Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Государственное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
«ЮЖНЫЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
геолого-географический факультет
КАФЕДРА ГЕОЛОГИИ НЕФТИ И ГАЗА
Курсовая работа на тему:
«Подсчет запасов нефти и растворенного газа
Кудряшовского месторождения»
Выполнил студент 6к. ОЗО
В. Корниенко
Проверила: преп. Погорельская С.В.
г. Ростов-на-Дону
2012
Содержание
Введение 4
1. Общая характеристика Кудряшовского месторождения 5
1.1. Географо-экономическая характеристика района 5
1.2. История геолого-геофизической изученности 8
2. Геологическая характеристика Кудряшовского месторождения 12
2.1. Литолого-стратиграфическая характеристика района 12
2.2. Тектоника 18
3. Нефтегазоносность района 19
4. Геологическое строение продуктивных пластов 20
5. Подсчет запасов нефти и растворенного газа
Кудряшовского месторождения 27
5.1 Подсчет запасов объемным методом 27
5.2 Обоснование подсчетных параметров, категорий и подсчет запасов нефти и растворенного газа по залежам Кудряшовского место 29
5.3 Подсчет запасов методом материального баланса 33
Заключение 35
Литература 36
Список рисунков
1.1 Обзорная схема района Кудряшовского месторождения 6
4.1 Структурная карта по кровле продуктивного
пласта задонского горизонта 21
4.2 Структурная карта по кровле продуктивного
пласта евлановско-ливенского горизонта 22
4.3 Структурные карты по кровле продуктивных
пластов петинского горизонта 24
4.4 Структурная карта по кровле продуктивного
пласта задонского горизонта 25
4.5 Геологический профиль по линии I-I
Кудряшовского месторождения 26
Список таблиц
1.1 Объем поисково-разведочного бурения 11
5.1 Сводная таблица подсчетных параметров и запасов
Кудряшовского месторождения 28
Введение
По учебному плану специальности «Геология нефти и газа» в течение 11 семестра заочного отделения по специальности 130304 – Геология нефти и газа предусматривается создание студентами курсового проекта по курсу «Нефтепромысловая геология», целью которого является закрепление полученных знаний по базовым дисциплинам. Основой для написания курсового проекта являются фактические материалы по Кудряшовскому месторождению в компании ОАО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ВолгоградНИПИморнефть».
В последнее время на многих месторождениях углеводородов отмечается несоответствие между начальными извлекаемыми запасами и добычей флюидов. Объемный метод подсчета может применяться при подсчете запасов любой залежи, он является универсальным и обязательным при рассмотрении в ГКЗ РФ. Однако при недостаточном количестве информации, неточных данных, либо очень сложном строении залежей существует вероятность некорректного подсчета объемным методом. В этом случае существует целый ряд альтернативных, контрольных методов подсчета запасов. Одним из них является метод материального баланса, основанный на анализе характера изменений показателей разработки.
В настоящей дипломной работе студентом В. Корниенко были подсчитаны запасы нефти и растворённого в ней газа залежей Кудряшовского месторождения Волгоградской области. Используемые методы подсчета запасов – объемный и метод материального баланса. Сопоставление подсчитанных запасов двумя принципиально разными методами позволит планировать и корректировать годовые уровни добычи нефти и уточнить технологические показатели ее разработки. Запасы числятся на государственном балансе, лицензия на разработку выдана объединению «ЛУКОЙЛ-Волгограднефтегаз». Решение поставленных задач осуществлялось на основании фактических данных разработки и разведки месторождения с использованием фондовых и опубликованных работ.
1. Общая характеристика Кудряшовского месторождения
1.1 Географо-экономическая характеристика района
Кудряшовское месторождение открыто в 2003 году на одноимённой структуре, выявленной и подготовленной к глубокому поисковому бурению в результате планомерного изучения сейсморазведочными работами МОГТ геологического строения территории, прилегающей к Новокочетковскому месторождению. В декабре 2003 года введено в разработку согласно плану пробной эксплуатации скв. 48-Чр. В 2005 году принят «Проект пробной эксплуатации Кудряшовского месторождения» сроком на три года. По величине запасов относится к мелким месторождениям; по строению – ко II группе сложности по классификации ГКЗ РФ. Недропользователь – ООО «ЛУКОЙЛ-Волгограднефтегаз», лицензия серии ВЛГ №01595 НР от 01.09.2008.
Кудряшовское месторождение находится в пределах Кудиновско-Романовского лицензионного участка недр, относится к Нижневолжской нефтегазоносной области Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.
В административном отношении Кудряшовское месторождение расположено на территории Ольховского района Волгоградской области, в 18 км к западу от п.г.т. Ольховка и в 130 км к северо-западу от г. Волгограда.
Ближайшим к месторождению населённым пунктом (в 5 км северо-западнее) является хутор Погожья Балка, связанный с г. Фролово асфальтированной дорогой. До месторождения проходят полевые дороги. В 16 км к юго-востоку от Кудряшовского месторождения проложена асфальтированная дорога Иловля – Ольховка, ближайшая железнодорожная станция Зензеватка находится в 20 км к юго-востоку (рис 1.1) .
Ближайшие магистральные трубопроводы – нефтепровод Жирновск-Волгоград (в 21 км) и газопровод Коробки-Лог (в 0,1 км). Ближайшие разрабатываемые месторождения – Новокочетковское (в 3,5 км северо-восточнее), Антоновское, Кудиновское. Сбор промысловой продукции на Кудряшовском месторождении осуществляется от приустьевого оборудования скважины по герметичному трубопроводу (выкидным линиям) диаметром 114 мм на АГЗУ «БИУС», затем по трубопроводу диаметром 219 мм направляется на СП «Ключи», где после сепарации поступает в межпромысловый нефтепровод ЦППН, а затем на нефтеперерабатывающий завод в г. Волгограде.
Рисунок 1.1 Обзорная схема района Кудряшовского месторождения
Район экономически освоен. Энергетической базой является Волжская ГЭС.
Площадь месторождения расположена в пределах сейсмически стабильной территории.
Основным полезным ископаемым на рассматриваемой территории является нефть. Большая часть степей распахана под посевы злаковых культур.
Климат района континентальный с холодной малоснежной зимой и жарким засушливым летом. Средняя температура января минус 110С, июля – плюс 240С. Летний максимум плюс 41оС, зимний минимум минус 38оС. Преобладающее направление ветра зимой - восточное, летом - северо-западное. Количество атмосферных осадков 350-400 мм в год, большая часть которых выпадает осенью и зимой. Толщина снежного покрова 15-20 см. Глубина зимнего промерзания грунта в отдельные годы достигает 2 м.
В геоморфологическом отношении территория расположена в южной части Приволжской возвышенности, на восточном склоне Доно-Медведицкой гряды на междуречье рек Арчеды и Ольховки. Рельеф земной поверхности овражно-балочный. Склоны балок крутизной 10-20о сильно изрезаны оврагами и промоинами глубиной от 3 до 18 м. Абсолютные отметки рельефа колеблются от 140 до 200 м.
Территория месторождения относится к степной зоне, к подзоне разнотравно-типчаково-ковыльных сухих степей. Рельефообразующие породы представлены неоген-четвертичными песками, супесями, глинами и суглинками. Почвы тёмно-каштановые с преобладанием белополынно-злаковой растительности. Естественные лесные массивы отсутствуют. В долинах рек и балок преобладают луговые травы.
На прилегающей к месторождению площади расположены пруды Берёзовый, Кудряшов, пруд в балке Погожья. Питание их происходит водами, образующимися при таянии снега и в значительно меньшей степени ливневыми дождевыми водами. С декабря по март – период ледостава.
Воды питьевого назначения приурочены к сеноманскому водоносному комплексу, который развит на территории района повсеместно и является основным источником водоснабжения (залегает на глубинах от 25 до 140 м). Воды комплекса преимущественно пресные. Дебиты эксплуатационных скважин от 1 до 15 л/с.
Месторождение расположено на особоохраняемой территории резервата «Грачи» (место концентрации охотничьих животных, а также редких и исчезающих видов). Проект поисково-разведочных работ на участке Чернушинской площади прошёл Госэкоэкспертизу и получил положительное заключение.
До 1975 года в районе месторождения был выполнен большой комплекс региональных и рекогносцировочных исследований, в результате которых были получены представления о тектоническом строении, стратиграфическом разрезе района и перспективах его нефтегазоносности. После установления продуктивности рифовых образований семилукско-рудкинского возраста в 1967 году в скв. 304 Берёзовской и в 1980 году на структуре Северо-Ключевской были составлены рекомендации на постановку поисковых и детальных сейсморазведочных работ. Кудряшовская структура была подготовлена к глубокому бурению в 2001 году, а в 2003 году поисковой скв. 48-Чр открыто Кудряшовское нефтяное месторождение. В 2003 году была введена в разработку залежь семилукско-рудкинского горизонта, в 2005 году – залежь евлановско-ливенского горизонта, а в 2007 году – залежь I пласта петинского горизонта.
Кудряшовское месторождение находится в сфере деятельности ООО «ЛУКОЙЛ-Волгограднефтегаз» (г. Волгоград).
1.2. История геолого-геофизической изученности
Региональные геолого-геофизические работы на территории расположения месторождения начали проводиться в 1945-1946 гг. К 1975 году в районе был выполнен большой комплекс региональных и рекогносцировочных исследований, включающих сейсморазведку (КМПВ, МОВ), электроразведку (ЗСТ, МТЗ), гравиразведку, структурно-картировочное и глубокое бурение. Были открыты залежи нефти в рифогенных отложениях семилукско-рудкинского возраста. Применение совершенных программ обработки сейсмических материалов на ЭВМ подтвердили возможности картирования сейсморазведкой МОГТ малоамплитудных объектов облекания рифов. В районе стали проводиться наблюдения МОВ ОГТ, глубокое бурение, дистанционные, геохимические исследования в различных модификациях и высокоточная аэромагнитная съёмка.
На основании результатов названных выше исследований были составлены рекомендации на постановку поисковых и детальных сейсморазведочных работ, которые привели к выявлению новых перспективных объектов рифогенной природы и к открытию месторождений.
Кудряшовская структура впервые зафиксирована как осложнение волновой картины, типичное для участков развития рифогенных образований в 1998 году на профиле 16.92.98. После начала планомерного изучения сейсморазведкой МОГТ геологического строения территории, окружающей Новокочетковское нефтяное месторождение, в 2000 году Кудряшовская структура была намечена профилями 38.00.266 и 38.00.267 и подтверждена профилями 44.01.153 , 44.01.154 и 44.01.156. Было отработано 104 км сейсмических профилей (плотность 2,7 км/км2).
По результатам работ МОВ ОГТ, проведённых в 2001 году сейсмопартиями ЗАОр НП «Запприкаспийгеофизика», была выделена Кудряшовская рифогенная постройка семилукского возраста и структуры облекания по вышележащим горизонтам. В 2001 году НПЦ ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» был выдан «Паспорт на Кудряшовскую структуру, подготовленную к глубокому бурению на нефть» (А.А.Брыжин, А.Ю.Андреев и др.), структура в том же году включена в фонд подготовленных с ресурсами категории С3 (0,740 млн. т). В 2001 году на структуру был составлен паспорт ЗАОр НП «Запприкаспийгеофизика».
На Кудряшовской структуре рекомендовалось заложить одну поисковую скважину на профиле 44.01.153, на котором в интервале пикетов 27оо-36оо отмечается чёткий антиклинальный перегиб по лебедянскому, ливенскому, воронежскому и семилукскому горизонтам. Скважину глубиной 3500 м рекомендовалось пробурить в апикальной точке перегиба на пикете 31+50, что позволило бы пройти всю толщу рифа и вскрыть подрифовые отложения кыновского возраста.
Скв.48-Чр начата бурением 7.11.2002 г. В процессе бурения последовательно опробованы пластоиспытателем на трубах задонские, евлановско-ливенские, воронежские, петинские и семилукско-рудкинские отложения. Подтверждена продуктивность всех испытанных горизонтов, кроме воронежского. В скважине производился газовый каротаж (с глубины 1752 м) и отбор керна и шлама, проведён необходимый запланированный комплекс ПГИ. Семилукско-рудкинские отложения перфорированы в открытом стволе и исследованы комплексными гидродинамическими методами. Месторождение названо Кудряшовским. Забой скв.48-Чр на глубине 3465 м. Скважина закончена строительством 26.07.2003 г. и передана в эксплуатацию.
В 2005 году была пробурена разведочная скв. 61-Чр. Так как первый вертикальный ствол (61(I)-Чр) вскрыл водоносные отложения задонского и евлановско-ливенского горизонтов, был заложен второй, наклонно-направленный, ствол (61(II)-Чр) который вскрыл нефтяные залежи этих горизонтов. Глубина зарезки наклонно-направленного ствола – 2285 м. Забои скважин находятся в евлановско-ливенском горизонте. В процессе бурения скв.61(I)-Чр с глубины 1900 м и до глубины 3050 м производился геолого-технологический контроль, выполнен запланированный комплекс ПГИ, отбор керна, испытание пластоиспытателем, ВСП, НВП. Забой на глубине 3050 м.
В скв.61(II)-Чр с глубины 2285 м и до глубины 3100 м производился геолого-технологический контроль, выполнен запланированный комплекс ПГИ, отбор керна, испытание пластоиспытателем. В эксплуатационной колонне перфорированы и исследованы комплексными гидродинамическими методами евлановско-ливенские отложения. Забой на глубине 3100 м. Скважина передана в эксплуатацию.
В 2007году была пробурена эксплуатационная скв. 1-Кудр. Скважина вскрыла нефтяные залежи евлановско-ливенского, петинского и семилукско-рудкинского горизонтов (вскрытая толщина 8,4 м). В задонском горизонте пласт-коллектор замещён. В процессе бурения скв.1-Кудр с глубины 3056 м и до глубины 3322 м производился геолого-технологический контроль, выполнен запланированный комплекс ПГИ, испытание пластоиспытателем петинских отложений (I пласт), проведена перфорация колонны и исследованы комплексными гидродинамическими методами петинские отложения (I пласт). Забой на глубине 3322 м. Скважина передана в эксплуатацию.
Бурение скважин осуществлялось ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскбурнефть» и ООО БК «Евразия». Керновый материал, а также отобранные в процессе исследования пробы нефти, газа и пластовой воды изучались в лабораториях института ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть». Промыслово-геофизическое обслуживание скважин и испытание пластов проводилось Петровским управлением геофизических работ.
Всего на Кудряшовском месторождении пробурено 12937 м, их них эксплуатационное бурение составляет 3322 м, поисково-разведочное - 9615 м. Сведения об объемах и результатах бурения приводятся в табл. 1.1.
|
Таблица 1.1 Объем поисково-разведочного бурения |
||||
|
Скважины |
Количество |
Общий |
Сроки |
Полученные |
|
и их назначение |
скважин |
метраж |
бурения, |
результаты, |
|
|
|
|
начало |
продуктивные |
|
|
|
|
окончание |
непродуктивные |
|
|
|
|
|
|
|
Поисковые |
1 (48-Чр) |
3465 |
2002 |
1 |
|
|
|
|
2003 |
- |
|
|
|
|
|
|
|
Разведочные |
1 (61-Чр)* |
3865 |
2004 |
1 |
|
|
|
(3050+(3100-2285)) |
2005 |
- |
|
|
|
|
|
|
|
Эксплуатационные |
1 (1-Кудр) |
3322 |
2006 |
1 |
|
|
|
|
2007 |
- |
|
|
|
|
|
|
|
Всего: |
3 |
10652 |
|
3 |
|
|
|
|
|
- |
|
* - Примечание: с глубины 2285м в 2005 г. пробурен II (наклонный) ствол с забоем |
||||
|
на глубине 3100м, получен продукт. Забой I (вертикального ствола) |
||||
|
на глубине 3050м; продукт не получен. |
На месторождении пробурено 3 скважины, в одной из них забурен второй, наклонно-направленный, ствол (первый, вертикальный ствол, в законтурной части месторождения). Целевое назначение скважин, их конструкция и состояние приведены в сводной таблице по проводке скважин.
Всего с отбором керна пройдено 317,5 м, в т.ч. по продуктивной части 291,5 м, что составляет 91,8 %. Вынос керна по продуктивной части 279,05 м (95,7 %).
В скважинах опробованы продуктивные задонские, евлановско-ливенские, петинские, семилукские отложения методом ИПТ (30 объектов), проведены комплексные гидродинамические исследования при перфорации в колонне и в открытом стволе (три объекта). Из 3 законченных строительством скважин все 3 (100%) оказались продуктивными, первый ствол одной из скважин - за контуром нефтеносности (61(I)-Чр).
2. Геологическая характеристика Кудряшовского месторождения
В геологическом строении Кудряшовского месторождения принимают участие отложения палеозойского, мезозойского и кайнозойского возраста. Самая глубокая скв. 48-Чр вскрыла отложения саргаевского горизонта франского яруса девонской системы. Скв. 1-Кудр вскрыла семилукские отложения, а оба ствола скв. 61- Чр имеют окончание в отложениях евлановско-ливенского горизонта франского яруса. Ниже приводится литолого-стратиграфическое описание разреза по материалам исследования керна из скв. 48-Чр и 61-Чр.
2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика района
Палеозойская группа
Представлена девонской, каменноугольной и пермской системами.
Девонская система представлена верхним отделом в объёме франского и фаменского ярусов.
Франский ярус представлен саргаевским, семилукско-рудкинским, петинским, алатырским, воронежским и евлановско-ливенским горизонтами.
Саргаевский горизонт сложен известняками серыми, органогенно-детритовыми, битуминозно-глинистыми, доломитизированными, с многочисленными органическими остатками. Вскрытая толщина 20 м.
Семилукско-рудкинский горизонт представлен мощным рифовым массивом толщиной 183 м. В состав рифостроителей входят водоросли, строматопораты, кораллы, мшанки и сопутствующие организмы (брахиоподы, криноидеи, морские ежи). Известняки нефтенасыщенные, неравномерно глинистые и битуминозные, трещиноватые, участками пористые, участками «ситчатые» с редкими кавернами, неравномерно перекристаллизованные, пятнисто окремнелые и пиритизированные, прослоями разуплотнённые. Коллекторские свойства не выдержаны по разрезу.
Петинский горизонт залегает трансгрессивно, с размывом, на семилукско-рудкинском. Сложен известняками глинистыми, мергелями и аргиллитами тёмно-серыми, зеленовато-серыми, известковистыми. В разрезе горизонта имеются пласты песчаников серых, светло-серых от мелко- до грубозернистых, алевритистых, неравномерно известковистых, нефтенасыщенных. Толщина горизонта от 154 до 201 м.
Воронежский горизонт согласно залегает на петинском и связан с ним постепенным переходом. Снизу вверх по разрезу «чистые» известняки сменяются полидетритовыми с прослоями органогенно-обломочных, неравномерно глинистыми до перехода в мергели и аргиллиты. В верхней части известняки полидетритовые, доломитизированные. Толщина горизонта 66 - 69 м.
Евлановско-ливенский горизонт залегает согласно на воронежском. Нижняя часть представлена известняками глинистыми и аргиллитами. Породы плотные, пиритизированные, с минеральными трещинами, с многочисленными стилолитовыми швами. Выше по разрезу известняки нефтенасыщенные, амфипоровые и водорослевые, интенсивно перекристаллизованные, выщелоченные, неравномерно трещиноватые, с прослоями биогермных известняков. В верхней части горизонта известняки органогенно- и шламово-детритовые, участками органогенно-обломочные. Толщина отложений от 47 м в скв.1-Кудр до 50 м (вскрытая часть) в скв.61(II)-Чр.
Фаменский ярус слагают, задонский, елецкий, лебедянский, зимовский, сенновский и заволжский горизонты.
Задонский горизонт залегает на евлановско-ливенском с размывом. Сложен известняками глинистыми, аргиллитами зеленовато-серыми, известковистыми. По всей толщине горизонта прослеживается задонский репер – пласт известняка серого, глинистого. В нижней части горизонта залегают песчаники грубозернистые пористые, нефтенасыщенные. Толщина горизонта от 72 до 76 м.
Елецкий горизонт сложен известняками серыми, глинистыми, пелитоморфными с прослоями аргиллитов и мергелей. Толщина отложений от 102 до 113 м.
Лебедянский горизонт представлен чередованием известняков серых, пелитоморфных, глинистых и аргиллитов. Толщина горизонта от 117 до 133 м.
Зимовский горизонт сложен известняками серыми, светло-серыми, в средней части разреза – глинистыми. Толщина отложений от 78 до 88 м.
Сенновский горизонт представлен известняками серыми, светло-серыми, слабо перекристаллизованными. Толщина горизонта от 131 до 141 м.
Заволжский горизонт сложен известняками перекристаллизованными, местами глинистыми с прослоями доломитов и доломитизированных известняков толщиной от 66 до 69 м.
Каменноугольная система представлена нижним, средним и верхним отделами.
В нижний отдел входят турнейский, визейский и серпуховский ярусы.
Турнейский ярус в составе малевского, упинского, черепетского и кизеловского горизонтов сложен толщей известняков, в различной степени перекристаллизованных, местами глинистых, и доломитами, мергелями, глинами. Толщина отложений яруса от 123 до 126 м.
Визейский ярус в нижней части представлен глинами малиновского надгоризонта, алевритистыми, аргиллитоподобными толщиной от 14 до 17 м, которые с размывом залегают на турнейских известняках. Средняя часть визейского яруса присутствует в составе тульского и бобриковского горизонтов.
Бобриковский горизонт представлен песчаниками и глинами толщиной от 33 до 36 м. Песчаники кварцевые, неравномерно зернистые, слабоуплотнённые.
Тульский горизонт сложен глинами тёмно-серыми слоистыми с прослоями песчаников, алевролитов и известняков. В основании тульского горизонта залегает глинистый известняк. Толщина отложений горизонта от 55 до 57 м.
Верхневизейский подъярус представлен алексинским, михайловским и венёвским горизонтами.
Алексинский горизонт сложен чередованием маломощных глин, песчаников и известняков.
Михайловский и венёвский горизонты сложены однородной толщей известняков светло-серых, местами глинистых, трещиноватых, кавернозных.
Толщина верхневизейского подъяруса от 206 до 208 м.
Серпуховский ярус в объёме тарусского, стешевского и протвинского горизонтов сложен преимущественно известняками с редкими, маломощными прослоями глин. Известняки разнозернистые, неравномерно перекристаллизованные, трещиноватые, местами глинистые и доломитизированные. Общая толщина яруса 61-62 м.
Средний отдел каменноугольной системы выделен в составе башкирского и московского ярусов.
Башкирский ярус подразделяется на нижне- и верхнебашкирский подъярусы, разделённые стратиграфическим несогласием.
Нижнебашкирский подъярус сложен известняками оолитовыми и псевдооолитовыми, детритовыми, органогенными, органогенно-обломочными, перекристаллизованными, часто пиритизированными. Толщина отложений от 43 до 46 м.
Верхнебашкирский подъярус представлен переслаиванием глин и песчаников. Глины тёмно-серые, песчанистые, алевритистые. Песчаники светло-серые, известковистые. Толщина отложений от 107 до 110 м.
Московский ярус подразделяется на нижний и верхний подъярусы.
Нижний подъярус представлен верейским и каширским горизонтами.
Верейский горизонт сложен переслаиванием глин, песчаников и алевролитов. Глины тонкослоистые, алевритистые. Песчаники полимиктовые, мелкозернистые. Толщина горизонта от 173 до 175 м.
Каширский горизонт сложен известняками микрозернистыми, местами глинистыми с маломощными прослоями глин. Толщина отложений от 116 до 118 м.
Верхний подъярус представлен подольским и мячковским горизонтами.
Подольский горизонт сложен известняками светло-серыми, мелкозернистыми и биоморфными, местами трещиноватыми. В средней части горизонта выделяются две пачки тёмно-серых глин – подольские реперы. Толщина отложений горизонта от 176 до 179 м.
Мячковский горизонт сложен известняками серыми, светло-серыми, мелкозернистыми, прослоями глинистыми. Толщина отложений от 143 до 150 м.
Верхний отдел каменноугольной системы присутствует на площади в объёме касимовского и гжельского ярусов. Отложения представлены известняками местами доломитизированными, кавернозными, с маломощными прослоями глин тонкослоистых, алевритистых, известковистых. Толщина верхнекаменноугольных отложений от 335 до 342 м.
Пермская система с несогласием залегает на каменноугольных отложениях. В нижний и верхний отделы системы входят ассельский, сакмаро-артинский, уфимский, казанский и татарский ярусы. За исключением татарского яруса, представленного глинами красно-бурыми, коричневатыми с прослоями алевролитов, пермские осадки сложены мергелями, известняками и доломитами. Толщина пермских отложений от 197 до 204 м.
Мезозойская группа
Сложена породами триасовой, юрской и меловой систем.
Отложения триасовой системы сохранились в объёме индского яруса (нижний отдел), представленного песками и песчаниками, переслаивающимися с пестроцветными глинами. Толщина от 49 до 53 м.
Юрская система сохранилась от размыва в объёме среднего отдела (байосский, батский и келловеский ярусы).
Байосский ярус сложен толщей глин серых, зеленовато-серых, алевритистых, слюдистых с прослоями песков, песчаников и алевролитов.
Батский ярус представлен преимущественно глинами серыми, зеленовато-серыми, слабослюдистыми. В верхней части прослеживается батский репер - пласт плотного песчаника.
Келловейский ярус сложен преимущественно глинами голубовато-серыми, слюдистыми, иногда с прослоями мергелей.
Толщина отложений юрской системы от 214 до 217 м.
Меловая система сохранилась от размыва на площади в объёме нижнего и верхнего отделов, трансгрессивно залегающих на юрских отложениях
Нижнемеловые отложения представлены нерасчленёнными готерив-барремскими песчаниками, алевролитами и глинами, аптскими глинами и песками, альбскими песками, песчаниками, глинами алевритистыми и алевритами толщиной 91 м.
Верхнемеловые отложения представлены сеноманскими песками, глинами, алевритами и туронскими мелоподобными известняками и белым писчим мелом.
Толщина меловой системы от 236 до 304 м.
Кайнозойская группа
Включает песчано-глинистые отложения неогенового и четвертичного возрастов, сложенные песками, суглинками и супесями. Толщина от 33 до 109 м.
2.2 Тектоника
Согласно схеме тектонического районирования [16], Кудряшовское месторождение расположено в зоне Доно-Медведицкой системы прогибов и поднятий Пачелмско-Саратовского авлакогена.
Пачелмско-Саратовский авлакоген представляет собой южную часть раструба, открывающегося в Прикаспийскую впадину, северная часть которого расположена в пределах Саратовской области, это надпорядковый тектонический элемент. Доно-Медведицкие дислокации – тектонический элемент I порядка, это самая дифференцированная часть Волгоградского Правобережья.
В осадочном разрезе Волгоградского Правобережья выделяются два тектонических этажа: девонский и каменноугольно-мезозойский. В девонском этаже выделено два структурных яруса: терригенного и карбонатного девона. В каменноугольно-мезозойском этаже намечено тоже два структурных яруса: каменноугольный и мезозойский.
По структурному плану карбонатного девона месторождение приурочено к Кудиновско-Романовскому своду, к центральной его части. Кудиновско-Романовский свод является тектоническим элементом II порядка; он разделяется Тишанским грабеном на Кудиновский вал и Октябрьскую террасу (тектонические элементы III порядка).
На Кудиновско-Романовском своде при детальном изучении тектоники карбонатного девона могут быть выделены протяжённые линейно-вытянутые субмеридиональные рифовые гряды в семилукских отложениях. По отложениям ливенского горизонта территория в пределах Кудиновско-Романовского свода представляет собой крупный моноклинальный склон, погружающийся в восточном направлении. Органогенные постройки семилукского возраста фиксируются по ливенскому горизонту в виде структур облекания.
По структурному плану каменноугольных отложений месторождение находится в центральной части Умётовско-Октябрьской структурной террасы, вытянутой с юго-запада на северо-восток. По подольскому горизонту она представляет собой крупный моноклинальный склон, погружающийся в юго-восточном направлении.
По структурному плану мезозойских отложений месторождение относится к Ольховской мульде, которая, в общем плане, соответствует большей части Кудиновско-Романовского свода.
Кудряшовское месторождение приурочено к структуре Кудряшовской (тектонический элемент IV порядка), которая представляет собой брахиантиклинальное поднятие, имеющее субмеридианальную ориентировку длинной оси.
3. Нефтегазоносность
Кудряшовское нефтяное месторождение приурочено к Нижневолжской нефтегазоносной области Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.
Нефтеносность разреза осадочного чехла рассматриваемой территории установлена в узком стратиграфическом диапазоне от семилукского до евлановско-ливенского горизонта франского яруса верхнего девона. На ближайших к Кудряшовскому месторождениях залежи нефти выявлены в отложениях евлановско-ливенского горизонта Западно-Кочетковского, Антоновского и Восточно-Кудиновского месторождений, воронежского горизонта Антоновского и Восточно-Кудиновского месторождений и в отложениях петинского и семилукского горизонтов Восточно-Кудиновского месторождения. Кроме того, подобный продуктивный разрез вскрыт на Ключевском и Фроловском месторождениях, за исключением петинского горизонта на Фроловском месторождении.
На Кудряшовском месторождении установлены 5 залежей нефти, имеющих промышленное значение. Залежи приурочены к пластам задонского, евлановско-ливенского, петинского горизонтов (в петинском две залежи – в I и II пластах) и к рифогенным образованиям семилукского горизонта.
4. Геологическое строение продуктивных пластов
Нефтяная залежь задонского горизонта приурочена к складке облекания семилукско-рудкинского рифа. Складка в плане имеет симметричную форму. Залежь пластовая сводовая, литологически экранированная (в южной и юго-западной части коллектор замещён непроницаемыми породами). Тип коллектора поровый, вмещающие породы терригенные.
Абсолютная отметка глубины залегания кровли коллектора в пределах залежи изменяется от минус 2764,0 м до минус 2770,4 м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 7,2 м в скв.48-Чр до 9,0 м в скв.61(II)-Чр. Обе скважины находятся в чистонефтяной зоне залежи. Скв.1-Кудр вскрыла неколлектор, в скв. 61(I)-Чр коллектор водонасыщенный. При опробовании ИПТ в скв. 48-Чр и 61(II)-Чр получена безводная нефть. В скв. 61(I)-Чр – пластовая вода, скважина находится за контуром нефтеносности.
Уровень водонефтяного контакта залежи задонского горизонта установлен, как среднее значение отметок подошвы нефтенасыщенного пласта, вскрытого вторым стволом скв. 61-Чр, и кровлей водонасыщенного коллектора, вскрытого первым стволом скв. 61-Чр, на абс. отм. минус 2784,3 м. (рис. 4.5).
Размеры залежи 0,57х0,40 км, высота залежи 20,3 м (рис. 4.1).
Рисунок 4.1 Структурная карта по кровле продуктивного пласта задонского горизонта
Нефтяная залежь евлановско-ливенского горизонта приурочена к складке облекания симметричной формы, залежь пластовая сводовая. Тип коллектора трещинно-порово-каверновый, вмещающие породы карбонатные (биогермные отложения).
Абсолютная отметка глубины залегания кровли коллектора в пределах залежи изменяется от минус 2793,0 м до минус 2809,5 м. Нефтенасыщенная толщина в чистонефтяной зоне залежи – 19,6 м (в скв.48-Чр). В водонефтяной зоне залежи нефтенасыщенная толщина изменяется от 12,6 м в скв.61(II)-Чр до 4,4 м в скв.1-Кудр. Скв. 61(I)-Чр вскрыла водонасыщенный коллектор.
Размеры залежи 0,60х0,52 км, высота залежи 21,0 м (рис. 4.2).
Рисунок 4.2 Структурная карта по кровле продуктивного пласта евлановско-ливенского горизонта
При опробовании ИПТ в скв. 48-Чр получена безводная нефть. В скв.61(II)-Чр при опробовании ИПТ из интервала минус 2802,0 – 2809,9 м и при перфорации из интервала минус 2801,0 – 2807,9 м получена безводная нефть; при опробовании ИПТ из интервала минус 2802,0 – 2809,9 м получен приток нефти и пластовой воды. В скв.61(I)-Чр при исследовании ИПТ получена пластовая вода, скважина находится за контуром нефтеносности.
Водонефтяной контакт залежи евлановско-ливенского горизонта принят по результатам опробования скважин и интерпретации материалов ГИС на абс. отм. минус 2814,0 м. (рис. 4.5).
Нефтяные залежи I и II пластов петинского горизонта, контролируемые складкой облекания, в плане имеют округлую форму. Залежи пластовые сводовые. Тип коллектора поровый, вмещающие породы терригенные.
Абсолютная отметка глубины залегания кровли коллектора II пласта изменяется от минус 2974,0 м до минус 2996,6 м.
Нефтенасыщенная толщина изменяется от 3,5 м в скв.48-Чр до 1,6 м в скв.1-Кудр. Обе скважины находятся в чистонефтяной зоне залежи. При опробовании ИПТ II пласта в скв. 48-Чр получена безводная нефть.
Условный уровень ВНК залежи II пласта петинского горизонта принят с учётом результатов интерпретации материалов ГИС и ИПТ по последней замкнутой изогипсе на абс. отм. минус 3010 м (рис. 4.5).
Размеры залежи 0,77х0,71 км, высота залежи 36,0 м (рис. 4.3).
Абсолютная отметка глубины залегания кровли коллектора I пласта изменяется от минус 3017,4 м до минус 3041,9 м.
Нефтенасыщенная толщина изменяется от 4,3 м в скв.48-Чр до 5,0 м в скв.1-Кудр. Обе скважины находятся в чистонефтяной зоне залежи. При опробовании ИПТ I пласта в скв. 48-Чр и 1-Кудр и при перфорации в скв.1-Кудр получена безводная нефть.
Условный уровень ВНК залежи I пласта петинского горизонта установлен по результатам интерпретации материалов ГИС и опробований на абс. отм. минус 3060 м (рис. 4.5).
Размеры залежи 0,82х0,76 км, высота залежи 42,6 м (рис. 4.3).
Нефтяная залежь семилукского горизонта приурочена к барьерному рифовому массиву. Залежь в плане имеет овальную форму и ориентирована по длинной оси с юго-запада на северо-восток. Залежь массивного типа. Тип коллектора трещинный, вмещающие породы карбонатные (органогенные известняки).
В разрезе отложений встречаются интервалы не перспективные по проницаемости. В скв.48-Чр проведены исследования ИМР отложений семилукского горизонта.
|
I пласт |
II пласт |
Рисунок 4.3 Структурные карты по кровле продуктивных пластов петинского горизонта
Абсолютная отметка глубины залегания кровли коллектора в скв.48-Чр - минус 3066,6 м. Скв.1-Кудр вскрыла склоновую часть рифа на абсолютной отметке минус 3120,0 м (вскрытая толщина 8,4 м). Нефтенасыщенная толщина в скв.48-Чр – 114,2 м, вскрытая нефтенасыщенная толщина в скв.1-Кудр – 1,0 м.
Семилукский горизонт опробован в пределах всей продуктивной части и ниже с захватом глинистых известняков саргаевского возраста. В скв. 48-Чр при опробовании ИПТ и при перфорации в открытом стволе получена безводная нефть или вскрыты непроницаемые интервалы, пластовой воды нет.
Условный уровень подсчёта принят по подошве нижнего проницаемого интервала на абс. отм. минус 3208,4 м, что не противоречит результатам опробований. Размеры залежи 0,90х0,48 км, высота залежи 141,8 м (рис. 4.4).
Рисунок 4.4 Структурная карта по кровле продуктивного пласта семилукского горизонта
Общий геологический профиль Кудряшовского месторждения представлен на рисунке 4.5.
Рисунок 4.5 Геологический профиль по линии I-I Кудряшовского месторождения
5. Подсчет запасов нефти и растворенного газа Кудряшовского месторождения
5.1 Подсчет запасов объемным методом
Запасы углеводородного сырья Кудряшовского месторождения сосредоточены в пяти нефтяных залежах, месторождение находится на начальной стадии разработки, поэтому запасы нефти и растворённого газа подсчитаны объёмным методом.
Начальные извлекаемые запасы нефти по залежам рассчитаны по формуле:
Qн = Fihikпikнirнiqih
где Qн – извлекаемые запасы нефти, тыс. т; F – площадь нефтеносности, тыс. м2; h – нефтенасыщенная толщина пласта, м; kп – коэффициент открытой пористости нефтесодержащих пород; kн – коэффициент нефтенасыщенности; rн – плотность нефти по результатам дифференциального разгазирования глубинных проб пластовой нефти до стандартных условий, г/см3; q - пересчетный коэффициент, учитывающий изменение объёма пластовой нефти при переходе от пластовых условий к поверхностным; h коэффициент извлечения нефти.
При подсчёте запасов приняты коэффициенты пористости и нефтенасыщенности, определенные по результатам интерпретации материалов ГИС, как наиболее представительные, дающие более полную информацию об изменении свойств коллекторов по разрезу и площади залежи. Определения коллекторских свойств по геофизическим данным производилось сотрудниками «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ВолгоградНИПИморнефть». В таблице подсчётных параметров указаны средневзвешенные по объёму залежи значения, полученные в результате интерполяции по заданному в программном комплексе Irap RMS (Roxar) алгоритму при создании трёхмерной геологической модели. Данные построения были выполнены в «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ВолгоградНИПИморнефть».
Таблица 5.1
Сводная таблица подсчетных параметров Кудряшовского месторожедния
Извлекаемые запасы растворенного газа вычислялись умножением извлекаемых запасов нефти на газосодержание (м3/т), определенное по результатам дифференциального разгазирования глубинных проб пластовой нефти до стандартных условий.
Подсчетные параметры, начальные и остаточные запасы нефти и растворенного газа с разделением по зонам насыщения представлены в табл. 5.1.
Запасы компонентов растворённого газа не подсчитывались, так как запасы газа меньше 10 млрд. м3.
5.2 Обоснование подсчетных параметров, категорий и подсчет запасов нефти и растворенного газа по залежам Кудряшовского месторождения
Залежь задонского горизонта.
Начальные запасы нефти по степени изученности относятся к категории С2. Линия замещения коллектора проведена по середине расстояния между скважинами, вскрывшими коллектор и неколлектор. Принятое положение ВНК на абсолютной отметке минус 2784,3 м.
Площадь нефтеносности залежи составила 204 тыс. м2. Объем нефтенасыщенных пород 1250 тыс. м3. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина залежи 6,13 м.
Коэффициент открытой пористости равен 0,19; коэффициент нефтенасыщенности – 0,91.
Пересчётный коэффициент (0,801), плотность нефти (0,822 г/см3) и газосодержание (128,3 м3/т) приняты по аналогии с разрабатываемой залежью задонского горизонта Кудиновского месторождения, по результатам анализа глубинной пробы нефти из скв. 46 Кудиновской.
Начальные геологические запасы нефти по категории С2 составили 142 тыс.т; начальные извлекаемые (при принятом КИН 0,414) – 59 тыс.т.
Начальные запасы растворенного газа по категории С2 составили: геологические 18 млн. м3, извлекаемые 8 млн.м3.
Залежь евлановско-ливенского горизонта.
Начальные запасы нефти по степени изученности относятся к категории С1. Водонефтяной контакт принят по результатам опробования скважин и интерпретации материалов ГИС на абсолютной отметке минус 2814,0 м.
Площадь нефтеносности залежи составила 239 тыс. м2. Объем нефтенасыщенных пород 2492 тыс. м3. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина залежи 10,43 м.
Средневзвешенные по объёму залежи коэффициенты открытой пористости и нефтенасыщенности, полученные при трёхмерном моделировании, равны, соответственно, 0,14 и 0,82.
Пересчётный коэффициент (0,666), плотность нефти (0,836 г/см3) и газосодержание (202,4 м3/т) приняты по значениям, полученным в результате анализа глубинной пробы, отобранной из скв. 61-Чр и исследованной методом дифференциального разгазирования.
Начальные геологические запасы нефти по категории С1 составили 158 тыс.т; начальные извлекаемые (при принятом КИН 0,478) – 76 тыс.т.
Начальные запасы растворенного газа по категории С1 составили: геологические 32 млн. м3, извлекаемые 15 млн.м3.
Залежь II пласта петинского горизонта.
Начальные запасы нефти по степени изученности относятся к категории С2. Условный уровень ВНК принят на абсолютной отметке минус 3010,0 м.
Площадь нефтеносности залежи составила 469 тыс. м2. Объем нефтенасыщенных пород 1185 тыс. м3. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина залежи 2,53 м.
Коэффициент открытой пористости равен 0,22; коэффициент нефтенасыщенности – 0,87.
Пересчётный коэффициент (0,878), плотность нефти (0,840 г/см3) и газосодержание (58,8 м3/т) приняты по результатам анализа глубинной пробы, отобранной из скв. 1-Кудр (I пласт петинского горизонта) и исследованной методом дифференциального разгазирования.
Начальные геологические запасы нефти по категории С2 составили 167 тыс.т; начальные извлекаемые (при принятом КИН 0,366) – 61 тыс.т.
Начальные запасы растворенного газа по категории С2 составили: геологические 10 млн. м3, извлекаемые 4 млн.м3.
Залежь I пласта петинского горизонта.
Начальные запасы нефти по степени изученности относятся к категории С1. Условный уровень ВНК принят на абсолютной отметке минус 3060,0 м.
Площадь нефтеносности залежи составила 482 тыс. м2. Объем нефтенасыщенных пород 1618 тыс. м3. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина залежи 3,36 м.
Коэффициент открытой пористости равен 0,18; коэффициент нефтенасыщенности – 0,91.
Пересчётный коэффициент (0,878), плотность нефти (0,840 г/см3) и газосодержание (58,8 м3/т) приняты по результатам анализа глубинной пробы, отобранной из скв. 1-Кудр и исследованной методом дифференциального разгазирования.
Начальные геологические запасы нефти по категории С1 составили 197 тыс. т, начальные извлекаемые запасы нефти (при принятом КИН 0,366) составили 72 тыс.т.
Начальные запасы растворенного газа по категории С1 составили: геологические 12 млн. м3, извлекаемые 4 млн.м3.
Залежь семилукско-рудкинского горизонта.
Запасы нефти по степени изученности разделены на две категории: С1 и С2. В скв.48-Чр при испытаниях пластоиспытателем и при перфорации в открытом стволе получены промышленные притоки нефти, запасы в районе этой скважины отнесены к категории С1. Поскольку в скв.1-Кудр вскрыт без опробования лишь один метр нефтенасыщенной толщи рифа, запасы в этой части залежи отнесены к категории С2. Так как между скважинами всего 280 м, граница разделения запасов на категории проведена по середине расстояния между скважинами. Условный уровень подсчёта принят на абсолютной отметке минус 3208,4 м.
Площадь нефтеносности категории С1 - 178 тыс. м2, категории С2 - 169 тыс. м2. Объем нефтенасыщенных пород категории С1 - 9313 тыс. м3, категории С2 - 5883 тыс. м3. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина части залежи с запасами категории С1 - 52,32 м, с запасами категории С2 - 34,81 м.
Средневзвешенный по объёму залежи коэффициент открытой пористости равен 0,036. Средневзвешенный по объёму коэффициент нефтенасыщенности в зоне с запасами категории С1 равен 0,859, в зоне с запасами категории С2 - 0,856 ) и в среднем по залежи составляет 0,858.
Пересчётный коэффициент (0,808), плотность нефти (0,825 г/см3) и газосодержание (96,7 м3/т) приняты по результатам дифференциального разгазирования глубинной пробы нефти из скв. 48-Чр.
Начальные геологические запасы нефти по категории С1 составили 192 тыс. т; по категории С2 – 121 тыс.т.
Начальные извлекаемые запасы нефти по категории С1 (при принятом КИН 0,408) составили 78 тыс. т, по категории С2 (при принятом КИН 0,408) – 49 тыс. т.
Начальные запасы растворенного газа по категории С1 составили: геологические 19 млн. м3, извлекаемые 8 млн.м3; по категории С2 - 12 млн. м3 и 5 млн.м3, соответственно.
В целом по месторождению по категории С1 начальные геологические запасы нефти составляют 547 тыс. т., начальные извлекаемые – 226 тыс. т; по категории С2 начальные геологические запасы нефти - 430 тыс. т, начальные извлекаемые – 169 тыс.т.
Запасы растворённого газа в целом по месторождению геологические/извлекаемые по категории С1 равны 63/27 млн. м3, по категории С2 - 40/17 млн. м3, соответственно.
5.3 Подсчет запасов методом материального баланса
В качестве контрольного метода для подсчёта запасов углеводородов Кудряшовского месторождения Волгоградской области применен метод материального баланса. Подсчет запасов нефти данным методом требует наличия определенного набора информации об эксплуатации залежи. В пределах Кудряшовского месторождения в промышленную разработку введена залежь евлановско-ливенского горизонта, характеризующийся упруго-водонапорным режимом.
При упруго-водонапорном режиме этот метод требует знания показателей:
- суммы накопленной добычи нефти ∑Qн. Данные по накопленной добычи нефти составили ∑Qн .=50тыс.т.
- однофазного объёмного коэффициента на дату подсчёта. Он определялся по изучению глубинных проб нефти. По данным отчёта b = 1,501
- объема внедряющейся в залежь воды W. Для определения наличия вторжения в пласт приконтурных вод авторами отчёта СевКавНИПИнефть строился график зависимости ∆ Р = f (∑Qдоб). При упруго – водонапорном режиме эта зависимость является криволинейной. Криволинейный характер функции ∆ Р = f (∑Qдоб) свидетельствует о вторжении в пласт воды. Поэтому к построенной кривой из начала координат проводилась касательная, которая бы определяла зависимость снижения пластового давления от суммарного отбора жидкости, если залежь была бы запечатанной, то есть обладала упругим режимом. Этот метод специально разработан для залежей, приуроченных к карбонатным коллекторам Волгоградской области. Для подсчёта запасов методом материального баланса в данной работе был принят объём внедряющейся в залежь воды, подсчитанный авторами отчёта. W=53тыс.м3
Ниже приведены вычисления запасов нефти методом материального баланса:
|
Qн.0 = |
50тыс.т× 1,501 - 53 тыс.м3 - 27 тыс. м3) × 0,98 |
|
1,501 - 1,501 + [1,501× (0,17 × 10-4 МПа-1 + 0,15 × 4,35 × 10-4 МПа-1) × 5,5 / (1 - 0,18))] |
|
|
= 65 тыс.т |
|
Заключение
По результатам геолого-промысловых исследований было изучено геологическое строение, установлена продуктивность и подсчитаны запасы нефти и растворённого газа Кудряшовского нефтяного месторождении В качестве контрольного метода подстета запасов был выбран метод материального баланса как наиболее оптимальный. Указанным методом были пересчитаны запасы нефти евлановско-ливенского горизонта.
Продуктивными являются четыре горизонта: задонский, евлановско-ливенский, петинский и семилукско-рудкинский. Промышленное значение имеют пять залежей (в петинском горизонте выделены две залежи – в I и II пластах). В задонском и петинском горизонтах коллекторы терригенного типа, в евлановско-ливенском и семилукско-рудкинском – карбонатного (в семилукско-рудкинском горизонте – рифовый массив). Залежь семилукско-рудкинского горизонта массивного типа, остальные – пластового (строение залежи задонского горизонта осложнено литологическим замещением пласта-коллектора).
Суммарная добыча на дату подсчёта – 72 тыс. т нефти и 10 млн. м3 газа.
Начальные геологические/извлекаемые запасы нефти Кудряшовского месторождения по категории С1 составляют 547/226 тыс. т., по категории С2 – 430/169 тыс. т.
Начальные геологические/извлекаемые запасы растворённого газа по категории С1 составляют 63/27 млн. м3, по категории С2 – 40/17 млн. м3.
Подсчитанные методом материального баланса запасы евлановско-ливенского горизонта составили 65 тыс. т, что на 10% отличается от количества запасов, подсчитанных объемным методом, что позволяет сделать вывод о достоверности подсчета запасов.
Литература:
|
1 |
Инструкция ГКЗ по применению классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов.- М.: ГКЗ СССР, 1984. – 66 с. |
|
2 |
Отчётный баланс запасов нефти и газа за 2005 год ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть»: Отчет / ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть»; Рук. А.В. Бочкарёв. – Инв.№ К-515. – Волгоград, 2006. – 95 с. – Исполн. А.В. Назаренко, и др. |
|
3 |
Отчёт о результатах геологоразведочных работ в пределах Кудряшовской структуры: Отчет / ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть»; Рук. П.В. Медведев. – Инв.№ К-313. – Волгоград, 2004. – 148 с. – Исполн. Т.В. Богданова, Г.О. Одолеев и др. |
|
4 |
Комплексные гидродинамические исследования объектов в скважине 1-Кудряшовская: Отчет / ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть»; Рук. В.С. Левченко. – Инв.№ К-607. – Волгоград, 2007. – 37 с. – Исполн. В.С. Левченко, Н.В. Валиуллина и др. |
|
5 |
Гутман И.С. Методы подсчёта запасов нефти и газа; Учебник для вузов. -М.: Недра, 1985 г. |
|
6 |
Жданов М.А. Нефтегазопромысловая геология и подсчёт запасов нефти и газа. Учебное пособие для вузов. - М.: Недра 1981 г. |
33