НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ ЖУРНАЛЫ, ИНФОРМАЦИОННО-ИЗДАТЕЛЬСКАЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений

 

№   10 / 2010

 

СОДЕРЖАНИЕ:

 ПОИСКИ И РАЗВЕДКА

УДК (550.4+552.578.2.061.4):553.98:551.762(571.16)
"ВЕЩЕСТВЕННЫЙ СОСТАВ И КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ АЖАРМИНСКОЙ ФАЦИАЛЬНОЙ ЗОНЫ (ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ) ПО МАТЕРИАЛАМ БУРЕНИЯ ПАРАМЕТРИЧЕСКИХ СКВАЖИН ВОСТОК-1, 3."
Предтеченская Елена Андреевна, Сысолова Галина Гавриловна
ФГУП "Сибирский научно-исследовательский институт геологии, геофизики и минерального сырья"
630091, г. Новосибирск, Красный просп., 67,
тел./факс: (3832) 21-49-47,          e-mail: predel@sniiggims.ru
     Приведена детальная литолого-минералогическая и гидрохимическая характеристика юрских отложений по керну скважин Восток-1 и Восток-3 с использованием комплекса ГИС, результатов испытаний, методов анализа: макроскопического, палеонтологического, петрографического, рентгеноструктурного, люминесцентного, петрофизического и др. Сделаны выводы о строении, вещественном составе отложений, источниках сноса обломочного материала, коллекторских свойствах пород.
Ключевые слова: литология; минералогия; коллекторы; флюидоупоры; нефтегазоносность; мезозой; юрские отложения; Западная Сибирь; Томская область.
"MATERIAL COMPOSITION AND RESERVOIR PRO-PERTIES OF JURASSIC DEPOSITS IN AZHARMINSKAYA FACIES ZONE (WEST SIBERIA) AS PER DRILLING DATA OF "VOSTOK -1,3" STRATIGRAPHIC WELLS."
Predtechenskaya Elena A., Sysolova Galina G.
FGUP "Siberian Scientific-Research Institute of Geology, Geophysics and Mineral Resources"
     Detailed lithological, mineralogical and hydro-chemical characteristics of Jurassic deposits from "Vostok-1" and "Vostok-3" well core, based on data obtained from usage of well logging complex, test results, macroscopic, paleontological, petrographic, X-ray structural, luminescence, petrophysical and other analyses, are given. Conclusions on deposit structure, material composition, clastics source area, reservoir rock properties are drawn.
Key words: lithology; mineralogy; reservoirs; seals; oil-and-gas bearing; Mesozoic deposits; Jurassic deposits; West Siberia; Tomsk region.

УДК 551.248:(552.578.2.061.43/.44:551.76)(571.1)
"НОВЕЙШИЕ ДЕФОРМАЦИИ КРАСНОЛЕНИНСКОГО СВОДА В СВЯЗИ С ПРОГНОЗОМ ТРЕЩИННО-КАВЕРНОЗНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ В ДОЮРСКОМ И ВЕРХНЕЮРСКОМ КОМПЛЕКСАХ ПОРОД."
Пестова Людмила Егоровна
Югорский научно-исследовательский институт информационных технологий (ЮНИИ ИТ)
628011, г. Ханты-Мансийск, ул. Мира, 151,
тел.: (34671) 59-050,          e-mail: Pestova@uriit.ru
     На основе многозональных космоснимков, цифровых (теневых) моделей рельефа и градиентного показателя новейших пликативных деформаций выделены линеаменты и проведен анализ их кинематики и плотности распределения по площади.  Эти исследования включают в себя, в первую очередь, оценку кинематического типа дизъюнктива на основе его геометрии и пространственной ориентировки, которая отражает характер преобладания сдвиговых или сбросовых подвижек. Дальнейшее изучение сдвиговой тектоники позволяет выделять локальные зоны растяжений и сжатий земной коры, формирующих участки открытой трещиноватости по разрезу, особенно, в областях разнонаправленных движений, что оказывает влияние на формирование  коллекторских свойств продуктивных комплексов.
     Количественные и градиентные оценки новейших деформаций земной поверхности способствуют выявлению закономерности пространственного размещения и локализации залежей УВ в пределах крупных структур нефтегазоносных бассейнов. Изучение структурных, палео- и неотектонических условий проявления сдвиговых деформаций позволяет выявить зоны активизированных унаследованных и инверсионных вертикальных новейших движений, а также градиентных флексурных перегибов в продуктивном уровне разреза. Это отражается как на формировании трещинно-кавернозных коллекторов, так и на промышленной нефтегазоносности скважин.
Выявленные тектонические нарушения и градиентные неотектонические зоны хорошо коррелируются с геолого-геофизическими данными, что свидетельствует о возможности успешного решения задачи прогноза зон развития трещинно-кавернозных коллекторов с использованием космоснимков различных типов и неотектонических исследований.
Ключевые слова: трещиноватые и трещинно-кавернозные коллекторы; линеаменты; неотектоника; палеотектоника; нефтепродуктивность; унаследованные и инверсионные тектонические движения; сдвиговые деформации.
"LATEST DEFORMATIONS OF THE KRASNOLENINSK ARCH IN THE CONTEXT OF CAVERNOUS-FRACTURED RESERVOIR PREDICTION IN THE PRE-JURASSIC AND UPPER-JURASSIC ROCK COMPLEXES."
Pestova Liudmila E.
Yugorsky Scientific-Research Institute of Informational Technologies (UNII IT)
     Lineaments were defined and analysis of their kinematics and areal distribution density was performed based on multi-zone satellite photographs, digital (shaded) elevation models and graded index of latest plicative deformation. These investigations involve firstly estimation of kinematic type of disjunction from its geometry and spatial orientation, which reflects the nature of shear and fault displacements. Further study of shear tectonics allows differentiating a local zone of the Earth’s crust extension and shortening, forming areas of open fracturing through the section, mainly in the regions of heterodirectional movements, affecting formation of productive complex reservoir properties.
     Quantitative and gradient estimation of the latest earth surface deformation makes possible to find out regularity of HC pool spatial distribution and localization within large structures of petroleum basins. Study of structural, paleo- and neotectonic conditions of shear strain allows differentiating zones of activated inherited and inversion vertical modern movements as well as gradient flexure in productive section level. It reflects on both cavernous-fractured reservoir formation and commercial oil-and-gas content of wells.
     Tectonic dislocations and neotectonic gradient zones are well correlated with geological and geophysical data that testifies to possibility of successful solving the problem of predicting zones of cavernous-fractured reservoir development using various satellite photographs and neotectonic studies.
Key words: fractured and cavernous-fractured reservoirs; lineaments; neotectonics; paleotectonics; oil productivity; inherited and inversion tectonic movements; shear deformations.

УДК 550.8.072:553.98(575.1)
"МОДЕЛЬ РАЗЛОМНО-БЛОКОВОГО СТРОЕНИЯ И ФОРМИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА МЕСТОРОЖДЕНИЯ ОК КУЛ."
Бочкарев В.А.  1, Одолеев Г.О.  2, Исламов Р.М.  2, Остроухов С.Б.  3, Коршунова М.Р.  3, Сапрыкина А.Ю.  4
"ЛУКОЙЛ Оверсиз Сервис БВ"   1
115035, г. Москва, ул. Б. Ордынка, 1,
тел.: (495) 933-17-04,     факс: (495) 933-18-00,          e-mail: vbochkarev@Lukoil-overseas.ru;
ООО "ЛУКОЙЛ Узбекистан Оперейтинг Компани"   2;
ООО "ЛУКОЙЛ–ВолгоградНИПИморнефть"   3;
ООО "Фугро Геосайенс ГмбХ"   4
     Представлена концепция многоэтапного формирования структуры и газоконденсатнонефтяной залежи месторождения Ок Кул. Показано, что разломно-блоковое строение и длительная история формирования и переформирования залежи оказали влияние на особенности формирования коллекторских свойств и характер насыщения карбонатных пород, а также на условия ее разработки.
Ключевые слова: газоконсатонефтяная залежь; месторождение Ок Кул; антиклинальная зона; разломно-блоковое строение; коллекторские свойства.
"FAULTING MODEL AND OIL-AND-GAS POOLS GENESIS OF OK KUL FIELD."
Bochkarev V.A.  1, Odoleev G.O.  2, Islamov R.M.  2, Ostroukhov S.B.  3, Korshunova M.P.  3, Saprykina A.Yu.  4
LUKOIL Overseas Service BV   1;
LUKOIL Uzbekistan Operating Company, Ltd.   2;
LUKOIL-VolgogradNIPImorneft, Ltd.   3;
Fugro Geoscience GmbH   4
     Concept of multistage formation of structure and gas-condensate-oil pool genesis of Ok Kul field is presented. The fact that faulting structure and long-time pool formation followed by its reformation paid special influence on reservoir properties formation and saturation of carbonate rocks is revealed.
Key words: gas-condensate-oil pool; Ok Kul field; anticline zone; faulting structure; reservoir properties.

УДК 550.836.2
"ДИСТАНЦИОННЫЙ ТЕПЛОВИЗИОННЫЙ МЕТОД ПРИ РАЗВЕДКЕ ПОДЗЕМНЫХ ВОД В ИСПАНИИ."
Каримов Камиль Мидхатович, Каримова Ляиля Камильевна, Соколов Владимир Николаевич, Кокутин Сергей Николаевич, Онегов Вадим Леонидович
ООО "ТРАНС-СЕРВИС"
187110, Ленинградская обл., г. Кириши,
ул. Волховская  набережная, 18,
тел./факс: (81368) 52-250,          e-mail: trserv@kirishi.ru,    trserv@kazan.ru
     Рассматриваются результаты применения тепловизионной томографии геологических сред при изучении субмаринной разгрузки подземных вод и морской интрузии для юго-восточной части территории Королевства Испании. При решении гидрогеологических задач использованы многоспектральные данные космической съемки.
Ключевые слова: тепловизионная томография; тепловой поток; модель; зона; субмаринные воды; морская интрузия.
"APPLICATION OF REMOTE THERMAL IMAGE SENSING METHOD DURING GROUND WATERS PROSPECTING IN SPAIN."
Karimov Kamil M., Karimova Lyailya K., Sokolov Vladimir N., Kokutin Sergei N., Onegov Vadim L.
     The article considers results of application of thermal image tomography of geological environment during studies of submarine ground-water discharge and sea water intrusion in the south-east part of Spain. Multispectral data of space imaging were used for hydro-geological problems solution.
Key words: thermal imaging tomography; heat flow; model; zone; submarine waters; sea water intrusion.

УДК 553.98.061.4
"КОНЦЕПЦИЯ "РОСТА И ТОРМОЖЕНИЯ" КАК ОСНОВА СОХРАННОСТИ КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ КРУПНЫХ УВ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА БОЛЬШИХ ГЛУБИНАХ ЮКВ."
Каграманов К.Н.
Государственная Нефтяная Компания Азербайджанской Республики
     Из специфических геолого-геохимических и термобарических условий аккумуляции УВ в  ловушках и сохранности их в залежах на больших глубинах важнейшим фактором является избыточное пластовое давление, обусловленное размерами и структурой резервуара и наличием аномально  высокого  пластового давления.
Решающим фактором больших глубин являются емкостные и фильтрационно-емкостные свойства пород, которые ухудшаются с увеличением глубины залегания отложений, ростом горного давления и термобарических условий.
     В статье указано, что основным фактором, оказывающим сопротивление отрицательному влиянию горного давления на ФЕС пород на больших глубинах, является пластовое давление. Рост избыточного давления в повышенной части антиклинальной структуры способствует торможению уплотнения пород, а порой и разуплотнению их, что в свою очередь способствует сохранению или же небольшому уменьшению первичных емкостных и фильтрационных свойств пород.
Образование структуры и залежей большой высоты, антиклинальных структур, торможение процесса уплотнения пород в повышенной части структуры и процесс аккумуляция УВ происходят одновременно.
     Таким образом, рост размеров ловушки антиклинального типа способствует увеличению избыточного давления в самом коллекторе и торможению процесса уплотнения пород с глубиной, в основном, в повышенной части структуры.
Ключевые слова: месторождения УВ; коллекторские свойства; фильтрационно-емкостные свойства; ловушки.
"CONCEPT OF "CROWTH-SLOW-DOWN" AS THE BASIS OF RESERVOIR PROPERTIES MAINTENANCE OF BIG HYDROCARBON FIELDS LOCATED IN DEPTHS OF SOUTH CASPIAN BASIN."
Gahramanov G.N.
State Oil Company of Azerbaijan Republic
     The main factor out of specific geological-geophysical and thermo-baric conditions of hydrocarbons accumulation in traps and their maintenance in deeply located deposits appears excessive reservoir pressure, justified by dimensions and structure of reservoir and abnormally high reservoir pressure.
Volumetric and filtration-volumetric rock characteristics getting worse with increasing of deposit depth location, growth of mining pressure and thermo-baric conditions are becoming the main factor of big depths.
     The article states that reservoir pressure appears the basic factor resisting negative impact of mining pressure on filtration-volumetric rock characteristics in big depths. Growth of excessive pressure in the elevated part of anticline structure inspires slowing down of rock thickness and sometimes their thinning, what in its turn brings preservation or some insufficient decrease of initial volumetric and filtration rock properties.
     Formation of structure and highly located deposits, anticline structures, slowing down of rock thickening in the elevated part of structure and hydrocarbon accumulation happen simultaneously.
     Thus, growth of anticline trap dimensions brings excessive pressure increase in reservoir itself and slows down deep rock thickening in the elevated part of structure.
Key words: hydrocarbons fields; reservoir properties; filtration-volumetric properties; traps.

РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

УДК 622.276
"К ДОСТОВЕРНОЙ ИНТЕРПРЕТАЦИИ РЕЗУЛЬТАТОВ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН."
Закиров Сумбат Набиевич, Закиров Эрнест Сумбатович, Мамедов Заур Теймурович
Институт проблем нефти и газа РАН
119333, г. Москва, ул. Губкина, 3,
тел./факс: (499) 135-54-47,   135-54-67,          e-mail: Ezakirov@ogri.ru,    Mamedovzt@mail.ru
     Предлагается методика интерпретации результатов исследований скважин при неустановившихся режимах, учитывающая одновременно данные само- и гидропрослушивания.
Ключевые слова: кривая падения давления; гидропрослушивание; возбуждающая и реагирующая скважины; скин-фактор; критерий качества; квазиньютоновская итерационная процедура.
"DATA RELIABLE INTERPRETATION OF WELLS HYDRODYNAMIC STUDIES."
Zakirov Sumbat N., Zakirov Ernest S., Mamedov Zaur T.
Institute of Oil and Gas Problems of Russian Academy of Sciences
     New interpretation technique of transient well testing data under unstable regimes of its operation with simultaneous account of self- and hydro-listening of data is presented.
Key words: pressure drawdown curve; hydro-listening; active and responding wells; skin-factor; objective function; quasi-Newton iterative procedure.

УДК 550.83:551.24
"МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЯ АНИЗОТРОПИИ ЮРСКИХ ПЛАСТОВ НА ПРИМЕРЕ ВАТЬЕГАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ."
Исаев Георгий Дмитриевич  1, Краснощекова Любовь Афанасьевна  2, Меркулов Виталий Павлович  2, Волостнов В.Д.  2, Романов Ю.К.  3
ООО Научно-исследовательский центр "СИБГЕОНАФТ"   1
630071, г. Новосибирск, ул. Фасадная, 18-2,
тел.: (383) 350-24-04,          e-mail: sibgeonaft@mail.ru;
Национальный исследовательский Томский политехнический университет   2
634050, г. Томск, пр. Ленина, 30,
тел.:  (3822) 563-805,     факс: (3822) 42 11 00;          e-mail: Krasnl@tpu.ru,   MerkulovVP@hw.tpu.ru;
ООО " КогалымНИПИнефть"   3
628481, Тюменская обл., г. Когалым,
ул. Дружбы Народов, 15,
тел.: 8(34667) 493-96,      факс (34667) 488-35,          e-mail: romanov@nipi.ws.lukoil.com
     В статье рассмотрены основные положения инновационной методики изучения структурной и минерально-вещественной неоднородностей нефтеносных пород. Сущность метода состоит в последовательном определении анизотропных литологических, петрофизических (упругих, магнитных) и фильтрационных характеристик предварительно ориентированных в пространстве образцов керна. Приводимый комплекс исследований направлен на определение направления и величины наибольшей проницаемости пород и выделение зон улучшенной фильтрации углеводородов. Предлагаемая методика позволяет выбирать наиболее эффективные способы разработки сложно построенных месторождений.
Ключевые слова: петрофизическая, литологическая, фильтрационная анизотропия; модели анизотропного коллектора.
"METHODS OF JURASSIC FORMATION ANISOTROPY ANALYSIS: A CASE STUDY OF VATJEGANSKY FIELD."
Isaev Georgy D.  1, Krasnoschekova Liubov A.  2, Merkulov Vitaly P.  2, Volostnov V.D.  2, Romanov Yu.K.  3
"SIBGEONAFT" Scientific- Research Center, Ltd."   1,
National Scientific-Research Tomsk Polytechnic University   2,
"KogalymNIPIneft, Ltd."   3
     The article covers fundamentals of innovative approach to analysis of structural, and mineralogical-substantial heterogeneity of oil bearing rocks. The essence of the approach involves sequential determination of anisotropy in lithological, petrophysical (elastic and magnetic) and filtration properties of preliminary space-stabilized core samples. The purpose of the unified studies described above is to determine orientation and value of maximum rock permeability and segregation of hydrocarbons improved flow zones. Suggested method allows selecting of optimum methods for complex fields development.
Key words: petrophysical, lithological, flow anisotropy; anisotropic reservoir models.

УДК 622.276.43:531.312.2
"ИССЛЕДОВАНИЕ ИЗМЕНЕНИЯ КОНЕЧНОГО КИН КАРБОНАТНОГО КОЛЛЕКТОРА ПРИ ТЕРМОЗАВОДНЕНИИ НА ПРИМЕРЕ ПЛАСТА С3 ВЕРХНЕГО КАРБОНА КРАСНОЯРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ."
Кристьян И.А.  1, Кротов С.А.  1 Владимиров И.В.  2, Сагитов Д.К.  2
ОАО "Оренбургнефть" НГДУ "Бугурусланнефть"   1,
461600, Оренбургская обл., г. Бугуруслан, ул. Московская, 75,
тел.: (35352) 2-15-23,     факс: (35352) 2-15-12;
ООО НПО "Нефтегазтехнология"   2,
450078, г. Уфа, ул. Революционная, 96/2,
тел.: (8347) 228-18-75,          e-mail: npo@ngt.ru
     Проведено численное исследование зависимости коэффициента нефтеизвлечения от охвата воздействием, температуры агента и плотности сетки скважин при термозаводнении на примере пласта С3 верхнего карбона Красноярского месторождения. Установлено, что при различном охвате пласта воздействием, технология закачки горячей воды имеет преимущества перед закачкой холодной воды, с увеличением температуры закачиваемой воды КИН увеличивается, зависимость имеет затухающий характер. Оптимальное значение плотности сетки скважин при тепловом заводнении выше, чем при закачке холодной воды при прочих равных условиях. Отмечено, что эффективность технологии определяется ценой на нефть.
Ключевые слова: коэффициент извлечения нефти; трудноизвлекаемые запасы; заводнение; потокоотклоняющие технологии.
"STUDIES OF CHANGING OF FINAL OIL RECOVERY COEFFICIENT OF CARBONATEOUS RESERVOIR DURING THERMAL WATER FLOODING OF C3 UPPER CARBON LAYER OF KRASNOYARSKY OIL FIELD."
Kristyan I.A.  1, Krotov S.A.  1, Vladimirov I.V.  2, Sagitov D.K.  2
JSC "Orenburgneft", NGDU "Buguruslanneft"   1
NPO "Neftegaztekhnologiya, Ltd."   2
     Numerical studies of oil recovery coefficient dependence on impact range, agent temperature and well screen density during thermal water flooding are carried out. C3  Upper Carbon layer of Krasnoyarsky oil field was selected for performing of the above-mentioned studies. With various impact range of layer, technology of hot water pumping proves efficient as compared with cold water pumping, namely, raise of pumped water temperature results in oil recovery coefficient increase and dependence lessens. Optimal value of well screen density during heat water flooding is higher as compared with cold water pumping in one and the same conditions. It is noted that technology efficiency is determined by oil price.
Key words: oil recovery coefficient; hardly recoverable oil stocks; water flooding; flow-deviating technologies.

УДК 622.276
"СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ПРОЦЕДУРЫ ИНТЕРПРЕТАЦИИ КРИВЫХ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ ПРИ ИССЛЕДОВАНИИ СКВАЖИН."
Булгаков Сергей Александрович, Ольховская Валерия Александровна
Самарский государственный технический университет
443100, г. Самара, ул. Молодогвардейская, 244,
тел.: (846) 2790364,          e-mail: 07121960@samtel.ru
     Дан пример комплексного подхода к интерпретации результатов исследования скважин на неустановившемся режиме. Охарактеризованы преимущества совместного использования графических методов и метода детерминированных моментов давления для получения данных о пласте.
Ключевые слова: кривые восстановления давления; гидродинамические исследования скважин; призабойная зона пласта; модель фильтрации; метод детерминированных моментов давления (ДМД).
"PERFECTION OF INTERPRETATION PROCEDURE OF PRESSURE RESTORING CURVES DURING WELL TESTING."
Bulgakov Sergei A., Olkhovskaya Valeria A.
Samara State Technical University
     Example of complex approach towards data interpretation of well testing under unsteady-state regime is given. Advantages of joint application of graphical methods and method of pressure determinate moments in order to obtain data on deposits are characterized.
Key words: pressure restoring curves; well hydrodynamic studies; critical (bottom hole) zone of deposit; filtration model; method of pressure determinate moments (PDM).

УДК 622.276.031.011.43:53.072
"К ВОПРОСУ МЕТОДИЧЕСКОГО ОБОСНОВАНИЯ ВЫБОРА БУРОВОГО РАСТВОРА ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ ."
Фефелов Ю.В., Хижняк Г.П., Нацепинская А.М., Гаршина О.В.
ООО "ПермНИПИнефть"
614066, г. Пермь, ул. Советской Армии, 29,
тел.: (342)218-06-74,     факс: (342)228-08-03,          e-mail: fefelov@pernipineft.com;    xgp@mail.ru
     Предложена методика оценки влияния буровых растворов на коллекторские свойства пород на установке УИПК, но в отличие от известных методов, не на единичных образцах керна, а на составных моделях пласта. Для оценки проникающей способности фильтрата бурового раствора и коэффициента восстановления проницаемости модели пласта адаптирован лабораторный комплекс, включающий установку УИПК-1М, кернодержатель, систему термостатирования пород и флюидов.
     Приведены результаты исследований по обоснованию выбора бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта с использованием терригенных образцов бобриковских отложений скважин Юрчукского месторождения.
Ключевые слова: буровые растворы; коллекторские свойства пород; коэффициент восстановления проницаемости модели пласта.
"SOME ASPECTS OF METHODICAL SUBSTANTIATION OF DRILLING MUD SELECTION FOR PRODUCTIVE LAYER RECOVERY."
Fefelov Yu.V., Khizhnyak G.P., Natsepinskaya A.M., Garshina O.V.
"PermNIPIneft, Ltd."
     Evaluation method of drilling mud influence on rock reservoir properties with the help of core permeability investigation unit (UIPK) is suggested. Difference of new evaluation method from other well-known methods lies in the fact that not single core samples but composite layer models are used for evaluation. Laboratory complex including UIPK-1M unit, core holder, system of rocks and fluids thermostating is adapted for estimation of permeable property of drilling mud filtrate and permeability recovery coefficient of layer model.
     Data of studies in connection with validation of drilling mud choice for exposing of productive layer using terrigenous samples of bobrikovsky sediments of Yurchuksky deposit wells are presented.
Key words: drilling mud; rock reservoir properties; permeability recovery coefficient of layer model.

 

 

© ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ОРГАНИЗАЦИИ, УПРАВЛЕНИЯ И ЭКОНОМИКИ НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
телефон: (495) 332-00-22; факс: (495) 331-68-77

В начало страницы •
На главную страницу •
Добавить в избранное •