и обустроенными месторождениями с целью выявления особенностей распределения остаточных запасов нефти в объеме залежи и их доизвлечения.

Достоверное определение местоположения остаточных запасов нефти в виде карт нефтенасыщенных толщин и геолого-промысловых профилей с соответствующими величинами остаточных запасов позволят рационально размещать проектные скважины, закладывать вторые стволы, проводить различные геолого-технические мероприятия для увеличения нефтеотдачи по всему фонду скважин и максимальной выработки запасов.

В связи с выбранной в Республике Беларусь стратегией максимального замедления падения темпов добычи нефти, основанной на современных представлениях о геологическом строении месторождений Припятского прогиба и состоянии ресурсной базы, работы по изучению особенностей распределения остаточных запасов нефти, определению их количества становятся наиболее актуальными и жизненно важными при проведении исследовательских работ по повышению КИН нефтяных залежей.

Цель работы

Установить особенности распределения остаточных запасов нефти на основе детализации геологического строения, обобщения геолого-промысловых данных и анализа разработки с применением возможностей трехмерного геологического моделирования. Определить величины остаточных геологических и извлекаемых запасов нефти и уточнить КИН.

Основные задачи исследования

1. Выполнить комплексный анализ геологического строения месторождения;

2. Построить детальную трехмерную геологическую модель;

3. Провести оценку выработки запасов и установить местонахождение остаточных запасов нефти по площади и разрезу залежей;

4. Представить распределение запасов нефти в виде карт нефтенасыщенных толщин и геолого-промысловых профилей;

5. Подсчитать величины остаточных геологических и извлекаемых запасов нефти и уточнить КИН;

6. Показать подтверждение полученных результатов на практике.

Методы исследования

При решении поставленных задач использовался объемный метод подсчета запасов нефти и геостатистические методы моделирования. Для построения геологических моделей использовался программный продукт Petrel фирмы Schlumberger.

Научная новизна

1. Впервые построена детальная трехмерная геологическая модель межсолевых карбонатных залежей Осташковичского месторождения;

2. Впервые выполнено разделение залежей на выработанную, разрабатываемую и неразрабатываемую части по площади и разрезу для оценки выработки и подсчета остаточных геологических и извлекаемых запасов нефти;

3. Впервые выявлены особенности распределения остаточных запасов нефти в виде карт толщин и геолого-промысловых профилей с соответствующими величинами запасов и КИН для дальнейших проектных работ и планирования новых геолого-технических мероприятий.

Основные защищаемые положения

1. Детальная геологическая модель залежей нефти межсолевых карбонатных отложений Осташковичского месторождения на основе

комплексного анализа геолого-промысловой информации, детальной корреляции разрезов скважин и трехмерного геологического моделирования;

2. Распределение остаточных запасов нефти в карбонатных коллекторах межсолевых отложений Осташковичского месторождения;

3. Методические приемы подсчета остаточных запасов нефти в карбонатных коллекторах месторождений Припятского прогиба.

Апробация работы

Материалы диссертационной работы представлялись на научно-технической конференции молодых специалистов (Беларусь, г. Речица 2008 г.), Всероссийской молодежной научной конференции (Россия, г. Новосибирск 2008 г.). По теме диссертационной работы опубликовано 6 печатных работ, 3 из них - в рекомендованных ВАК РФ изданиях.

Структура и объем диссертации

Диссертационная работа состоит из введения, трех глав, заключения и списка использованной литературы общим объемом 128 страниц, проиллюстрирована 30 рисунками и 11 таблицами. Включает в себя 5 графических и 8 табличных приложений.

Автор благодарит кандидата геолого-минералогических наук, профессора, академика РАЕН И.С. Гутмана за научное руководство, помощь и советы на протяжении всей работы над диссертацией и директора БелНИПИнефть РУП «Производственное объединение «Белоруснефть», кандидата технических наук Н.А. Демяненко.

Автор признателен всем сотрудникам кафедры Промысловой геологии нефти и газа РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Института проектирования и научной экспертизы в области разработки (ИПНЭ) за ценные советы и рекомендации.

Автор благодарит ведущего геолога СП «Петролеро БелоВенесолана» А.Л. Цукареву за помощь, внимание и поддержку.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении показана актуальность работы, сформулирована цель и основные задачи исследования, научная новизна, практическая значимость и защищаемые положения.

Глава 1. Геологическое строение Осташковичского месторождения.

Краткий обзор выполненных работ по подсчету остаточных запасов нефти

Осташковичское месторождение является одним из самых крупных, длительно разрабатываемых месторождений Припятского прогиба и представляет огромный интерес для нефтяной промышленности Беларуси.

В настоящее время добыча нефти по месторождению составляет 15% от всей годовой добычи нефти в Республики Беларусь.

Месторождение открыто в 1965 г. в результате получения промышленного притока нефти из задонских отложений в скважине 2. В административном отношении месторождение находится в пределах Речицкого, Светлогорского и Калинковичского районов Гомельской области Республики Беларусь.

Сложное тектоническое строение месторождения определяется приуроченностью его к средней части Речицко-Вишанской ступени.

Кристаллический фундамент имеет сложное блоково-ступенчатое строение с субширотными зонами разломов и относится к герцинскому структурному комплексу.

В геологическом строении Осташковичского месторождения принимают участие архейско-протерозойские породы кристаллического фундамента и осадочные образования верхнего протерозоя, палеозоя и кайнозоя.

В осадочном чехле Осташковичской структуры по характеру и степени дислокаций выделяются три структурных этажа: нижний, средний и верхний.

По поверхности межсолевых карбонатных отложений Осташковичская структура представляет собой брахиантиклинальную складку субширотного простирания, осложненную многочисленными сводами и сбросами.

В межсолевом комплексе Осташковичской структуры выделены залежи нефти петриковского горизонта и елецко-задонская залежь нефти, которые разрабатываются единым объектом.

Разрез межсолевых отложений в пределах Осташковичского месторождения по состоянию изученности на 01.01.2006 г. испытан в 146 скважинах.

Залежи нефти петриковского горизонта приурочены к литологически ограниченным и тектонически экранированным ловушкам. Тип коллектора -трещинно-каверново-поровый.

По условиям залегания и типу ловушки елецко-задонская залежь нефти является пластово-массивной, сводовой, тектонически экранированной.

Породы рассматриваемых карбонатных отложений являются примером очень сложных по емкости коллекторов смешанного типа. По преобладающему типу емкости тип коллектора елецко-задонских отложений является трещинно-порово-каверновым.

Запасы нефти в целом по межсолевому объекту разработки по состоянию на 01.01.2006 г., утвержденные Республиканской комиссией по запасам Республики Беларусь, составляют: геологические - 75078 тыс. т, извлекаемые - 33217 тыс. т.

Особенностью Осташковичского месторождения является его очень сложное геологическое строение, а также наличие продольного, невыдержанного по амплитуде тектонического нарушения, делящего залежь на два блока - северный приподнятый и южный опущенный.

В результате обобщения и анализа информации, накопленной в процессе детализации геологического строения месторождений, в РУП «Производственное объединение «Белоруснефть» разработана унифицированная детальная модель-схема расчленения продуктивных частей разреза Припятского прогиба с элементами кодификации.

На основе данных ГИС с учетом стратиграфии выделены и обозначены реперы, имеющие определенное положение в разрезе и находящиеся между ними литопачки.

Литопачкам присвоено наименование в виде кодов (согласно номенклатуре РУП «Производственное объединение «Белоруснефть»), в которых первые две цифры - индекс горизонта, а последние цифры - порядок распределения литопачек в разрезе (рис. 1).

Рис. 1 - Схема корреляции литопачек

Детализация геологического строения по литопачкам позволяет более детально изучать неоднородность резервуара, выбирать оптимальные объекты под испытания в колонне, а также реализовать дифференциацию запасов нефти

на поздней стадии разработки залежей нефти Осташковичского месторождения, где запасы пересчитывались только в целом по залежам.

Оценкой остаточных запасов на месторождениях Припятского прогиба занимались белорусские геологи A.A. Пахольчук и A.JI. Цукарева. Оценка выработки и подсчет остаточных запасов нефти ими выполнен по десяти месторождениям Припятского прогиба.

Появление компьютерных технологий, вычислительных машин, разработка различных программных продуктов, а также необходимость детального изучения долгоразрабатываемых залежей нефти позволяют на высоком научном уровне выявить особенности распределения остаточных запасов нефти в карбонатных коллекторах месторождений Припятского прогиба.

Глава 2. Особенности распределения остаточных запасов нефти в карбонатных коллекторах на примере межсолевого объекта разработки Осташковичского месторождения

Выявление особенностей распределения и подсчета остаточных запасов нефти в карбонатных коллекторах Припятского прогиба основывается на комплексном анализе геологического строения, геолого-промысловой информации, результатов гидрохимических исследований, трехмерном геологическом моделировании, а также анализе разработки месторождения.

С целью подсчета остаточных запасов нефти и определения зон их распределения по залежам, выбора наиболее перспективных объектов для опробований в колонне, изучения неоднородности продуктивных пластов, а также построения трехмерной модели межсолевого объекта разработки Осташковичского месторождения выполнена корреляция разрезов скважин и детализация геологического строения по литопачкам (рис. 1).

Межсолевая карбонатная толща Осташковичского месторождения представляет собой сложнопостроенный массив с высокоемкими хорошо проницаемыми коллекторами смешанного типа. На каротажных диаграммах

(ГК, НТК) это слабодифференцированная карбонатная толща с мозаичным распределением емкостных характеристик, что обусловлено невыдержанностью непроницаемых пород в пределах стратиграфических слоев как по вертикали, так и по латерали.

По результатам детализации геологического строения изучены особенности распределения коллекторов по литопачкам. Для этого использованы схемы детальной корреляции и трехмерная геологическая модель.

Установлено, что доля коллекторов в литопачках увеличивается с глубиной и максимальные величины (более 0,5) отмечены в средней части разреза межсолевого объекта разработки. Также необходимо отметить, что литопачки 2.3.4 и 2.3.5 водонасыщенны.

В результате выполненного анализа разработки Осташковичского месторождения установлено, что созданный механизм и масштаб взаимодействия нагнетательных и добывающих скважин не смог обеспечить равномерное воздействие на выработку запасов всего объекта и равномерный процесс вытеснения нефти. Подтверждение этому являются результаты эксплуатации многих добывающих скважин. Необходимо отметить, что скважины, расположенные в присводовой части резервуара, мгновенно обводнялись в период интенсивных отборов жидкости и закачки воды. Кроме этого прослеживалась зависимость изменения обводненности продукции от отборов, что можно связывать процесс обводнения скважин с образованием конусов обводнения.

По вновь пробуренным в процессе разработки скважинам был определен текущий ВНК на абсолютной отметке минус 2485 м (начальный ВНК -2602 м). Многие скважины добывают нефть из интервалов перфорации ниже текущего ВНК, что свидетельствует о неравномерном вытеснении нефти из залежей и неравномерной выработке запасов.

Для решения поставленных задач и дифференцированного подсчета остаточных запасов нефти создана трехмерная детальная геологическая модель.

Основной задачей моделирования было построение модели по литопачкам, соответствующей фактическим данным.

Геологические запасы нефти межсолевого объекта разработки Осташковичского месторождения, подсчитанные на основе трехмерной модели, оказались достаточно близки по отношению к числящимся на балансе РУП «Производственное объединение «Белоруснефть».

С целью выявления особенностей распределения остаточных запасов нефти выполнена оценка выработки запасов. Для этого межсолевой объект разработки Осташковичского месторождения разделен на выработанную, разрабатываемую и неразрабатываемую части на основе данных разработки и добычи нефти по всему фонду скважин.

Выработанная часть - часть залежи, которая уже обводнена в результате добычи или вытеснения приуроченных к ней запасов нефти. Разрабатываемая часть залежи представляет собой часть разреза, из которой в текущее время ведется добыча нефти. Неразрабатываемая часть залежи - это часть разреза или площади залежи, еще неохваченная разработкой.

В разрезе выработанной части залежи содержатся невыработанные трудноизвлекаем ые запасы низкоемкостных коллекторов и запасы не вовлеченных в разработку отдельных зон и участков. Обычно это зоны, отсеченные рядами нагнетательных скважин и неохваченные вытеснением части разрезов отдельных скважин.

По результатам оценки выработки установлено и представлено распределение остаточных запасов в виде карт эффективных нефтенасыщенных толщин выработанной, разрабатываемой и неразрабатываемой частей межсолевого объекта по площади (рис. 2, 3,4).

За эффективную нефтенасыщенную толщину выработанной части межсолевого объекта по каждой добывающей скважине принималась толщина обводнившихся интервалов перфорации. В ликвидированных по причине предельной обводненности продукции скважинах эффективная

нефтенасыщенная толщина полностью отнесена к выработанной части залежи (рис. 2).

Рис. 2 - Осташковичское месторождение. Межсолевой объект разработки.

Карта эффективных нефтенасыщенных толщин выработанной части

За эффективную нефтенасыщенную толщину разрабатываемой части объекта по каждой добывающей скважине принималась эффективная нефтенасыщенная толщина, входящая в работающий интервал перфорации (рис. 3).

За эффективную нефтенасыщенную толщину неразрабатываемой части принималась эффективная нефтенасыщенная толщина не вскрытая перфорацией и находящаяся между кровлей резервуара и кровлей разрабатываемой части. При этом учитывались результаты анализа геолого-промысловых данных и показателей разработки соседних скважин (рис. 4).

Рис. 3 - Осташковичское месторождение. Межсолевой объект разработки. Карта эффективных нефтенасыщенных толщин разрабатываемой части

Рис. 4 - Осташковичское месторождение. Межсолевой объект разработки. Карта эффективных нефтенасыщенных толщин неразрабатываемой части

Остаточные запасы нефти разрабатываемой части (рис. 3) распределены в виде отдельных участков, что является результатом взаимодействия нагнетательных и добывающих скважин, не обеспечившего равномерное вытеснение нефти по разрезу и площади залежей.

Остаточные запасы неразрабатываемой части (рис. 4) имеют мозаичное распространение по площади межсолевого объекта разработки и являются перспективой для дальнейшей добычи нефти из межсолевых отложений Осташковичского месторождения.

Основной задачей подсчета остаточных запасов нефти является определение в выработанной части объекта разработки выработанных запасов и запасов нефти в низкоемкостных коллекторах, которые являются невыработанными. Зная количество добытой из выработанной зоны нефти, можно определить достигнутый КИН по обводненной зоне.

Затем подсчитываются начальные геологические запасы для остальных частей объекта разработки. Используя величину КИН по выработанной части, подсчитываются начальные, а затем и остаточные извлекаемые запасы всех зон. Сумма извлекаемых запасов всех частей представляет извлекаемые запасы залежей в целом.

Величина усредненного КИН для межсолевых залежей равна отношению начальных извлекаемых запасов в целом по объекту к геологическим.

Объемным методом подсчитаны начальные геологические запасы нефти выработанной, разрабатываемой и неразрабатываемой частей межсолевого объекта разработки. В итоге, начальные геологические запасы нефти выработанной части межсолевого объекта составили 58800 тыс. т, разрабатываемой части - 12255 тыс. т, неразрабатываемой - 4023 тыс. т.

После проведенного анализа результатов гидрохимических исследований, геолого-промысловых данных, истории разработки межсолевого объекта и его текущего состояния установлено, что на северном приподнятом блоке

удельные запасы нефти скважин первого приконтурного ряда не могут быть полностью выработанными (рис. 2).

Невыработанные трудноизвлекаемые запасы нефти низкоемкостных коллекторов в выработанной части подсчитывались на основе трехмерной геологической модели. Основным параметром при подсчете на трехмерной модели является предельная величина крупных пустот, полученная из расчета долевого участия каверновой емкости в общей пористости каверн и пор. Установлено, что пласты-коллекторы с емкостью в интервале от 3,5% до 5,7% содержат нефть в порах. Запасы нефти в этом интервале емкости отнесены к невыработанным трудноизвлекаемым запасам низкоемкостных коллекторов, так как нефть из пор вытесняется в последнюю очередь.

Геологические трудноизвлекаемые запасы нефти низкоемкостных коллекторов по разрезу выработанной части и в пределах первого приконтурного ряда составили 6350 тыс. т и 1150 тыс. т, соответственно. Данные запасы отнесены к остаточным трудноизвлекаемым.

Величина перераспределенных геологических запасов в выработанной части составила 51300 тыс. т (из геологических запасов нефти выработанной части 58800 тыс. т вычтены трудноизвлекаемые - 6350 тыс. т и 1150 тыс. т).

Затем был подсчитан КИН по выработанной части (отношением добычи нефти выработанной части к перераспределенным геологическим запасам этой части). Его величина составила 0,469.

По результатам подсчета начальных и остаточных извлекаемых запасов нефти для межсолевого объекта разработки Осташковичского месторождения получен прирост извлекаемых запасов нефти по сравнению с остаточными извлекаемыми запасами в количестве 1797 тыс. т. или 36%.

Полученная величина усредненного КИН для межсолевого объекта разработки, равная 0,466, увеличилась на 4% по отношению к проектному (0,45) и рекомендована для дальнейших работ по доразработке Осташковичского месторождения.

Для более наглядного представления выработанной, разрабатываемой и неразрабатываемой частей и особенностей распределения остаточных запасов нефти по разрезу межсолевого объекта разработки впервые построены геолого-промысловые профили, на которых коллектор каждой части, соответствующий определенной степени выработанности запасов, выделен разным цветом (рис. 5,6). Полученные геолого-промысловые профили очень удобны для дальнейших проектных работ, составления уточненных проектов разработки, при бурении вторых стволов и новых скважин, разработки геолого-технических и других мероприятий.

Впервые с помощью трехмерной геологической модели выполнен дифференцированный подсчет запасов нефти по литопачкам, что позволяет более детально подходить к вопросам совершенствования разработки залежей.

Для достоверности результатов исследований выполнена оценка достигнутого КИН выработанной части по результатам ГИС вновь пробуренных скважин.

В результате установлено, что величины КИН выработанной части межсолевого объекта, полученные по данным ГИС новых скважин в обводненной зоне и по данным исследований диссертационной работы оказались достаточно близки по своим значениям, что говорит об эффективности и достоверности полученных результатов.

На основании исследований, полученных в диссертационной работе, выданы рекомендации по доразработке остаточных запасов нефти.

коллектор неколлектор

Ц неразрабатываемая часть Щ разрабатываемая часть Щ выработанная часть

Р коллектор ниже ВНК

□ коллектор с низкими емкостными характеристиками выработанной части объекта

-255660-*- г?о:оо глубина

интервал перфорации -2580.60 ¿шаа

~~~~~ абсолютная отметка

Кровля (подошва) стратиграфического слоя

Рис. 5 - Геолого-промысловый профиль по линии скважин 65, 82, 50, 15782, 157, 72Б2, 74, 103, 256, 159, 29

Рис. 6 - Геолого-промысловый профиль по линии скважин 68, 30, 7Ь2, 71, 102, 87, 50, 228, 49, 105, 20

Глава 3. Практическая достоверность и внедрение полученных результатов на месторождениях Припятского прогиба

Практическая достоверность результатов исследований подтверждена проведенными геолого-техническими мероприятиями и данными бурения новых скважин на Осташковичском месторождении в период 2006-2008 г.г. с учетом рекомендаций диссертационной работы (карты нефтенасыщенных толщин, геолого-промысловые профили, величины запасов, трехмерная геологическая модель).

Геолого-технические мероприятия, направленные на ограничение водопритока (водоизоляционные работы), проведены в 17 скважинах.

В пяти скважинах (77x2, 79, 101, 257 и 220я2) выполненные мероприятия оказались весьма успешными, поскольку проведено отсечение обводнившихся пластов, а работающие перфорированные интервалы относятся по данным диссертационной работы к разрабатываемой части межсолевого объекта. Положительный эффект представлен в виде снижения обводненности продукции и получения дополнительно добытой нефти.

Положительного эффекта не было достигнуто в результате изоляционных работ в скважинах 22, 30з2, 33з2, 62зЗ, 68, 98з2, 105, 138я1, 157в2. Несмотря на отрицательный эффект, это подтверждает результаты диссертационной работы. В этих скважинах коллекторы в интервалах перфорации относятся к выработанной части залежи, которая к настоящему времени полностью обводнена.

За указанный период, с учетом рекомендаций диссертационной работы, пробурены вторые стволы существующих скважин (92, 204, 225, 255, 269) и третий ствол скважины 269, а также пробурено семь новых добывающих скважин: 246,254,258,263, 265,268,269 и одна нагнетательная - 276.

При работе с эксплуатационным фондом скважин за период 20062008 г.г. дополнительно добыто 52,179 тыс. т нефти, а прирост добычи за счет бурения новых скважин составил 82,645 тыс. т нефти.

В итоге результаты геолого-технических мероприятий в скважинах существующего фонда, а также пробуренные новые скважины и вторые стволы, подтверждают проектные данные и данные исследований диссертационной работы.

Нефтенасыщенные и водонасыщенные коллекторы, выделяемые в новых скважинах, полностью соответствуют градации толщи межсолевого комплекса на части, поэтому выявленные особенности распределения остаточных запасов нефти в карбонатных коллекторах Осташковичского месторождения вполне достоверны.

Большинство межсолевых залежей нефти Припятского прогиба приуроченных к карбонатным коллекторам однотипны, поэтому результаты исследований диссертационной работы вполне применимы и на других месторождениях.

В настоящее время полученные данные диссертационной работы используются при принятии решений на заложение новых скважин и проведение мероприятий по увеличению нефтеотдачи пластов межсолевого объекта разработки Осташковичского месторождения.

На примере созданной детальной геологической трехмерной модели межсолевых залежей Осташковичского месторождения в РУП «Производственное объединение «Белоруснефть» БелНИПИнефть построены модели по межсолевым залежам, приуроченных к карбонатным коллекторам, Славаньского, Судовицкого и Северо-Домановичского месторождений, которые прошли успешную защиту в Республиканской комиссии по запасам РБ. Также созданы модели по подсолевым залежам Давыдовского и Речицкого месторождений, которые успешно защищены на технико-экономическом совете РУП «Производственное объединение «Белоруснефть».

По материалам диссертационной работы в БелНИПИнефть выполнена оценка выработки и подсчет остаточных запасов нефти по подсолевому объекту разработки Мармовичского месторождения. В результате выполненной

работы выявлены особенности распределения остаточных запасов нефти по площади и разрезу залежей.

Прирост извлекаемых запасов нефти по подсолевому объекту разработки Мармовичского месторождения по сравнению с подсчитанными в 2006 г. запасами нефти составил 12%, по сравнению с числящимися на балансе - 10%.

Основные результаты проведенных исследований:

1. Выполнен комплексный анализ геологического строения Осташковичского месторождения, на основе которого создана детальная трехмерная геологическая модель месторождения, с помощью которой впервые выполнен дифференцированный подсчет запасов нефти по литопачкам, что позволяет более детально совершенствовать разработку залежей.

2. Впервые выполнена оценка выработки запасов и выявлены особенности распределения остаточных запасов нефти по площади и разрезу, для чего межсолевой объект разработки Осташковичского месторождения был разделен на выработанную, разрабатываемую и неразрабатываемую части.

3. Для оценки особенностей распределения остаточных запасов нефти составлены карты остаточных нефтенасыщенных толщин и геолого-промысловые профили.

Эти документы используются на предприятиях РУП «Производственное объединение «Белоруснефть» при составлении уточненных проектов разработки, при бурении вторых стволов и новых скважин и других мероприятий.

4. Подсчитаны величины остаточных геологических и извлекаемых запасов нефти и уточнен КИН. По результатам исследований прирост извлекаемых запасов нефти по сравнению с остаточными извлекаемыми составил 36%. Полученная величина усредненного КИН, равная 0,466, выше проектной (0,45) и рекомендована для дальнейших работ по доразработке межсолевого объекта Осташковичского месторождения.

5. В результате исследований выработаны методические приемы подсчета остаточных запасов нефти в карбонатных коллекторах, которые включают:

-оценку выработки и деление залежи на части: выработанную, разрабатываемую, неразрабатываемую (при ее наличии);

-построение геолого-промысловых профилей и карт нефтенасыщенных толщин по каждой части;

-подсчет геологических и трудноизвлекаемых запасов нефти выработанной части;

- оценку КИН по выработанной части;

- подсчет остаточных запасов нефти по выработанной и разрабатываемой частям.

6. Выполнен анализ полученных результатов на практике от внедрения предложенных мероприятий. Установлено, что практически все результаты бурения новых скважин подтверждают рекомендации автора. При работе с эксплуатационным фондом скважин за период 2006-2008 г.г. дополнительно добыто 52,179 тыс. т нефти, а прирост добычи нефти за счет бурения новых скважин составил 82,645 тыс. т.

7. Результаты геологических исследований, изложенные в диссертационной работе, включены в проектные документы разработки межсолевых залежей Осташковичского месторождения, что позволило значительно повысить степень достоверности геолого-технического обоснования мероприятий по повышению эффективности разработки.

Список опубликованных работ по теме диссертации:

1. Брайчук Р.Н. Оценка выработки и локализация остаточных запасов нефти в карбонатных коллекторах месторождений Припятского прогиба // Газовая промышленность. - 2009. - №3. - С. 26-29.

2. Брайчук Р.Н. Оценка начальных и остаточных извлекаемых запасов нефти и их локализация объемным методом на основе геолого-гидродинамической модели месторождения Припятского прогиба // Геология,

геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2009. - №6. -С.15-19.

3. Брайчук Р.Н. Оценка остаточных запасов нефти в карбонатных коллекторах на основе геологического и гидродинамического моделирования (на примере Мармовичского месторождения Беларуси) // Труды Всероссийской молодежной научной конференции с участием иностранных ученых / Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. A.A. Трофимука СО РАН. -Новосибирск, 2008. Т.1. - С.70-72.

4. Брайчук Р.Н. Подсчет остаточных запасов нефти в карбонатных коллекторах месторождений Припятского прогиба // Проблемы нефтегазовой промышленности: Сб. научн. тр. - Вып. 7. Киев, HAK «Нефтегаз Украины». -2009.

5. Брайчук Р.Н., Янков A.B. Оценка достоверности модели петрофизических свойств на месторождениях Припятского прогиба // Газовая промышленность. - 2009. - № 7. - С. 33-35.

6. Кудряшов A.A. Брайчук Р.Н. Оценка остаточных запасов нефти и прогноз их выработки с помощью геологического и гидродинамического моделирования (на примере Мармовичского месторождения) // Материалы научно-технической конференции молодых специалистов. - Гомель: БелНИПИнефть, 2008. - С. 11-19.

Подписано в печать:

19.01.2011

Заказ № 4850 Тираж -100 экз. Печать трафаретная. Типография «11-й ФОРМАТ» ИНН 7726330900 115230, Москва, Варшавское ш., 36 (499) 788-78-56 www.autoreferat.ru

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Брайчук, Руслан Николаевич

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1 Геологическое строение Осташковичского месторождения.

Анализ выполненных работ по подсчету остаточных запасов нефти

1.1 Особенности геологического строения Осташковичского месторождения.

1.1.1 Стратиграфия.

1.1.2 Тектоника.

1.1.3 Нефтегазоносность.

1.1.4 Кодификация пластов-коллекторов (литопачки).

1.2 Актуальность подсчета остаточных запасов нефти на разрабатываемых месторождениях.

1.3 Краткий обзор выполненных работ по подсчету остаточных запасов нефти на месторождениях Припятского прогиба.

ГЛАВА 2 Особенности распределения остаточных запасов нефти в карбонатных коллекторах на примере межсолевого объекта разработки Осташковичского месторождения

2.1 Корреляция разрезов скважин и детализация геологического строения по литопачкам.

2.2 Анализ разработки межсолевого объекта.

2.3 Построение детальной трехмерной геологической модели.

2.3.1 Исходные данные и построение структурной ЗБ модели.

2.3.2 Построение литологической и петрофизических ЗБ моделей.

2.3.3 Подсчет запасов нефти по литопачкам.

2.4 Подсчет остаточных запасов нефти.

2.4.1 Особенности распределения и подсчета остаточных запасов нефти

2.4.2 Оценка выработки геологических запасов нефти.

2.4.3 Методики вариантов расчета остаточных извлекаемых запасов нефти.

2.4.4 Подсчет геологических запасов нефти по зонам выработки на основе трехмерной модели.

2.5 Оценка достигнутого КИН и остаточных запасов нефти по результатам ГИС.

2.6 Рекомендации по доразработке остаточных запасов нефти.

ГЛАВА 3 Практическая достоверность и внедрение полученных результатов на месторождениях Припятского прогиба

3.1 Достоверность результатов исследований.

3.2 Внедрение результатов диссертационной работы на предприятии. 114 ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Особенности распределения остаточных запасов нефти в карбонатных коллекторах межсолевых отложений Припятского прогиба"

В Припятской нефтегазоносной области добыча нефти и газа ведется уже 40 лет. В последние годы прирост запасов нефти не компенсирует добычу, что с каждым годом обостряет проблему обеспечения добычи запасами промышленных категорий. Для сглаживания этой проблемы предпринимаются действия по следующим направлениям:

- поиски и разведка новых месторождений;

- прирост запасов на разрабатываемых месторождениях за счет уточнения геологического строения и получения новых промысловых данных;

- увеличение коэффициента извлечения нефти за счет улучшения технологии разработки и добычи, проведения ГТМ.

Подавляющая часть запасов нефти (93%) в Припятском прогибе приурочена к месторождениям, представленным карбонатными коллекторами. Карбонатные комплексы характеризуются сложным строением, неоднозначностью типов и свойств коллекторов в пределах резервуара, сложностью оценки пустотного пространства коллекторов и его пространственной изменчивости.

На месторождениях Припятского прогиба основную часть в структуре остаточных запасов нефти занимают трудноизвлекаемые запасы высоковязких нефтей и запасы нефти в низкопроницаемых карбонатных коллекторах.

Наиболее крупные месторождения Осташковичское, Речицкое, Вишанское, Южно-Сосновское, Южно-Осташковичское вступили в завершающую стадию разработки, характеризующуюся высокой обводненностью продукции, низкими темпами отбора извлекаемых запасов. Текущий коэффициент использования запасов по основным залежам составляет 0,68-0,86.

Большинство залежей Беларуси характеризуются неравномерной выработкой запасов нефти. При этом на них разбурен практически весь проектный фонд скважин или значительная его часть. Система разработки неэффективна из-за нерационального размещения сетки скважин, которая не соответствует распределению остаточных запасов нефти в залежи и не учитывает латеральную неоднородность продуктивных горизонтов.

Одна из важнейших проблем при разработке заводненных залежей заключается в неопределенности распределения остаточных запасов нефти по объему залежей. Правильная оценка их местоположения, выявление и вовлечение в разработку слабо дренируемых и застойных зон не только позволит осуществить рациональное размещение новых скважин, но и повысить конечный коэффициент нефтеизвлечения.

Развитие компьютерных технологий позволило разработать различные программные продукты, направленные на комплексную обработку данных с целью построения цифровых трехмерных геологических моделей месторождений. Они являются наиболее удобным инструментом изучения месторождений, поскольку позволяют осуществлять более высокую детализацию геологического строения, более надежно подсчитывать геологические запасы и выявлять зоны концентрации остаточных запасов.

Актуальность проблемы

Надежда на открытие крупных месторождений нефти в Республике Беларусь невелика, а новые открываемые залежи нефти характеризуются незначительными запасами и их разработка малорентабельна или в настоящее время не рентабельна вовсе. Это вынуждает специалистов более целенаправленно работать с уже открытыми и обустроенными месторождениями с целью выявления особенностей распределения остаточных запасов нефти в объеме залежи и их доизвлечения.

Достоверное определение местоположения остаточных запасов нефти в виде карт нефтенасыщенных толщин и геолого-промысловых профилей с соответствующими величинами остаточных запасов позволят рационально размещать проектные скважины, закладывать вторые стволы, проводить различные геолого-технические мероприятия для увеличения нефтеотдачи по всему фонду скважин и максимальной выработки запасов.

В связи с выбранной в Республике Беларусь стратегией максимального замедления падения темпов добычи нефти, основанной на современных представлениях о геологическом строении месторождений Припятского прогиба и состоянии ресурсной базы, работы по изучению особенностей распределения остаточных запасов нефти, определению их количества становятся наиболее актуальными и жизненно важными при проведении исследовательских работ по повышению КИН нефтяных залежей.

Цель работы

Установить особенности распределения остаточных запасов нефти на основе детализации геологического строения, обобщения геолого-промысловых данных и анализа разработки с применением возможностей трехмерного геологического моделирования. Определить величины остаточных геологических и извлекаемых запасов нефти и уточнить КИН.

Основные задачи исследования

1. Выполнить комплексный анализ геологического строения месторождения;

2. Построить детальную трехмерную геологическую модель;

3. Провести оценку выработки запасов и установить местонахождение остаточных запасов нефти по площади и разрезу залежей;

4. Представить распределение запасов нефти в виде карт нефтенасыщенных толщин и геолого-промысловых профилей;

5. Подсчитать величины остаточных геологических и извлекаемых запасов нефти и уточнить КИН;

6. Показать подтверждение полученных результатов на практике.

Методы исследования

При решении поставленных задач использовался объемный метод подсчета запасов нефти и геостатистические методы моделирования. Для построения геологических моделей использовался программный продукт Petrel фирмы Schlumberger.

Научная новизна выполняемой работы

1. Впервые построена детальная трехмерная геологическая модель межсолевых карбонатных залежей Осташковичского месторождения;

2. Впервые выполнено разделение залежей на выработанную, разрабатываемую и неразрабатываемую части по площади и разрезу для оценки выработки и подсчета остаточных геологических и извлекаемых запасов нефти;

3. Впервые выявлены особенности распределения остаточных запасов нефти в виде карт толщин и геолого-промысловых профилей с соответствующими величинами запасов и КИН для дальнейших проектных работ и планирования новых геолого-технических мероприятий.

Основные защищаемые положения

1. Детальная геологическая модель залежей нефти межсолевых карбонатных отложений Осташковичского месторождения на основе комплексного анализа геолого-промысловой информации, детальной корреляции разрезов скважин и трехмерного геологического моделирования;

2. Распределение остаточных запасов нефти в карбонатных коллекторах межсолевых отложений Осташковичского месторождения;

3. Методические приемы подсчета остаточных запасов нефти в карбонатных коллекторах месторождений Припятского прогиба.

Достоверность полученных результатов подтверждается путем сравнения фактических данных бурения 13 новых скважин и проведения геолого-технологических мероприятий по 17 скважинам с результатами исследований диссертационной работы.

Практическая значимость работы и внедрение результатов исследований

Результаты исследований позволили увеличить КИН межсолевого объекта разработки Осташковичского месторождения с 0,45 до 0,466 и получить прирост извлекаемых запасов на 36% по отношению к остаточным извлекаемым.

Результаты диссертационной работы используются в РУП «Производственное объединение «Белоруснефть» БелНИПИнефть и НГДУ «Речицанефть» при выполнении проектных работ, анализов разработки, работ по повышению нефтеотдачи пластов, составлении уточненных проектов разработки, бурении вторых стволов и новых скважин.

Исследования диссертационной работы включены в проектные документы разработки межсолевых залежей Осташковичского месторождения, значительно повысили степень достоверности и надежности геолого-технологического обоснования и прогнозирования мероприятий по повышению эффективности разработки.

На примере созданной детальной геологической трехмерной модели межсолевых залежей Осташковичского месторождения в РУП «Производственное объединение «Белоруснефть» БелНИПИнефть построены модели по межсолевым залежам, приуроченных к карбонатным коллекторам, Славаньского, Судовицкого и Северо-Домановичского месторождений, которые прошли успешную защиту в Республиканской комиссии по запасам РБ.

По материалам диссертационной работы в БелНИПИнефть выполнена оценка выработки и подсчет остаточных запасов нефти по подсолевому объекту разработки Мармовичского месторождения.

Аннотация диссертационной работы по главам

Диссертационная работа состоит из введения, трех глав, заключения, списка использованной литературы и приложений.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Брайчук, Руслан Николаевич

Основные результаты проведенных исследований:

1. Выполнен комплексный анализ геологического строения Осташковичского месторождения, на основе которого создана детальная трехмерная геологическая модель месторождения, с помощью которой впервые выполнен дифференцированный подсчет запасов нефти по литопачкам, что позволяет более детально совершенствовать разработку залежей.

2. Впервые выполнена оценка выработки запасов и выявлены особенности распределения остаточных запасов нефти по площади и разрезу, для чего межсолевой объект разработки Осташковичского месторождения был разделен на выработанную, разрабатываемую и неразрабатываемую части.

3. Для оценки особенностей распределения остаточных запасов нефти составлены карты остаточных нефтенасыщенных толщин и геолого-промысловые профили.

Эти документы используются на предприятиях РУГ1 «Производственное объединение «Белоруснефть» при составлении уточненных проектов разработки, при бурении вторых стволов и новых скважин и других мероприятий.

4. Подсчитаны величины остаточных геологических и извлекаемых запасов нефти и уточнен КИН. По результатам исследований прирост извлекаемых запасов нефти по сравнению с остаточными извлекаемыми составил 36%. Полученная величина усредненного КИН, равная 0,466, выше проектной (0,45) и рекомендована для дальнейших работ по доразработке межсолевого объекта Осташковичского месторождения.

5. В результате исследований выработаны методические приемы подсчета остаточных запасов нефти в карбонатных коллекторах, которые включают: оценку выработки и деление залежи на части: выработанную, разрабатываемую, неразрабатываемую (при ее наличии);

-построение геолого-промысловых профилей и карг нефтенасыщенных толщин по каждой части;

- подсчет геологических и трудиоизвлекаемых запасов нефти выработанной части;

- оценку КИН по выработанной части; ;

- подсчет остаточных запасов нефти по выработанной и разрабатываемой частям.

6. Выполнен анализ полученных результатов на практике от внедрения предложенных мероприятий. Установлено, что практически все результаты бурения новых скважин подтверждают рекомендации автора. При работе с эксплуатационным фондом скважин за период 2006-2008 г.г. дополнительно добыто 52,179 тыс. т нефти, а прирост добычи нефти за счет бурения новых скважин составил 82,645 тыс. т.

7. Результаты геологических исследований, изложенные в диссертационной работе, включены в проектные документы разработки межсолевых залежей Осташковичского месторождения, что позволило значительно повысить степень достоверности геолого-технического обоснования мероприятий по повышению эффективности разработки.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Брайчук, Руслан Николаевич, Москва

1. Абдухаликов Я.Н., Златопольский С.С, Демидова Т.Г., Шаяхметов Ф.Ш. Изучение карбонатных коллекторов методами промысловой геофизики на месторождениях Белоруссии // Геология нефти и газа. — М.: — 1977. №1.

2. Авторский надзор за выполнением проектов (схем) разработки месторождений ПО "Белоруснефть": Отчет о НИР/ БелНИПИнефть; Руководитель Н.К. Карташ. — Гомель, 1999. 371 с.

3. Авторский надзор за выполнением проектов (схем) разработки месторождений ПО "Белоруснефть": Отчет о НИР/ БелНИПИнефть; Руководитель Н.К. Карташ. Гомель, 2001. - 301 с.

4. Авторский надзор за разработкой и анализ выработки запасов нефтяных месторождений БССР: Отчет о НИР / УкрГИПРОНИИнефть; Руководитель Н.К. Карташ. Гомель-Киев, 1986. - 175 с.

5. Азаматов В.И., Свихнушин Н.М. Методы изучения неоднородных коллекторов в связи с оценкой запасов нефти и газа. М.: Недра, 1976. - 216 с.

6. Анализ и обобщение результатов геолого-разведочных работ на площадях РУП «Производственное объединение «Белоруснефть» за 2002 год: Отчет / «Белоруснефть»; Руководитель Гарцев А .Я. — Гомель, 2003. 385 с.

7. Анализ и обобщение результатов геологоразведочных работ на площадях РУП «ПО «Белоруснефть» за 1999 год: Отчет / «Белоруснефть»; Руководитель Бескопыльный В.Н. Гомель, 2000.

8. Багринцева К.И. Карбонатные породы-коллекторы нефти и газа. -М.: Недра, 1977.-231 с.

9. Бескопыльный В. Н., Демяненко H.A., Карташ Н.К., Кибаш М.Ф. Проблемы разработки месторождений нефти и пути их решения в Беларуси // Нефтяное хозяйство. 2004. -№11. - С. 20-21.

10. Богомолов Г.В., Пахольчук A.A., Макарова Н.Ф. Трещиноватость в формировании карбонатных коллекторов Припятского прогиба // Доклады Академии наук СССР. Мн., 1980. - С. 935-938.

11. Брагин Ю.И., Вагин С.Б., Гутман И.С., Чоловский И.П. Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология залежей углеводородов. Понятия, определения, термины: Учебное пособие для вузов. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004. — 399 с.

12. Брайчук Р.Н. Оценка выработки и локализация остаточных запасов нефти в карбонатных коллекторах месторождений Припятского прогиба // Газовая промышленность. — 2009. — №3. С. 26-29.

13. Брайчук Р.Н. Подсчет остаточных запасов нефти в карбонатных коллекторах месторождений Припятского прогиба // Проблемы нефтегазовой промышленности: Сб. научн. тр. Вып. 7. Киев, HAK «Нефтегаз Украины». -2009.

14. Брайчук Р.Н. Янков A.B. Оценка достоверности модели петрофизических свойств на месторождениях Припятского прогиба // Газовая промышленность. 2009. - № 7. - С. 33-35.

15. Временное методическое руководство по определению подсчетных параметров геофизическими методами для подсчета запасов нефти и газа. — М., 1978.

16. Геологическое строение и подсчет запасов нефти и растворенного газа по Сосновскому месторождению (по состоянию на 01.07.1977 г.): Отчет о НИР / Тематическая партия треста "Белнефтегазразведка"; Руководитель И.А. Слободянюк. Мн., 1977.

17. Голубцов В.К. Проблемы региональной геологии Белоруссии. -Мн., 1974.-185 с.

18. Гольф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов. -М.: Недра, 1970.

19. Гришин Ф.А. Подсчет запасов нефти и газа в США. М.: Недра, 1993.-350 с.

20. Гришин Ф.А. Промышленная оценка месторождений нефти и газа. -М.: Недра, 1975.-304 с.

21. Гурьянов Г. Н., Сахибгареев P.C. Новообразования галита на контакте нефть вода задонской залежи Осташковичского месторождения // Докл. АН БССР. Мн., 1976. - Т. 20. - №2. - С. 158-160.

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

23. Дементьев Л.Ф. и др. Применение математической статистики в нефтегазопромысловой геологии / Л.Ф. Дементьев, М.А. Жданов, А.Н. Кирсанов. М: Недра, 1974. - 225с.

24. Добрынин В.М. Деформация и изменение физических свойств коллекторов нефти и газа. М.: Недра, 1970.

25. Добрынин В.М. Объемный метод определения извлекаемых запасов нефти в замкнутых залежах, разрабатываемых на режиме истощения // Геология нефти и газа. 1985. -№ 8. - С. 15-19.

26. Дополнение к проекту разработки Осташковичского месторождения: Отчет о НИР / УкрГИПРОНИИнефть; Руководители А.Н. Березаев, Н.К. Карташ. Киев, 1987. - 189 с.

27. Жданов М.А. Нефтепромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа. М. : Недра, 1981.

28. Закревский К.Е. Оценка качества 3D моделей / К.Е. Закревский, Д.М. Майсюк, В.Р. Сыртланов. М.: ООО «ИПЦ Маска», 2008. - 272 с.

29. Златопольский С.С. Характер физических и геофизических связей и его использование для прогнозирования коллекторских и карбонатных разрезов Припятской впадины // Вопросы, нефтяной геологии: Сб. научн. тр. Мн.: БелНИГРИ, 1975.

30. Золоева Г.М., Денисов С.Б., Билибин С.И. Геолого-геофизическое моделирование залежей нефти и газа: Учеб. Пособие. М.: Изд-во «Нефть и газ», 2005.

31. Золоева Г.М., Фарманова Н.В., Царева Н.В. Изучение карбонатных коллекторов методами промысловой геофизики. — М.: Недра, 1977. — 176с.

32. Изучение карбонатных коллекторов месторождений Белоруссии по материалам промысловой геофизики: Отчет / МИНХиГП им. И.М. Губкина; Н.В. Фарманова, JI.B. Ефремова. М., 1968, - 144 с.

33. Инструкция по применению классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. М. : ГКЗ СССР, 1984. - 24 с.

34. Интерпретация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин: Справочник // Под ред. В.М. Добрынина. М.: Недра, 1988.

35. Карташ Н.К. Повышение темпов освоения запасов путем бурения вторых стволов на месторождениях Беларуси // Нефтяное хозяйство. 2004. -№11.-С. 24-26.

36. Карташ Н.К., Водопьянов В.А., Ганжа C.B. Геологическое строение и неоднородность межсолевых отложений Осташковичского месторождения //

37. Поиски и освоение нефтяных ресурсов Республики Беларусь: Сб. науч. тр. -Вып.1.-Гомель:БелНИПИнефть, 1993.-С. 91-111.

38. Катаев О.И. Применение методов подсчета запасов нефти на поздней стадии разработки // Разработка и эксплуатация нефтегазоконденсатных месторождений: Сб. науч. тр. — Киев: УкрГИПРОНИИнефть, 1991. С. 4-9.

39. Комплексное изучение продуктивных толщ Припятского прогиба с целью установления закономерностей распределения пород-коллекторов на площадях объединения «Белоруснефть»: Отчет о НИР / УкрГИПРОНИИнефть; Руководитель А.А.Пахольчук. Гомель, 1986. - 156с.

40. Комплексный технологический проект разработки Осташковичского месторождения: Отчет о НИР / Гомельский отдел УкрГИПРОНИИнефть; Руководители Г.Н. Гурьянов, В.В. Егоров. Гомель, 1974.-251 с.

41. Кошляк В.А.,'' Султанов Т.А. Изучение нефтеотдачи пластов методами промысловой геофизики. М.: Недра, 1986. - 192с.

42. Кудряшов A.A., Писарик JI.M. Некоторые аспекты динамики добычи нефти из межсолевых залежей Припятского прогиба // Поиски и освоение нефтяных ресурсов Республики Беларусь: Сб. научн. тр. Вып 6. -Гомель, 2007.-412 с.

43. Кусов Б.Т. Межсолевые отложения Припятского прогиба: Сборник // Вопросы регионального геологического строения территории БССР. Мн., 1993.-С. 75-97.

44. Лобач С.Н. Интерпретация данных ГИС с помощью системы VISCOM+ // Материалы научно-технической конференции молодых специалистов. Гомель: БелНИПИнефть, 2004. - С. 33-38.

45. Майдебор В.Н. Разработка нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. — М.: Недра, 1971. 232 с.

46. Макаревич A.B., Пысенков В.Г. и др. Новые технологии увеличения охвата пластов заводнением с применением потокоотклоняющих композиций // Поиски и освоение нефтяных ресурсов Республики Беларусь: Сб. научн. тр. -Вып 6. Гомель, 2007. - 412 с.

47. Материалы по стратиграфии Белоруссии (к Межведомственному стратиграфическому совещанию). -Мн.: Наука и техника, 1981. — 176 с.

48. Махнач A.A. Постседиментационные изменения межсолевых девонских отложений Припятского прогиба. Мн.: Наука и техника, 1980. -182 с.

49. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом / Под ред. В.И. Петерсилье, В.И. Пороскуна, Г.Г. Яценко. Москва-Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003.

50. Определение коллекторских свойств и коэффициентов вытеснения нефти водой для условий нефтяных месторождений ПО «Белоруснефть»: Отчет о КИР / БелНИПИнефть; Руководитель В.В. Пирожков. Гомель, 1999. - 116 с.

51. Определение коэффициентов вытеснения нефти водой для условий нефтяных месторождений Республики Беларусь: Отчет о НИР / БелНИПИнефть; Руководитель В.В. Пирожков. Гомель, 1997.

52. Отчетный баланс запасов нефти, конденсата и газа за 1979 г. по объединению "Белоруснефть": Отчет / ПО "Белоруснефть"; Руководитель А.Г. Колдашенко. — Гомель, 1980.

53. Отчетный баланс запасов нефти, конденсата и газа за 1995 г. по объединению "Белоруснефть": Отчет / ПО "Белоруснефть"; Руководитель З.М. Мегидиник. Гомель, 1995.

54. Отчетный баланс запасов нефти, конденсата и газа за 1997 г. по объединению "Белоруснефть": Отчет / ПО "Белоруснефть"; Руководитель З.М. Мегидиник. — Гомель, 1997.

55. Отчетный баланс запасов нефти, конденсата и газа за 2005 г. по объединению "Белоруснефть": Отчет / Управление геолого-разведочных работ на нефть и газ; Руководитель И.М. Кедрова. Гомель, 2006.

56. Отчетный баланс запасов нефти, конденсата и газа за 2006 г. по объединению "Белоруснефть": Отчет / Управление геолого-разведочных работ на нефть и газ; Руководитель В.И. Трус. Гомель, 2007.

57. Отчетный баланс запасов нефти, конденсата и газа за 2007 г. по объединению "Белоруснефть": Отчет / Управление геолого-разведочных работ на нефть и газ; Руководитель В.И. Трус. Гомель, 2008.

58. Отчетный баланс запасов нефти, конденсата и газа за 2008 г. по объединению "Белоруснефть": Отчет / Управление геолого-разведочных работ на нефть и газ; Руководители A.C. Мохорев. Гомель, 2009.

59. Пахольчук A.A., Цукарева А.Л., Мыцик Н.В., Никифорова Т.Л. Методический подход к оценке остаточных запасов нефтяных залежей Припятского прогиба. // Нефтяное хозяйство. 2006. - № 6, - С. 112-115.

60. Пахольчук A.A., Цукарева А.Л., Никифорова Т.Л., Филонова Ж.Н. Оценка выработки запасов Южно-Осташковичского месторождения //

61. Проблемы освоения ресурсов нефти и газа Беларуси и пути их решения: Материалы научно-практической конференции (22-24 мая 2002 г.). Гомель: РУП «ПО «Белоруснефть», 2003. - С. 417-426.

62. Пересчет запасов нефти и растворенного газа петриковской и елецко-задонской залежей Осташковичского месторождения: Отчет / БелНИПИнефть; А.Л. Цукарева, Н.В. Мыцик, Ж.Н. Филонова. — Гомель, 2006. -260 с.

63. Пирсон С.Д. Учение о нефтяном пласте. М., 1961. - 452 с.

64. Подсчет запасов нефти и попутного газа Осташковичского месторождения по состоянию на 01.10.1968 г.: Отчет / Комплексная тематическая партия треста "Белнефтегазразведка"; Е.К. Корфанти, В.А. Богино, И.А. Слободянюк, В.М. Попов. Гомель, 1968. - 243 с.

65. Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов: Справочник; под ред. Стасенкова В.В., И.С. Гутмана. М.: Недра, 1989.-269 с

66. Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов: Справочник / И.Д. Амелин, В.А. Бадьянов, Б.Ю. Венделынтейн и др.; под ред. В.В. Стасенкова. М.: Недра, 1990. - 250 с.

67. Подсчет и пересчет запасов нефти и растворенного газа месторождений РУП "ПО "Белоруснефть". Речицкое нефтяное месторождение: Отчет о НИР / ГО "УкрГИПРОНИИнефть"; A.A. Пахольчук, Н.Ф. Макарова, О.М. Троянова. Гомель, 1988.

68. Подсчет и пересчет запасов нефти и растворенного газа подсолевых карбонатных залежей Малодушинского и Старо-Малодушинского месторождений (по состоянию на 01.01.2004 г.): Отчет о НИР /

69. БелНИПИнефть; А.Л. Цукарева, О.Н. Грибанов, Т.В. Чапковская. Гомель, 2004.

70. Порошин В.Д., Морозов А.Г., Хайнак В.П. Применение данных о плотностях попутных вод при контроле за разработкой нефтяных месторождений Беларуси // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1998. - №5. - С. 33-37.

71. Порошин В.Д., Муляк В.В. Методы обработки и интерпретации гидрохимических данных при контроле разработки нефтяных месторождений. -М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004. 220 с.

72. Порошин В.Д., Хайнак В.П. Взаимодействие в системе порода-вода при разработке залежей нефти в подсолевых и межсолевых отложениях (на примере Припятского прогиба) // Литология и полезные ископаемые. 2000. -№5.-С. 544-553.

73. Постановление № 260 Совета Министров РБ "Об утверждении классификации запасов месторождений нефти и газа, перспективных и прогнозных ресурсов нефти, газа, конденсата и попутных компонентов. — Мн., 2001.

74. Припятская впадина. Геофизические исследования скважин: Сб. науч. ст. / БелНИГРИ; науч. ред. В.В. Масюков. Минск, 1976. - 114 с.

75. Протокол ГКЗ СССР №4929 от 22.07.66 г. Осташковичское месторождение / М., 1966.

76. Протокол ГКЗ СССР №5609 от 19.02.69 г. Осташковичское месторождение / М., 1969.

77. Протокол ГКЗ СССР №6853 от 14.03.73 г. Осташковичское месторождение / -М., 1973.

78. Протокол заседания Республиканской комиссии по запасам полезных ископаемых Минприроды Республики Беларусь №29 (1998) от 07.09.2006 г. месторождение нефти Осташковичское. Мн., 2006.

79. Протокол ЦКЗ МНП СССР от 29 февраля 1980 г. за №4. М., 1980.

80. Расчет коэффициентов извлечения нефти из недр: РД 39-0147035214-86. -М., 1986.

81. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений: РД РФ 153-39.0-047-00. М.: Министерство топлива и энергетики Российской Федерации, 2000. - 36 с.

82. Родионов Д.А. Справочник по математическим методам в геологии / Д.А. Родионов, Р.И. Коган, В.А. Голубева; под ред. А.И. Федотова. М.: Недра, 1987.-335 с.

83. Рынский М.А. Условия формирования нефтяных месторождений Припятской впадины: Автореферат диссертации на соискание ученой степени к.г.-м.н. М., 1973.- 18 с.

84. Рынский М.А., Лобов А.И. Механические особенности карбонатных коллекторов месторождений Припятского прогиба // Поиски и освоение нефтяных ресурсов Республики Беларусь: Сб. научн. тр. Вып 6. -Гомель, 2007.-412 с.

85. Совершенствование методик сбора и обработки с использованием ЭВМ геолого-геофизических данных исследования скважин на территории

86. Припятской впадины: Отчет о НИР / Тематическая партия 14/81 / ПО "Западнефтегеофизика"; B.C. Серебренников, Т.Г. Демидова. Гомель, 1981.

87. Спутник нефтепромыслового геолога. Справочник / Под ред. Чоловского И.П. М.: Недра, 1989. - 376 с.

88. Султанов С.А., Свихнушин Н.М. Использование методов промысловой геофизики для изучения нефтеотдачи пластов. М: Недра, 1967. -115с.

89. Сургучев M. JL, Колганов В. И., Гавура А. В. Извлечение нефти из карбонатных коллекторов. — М.: Недра, 1987. -230с.

90. Технико-экономическое обоснование коэффициента нефтеизвлечения межсолевой залежи Южно-Сосновского месторождения (по состоянию на 01.01.2003 г.): Отчет о НИР / БелНИПИнефть; A.JI. Цукарева, Т.Л. Никифорова. Гомель, 2003.

91. Технико-экономическое обоснование коэффициента нефтеизвлечения петриковско-елецкой залежи III блока Березинского месторождения (по состоянию на 01.01.2005 г.): Отчет о НИР / БелНИПИнефть; А.Л. Цукарева, Т.Л. Никифорова. Гомель, 2005.

92. Технико-экономическое обоснование коэффициентов нефтеизвлечения подсолевых карбонатных залежей Малодушинского месторождения (по состоянию на 01.01.2005 г.): Отчет о НИР / БелНИПИнефть; А.Л. Цукарева, Т.В. Чапковская. Гомель, 2005.

93. Техническая инструкция по проведению геофизических исследований в скважинах. -М.: Недра, 1985.

94. Технологическая схема разработки Оташковичского нефтяного месторождения: Отчет о НИР / Гомельский отдел УкрНИИПНД; Руководитель В.А.Кисель. Киев, 1969. - 253 с.

95. Токарев М.А. Комплексный геолого-промысловый контроль за текущей нефтеотдачей при вытеснении нефти водой. — М.: Недра, 1990. — 267 с.

96. Уилсон Дж.Л. Карбонатные фации в геологической истории. Перевод с английского. М.: Недра, 1980. — 463 с.

97. Усовершенствование методики определения коэффициентов пористости карбонатных пород межсолевых отложений месторождения Осташковичи по промыслово-геофизическим данным: Отчет МИНХ и ГП; Руководитель В.Н. Михайлов. М., 1968. - 85с.

98. Уточнение технологических показателей разработки Осташковичского месторождения: Отчет о НИР / БелНИПИнефть; Н.К. Карташ, Л.Г. Мельникова. Гомель, 2003. - 392 с.

99. Уточненные технологические схемы и проекты разработки нефтяных месторождений объединения «Белоруснефть». Осташковичское месторождение: Отчет о НИР / УкрГИПРОНИИнефть; Руководители А.К. Гончарова, Г.Н. Гурьянов. Киев, 1978. - 49 с.

100. Хисамутдинов Н. И., Тильманова P. X., Владимиров И. В. и др. Разработка нефтяных пластов на поздней стадии. М.: ВНИИОЭНГ, 2004. Т.1. -252 с.

101. Цалко П.Б. Мартынцив О.Ф. Карбонатные коллекторы нефтяных залежей Припятского прогиба. Мн.: Наука и техника, 1986. - 180 с.

102. Щелкачев В.Н. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом режиме.-М.: Гостоптехиздат, 1959.