Особенности разработки нефтяных залежей, осложненных высокопроводящими прослоями

М.М. Хасанов, д.т.н., А.И. Ипатов, д.т.н., Е.А. Жуковская, к.г.-м.н, М.И. Кременецкий, д.т.н., Д.А. Листойкин
ПАО «Газпром нефть», ООО «Газпромнефть НТЦ»
ipatov.ai@gazprom-neft.ru

Журнал «Нефтяное хозяйство»

Компания «Газпром нефть» как один из технологических лидеров российской нефтяной индустрии обладает средствами и компетенциями для ведения эффективного мониторинга разработки месторождений с трудноизвекаемыми запасами (ТРИЗ) в условиях применения современных высокотехнологичных систем заканчивания скважин [1]. В настоящее время реализуется ряд научно-технических проектов с целью совершенствования и цифровизации мониторинговых систем согласно принятой в компании среднесрочной программе технологического развития. Тем не менее для решения новых сложных задач необходимы многофункциональные подходы и усилия специалистов разных профилей и компетенций, а также использование современных технических и технологических средств.
Массовый переход в последнее время на бурение горизонтальных (ГС), многоствольных горизонтальных (МГС) скважин, ГС с многостадийным гидроразрывом пласта (МГРП), а также не сильно развитые технологии диагностического сопровождения сложных объектов разработки привели, в частности, к тому, что стало недостаточно внимания уделяться изучению динамики процессов, влияющих на изменение профилей притока во времени. С учетом того, что начальный дебит ГС с МГРП в течение 2–3 мес может кратно уменьшаться, одной из актуальных задач является выяснение причин резкого снижения дебитов ГС во времени.
Наибольшую сложность для эксплуатации ГС, МГС и ГС с МГРП представляют относительно маломощные высокопроводящие трещиноватые прослои, пересекающие траекторию ствола скважин, т.е. непосредственно вскрытые фильтром: сначала они определяются высокими показаниями по дифференциальному притоку нефти, но очень скоро проявляют свой противоречивый характер. В результате в скважине происходит опережающее «кинжальное» обводнение или прорыв газа.
В большинстве случаев причиной высокой фильтрационной проводимости является естественная трещиноватость как в карбонатных, так и терригенных отложениях, которая может быть приурочена даже к толщинам с наименее проницаемой (или даже непроницаемой) матрицей коллектора. В связи с этим не следует ассоциировать указанные прослои с так называемыми «суперколлекторами», они скорее их «антиподы», хотя и те, и другие обладают свойствами высокопроводящих толщин.
Принципы образования естественной трещиноватости в маломощных осадочных породах еще предстоит обстоятельно изучить, так как это важно для обоснования концептуальных геологических моделей пластов и снижения рисков при их разработке. В настоящее время остается много вопросов, касающихся исходных условий при формировании залежи, которые помимо фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) приводят к возникновению в дренируемом пласте ярко выраженной неравномерной фильтрации, что в итоге не позволяет добиться при выработке запасов управляемого равномерного поршневого вытеснения нефти водой (или газом) и приводит к значительным потерям начальных извлекаемых запасов. Не проработаны в нефтяном инжиниринге и критерии поиска локальной трещиноватости слоев, так как информативность каждого из применяемых в геологии и геофизике методов ограничена.
К сожалению, все, что связано с трещиноватостью породы, не всегда можно детально изучить в процессе литологических и петрофизических исследований. Трещины макромасштаба обычно остаются за рамками информативности внутрискважинных исследований, в то время как на микро- и мезотрещины следует обратить внимание именно на этапе работы с керном, а также при геофизических исследованиях с использованием микроимеджера. Результаты дальнейших промыслово-геофизических (ПГИ) в обсаженном стволе и гидродинамических (ГДИС) исследований скважин могут во многом зависеть от этой первичной геологической информации. Данный постулат одновременно относится как к низкопроницаемым отложениям типа баженовско-абалакского комплекса (БАК), так и к коллекторам сеноманских отложений с очень высокими средними ФЕС.
В качестве подтверждения отмеченного для ряда зон сеноманского объекта разработки ПК1-3 месторождения М и отложений БАК месторождения П проведены выборочные анализы кернового материала из разведочных скважин. Впоследствии в указанных зонах по данным методов ПГИ (оценки притока – состава) при опробовании были идентифицированы высокопроводящие приточные интервалы, наличие которых также косвенно прогнозировалось по данным ГДИС [2]. 

Обоснование наличия высокопроводящих прослоев по результатами керновых и петрофизических исследований 

Отложения сеноманского объекта разработки. Пласты ПК1-3 месторождения М прикровельной сеноманской части покурской свиты характеризуются сложным геологическим строением, выраженным в прерывистом их залегании, невыдержанности толщин и анизотропии ФЕС по площади и разрезу [3]. Песчаники и алевролиты, залегающие на глубине 750–800  м, слабо консолидированы, что осложняет вынос керна и его дальнейшее изучение (даже распиловку керна рекомендуется проводить, предварительно его заморозив).
Песчаники тонко-мелкозернистые, алевритовые, преимущественно кварц-полевошпатового и полевошпатово-кварцевого составов, дельтового и прибрежно-морского генезиса с влиянием приливных воздействий, имеют пористость 2–38,1 %, проницаемость – (0,01–4866)⋅10-3 мкм2. Несмотря на такие ФЕС, в изолированном керне некоторых скважин наблюдаются открытые или частично отрытые трещины (рис. 1): вертикальные протяженностью до 50 см (скв.*85, *20, *21), субгоризонтальные прерывистые (скв. *21). В скв. *85, кроме трещиноватости, песчаник при пониженных пористости (12,3–34,2 %) и проницаемости (11–294)⋅10-3 мкм2 раздроблен на фрагменты щебневой размерности, что может свидетельствовать об естественной трещиноватости пород в пластовых условиях. Даже в известковых разностях песчаника (скв. *20), имеющих пористость 2–2,9 % и проницаемость 0,01⋅10-3 мкм2, наблюдаются кулисообразные частично открытые трещины видимой в керне протяженностью до 25 см.

36.PNG

Таким образом, естественной трещиноватостью обладают как алевролиты и песчаники слабосцементированные с хорошими ФЕС, так и плотные известковые разности.
Отложения БАК. В пределах месторождения П тутлеймская свита, соответствующая баженовскому горизонту, без видимого перерыва залегает на абалакской свите (келловей – кимеридж) и согласно перекрывается фроловской свитой (берриас – апт). Толщина свиты изменяется от 20 до 30 м. В ее составе выделяют 11 литотипов, слагающих пять хорошо диагностируемых при макроскопическом анализе пачек, описание которых приведено в работе [4].
На рис. 2 представлен разрез скв. *58, к сожалению, не вскрывшей верхнюю часть тутлеймской свиты: пятую, четвертую и частично третью пачки. Однако эта скважина интересна с точки зрения гидродинамики. Поскольку пачки достаточно выдержаны по площади и толщине, хорошо определяются по данным ГИС, можно непредставленные керном пачки проинтерпретировать по косвенным признакам: они сложены плотными углеродистыми аргиллитами с раковинным детритом, сменяющимися к кровле свиты плотными пиритизированными высокоуглеродистыми аргиллитами.
В керне с естественной трещиноватостью отличаются всего два интервала: в кровле второй пачки (2899–2900 м) и известковый пласт КС1 (2904,5–2908,2 м), сформировавшийся в абалакское время и сложенный аргиллитами темно-серыми, часто известковистыми, содержащими карбонатные конкреции как мелкие (размер меньше диаметра керна), так и крупные (размер конкреций значительно превышает диаметр керна). Эти конкреции септариевого типа имеют тангенциальные и радиальные трещины, частично отрытые и заполненные углеводородами. Трещины в кровле второй пачки отмечаются в маломощных нефтенасыщенных прослоях темно-серых углеродистых силицитов и светло-серых низкоуглеродистых радиоляритов.

Обоснование высокопроводящих прослоев по данным ГДИС и ПГИ 

Объекты с ТРИЗ. В работах С.Г. Вольпина, посвященных многолетним гидродинамическим исследованиям баженовских отложений (Салымской группе месторождений), сделано предположение о первостепенном влиянии на изменение продуктивности и пластового давления факта вскрытия (или не вскрытия) вертикальными скважинами высокопроницаемых толщин нижележащего карбонатного трещиноватого «корреляционного слоя» КС1 абалакской свиты, естественная проницаемость которого достигает 1–4 мкм2, а в притоке имеется преимущественно «легкая» баженовская нефть [5]. В материалах работы [5] темп снижения пластового давления был очень высоким, а коэффициент продуктивности оставался практически стабильным. По записям кривой восстановления давления (КВД) фиксировалась производная, соответствующая модели фильтрации с двойной проницаемостью. Все это свидетельствует о преимущественной системе разработки пласта ЮК0 баженовской свиты посредством «стока» нефти сверху из его большеобъемной низкопроницаемой матрицы в локализованный трещиноватый карбонатный пласт КС1 (ЮК1).

37.PNG

Соотношение вклада в профиль притока баженовских и абалакских отложений для вертикальных скважин оценивалось в работе [5] как 1:10, но соотношение общей добычи нефти из баженовских отложений и пласта КС1 благодаря модели фильтрации с двойной проницаемостью составляло 7:3. Это позволяло сделать некоторый оптимистичный прогноз возможности длительной разработки отложений БАК через гидродинамически связанную систему: низкопроницаемая матрица – высокопроводящий пласт-«траспортер», или с учетом современных технологий заканчивания ГС с МГРП: низкопроницаемая матрица – трещины МГРП – высокопроводящий пласт-«траспортер».
Аналогичные выводы о преимущественном вкладе трещиноватых карбонатов пласта КС1 в профиль добычи как вертикальных, так и горизонтальных скважин, заканчиваемых с проведением ГРП, авторы статьи получили на основании результатов ГДИС – ПГИ по объектам БАК месторождения П.
В качестве примера на рис. 3, а приведены результаты ПГИ разведочной скв. *58 месторождения П. Несмотря на то, что весь интервал зоны перфорации пронизан трещиной ГРП, захватывающей как толщины пласта ЮК0 (2870–2904 м), так и кровлю пласта ЮК1 (2904–2905 м), в притоке присутствует преимущественно газ, что не позволяет корректно оценивать интервалы и профиль притока по данным расходометрии и термометрии от подошвы интервала 2903–2904.5 м, т.е. из нижних отверстий перфорации – фактически с границы залегания отложений ЮК0 и пласта КС1 (см. рис. 2).

38.PNG

В условиях заканчивания вертикальной скважины с ГРП профили притока, определяемые по данным указанных методов, нельзя считать информативными для оценки соотношения дифференциальных притоков из толщин фильтра, объединенных трещиной [1]. При анализе керна, отобранного с глубины 2900–2905 м (см. рис. 2), другого источника для интенсивного притока углеводородов, кроме трещиноватых карбонатных стяжений и конкреций пласта КС1, не обнаруживается. Выше по разрезу незначительные притоки можно связать с интервалами залегания тонких слоев радиоляритов (например, интервал 2898–2899 м). Следовательно, в комплексе толщин БАК не только по данным ГДИС, но и по данным ПГИ выявляется четкая связь аномальных притоков углеводородов с залеганием трещиноватых пород. Интенсивность притоков из продуктивных толщин, сложенных радиоляритами, существенно ниже.
Таким образом, рядом исследователей отложений БАК высказывалось одинаковое предположение о том, что эффективно разрабатывать залежи нефтематеринского пласта ЮК0 можно, задействовав низкопроницаемую матрицу пород баженовских отложений и высокопроводящий пласт КС1 в абалакских отложениях (желательно связанных между собой системой искусственных трещин, полученных при ГРП в вертикальных скважинах или при МГРП в ГС). По мнению авторов, это пока единственный реалистичный способ коммерческой разработки нефтяных объектов с гипернизкой проницаемостью. Возможно, в дальнейшем будут созданы более совершенные и универсальные технологии.
Опыт показывает, что разработка пласта-«транспортера» (такого, как КС1) в отложениях БАК сопровождается быстрым и резким снижением пластового давления (иногда на десятки мегапаскалей), но для стабильной «подпитки» его нефтью из низкопроницаемых баженовских отложений даже при такой огромной разнице давлений пластов необходимо создавать глобальную сеть искусственной трещиноватости. Однако и этот механизм заканчивания скважин после первичного отбора нефти из высокопроводящего прослоя, вероятно, оправдан только при дальнейшей циклической эксплуатации скважин, т.е. с их вынужденными длительными простоями для накопления нефти в трещинах.

Объекты с улучшенными ФЕС. Наличие в разрезе высокопроницаемых и трещиноватых прослоев может затруднить разработку залежей с традиционными запасами углеводородов в коллекторах средней и даже высокой проницаемости.
На месторождении М еще на этапе разведки и разбуривания специалистам «Газпром нефти» пришлось пересмотреть всю геологическую концепцию, так как было установлено различное положение уровней флюидальных контактов, связанное с залеганием циклитов, характеризующихся разными ФЕС и обстановками осадконакопления. На основании сделанных выводов была кардинально переработана система заканчивания скважин в направлении строительства высокотехнологичных многозабойных ГС [6].
Однако даже выделение дельтовых каналов (русел) в пластах ПК1-3 не могло полностью объяснить выявление значительного числа противоречивых или редко фиксируемых факторов в процессе исследований целого ряда скважин [7]:
1) только линейные потоки фильтрации по данным ГДИС (КВД) в вертикальных скважинах и радиальные потоки в ГС (по правилам гидродинамики должно быть наоборот);
2) значительные (до -6) отрицательные значения скин-фактора в вертикальных скважинах (видимо, вследствие влияния естественных трещин, так как ГРП не проводился);
3) отсутствие связи коэффициента продуктивности в отдельных блоках с длиной ствола ГС;
4) ярко выраженные локальные притоки высокой интенсивности по данным ПГИ разведочных скважин (см. рис. 3, б). Эти противоречия, особенно в характеристиках притока, могли быть следствием пересечения фильтром указанных скважин высокопроницаемых пластов или маломощных трещиноватых прослоев без проницаемой матрицы.

Подтверждение наличия высокопроводящих прослоев кинжальными прорывами воды от нагнетательных скважин и результатами межскважинных исследований. Предположение о наличии в рассматриваемой части пласта ПК1-3 высокопроводящих толщин с естественной трещиноватостью окончательно подтвердилось, когда на базе сетки ГС были начаты работы по созданию системы поддержания пластового давления (ППД). На ряде участков были зафиксированы быстрые реакции добывающих скважин на начало закачки в соседние нагнетательные скважины. Дополнительно проведенное межскважинное исследование на первом кусте скважин по индикаторному трассированию фильтрационных потоков также выявило наличие гидродинамической связи между указанными скважинами. По независимым оценкам трассирования индикаторов проницаемость систем трещинных каналов достигала 102–103 мкм2. Подтверждение этому было получено также после проведения гидропрослушивания между скважинами.
Однако наиболее аргументированно факт наличия в разрезе пласта ПК1-3 локальных трещиноватых прослоев был доказан, когда в эксплуатационных ГС начали проводить комплексные ПГИ и оценивать по их результатам профили притока (приемистости). В частности, в одной из добывающих ГС одновременно отмечались языковые прорывы как воды («носок» ГС), так и газа («пятка» ГС), а после остановки скважины – активный переток газа из «пяточного» интервала фильтра в «носочный» по внутриколонному пространству вследствие снижения пластового давления в высокопроводящем прослое «носка» ГС. При этом интегральная проницаемость по данным гидродинамических испытаний объекта сеномана в горизонтальной скв. **11 составила более 3 мкм2, что заметно выше, чем по результатам ГДИ других скважин месторождения М, где прорывы воды и газа не отмечались.
С начала апробации метода спектральной шумометрии (приборные комплексы SNL сервисной компании ТГТ) в ГС месторождения М с использованием комплекса ПГИ была решена задача выделения наиболее активно дренируемых работающих толщин (интервалов ГС) коллектора. Эти прослои стали основной причиной притока пластовой и закачиваемой вод, что было достоверно определено с фиксацией интервалов прорыва в ствол воды по ряду добывающих ГС (скв. **11, **14, **17 и др.), а в некоторых скважинах (скв. **11, **33 и др.) в «пятке» ГС совместно по показаниям комплекса SNL и нестационарной термометрии диагностировались еще и прорывы газа сверху. Таким образом, наличие на отдельных объектах локальных высокопроводящих прослоев можно обосновать следующими аргументами: – по результатам ГДИ в ГС не выявлено линейных потоков фильтрации, отмечаются аномально высокие значения среднеинтегральной проницаемости объекта разработки; – по данным ПГИ как в вертикальных, так и в горизонтальных скважинах фиксируются локальные интенсивные притоки из прослоев малой толщины, через них также происходит поступление воды и газа; – по материалам исследования керна и шлифов (а также ГИС-микроимеджеров) в интервалах, проявляющих при испытаниях «высокопроводящие» свойства, обнаруживается наличие естественных мезо- и микротрещин; – по результатам мониторинга динамики забойного давления, трассерных исследований и гидропрослушивания фиксируется гидродинамическая связь между скважинами по ярко выраженным высокопроводящим каналам.

Способы борьбы с прорывами воды и газа 

В настоящее время для водоизоляции высокопроницаемых прослоев принято использовать технологии закачки в пласт ограниченных объемов химических агентов (например, полимерных смесей). Однако результаты исследований скважин показали, что этот метод, как правило, неэффективен в условиях образования в нагнетательных скважинах трещин автоГРП, даже без этих трещин при большой дифференциации толщин коллектора по проницаемости (на порядок и более раз) и без наличия непроницаемых покрышек по границам высокопроводящего слоя эффект быстро уменьшается при удаленности от скважины, в которую закачивается вытесняющий агент [8].
В двух нагнетательных ГС месторождения М методами ПГИ оценивались профили приемистости (с количественными определениями по данным термометрии) за три даты с временным интервалом один год. Первый профиль соответствовал периоду закачки воды, два последующих получены в процессе закачки жидкости на основе полимеров. Все три профиля закачки в целом хорошо коррелируют с распределениями проницаемости коллектора, определенной по данным геофизических исследований в открытом стволе. Эффекта выравнивания профиля приемистости, предполагающего, что более проницаемые интервалы пласта при замене вытесняющего агента начнут поглощать и промываться хуже, чем проницаемые, для рассматриваемых скважин не наблюдалось. Таким образом, не удалось доказать, что при наличии высокопроводящих прослоев в процессе долговременной прокачки полимерных смесей при ППД исключаются риски неравномерного вытеснения.
В связи с этим возникает вопрос: как исключить или снизить влияние на выработку запасов углеводородного сырья при заводнении высокопроводящих трещиноватых прослоев, которые, кроме начального высокого притока нефти, потенциально обусловливают значительные риски преждевременного обводнения добывающих скважин или прорыва газа из газовой шапки. Проблема особенно актуальна, поскольку эффективных способов регулирования разработки таких объектов авторы не обнаружили. Даже суперсовременные «активные» компоновки для управления профилем притока в ГС ICD или «умные фильтры» с саморегулируемыми автоматическими устройствами AICD не могут надежно гарантировать исключение негативного влияния высокопроводящих трещиноватых прослоев. В то же время российские нефтегазовые компании, выходя на новые северные месторождения ЯНАО, должны осознавать, что на этих активах проблема влияния на выработку запасов углеводородов высокопроводящих прослоев как трещиноватых, так и классических суперколлекторов только обострится.
Таким образом, рассмотренной актуальной проблеме существенного влияния высокопроводящих прослоев на неравномерность выработки традиционных запасов углеводородов, и одновременно позволяющих разрабатывать пласты с ТРИЗ (например, отложения БАК), должно быть уделено большее внимание со стороны геологов и разработчиков. В зависимости от того, насколько глубоко она будет изучена и насколько для ее решения будут использованы необходимые средства диагностики, моделирования и прогноза проблемных трещиноватых зон, разработка активов может стать как прибыльной, так и убыточной.
Предлагается более ответственно относиться к проектированию разработки объектов, включающих прослои с резкими различиями ФЕС и дифференциацией по проводимости. Кроме того, следует рассмотреть следующие мероприятия, реализация которых, однако, также не дает абсолютных гарантий успешного решения проблемы:
1) выявлять высокопроводящий прослой (для этого комплексировать исследования керновые, ГИС (микроимеджеры, акустика), ПГИ (приток-состав), ГДИС и межскважинные); при успешном решении этой задачи провести селективную большеобъемную водоизоляцию данного прослоя;
2) при разработке «проблемного актива» не использовать систему ППД (разрабатывать залежь на истощении, желательно с циклической сменой режимов) или даже с реализацией «обратной закачки» природного газа [9];
3) на объектах со средней проницаемостью (0,005–0,05 мкм2) путем целенаправленного создания системы трещин ГРП (автоГРП) «сблизить» функциональные по типу скважины (например, создать «галереи нагнетательных скважин», как на Приобском месторождении), уменьшив таким образом различие в скоростях фильтрации в высокопроводящем прослое и вмещающих пластах.

Список литературы 

1. Промыслово-геофизический контроль разработки низкопроницаемых пластов в скважинах со сложным заканчиванием. Опыт компании «Газпром нефть» / А.В. Билинчук, А.И. Ипатов, А.В. Ситников [и др.] // Нефтяное хозяйство». – 2018. – № 12. – С. 34–37.
2. Кременецкий М.И., Ипатов А.И. Стационарный гидродинамико-геофизический мониторинг разработки месторождений нефти и газа. – М. – Ижевск: Ин-т компьютерных исследований, 2018. – 796 с.
3. Чухланцева Е.Р. Комплексирование методов литофациального и геолого-геофизического моделирования в целях геометризации верхнесеноманских залежей Мессояхской зоны нефтегазонакопления: автореферат дис. канд. геол.-мин. наук. – Томск, 2016. – 22 с.
4. Грабовская Ф.Р., Жуков В.В., Заграновская Д.Е. Строение и условия формирования баженовского горизонта Пальяновской площади Западной Сибири // Литология и полезные ископаемые. – 2018. – № 3. – С. 195–206.
5. Вольпин С.Г., Ломакина О.В., Афанаскин И.В. Особенности геологического строения и энергетического состояния залежи в отложениях баженовской свиты // Материалы международной научно-технической конференции Geopetrol 2014, Exploration and production of oil and natural gas reservoirs – new technologies, new challenges, Krakow, 15–18.09.14. – Краков. 2017. – С. 85–95.
6. Выбор оптимальной технологии заканчивания в нефтяных оторочках континентального генезиса на примере пласта ПК1-3 Восточно-Мессояхского и Тазовского месторождений / Д.А. Сугаипов, В.В. Ляпин, Д.А. Решетников [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – №4. – С. 66–69.
7. Листойкин Д.А., Ридель А.А., Коваленко И.В. Гидродинамические исследования скважин как инструмент корректировки геологических данных и оценки влияния подстилающих вод на разработку пласта ВосточноМессояхского месторождения // Изв. вузов. Нефть и газ. – 2018. – № 1 (7). – C. 52–57.
8. Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов. – М.-Ижевск: РХД, 2006. – 780 с.
9. Оптимизация обратной закачки газа с целью увеличения нефтеотдачи на нефтегазоконденсатном месторождении / О.С. Ушмаев, И.Л. Чамеев, Д.Ю. Баженов [и др.] // PROнефть. – 2016. – № 2. – С. 54–60. 

References 

1. Bilinchuk A.V., Ipatov A.I., Sitnikov A.V. et al., Evolution of production logging in low permeability reservoirs at horizontal wells, multiple-fractured horizontal wells and multilateral wells. Gazprom Neft experience (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2018, no. 12, pp. 34–37.
2. Kremenetskiy M.I., Ipatov A.I., Statsionarnyy gidrodinamiko-geofizicheskiy monitoring razrabotki mestorozhdeniy nefti i gaza (Stationary hydrodynamicgeophysical monitoring of the development of oil and gas fields), Moscow – Izhevsk: Publ.of Institute of Computer Science, 2018, 796 p.
3. Chukhlantseva E.R., Kompleksirovanie metodov litofatsial'nogo i geologo-geofizicheskogo modelirovaniya v tselyakh geometrizatsii verkhnesenomanskikh zalezhey Messoyakhskoy zony neftegazonakopleniya (Integration of lithofacial and geological-geophysical modeling methods for geometrization of the Upper Senomanian deposits of the Messoyakha oil and gas accumulation zone): thesis of candidate of geological and mineralogical science, Tomsk, 2016.
4. Grabovskaya F.R., Zhukov V.V., Zagranovskaya D.E., Structure and formation conditions of the Bazhenovo horizon in the Pal’yanovo Area, West Siberia (In Russ.), Litologiya i poleznye iskopaemye=Lithology and Mineral Resources, 2018, no. 3, pp. 195–206.
5. Vol'pin S.G., Lomakina O.V., Afanaskin I.V., Osobennosti geologicheskogo stroeniya i energeticheskogo sostoyaniya zalezhi v otlozheniyakh bazhenovskoy svity (Features of the geological structure and energy status of the deposits in the sediments of the Bazhenov formation), Proceedings of international scientific and technical conference Geopetrol 2014, Exploration and production of oil and natural gas reservoirs – new technologies, new challenges, Krakow, 15–18.09.14, pp. 85–95.
6. Sugaipov D.A., Lyapin V.V., Reshetnikov D.A. et al., Selecting optimal technology for wells completion in the oil rims of continental genesis on the example of layers PK1-3 of the Vostochno-Messoyakhskoye and Tazovskoye fields (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2019, no. 4, pp. 66–69.
7. Listoykin D.A., Ridel' A.A., Kovalenko I.V., Well test as an adjustment tool for geological modelling and assessments of the impact of underlying waters for the development of the PK1-3 layer at Vostochno-Messoyakhskoye field (In Russ.), PRONEFT''. Professional'no o nefti, 2018, no. 1(7), pp. 52–57.
8. Ipatov A.I., Kremenetskiy M.I., Geofizicheskiy i gidrodinamicheskiy kontrol' razrabotki mestorozhdeniy uglevodorodov (Geophysical and hydrodynamic control of development of hydrocarbon deposits), Moscow-Izhevsk: RKhD Publ., 2005, 780 p.
9. Ushmaev O.S., Chameev I.L., Bazhenov D.Yu., Artamonov A.A., EOR gas re-injection optimization at an oil, gas and condensate field (In Russ.), PRONEFT''. Professional'no o nefti, 2016, no. 2, pp. 54–60.

Возврат к списку