ISSN 2413-5011

Научно-технический журнал

ГЕОЛОГИЯ, ГЕОФИЗИКА И РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

                                                                                                          Издается с 1992 г.

Январь 2018 г.                                     1                           Выходит 12 раз в год

 

СОДЕРЖАНИЕ

 

ПОИСКИ И РАЗВЕДКА

 

Дмитриевский А.Н., Еремин Н.А., Шабалин Н.А. Углеводородный потенциал Арктической зоны Сибирской платформы (стр. 4‑10)

 

Горбачев С.Д., Бочкарев В.А., Бочкарев А.В., Кузнецова Г.П. Применение комплексных программ доразведки в районах с высокой степенью изученности (на примере Кандымской группы месторождений) (стр. 11‑17)

 

Харитонов Р.Р., Баранова А.Г. О влиянии предвизейского континентального перерыва на строение турнейской толщи (на примере малых месторождений Республики Татарстан) (стр. 17‑22)

 

Юрова М.П., Томилова Н.Н. Палеоструктурные условия формирования и сохранения залежей углеводородов как рациональный метод их извлечения (стр. 23‑26)

 

Забанбарк А., Лобковский Л.И. Перспективы нефтегазоносности континентальных склонов Анголы (стр. 26‑33)

 

ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ

 

Меликов Р.Ф., Павлов В.А., Красников А.А., Павлюков Н.А., Гордеев А.О., Суртаев В.Н., Шайбаков Р.А., Королев А.Ю. Геомеханическое моделирование березовской свиты для планирования разработки Харампурского месторождения (стр. 33‑39)

 

ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

 

Муртазин Д.Г., Беляева А.С., Талалай А.Г., Уметбаев В.Г. Применение кластеринга амплитудных спектров при количественном и качественном прогнозе терригенных отложений по данным сейсморазведки 3D (стр. 40‑45)

 

РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

 

Кашников Ю.А., Ашихмин С.Г., Якимов С.Ю., Кухтинский А.Э. Влияние геомеханических параметров горного массива на эффективность гидроразрыва пласта (стр. 46‑50)

 

Мухаметшин В.В., Андреев А.В., Султанов Ш.Х., Котенёв Ю.А. О необходимости и достаточности использования данных геофизических исследований при выборе скважин и технологий воздействия на призабойную зону пласта (стр. 50‑54)

 

Хохлов В.И., Галимов Ш.С., Котенёв Ю.А., Султанов Ш.Х., Мухаметшин В.В. Эффективность нестационарного заводнения в процессе изменения горно-геологических условий эксплуатации продуктивных пластов (стр. 54‑58)

 

Информационные сведения о статьях (стр. 59‑66)

 

 

ИНФОРМАЦИОННЫЕ СВЕДЕНИЯ О СТАТЬЯХ

 

УДК 553.98.04

 

УГЛЕВОДОРОДНЫЙ ПОТЕНЦИАЛ АРКТИЧЕСКОЙ ЗОНЫ
СИБИРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ (с. 4)

 

Дмитриевский А.Н.1, 2, Еремин Н.А.1, 2, Шабалин Н.А.2

 

1 РГУ нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина

119991, Россия, г. Москва, Ленинский просп., 65

 

2 Институт проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН)

119333, Россия, г. Москва, ул. Губкина, 3,

тел.: (499) 135-72-56,

факс: (499) 135-54-65,

e-mail: a.dmitrievsky@ipng.ru, ermn@mail.ru, n1264012@yandex.ru

 

Северная часть Сибирской платформы и прилегающий шельф окраинных морей Северного Ледовитого океана характеризуются большой концентрацией неразведанных ресурсов нефти и газа. В статье рассматривается углеводородный потенциал Анабаро-Ленской нефтегазоносной области (включая шельф Анабарского и Оленекского заливов), Анабаро-Хатангской нефтегазоносной области (включая шельф Хатангского залива), Лаптевоморской перспективной нефтегазоносной области, Енисей-Хатангской нефтегазоносной области (включая прилегающий шельф Енисейского залива).

 

Ключевые слова: углеводородный потенциал; Сибирская платформа; Северный Ледовитый океан; Анабаро-Ленский прогиб; Енисей-Хатангский прогиб; Анабаро-Хатангская седловина; плита моря Лаптевых; Хатангская впадина; нефтегазоносность; Енисей-Хатангская нефтегазоносная область; Анабаро-Ленская нефтегазоносная область; Лаптевоморская перспективная нефтегазоносная область; Анабаро-Хатангская нефтегазоносная область.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 550.812.12

 

ПРИМЕНЕНИЕ КОМПЛЕКСНЫХ ПРОГРАММ ДОРАЗВЕДКИ В РАЙОНАХ
С ВЫСОКОЙ СТЕПЕНЬЮ ИЗУЧЕННОСТИ (НА ПРИМЕРЕ КАНДЫМСКОЙ ГРУППЫ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ) (с. 11)

 

Горбачев Сергей Дмитриевич

 

ООО "ЛУКОЙЛ−Инжиниринг"

109028, Россия, г. Москва, Покровский бульвар, 3, стр. 1,

тел.: (495) 983-24-11,

факс: (495) 983-21-41,

e-mail: Sergej.Gorbachev@lukoil.com

 

Бочкарев Виталий Анатольевич

 

"LUKOIL International Upstream West Inc."

 

Бочкарев Анатолий Владимирович,

Кузнецова Галина Павловна

 

РГУ нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина

119991, Россия, г. Москва, Ленинский просп., 65

 

На лицензионном участке Кандымской группы месторождений наращиваются объемы разведочного и эксплуатационного бурения, уже выполнены площадные сейсморазведочные работы 3D. По мере роста степени изученности данной лицензионной территории меняются представления о геологическом строении месторождений всего региона. Уходит в прошлое традиционное понимание упрощенных моделей месторождений в виде пликативных выглаженных структур с наклонными газоводяными контактами.

Данная работа призвана показать, что современные исследования и проведение активной доразведки уже изученных регионов способны привести к переосмыслению геологического строения и открытиям абсолютно новых структур и месторождений. Статья опирается на пример недавнего открытия, сделанного компанией "ЛУКОЙЛ Узбекистан Оперейтинг Компани" на лицензионном участке Кандымской группы месторождений.

 

Ключевые слова: разломно-блоковая структура месторождений; поиски и разведка; перспективы; старые нефтегазоносные районы; Амударьинская нефтегазоносная провинция.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 553.982.23.05

 

О ВЛИЯНИИ ПРЕДВИЗЕЙСКОГО КОНТИНЕНТАЛЬНОГО ПЕРЕРЫВА
НА СТРОЕНИЕ ТУРНЕЙСКОЙ ТОЛЩИ (НА ПРИМЕРЕ МАЛЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН) (с. 17)

 

Харитонов Руслан Радикович

 

ОАО "Татнефтепром–Зюзеевнефть"

423024, Россия, Республика Татарстан, Нурлатский р-н, с. Мамыково,

тел.: (843) 454-14-15,

e-mail: bashgeolog@gmail.com

 

Баранова Анна Геннадьевна

 

Институт проблем экологии и недропользования АН РТ (ИПЭН АН РТ)

420087, Россия, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Даурская, 28,

тел.: (843) 298-31-65,

e-mail: anna.genn@mail.ru

 

В статье рассмотрено влияние континентального перерыва в предвизейское время на формирование эрозионно-карстового рельефа турнейской поверхности с образованием разноуглубленных и разнонаправленных врезов на локальных поднятиях и на преобразование первоначального текстурно-структурного облика турнейской толщи с образованием вторичной пористости, кавернозности, трещиноватости. Вследствие регрессии турнейского морского бассейна на обширном пространстве востока Русской платформы образовался континент, подвергавшийся совместному воздействию эрозии и карста. Так как турнейский морской бассейн был унаследован от верхнедевонского (заволжского), то турнейская палеоповерхность полностью повторяла заволжскую с ее пологими локальными поднятиями и разделявшими их прогибами.

Процессы эрозии и карста сильно изменили турнейский палеорельеф, сделав одни поднятия более контрастными и снивелировав другие. Относительное постоянство толщины разрезов от кровли маркирующей тульской поверхности нижнего карбона до кровли заволжского надгоризонта верхнего девона (71…79 м) позволяет заключить, что тульская поверхность в значительной мере повторяет заволжскую, а значит, и палеотурнейскую, являясь поисковым признаком на выявление нижнекаменноугольных залежей нефти.

Влияние посттурнейского континентального перерыва и процессов эрозии и карста было благоприятным для формирования ловушек в карбонатной турнейско-верхнедевонской толще: они создавали как скульптурные формы ловушек, так и пористо-кавернозный объем для заключенных в них залежей нефти. Фильтрационно-емкостные свойства современных турнейских резервуаров всецело определяются вторичными процессами растворения, вызванными карстом. Чем контрастнее был рельеф вышедшего на дневную поверхность морского дна, тем сильней и на большую глубину подвергалась неравномерному растворению и вторичной кальцитизации, доломитизации и глинизации турнейско-фаменская толща. Континентальный перерыв был длительным и продолжался все косьвинское и раннерадаевское время, прекратившись с трансгрессией позднерадаевского возраста.

 

Ключевые слова: континентальный перерыв; регрессия; эрозионно-карстовые процессы; эрозионно-карстовый рельеф турнейской поверхности; врезы; унаследованность турнейского бассейна от заволжского; толщины.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 550.8.05

 

ПАЛЕОСТРУКТУРНЫЕ УСЛОВИЯ
ФОРМИРОВАНИЯ И СОХРАНЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ
КАК РАЦИОНАЛЬНЫЙ МЕТОД ИХ ИЗВЛЕЧЕНИЯ (с. 23)

 

Юрова М.П., Томилова Н.Н.

 

Институт проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН)

119333, Россия, г. Москва, ул. Губкина, 3,

тел.: (499) 135-72-21,

e-mail: mpyurova@mail.ru

 

Цикличность заполнения ловушки фиксируется в залежах углеводородов в виде сохраненных древних ВНК. За счет существенного растворения минералов цемента и скелетной части пород под воздействием продуктов биогенного и абиогенного окисления нефтей (двуокись углерода, сероводород, органические кислоты и т. д.) образуется зона растворения (разуплотнения) пород на древних ВНК. Ниже ее – область диффузионного тока растворимых компонентов в подошвенных водах (при этом растворяются гипс, ангидрит, кальцит, доломит, кварц и глинистые минералы). Зоны растворения современных и древних ВНК не всегда сохраняются. При быстром уходе УВ из ловушек по разломам происходят нарушение солевого равновесия в подошвенных водах и выпадение минералов. Породы-коллекторы разрушенных частей залежи либо уплотняются за счет цементации минералов (кальцит, доломит, ангидрит, галит), либо не испытывают существенных изменений.

В статье рассматриваются два газонефтяных месторождения: Иреляхское и Маччобинское Мирнинского свода Непско-Ботуобинской антеклизы (НБА), в которых были детально изучены палеоусловия формирования и разрушения залежей в процессе двухкратного заполнения ловушки. Данный подход способствует пониманию сложного строения двух современно разобщенных газонефтяных месторождений, которые изначально были единым Ирелях-Маччобинским месторождением. Вместо единого месторождения в процессе тектонической перестройки образовались два месторождения, которые также разбиты на блоки.

 

Ключевые слова: формирование палеозалежи; продуктивные горизонты; литологические реперы; реконструкция залежи; тектоника; современное положение.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 553.98.263

 

ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ
КОНТИНЕНТАЛЬНЫХ СКЛОНОВ АНГОЛЫ (с. 26)

 

Забанбарк А., Лобковский Л.И.

 

Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт океанологии им. П.П. Ширшова Российской академии наук

117997, Россия, г. Москва, Нахимовский просп., 36,

тел.: (499) 124-59-90,

e-mail: azaban@ocean.ru

 

Ангола расположена на территории Кванза-Камерунского нефтегазоносного бассейна, находящегося на западной континентальной окраине Африки. Бассейн охватывает несколько прибрежных впадин, продолжающихся в Атлантическом океане. В состав Кванза-Камерунского бассейна входят четыре впадины, разделенные на суше приподнятыми зонами фундамента: Дуала, Огове, Нижнеконголезская и Кванза. Последняя расположена целиком на территории Анголы и прилегающей акватории Атлантического океана. Ангола является одной из немногих стран мира, которая в течение примерно 10…15 лет удвоила запасы углеводородов страны благодаря глубоководному бурению на своем континентальном склоне.

 

Ключевые слова: нефтегазоносность; запасы углеводородов; континентальные склоны; Ангола.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 550.8.072

 

ГЕОМЕХАНИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ БЕРЕЗОВСКОЙ СВИТЫ
ДЛЯ ПЛАНИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ ХАРАМПУРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (с. 33)

 

Меликов Р.Ф., Павлов В.А., Красников А.А., Павлюков Н.А., Гордеев А.О.

 

ООО "Тюменский нефтяной научный центр"

625048, Россия, г. Тюмень, ул. Максима Горького, 42

 

Суртаев В.Н., Шайбаков Р.А.

 

ПАО "НК "Роснефть"

 

Королев А.Ю.

 

ООО "Кынско-Часельское Нефтегаз"

 

В статье описаны преимущества использования геомеханического моделирования на начальных этапах разработки на примере Харампурского месторождения.

Создание геомеханической модели на ранних этапах разработки и последующая ее актуализация по мере поступления новых данных позволяет извлечь максимальную выгоду и повысить эффективность геомеханических прогнозов в дальнейшем.

На основе трехмерного геомеханического моделирования на Харампурском месторождении будет выполнена оптимизация бурения, заканчивания, гидроразрыва пласта и разработки месторождения совместно со смежными структурными подразделениями Компании. По мере бурения наблюдательных и добывающих скважин и получения новых данных запланированы актуализация и калибровка геомеханических моделей, что приведет к снижению уровня неопределенности, повышению качества и эффективности прогнозирования.

 

Ключевые слова: технологический прорыв; геомеханическое моделирование; планирование разработки месторождения; постояннодействующая геолого-технологическая модель.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 550.8.053

 

ПРИМЕНЕНИЕ КЛАСТЕРИНГА АМПЛИТУДНЫХ СПЕКТРОВ
ПРИ КОЛИЧЕСТВЕННОМ И КАЧЕСТВЕННОМ ПРОГНОЗЕ ТЕРРИГЕННЫХ
ОТЛОЖЕНИЙ ПО ДАННЫМ СЕЙСМОРАЗВЕДКИ 3D (с. 40)

 

Муртазин Дамир Гумарович,

Беляева Альбина Сагитовна,

Талалай Александр Григорьевич,

Уметбаев Виль Гайсович

 

АО НПФ "Геофизика"

450005, Россия, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. 8 Марта, 12,

e-mail: damirmrt@gmail.com

 

В статье продемонстрировано использование методики кластеринга результатов спектральной декомпозиции с помощью нейронных сетей без обучения. Рассмотрены теоретические основы данного метода, а также показаны на примерах основные методы анализа с применением данной технологии. Выполнена как количественная, так и качественная интерпретация. Проведен литолого-фациальный анализ.

 

Ключевые слова: сейсморазведка 3D; динамическая интерпретация; спектральная декомпозиция; RGB-смешивание; кластеринг амплитудно-частотных спектров; терригенные отложения; литолого-фациальный анализ.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 553.9

 

ВЛИЯНИЕ ГЕОМЕХАНИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ГОРНОГО МАССИВА
НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА (с. 46)

 

Кашников Юрий Александрович,

Ашихмин Сергей Геннадьевич,

Якимов Сергей Юрьевич,

Кухтинский Артем Эдуардович

 

Пермский национальный исследовательский политехнический университет

614990, Россия, г. Пермь, Комсомольский просп., 29,

тел.: (342) 219-80-88,

e-mail: geotech@pstu.ru

 

Представлены результаты изучения влияния геомеханических характеристик терригенных продуктивных объектов нефтяных месторождений Западного Урала на эффективность операции ГРП. Отмечается, что не удалось найти зависимости, указывающие влияние на рост коэффициентов продуктивности скважин после проведения ГРП таких параметров, как количество закачанного проппанта, эффективная нефтенасыщенная толщина, пористость и проницаемость. В рамках данной статьи представлены статистические зависимости, связывающие влияние модуля упругости и коэффициента Пуассона в интервале ГРП на рост коэффициента продуктивности скважин после проведения ГРП. Установлено, что наиболее высокие значения отношения продуктивности скважин до проведения ГРП к продуктивности скважин после ГРП характерны для скважин, интервал ГРП которых характеризуется низкими значениями коэффициента Пуассона и относительно высокими значениями модуля упругости. Участие в зависимостях пластового давления позволяет сформировать общий вывод: наибольший прирост коэффициентов продуктивности при проведении ГРП дают слои продуктивного объекта, которые характеризуются, при равном модуле упругости и коэффициенте Био, максимальными значениями действующих в них эффективных горизонтальных напряжений. Эти выводы приобретают особое значение при производстве многозонного ГРП в горизонтальных скважинах, так как на их основе можно более обоснованно решать вопрос о местах установки портов для производства ГРП.

 

Ключевые слова: напряженно-деформированное состояние; гидроразрыв пласта; трещины ГРП; анизотропия напряжений; коэффициент продуктивности; коэффициент Пуассона; модуль упругости; пластовое давление.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.63

 

О НЕОБХОДИМОСТИ И ДОСТАТОЧНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ДАННЫХ
ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ ПРИ ВЫБОРЕ СКВАЖИН И ТЕХНОЛОГИЙ
ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ПЛАСТА (с. 50)

 

Мухаметшин Вячеслав Вячеславович,

Котенёв Юрий Алексеевич

 

ФГБОУ ВО "Уфимский государственный нефтяной технический университет"

450062, Россия, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1,

тел.: (347) 676-55-90,

e-mail: vv@of.ugntu.ru

 

Султанов Шамиль Ханифович

 

ФГБОУ ВО "Уфимский государственный нефтяной технический университет"

450080, Россия, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Менделеева, 195,

тел./факс: (347) 241-61-89,

e-mail: ssultanov@mail.ru

 

Андреев Антон Вадимович

 

ФГБОУ ВО "Уфимский государственный нефтяной технический университет", филиал в г. Октябрьский

452607, Россия, Республика Башкортостан, г. Октябрьский, ул. Девонская, 54а,

тел.: (347) 676-55-90,

e-mail: vsh@of.ugntu.ru

 

Проведено изучение влияния геологических особенностей залежей, определенных по данным геофизических исследований скважин, на эффективность проведения воздействия на призабойную зону залежей в терригенных коллекторах с использованием кислот с различными модифицирующими добавками. Определена степень необходимости и достаточности использования данных геофизических исследований при выборе скважин и технологий воздействий на призабойную зону.

 

Ключевые слова: интенсификация добычи нефти; геофизические исследования; воздействие на призабойную зону; геолого-промысловый анализ; эффективность обработок скважин.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276

 

ЭФФЕКТИВНОСТЬ НЕСТАЦИОНАРНОГО ЗАВОДНЕНИЯ В ПРОЦЕССЕ ИЗМЕНЕНИЯ ГОРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ (с. 54)

 

Хохлов Валерий Иванович,

Галимов Шамиль Салихович

 

ОАО "Сургутнефтегаз"

628415, Россия, Тюменская обл., Ханты-Мансийский автономный округ – Югра, г. Сургут, ул. Г. Кукуевицкого, 1, корп. 1,

тел.: (346) 242-70-09,

e-mail: sh.galimov@gmail.com

 

Котенёв Юрий Алексеевич,

Мухаметшин Вячеслав Вячеславович

 

ФГБОУ ВО "Уфимский государственный нефтяной технический университет"

450062, Россия, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1,

тел.: (347) 241-61-92,

e-mail: geokot@inbox.ru, vv@of.ugntu.ru

 

Султанов Шамиль Ханифович

 

ФГБОУ ВО "Уфимский государственный нефтяной технический университет"

450080, Россия, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Менделеева, 195,

тел./факс: (347) 241-61-89,

e-mail: ssultanov@mail.ru

 

Основными задачами улучшения состояния разработки являются локализация текущих запасов нефти и обоснование рекомендаций по их извлечению, в том числе путем совершенствования системы заводнения – корректировки и перераспределения закачки по площади. В условиях сильно расчлененного и неоднородного продуктивного пласта проблема совершенствования системы заводнения требует учета горно-геологических условий и решения ряда задач. Эффективность системы заводнения определяется не только показателями, характеризующими поддержание пластового давления, но и параметрами, характеризующими процесс вытеснения нефти рабочим агентом. Увеличение давления нагнетания и, как следствие, рост значения приёмистости скважин с целью компенсации отбора закачкой приводят к образованию трещиноватости в зонах нагнетания и, следовательно, к образованию фильтрационных каналов. Данный подход приводит к преждевременному росту обводненности и снижению эффективности процесса вытеснения нефти.

Для реализации нестационарного заводнения необходимо в районе нагнетательных скважин учитывать текущее пластовое, горное и дифференциальное давления. При этом текущее пластовое давление в районах нагнетательных скважин, как правило, принимается согласно обоснованию при построении карты изобар. Обоснование горного давления проводится по зависимости, учитывающей изменение с глубиной минеральной и объемной плотности пород, а также плотности насыщающих их флюидов. Для кровли пласта ЮС2 нефтяных месторождений Сургутского свода рассчитанное эффективное горное давление в районах нагнетательных скважин изменяется в пределах 43,01…49,74 МПа. Применение нестационарного заводнения на участках опытно-промышленных работ показало, что давление начала образования трещиноватости определяется не только начальными значениями коэффициента Пуассона, пластовым и эффективным горными давлениями, но и проведением геолого-технических мероприятий, таких как: гидравлический разрыв пласта, длительная опережающая эксплуатация, длительное нагнетание воды при стандартном давлении нагнетания. При проведении этих работ происходит изменение механических свойств пород в призабойной зоне пласта. В околоскважинной зоне пласта в результате деформации и кольматации пустотного пространства происходит уменьшение пористости и, особенно, проницаемости пород, определяющих коэффициент Пуассона. На скважинах, где проводились предварительные геолого-технические мероприятия, давление начала образования трещиноватости на 2,4…4,0 МПа выше, чем на скважинах без предварительных работ.

 

Ключевые слова: пластовое давление; горное давление; нестационарное заводнение; механические свойства горных пород; коэффициент Пуассона; коэффициент бокового распора.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

 

ОАО «ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ОРГАНИЗАЦИИ, УПРАВЛЕНИЯ И ЭКОНОМИКИ НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ»

Главная страница журнала