Загрузил bektosh.9915

Условия и формы залегания углеводородов в земной коре

Реклама
Министерство науки и высшего образования Российской Федерации
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего образования
«Уфимский государственный нефтяной технический университет»
Филиал в г. Октябрьском
Кафедра разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений
РЕФЕРАТ
по дисциплине: «Геология нефть и газа»
на тему: «Условия и формы залегания углеводородов в земной коре»
Студент группы БГБ-17-11
Бака Луис
Руководитель – доц., канд. техн. наук
Г.Р. Измайлова
Октябрьский
2020
Оглавление
Введение………………………………………………………………………..3
1.
Благоприятные структурные формы скопления нефти и газа………...5
2.
Типы ловушек и пород-коллекторов……………………………………7
3.
Миграция нефти и газа…………………………………………………..14
4.
Пластовое давление……………………………………………………..16
Заключение…………………………………………………………………….20
Список использованной литературы…………………………………………22
Введение
В настоящее время эксплуатируемые крупные месторождения России,
определяющие объём добычи нефти, приближаются к последним стадиям
разработки. Состояние их характеризуется значительными исчерпывающими
запасами, преждевременным обводнением, изношенностью систем сбора и
трубопроводного
транспорта
до
50-80
%.
Поэтому
поиск
новых
месторождений нефти и газа является приоритетным направлением для
развития энергетического потенциала страны.
Перспективные направления в нефтедобыче будут определяться в
основном следующими факторами: уровнем мировых цен на топливо,
налоговыми условиями, научно-техническими достижениями в разработке и
эксплуатации месторождений, качеством разведанной сырьевой базы.
Для прироста добычи нефти Правительством Российской Федерации
были приняты Постановления о мерах по вводу в эксплуатацию
бездействующих, контрольных и находящихся в консервации скважин на
нефтяных месторождениях и обеспечивающие гибкое налогообложение
(стимулирующее) в части:

эксплуатации
месторождений
с
истощёнными
и
трудноизвлекаемыми запасами (дебит 0,1-1 т/сутки), которые составляют
более 50 % от общего количества текущих извлекаемых запасов с помощью
новых технологий;

освоения и ввода в эксплуатацию мелких малодебитных
месторождений, в среднем на одно мелкое месторождение приходится менее
1 млн. тонн нефти и в России их открыто более 1400 месторождений;

ввода в разработку месторождений с низкопроницаемыми
коллекторами (0,05 мкм2).
Реализовать намеченные перспективы развития нефтедобывающего
комплекса и поддерживать уровень добычи нефти в России в 330–370 млн.
тонн в год невозможно без получения новых данных относительно нефтяных
и газовых пластов – коллекторских и фильтрационных свойств горных пород,
физико-химических свойств пластовых жидкостей и газов, фазовых состояний
углеводородных
систем
и
других.
Процесс
развития
нефтяной
промышленности России требует применения нетрадиционных систем
разработки, новых технологий и современных технических средств, а это всё
зависит от состояния отраслевой и академической науки, и не только
нефтегазового комплекса, но и нефтегазового машиностроения.
Данный
реферат посвящен
описанию
свойств
пористых
сред,
насыщающих их жидкостей и газов и использованию этих знаний в
практических расчётах.
1. Благоприятные структурные формы скопления нефти и газа
нефть месторождение углеводород земной
Природный резервуар – естественное вместилище нефти, газа и воды
(внутри которого может происходить циркуляция подвижных веществ) форма
которого обусловливается соотношением коллектора с вмещающими его
плохо проницаемыми породами.
Виды:
пластовый,
массивный,
линзовидный
(литологически
ограниченный со всех сторон).(Рис. 1)
Рис. 1 Пластовые, массивные, литологически ограниченные со всех
сторон ловушки
Пластовый резервуар представлет собой коллектор, ограниченный на
значительной площади в кровле и подошве плохо проницаемыми породами.
Особенностями такого резервуара является сохранение мощности и
литологического состава на большой площади.
Под массивным резервуаром понимают мощные толщи пород,
состоящие из многих проницаемых пластов, не отделенных один от другого
плохо проницаемыми породами.
Большинство
распространенных
массивных
на
резервуаров
платформах,
особенно
представлено
широко
известняково-
доломитизированными толщами.
Слабо проницаемые породы покрывают всю эту толщу сверху. По
характеру слагающих их пород массивные резервуары подразделяются на две
группы:
Однородные
массивные
резервуары
–
сложены
сравнительно
однородной толщей пород, большей частью карбонатных (Рис. 2).
Рис. 2 Схема однородного массива
Неоднородные массивные резервуары – толща пород неоднородна.
Литологически она может быть представлена, например, чередованием
известняков, песков и песчаников, сверху перекрытых глинами. (Рис. 3)
Рис. 3 Схема неоднородного массива
Резервуары неправильной формы, литологически ограниченные со всех
сторон (Рисунок 1). В эту группу объединены природные резервуары всех
видов, в которых насыщающие их газообразные и жидкие углеводороды
окружены со всех сторон либо практически непроницаемыми породами, либо
породами, насыщенными слабоактивной водой. Движение жидкости или газа
в них ограничено размерами самого резервуара
Рис. 4 Схема резервуара литологически ограниченного со всех сторон
Каким бы ни был механизм образования углеводородов для
формирования крупных скоплений нефти и газа необходимо выполнение ряда
условий:
1.
наличие проницаемых горных пород (коллекторов);
2.
непроницаемых горных пород, ограничивающих перемещение
нефти и газа по вертикали (покрышек);
наличие пласта особой формы, попав в который нефть и газ
3.
оказываются как бы в тупике (ловушке).
2. Типы ловушек и пород-коллекторов
Коллектором называется горная порода (пласт, массив), обладающая
способностью к аккумуляции и фильтрации воды, нефти и газа. Под горной
породой
понимается
естественный
твердый
минеральный
агрегат
определенного состава и строения, образующий в земной коре тела различной
формы
и
размера.
По
происхождению
(генезису)
горные
породы
подразделяются на осадочные (пески, песчаники, доломиты, алевролиты,
известняки, мергели), изверженные (магматические) и метаморфические.
Осадочные
термических
породы
условиях
возникают
в результате
поверхностной
части
преобразования
земной
коры
в
осадков,
представляющих собой выпавшие механическим или химическим путем,
продукты разрушения более древних пород, изверженных вулканов,
жизнедеятельности организмов и растений.[4]
Статистика опыта разработки месторождений показывает, что около 60
% запасов нефти в мире приурочено к песчаным пластам и песчаникам, 39 %
– к карбонатным отложениям, 1 % – к выветренным метаморфическим и
изверженным породам. Следовательно, основные коллекторы нефти и газа –
породы осадочного происхождения.
Тип коллектора определяется природой, структурой и геометрией
порового
пространства.
Подавляющая
часть
нефтяных
и
газовых
месторождений приурочена к коллекторам трёх типов – гранулярным
(обломочный, хемегенный,), трещинным и смешанного строения.
К
первому
типу
относятся
коллекторы,
сложенные
песчано-
алевритовыми породами, состоящие из песчаников, песка, алевролитов, реже
известняков, доломитов, мергелей, поровое пространство которых состоит в
основном из межзерновых полостей.
В чисто трещиноватых коллекторах, сложенных преимущественно
карбонатами, поровое пространство образуется системой трещин. При этом
участки коллектора между трещинами представляют собой плотные
малопроницаемые нетрещиноватые блоки пород, поровое пространство
которых практически не участвует в процессах фильтрации. Трещиноватый
тип коллектора известен на месторождениях Западного Приуралья, Северного
Кавказа, Западной Венесуэлы, США.
На практике, однако, чаще всего встречаются трещиноватые коллекторы
смешанного типа, поровое пространство которых включает как системы
трещин, так и поровое пространство межзерновых полостей, а также каверны
и карст. Такой тип коллектора отмечен на участках ряда месторождений
Западной Сибири (Талинское месторождение и другие).
Наличие коллектора в осадочной толще не является достаточным
условием формирования и существования нефтяной или газовой залежи.
Промышленные запасы нефти и газа приурочены к тем коллекторам, которые
совместно с окружающими их породами образуют ловушки различных форм:
антиклинальные складки, моноклинали, ограниченные сбросами или другими
нарушениями складчатости. Условия формирования нефтеносных толщ
включают наличие коллекторов с надежными покрышками непроницаемых
пород, состоящих из глин (глинистые сланцы, породы с высоким содержанием
глинистого цемента), солей, особенно сульфатных, эвапоритов (гипс,
ангидрит и другие).
Покрышка – литологическое тело (пласт, пачка, свита и др.)
расположенное над коллектором нефти или газа и препятствующее
фильтрации углеводородов из коллектора в верхние горизонты.
Многообразие условий залегания нефти, газа, газоконденсата и
геологического строения залежей безгранично. Различают следующие типы
ловушек.
Ловушка – часть природного резервуара, в котором благодаря
различного рода структурным дислокациям, стратиграфическому или
литологическому ограничению, а так же тектоническому экранированию
создаются условия для скопления нефти и газа.
Наиболее
простой
ловушкой
является
антиклинальный
изгиб
пластового резервуара. Основными параметрами такой ловушки являются:
толщина коллектора, площадь (в контуре самой нижней замкнутой изогипсы)
и высота, измеряемая от кровли коллектора в своде складки до
гидравлического замка ловушки.
Залежи нефти и газа, которые являются основными объектами поисковоразведочных и эксплуатационных работ, классифицируются по разным
показателям. Важными из них являются генезис и форма элемента земной
коры, в которых они находятся, то есть генезис и форма ловушки нефти и газа.
Многообразие условий залегания нефти, газа, газоконденсата и
геологического строения залежей безгранично. Различают следующие типы
ловушек: структурный, литологический, стратиграфический, рифовый и
гидродинамический.[3] Первые четыре типа ловушек лежат в основе широко
известной генетической классификации залежей нефти и газа А.А. Бакирова,
в которой они представляют классы залежей.
Ловушки структурного типа образуются в результате пликативных и
дизъюнктивных тектонических деформаций горных пород, и разделяются на
сводовые, или антиклинальные и тектонически экранированные ловушки.
Тектонически экранированные ловушки образуются как на антиклинальных
структурах, так и на моноклиналях при наличии тектонических разрывов.
Более правильно их следует называть дизъюнктивно экранированными, так
как своды или антиклинали тоже представляют собой тектонические
пликативные экраны на пути движения нефти и газа
Ловушки литологического типа также разделяются на два типа литологически ограниченный тип и литологически экранированный тип.
Литологически
ограниченные
ловушки
образуются
в
результате
литологической изменчивости пород-коллекторов, когда порода-коллектор
изолирована со всех сторон, например песчаная (алевролитовая) линза в
глинах, или при появлении повышенной локальной трещиноватости горных
пород. Поэтому в данном случае понятия «ловушка» и «ПР» совпадают
Литологически экранированные ловушки образуются в результате
выклинивания пород-коллекторов по восстанию слоев или их фациального
замещения одновозрастными слабопроницаемыми породами
Следовательно,
здесь
породы-коллекторы
экранируются
слабопроницаемыми породами только по их восстанию. Ловушки этого типа
являются полузамкнутыми и имеют гидродинамическую связь с пластовыми
ПР.
Ловушки
денудационного
стратиграфического
срезания
типа
образуются
пород-коллекторов
во
время
в
результате
восходящих
тектонических движений и их несогласного перекрытия флюидоупорами во
время нисходящих движений.
Ловушки
карбонатными
рифовового
породами
типа.
и
Ловушки
имеют
этого
большое
типа
значение
связаны
в
с
практике
нефтегазопоисковых работ. З.А. Табасаранский в 1982 году отнес их к
литологическому типу ловушек, а в 1993 году к стратиграфическому типу.
Учитывая особенности формирования рифовых ловушек, их следует выделять
в самостоятельный тип, как это в общем и принято.
Рифовые ловушки связаны с различными рифовыми массивами и
биогермными
телами,
которые
образуются
в
результате
отмирания
организмов-рифостроителей: известковых водорослей, кораллов, мшанок,
губок и других и последующего их перекрытия непроницаемыми породами.
Если органогенная постройка не выходила на уровень морского волнения, то
она называется биогермом (от греческого bíos - жизнь и hérma – подводная
скала). Биогермы могут создавать ассоциации, или биогермные массивы,
которые представляют собой группы сближенных биогермов.
При достижении биогермами уровня моря, они представляют собой
подводные или надводные скалы. Активно разрушаясь под действием волн,
биогермы превращаются в рифы. это сложные геологические объекты,
включающие в себя органогенную постройку вместе с продуктами её
разрушения, а иногда - хемогенные и биохемогенные отложения.
Морфологическая
классификация,
строение
и
геометрическая
аппроксимация рифогенных ловушек (по Г.А. Габриэлянцу, В.Г. Кузнецову и
М.Б. Павлову)
Гидравлические (гидродинамические) ловушки образуются в результате
гидродинамического
напора
встречного
потока
вод,
оказывающего
противодавление на мигрирующие УВ. Большое значение в этом типе имеют
капиллярное давление, гидрофобность и гидрофильность пород.
Фактически гидравлические ловушки и залежи нефти образуются в том
случае, когда гидравлический напор, обычно совместно с капиллярным
давлением, превышает гравитационную силу. Величина гравитационной силы
pг зависит от разницы плотности воды и нефти ρв-ρн, а также от высоты
залежи Н и синуса угла наклона пласта-коллектора sin α, по которому идёт
миграция нефти:
pг = gН(ρв-ρн) sin α
В генетической классификации ловушек Н.А. Еременко(1968)[2]
выделено пять типов ловушек: 1) ловушки складчатых областей; 2) ловушки
разрывных дислокаций; 3) ловушки стратиграфических несогласий; 4)
ловушки литологические; 5) различные комбинации перечисленных типов.
Скопление нефти, газа, конденсата и других полезных сопутствующих
компонентов, сосредоточенные в ловушке, ограниченные поверхностями
разного типа, в количестве, достаточном для промышленной разработки,
называется залежью.
Сводовые ловушки образуются в сводовых частях антиклиналей, над
соляными куполами, глиняными диапирами, интрузивными массивами, в теле
погребённых рифовых массивов и эрозионных выступов - под облекающими
их покрышками. Ловушки экранированного типa возникают на крыльях и
периклиналях антиклиналей, на флексурах и моноклиналях при появлении по
восстанию их литологических или гидродинамических экранов.
Рис. 5 Типы ловушек нефти и газа: 1 - сводовые (a - в антиклиналях, б в рифовом массиве, в - в эрозионном выступе); 2 - тектонически
экранированные (a - экранированные сбросом, б - экранированные боковой
поверхностью соляного массива, глиняного диапира, жерла грязевого вулкана
или интрузивного массива); 3 - стратиграфически экранированные; 4 литологически
экранированные;
5
ограниченные); 6 – гидродинамические
-
линзообразные
(литологически
B зависимости от происхождения экрана различают ловушки:
тектонически экранированные, возникающие в результате сброса, взброса,
надвига или внедрения массива кам. соли, глиняного диапира, интрузивного
тела, a также экранирования (боковой поверхностью жерла грязевого
вулкана); стратиграфически экранированные - при несогласном перекрытии
коллектора герметичным экраном; литологически экранированные - при
выклинивании, уплотнении коллектора или запечатывании коллектора
асфальтом;
гидродинамически
экранированные,
возникающие
на
моноклиналях, флексурах, в зонах угловых несогласий и разрывных
нарушений при нисходящем движении воды и встречном всплывании нефти.
Линзообразныe (или литологически ограниченные) ловушки образуются в
коллекторах линзообразного строения (погребённых песчаных барах,
русловых и дельтовых песчаниках, пористых зонах карбонатных пород).
Ловушки могут находиться в различных частях структур. Около 70% запасов
нефти и газа находится в ловушках сводового типа, заключённых в
антиклиналях.
3. Миграция нефти и газа
Путями миграции служат поры, трещины, каверны, а также поверхности
наслоений,
поверхности
разрывных
нарушений.
Миграция
может
происходить в одной и той же толще или пласта (внутрипластовая,
внутрирезервуарная), а также она может быть из одного пласта в другой
(межпластовая, межрезервуарная). Первая осуществляется по порам и
трещинам, а вторая – по разрывным нарушениям и стратиграфическим
несогласиям. И та, и другая могут иметь боковое напряжение (вдоль
напластования
пластов)
-
латеральная,
(перпендикулярно напластованию пластов).
Факторы, вызывающие миграцию:[1]
1.Давление статистическое и динамическое.
вертикальная
миграция
Статистическое давление – это уплотнение пород под действием
вышележащих пород.
Динамическое давление – это действие тектонических сил, выводящих
породы из нормального залегания и сминающих их в складки.
Под действием тектонических сил породы бывают разбиты разрывными
нарушениями и по ним происходит перераспределение давления, также
разрывы и трещины служат путями миграции нефти, газа и воды. При
складкообразовании часть пород оказывается поднятой на значительную
высоту и подвергается эрозии (разрушению). Эрозия, с одной стороны, влияет
на изменение давления в земной коре, а с другой стороны может привести к
разрушению слоев, содержащих нефть и газ.
2. Гравитационный фактор.
Под влиянием нефти и газа понимается передвижение нефти и газа под
влиянием силы тяжести (гравитации). Если нефть и газ попадают в коллектор,
лишенный воды (синклинальная), то они в силу своего веса будут стремиться
занять пониженные участки.
3. Гидравлический фактор.
В своем движении вода увлекает вместе с собой мельчайшие капли
нефти и газа и т.о. перемещает их. В процессе перемещения легче происходит
дифференциация веществ по их удельным весам. Капельки нефти и газа,
всплывая над водой, соединяются между собой и при благоприятных условиях
могут образовывать скопления нефти и газа.
4. Капиллярное и молекулярное явления.
Т.к. вода лучше, чем нефть смачивает породы, то силы поверхностного
натяжения между породой и водой будут больше, чем между породой и
нефтью. Этим объясняется наблюдаемое иногда явление вытеснения нефти
водой из мелких пор в крупные.
5.Энергия газа.
6.Силы расширения жидкости.
По направлению и общему характеру процесса миграция нефти и газа
подразделяется на:
1) первичную, т.е. миграцию из глинистых или иных плотных п. в
соседние песчаные или иные породы-коллекторы;
2) пластовую, или латеральную, идущую по пористым песчаным и др.
пластам;
3) вертикальную, идущую поперек напластования и направленную к
земной поверхности.
Рис. 6 Пример миграции нефти и заполнения ловушек
4. Пластовое давление
Поскольку промышленное скопление (залежь) нефти или газа можно
рассматривать только как временную задержку на путях их миграции от
очагов нефтеобразования до полного
разрушения залежей (в силу
окислительных процессов или метаморфизма), большая часть перечисленных
факторов и видов миграции являются активными и на стадии разрушения
(рассеяния) сформировавшихся залежей.
Давление, при котором находятся нефть, вода и газ в месторождении,
принято назвать пластовым давлением.
Давление в недрах обусловливается давлением породы и насыщающей
её жидкости. Чем больше мощность породы, тем больше давление. Давление,
создаваемое жидкостью или газом в пласте, благодаря их подвижности,
называется гидростатическим пластовым давлением.[5]
Как правило, оно связано с глубиной залегания пласта:
Рпл. = f (Нпл.).
По данным Г.Ф. Требина более 50 % залежей залегают на глубине от
1250 до 2250 м, пластовое давление для глубин до 2500 м подчиняется
эмпирической зависимости:
Рпл. ≈ Н·ρж/10 → Рпл. ≈ 0,105 · Н [атм] → Рпл. ≈ Н/100 [МПа] (1.1)
где Рпл. – среднее пластовое давление в залежи (1 Па = 0,102 атм);
Н – средняя глубина залежи (мощность пласта), м;
ρж – плотность жидкости (плотность воды ≈ 1 г/см3).
То есть, начальное пластовое давление(до начала разработки залежи)или
статическое, зависит от глубины залегания пласта, и на каждые 100 м
погружения оно обычно возрастает на 1 МПа. Величина начального
пластового
давления
используется
для
оценки
особенностей
гидродинамической системы, к которой приурочена данная залежь нефти.
Пласты, для которых соблюдаются равенства (1.1) называются пластами
с нормальным гидростатическим давлением (нормальным пластовым
давлением).Считается, что такие залежи гидродинамически связаны с
поверхностью земли.
На ряде месторождений Западной Сибири (Уренгойское), Западной
Украины, Чечено-Ингушетии, Туркмении на больших глубинах наблюдаются
зоны с аномально высокими пластовыми давлениями, которые в 1,5-2 раза
выше оценочного гидростатического давления. Такие пласты, как правило, не
связаны или очень слабо связаны с дневной поверхностью земли. Чаще всего
они приурочены к складчатым районам. Однако пластовое давление может
быть и ниже гидростатического. Залежи, имеющие давления отличные от
гидростатического приурочены к аномальным.
Давление, создаваемое горными породами, называется геостатическим
давлением. Величина геостатического давления (Рг.) оценивается по формуле:
Рг ≈ 0,1·ρг.п.+ж·Н, (1.2)
где ρг.п.+ж – средняя пористость горной породы и насыщающей её
жидкости.
Геостатическое давление оказывает влияние на всю массу породы,
стремиться её уплотнить. С увеличением глубины уплотняющее давление
(Рупл.) растёт. Уплотняющее давление растёт и при уменьшении пластового
давления в процессе разработки залежи:
Рупл.= Рг. – Рпл. (1.3)
Температурный режим нефтяных месторождений важный фактор,
влияющий на состояние и свойства пластовых флюидов (например, вязкость),
растворимость газа в нефти и разработку месторождений.
Повышение
температуры
происходит
закономерно
с
глубиной.
Температурный режим недр оценивается геотермическим градиентом.
Известно, что при погружении в глубину горных пород температура
возрастает примерно на 1о на каждые 30 м. Величина градиента зависит от
состава пород, фильтрации термальных вод, абсолютной глубины, химикоминералогических явлений и других факторов. Для нефтяных месторождений
величина геотермического градиента колеблется на 10-60 м. Западно-
Сибирский регион по величине геотермического градиента (около 25-35 м)
тяготеет к "горячим" районам. Значения пластовых температур для
нефтеносных толщ изменяются в диапазоне от 30о до 67о С.
В связи с разнообразием условий формирования осадков коллекторские
свойства пластов различных месторождений могут изменяться в широких
пределах. Характерные особенности большинства коллекторов – слоистость
их строения и изменение во всех направлениях свойств пород, толщины
пластов и других параметров.
Основные коллекторские свойства горных пород вмещать (ёмкость
коллектора,
обусловленная
пористостью
горной
породы)
и
пропускать(фильтрация флюидов, обусловленная проницаемостью) через себя
жидкости и газы называются фильтрационно-ёмкостными свойствами(ФЕС).
Коллекторские свойства пород нефтяных пластов характеризуются
следующими основными показателями:
1.
гранулометрическим (механическим) составом пород;
2.
пористостью;
3.
проницаемостью;
4.
насыщенностью пород водой, нефтью и газом;
5.
удельной поверхностью;
6.
капиллярными силами;
7.
механическими свойствами;
8.
тепловыми свойствами.
Заключение
Нефть и газ играют и будут играть в ближайшие годы главную роль в
энергетическом балансе страны. При возрастающих затруднениях в
обеспечении различными видами энергии в мире, встает вопрос об увеличении
их ресурсов. Поиск и разведка новых месторождений становится с каждым
годом сложнее и дороже (в первую очередь за счет увеличения глубин бурения
и выхода на шельф). Поэтому важными задачами нефтегазодобывающих
предприятий являются достижения высокой эффективности разработки
нефтяных и газовых месторождений, увеличение извлекаемых запасов нефти
и газа на разрабатываемых месторождениях. Все это вызывает необходимость
широкого применения методов геологического и промыслово-геофизического
изучения месторождений нефти, газа и газоконденсата.
Современный
инженер-нефтяник,
занимающийся
рациональной
разработкой нефтяных и газовых месторождений, должен хорошо знать
геологическое строение залежи, её физическую характеристику (пористость,
проницаемость, насыщенность и др.), физико-химические свойства нефти,
газа и воды, насыщающие породы, уметь правильно обработать и оценить
данные, которые получены при вскрытии пласта и при его последующей
эксплуатации. Эти данные позволяют определить начальные запасы
углеводородов в залежи. Они необходимы для объективного представления о
процессах, происходящих в пласте на различных стадиях его разработки.
Изучение геологического строения нефтяных и газовых месторождений,
подсчет запасов нефти и газа в них, исследование процессов, происходящих в
недрах при разработке месторождений, а также осуществление контроля за их
разработкой – все эти вопросы составляют раздел горно-геологической науки,
которая называется нефтегазопромысловой геологией.
Для
современного
исследований
характерна
этапа
развития
широкая
промыслово-геологических
комплексность,
предполагающая
применение
данных
геологии,
эксплуатации, экономики и т.п.
промысловой
геофизики,
бурения,
Список использованной литературы
1.
Паркер В.Г. «Миграция и аккумуляция нефти и природного газа» 1948
г., 176 с.
2.
Ерёменко Н.Л. «Геология нефти и газа». М. Недра, 1961 г. 372 с.
3.
Жданов М.А. «Нефтегазопромысловая геология». М. Недра. 1962 г. 537
с.
4.
Горшков Г.П., Якушова А.Ф. Общая геология. – М., 1973.
5.
Пермяков В.Г., Хайретдинов Н.Ш., Шевкунов Е.Н. Нефтепромысловая
геология и геофизика. - М., 1986.
Размещено на Allbest.ru
Скачать