1. Общие сведения о месторождении

Западно-Коммунарское месторождение, включающее в себя собственно Западно-Коммунарское, Чаганское, Пеньковское, Мало-Малышевское, Можаровское и Шарлыкское поднятия, расположено в пределах Кинельского административного района Самарской области, в 53 км к востоку-юго-востоку от г. Самары. Вблизи Западно-Коммунарского месторождения находятся Ильменевское, Спиридоновское, Северо-Максимовское, Евгеньевское, Утевское и Дмитриевское месторождения.

В процессе поисково-разведочного и эксплуатационного бурения на 6 поднятиях Западно-Коммунарского месторождения пробурено 74 скважины. Породы архейского возраста вскрыли 37 скважин: на Западно-Коммунарском поднятии – 15 скважин; на Чаганском – 14; на Мало-Малышевском – 2; на Пеньковском – 1; на Можаровском – 4 и Шарлыкском – 1.

В геологическом строении Западно-Коммунарского месторождения принимают участие отложения девонского, каменноугольного, пермского, неогенового и четвертичного возрастов, залегающих на поверхности кристаллического фундамента архейского возраста. Общая толщина осадочного чехла достигает 3290 м. Расчленение разреза проведено по данным каротажа с учётом керна по глубоким поисково-разведочным и эксплуатационным скважинам, пробуренным на Западно-Коммунарском месторождении.

2. Тектоника

Западно-Коммунарское месторождение нефти в региональном плане по поверхности кристаллического фундамента и терригенному девону приурочено к западной бортовой части Бузулукской впадины. По отложениям нижнего карбона месторождение приурочено к юго-западному (внешнему) борту Муханово-Ероховского прогиба. Для района Западно-Коммунарского месторождения от Можаровского до Мало-Малышевского поднятия характерно региональное погружение палеозойских отложений в юго-восточном направлении. Градиент погружения возрастает с глубиной от 9 м на 1 км по горизонту «В», до 21 м на 1 км по горизонту «А». Это осложняет локальные выступы фундамента, объединённые условно в непротяжённые гряды (валы) и разделяющие их прогибы. По результатам сейсморазведочных работ МОГТ-2Д, проведённых в 2005 году в пределах Западно-Коммунарского месторождения, на Можаровском и Шарлыкском поднятиях поверхность кристаллического фундамента погружается от абсолютной отметки минус 3075 м до 3150 м, на Чаганском и Пеньковском поднятиях от абсолютной отметки минус 3146 м до 3200 м и отмечается блоковое его строение. На формирование структурных планов по отражающим горизонтам «Т» и «У» значительное влияние оказало наличие Муханово-Ероховского прогиба. В восточной части участка при сохранении общего структурного плана он делится на внутреннюю и внешнюю бортовые зоны. Шарлыкское и Можаровское поднятия относятся к внешней бортовой зоне. Выше по разрезу отмечаются изменения размеров, конфигурации и амплитудной выразительности, иногда происходит выполаживание структурных форм, иногда поднятия в виде замкнутых не выделяются и им соответствуют структурные носы. В восточной части площади в субмеридиональном направлении картируются Низовский и Западно-Пеньковский локальные выступы. Вдоль западной границы участка прослежен фрагмент Сидоровско-Георгиевского грабенообразного прогиба, борта которого осложнены разрывными нарушениями. По отражающему горизонту «Д», сопоставляемому с поверхностью терригенных отложений девонского возраста, Сидоровско-Георгиевский прогиб не выделяется. Над северо-западным склоном локального выступа, осложняющего по отражающему горизонту «А» западный борт Сидоровско-Георгиевского ДГП, картируется Чаганское поднятие. Низовское и Пеньковское поднятия осложняют непротяжённую приподнятую зону субмеридиональной ориентации, ограниченную сбросами того же направления. По отражающему горизонту «У», сопоставляемому с кровлей бобриковского горизонта, над куполами Чаганской структуры картируется единое локальное поднятие северо-восточной ориентации. Размер Пеньковского поднятия уменьшается. По данным бурения и данным сейсморазведки на Чаганском и Пеньковском поднятиях установлены несоответствия структурных планов по отражающим горизонтам «У» и «Д».

3. Нефтегазоводоносность

Залежь пласта Д-III залегает на средней глубине 3187 м и вскрыт 14 скважинами. Промышленный характер залежи доказан опробованием и эксплуатацией 12 скважин (№№ 56, 58, 60, 64, 84, 91, 94, 95, 96, 99, 100 и 200). Эксплуатация пласта начата в 1988 году скважиной № 56. Общая толщина пласта изменяется в пределах 11,0-31,4 м. Толщина проницаемых песчаных прослоев, количество которых достигает 6, изменяется от долей метра до 27,8 м, толщина разделяющих их плотных прослоев колеблется от 0,3 до 7,2 м.

ВНК принят на абсолютной отметке – 3112 м по данным ГИС в скважинах №№ 56, 91, 62 и опробования в скважине № 56, где из интервала 3155-3172 м (– 3093,9 ¸ –3110,9 м) получен фонтан нефти. Водонасыщенная кровля пласта в скважине № 69 на абсолютной отметке – 3113,6 м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,2 (скважина № 62) до 26,2 м (скважина № 96). Залежь пластового типа, со значительной по площади водонефтяной зоной. Размеры залежи – 3,2×2,1 км, высота – 40 м.

4. Коллекторские свойства пласта

Коллекторские свойства изучаются по керну, ГИС и ГДИС. Пористость керна определялась по ГОСТ 26450.1-85 методом насыщения жидкости по Преображенскому, измерение газопроницаемости – в соответствии с ГОСТ 26450.2-85 – методами стационарной и нестационарной фильтрации воздуха. Измерения проницаемости производились на образцах в направлении, параллельном напластованию. Оценка водоудерживающей способности пород производилась методом центрифугирования.

По материалам промыслово-геофизических исследований (ГИС) пористость нефтенасыщенной части продуктивных пластов в целом по рассматриваемым объектам оценивалась по 462 интервалам 63 скважин: на Западно-Коммунарском поднятии материалы ГИС интерпретировались по 204 интервалам 24 скважин. Средние значения пористости и начальной нефтенасыщенности по ГИС рассчитывались как средневзвешенные по толщинам эффективных нефтенасыщенных интервалов пластов.

Расчёт проницаемостей продуктивных пластов проводился по результатам исследований 26 скважин: на Западно-Коммунарском поднятии – по результатам исследований 11 скважин.

5. Физико-химические свойства нефти, газа и воды

Физико-химические свойства нефти, газа и воды изучаются по данным исследований глубинных и поверхностных проб. Отобраны и изучены 8 глубинных проб (из скважин №№ 56, 58, 60 и 64) и 13 поверхностных проб (12 из вышеперечисленных скважин и 1 из скважины № 200). По результатам исследования этих проб пластовая нефть относится к лёгким (с плотностью 754,0 кг/м³), маловязким (с динамической вязкостью 1,07 мПа·с). Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре составляет 8,28 МПа, газосодержание – 74,78 м³/т. После расчёта дифференциального разгазирования при рабочих условиях сепарации плотность нефти составила 811,0 кг/м³, газовый фактор – 60,10 м³/т, объёмный коэффициент – 1,152, динамическая вязкость разгазированной нефти – 4,68 мПа·с.

В газе, выделившемся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, не содержится сероводорода, присутствие углекислого газа 0,71 %, азота 8,66 %, сравнительно много гелия – 0,124 %. Мольное содержание метана – 46,99 %, этана – 18,45 %, пропана – 16,75 %, высших углеводородов (пропан + высшие) – 25,19 %. Относительная плотность газа по воздуху – 0,986, а теплотворная способность – 49622,0 кДж/м³.

Товарная характеристика нефти: сернистая (массовое содержание серы в нефти 0,82 %), малосмолистая (2,58 %), парафиновая (5,21 %). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 °С – 53,0 %.

6. Подсчёт запасов нефти и газа

Расчёт балансовых, извлекаемых и остаточных запасов нефти и газа по пласту Д-III Западно-Коммунарского месторождения проведён по состоянию на 01.01.2017 г.

Подсчёт запасов нефти проводится по формуле объёмного метода

,                                         (1)

где  – балансовые запасы, тыс. тонн;

F – площадь нефтеносности ( тыс. м²);

h – средняя эффективная нефтенасыщенная толщина ( м);

m – коэффициент пористости ( доли ед.);

λ – коэффициент нефтенасыщенности ( доли ед.);

ρ – плотность нефти в поверхностных условиях ( т/м³);

 – пересчётный коэффициент ( доли. ед.).

Определяем начальные балансовые запасы нефти:

 тыс. тонн.

Определяем извлекаемые запасы нефти:

,                                          (2)

где K – коэффициент нефтеизвлечения (для пласта Д-III  доли ед.).

 тыс. тонн.

Остаточные балансовые запасы нефти на 01.01 2017 г. составят:

,                                 (3)

где  – добыча нефти с начала разработки на анализируемую дату ( тыс. тонн).

 тыс. тонн.

Остаточные извлекаемые запасы на 01.01 2017 г. составляют:

.                                         (4)

 тыс. тонн.

Расчёт балансовых, извлекаемых и остаточных запасов газа:

,                                            (5)

где Г – газовый фактор (по пласту Д-III  м³).

 млн. м³.

 млн. м³.

Остаточные балансовые запасы газа на 01.01.2017 г.:

 млн. м³.

 млн. м³.

Таким образом, по Западно-Коммунарскому месторождению:

· начальные балансовые запасы нефти – 6190 тыс. тонн;

· начальные извлекаемые запасы нефти – 3863 тыс. тонн;

· остаточные балансовые запасы нефти – 4018 тыс. тонн;

· остаточные извлекаемые запасы нефти – 1691 тыс. тонн.

7. Основные решения проектных документов

До 1990 года все поднятия Западно-Коммунарского месторождения считались самостоятельными месторождениями и, соответственно, проектные документы на разработку составлялись отдельно по поднятиям и в разные годы. В 1990 году принято решение об объединении собственно Западно-Комунарской, Чаганской, Мало-Малышевской, Пеньковской, Можаровской и Шарлыкской площадей в единый объект разработки по сходству геологического строения и положению к системе сбора. За весь период разработки месторождения составлены следующие проектные работы.

В 1988 году был составлен ТЭС ОКН «Проект пробной эксплуатации пластов А₄ и Д_III Западно-Коммунарского месторождения». Первым проектным документом на разработку залежей пластов А₄ и Д-III является «Проект пробной эксплуатации пластов А₄ и Д-III», выполненный в 1988 году. Согласно этой работы, на залежь пласта А₄ предусматривалось бурение 3 проектных скважин №№ 81, 82 и 83 с вводом их в эксплуатацию в 1990 году, расстояние между скважинами 400 м, залежь пласта Д-III рекомендовалось разрабатывать двумя скважинами: разведочной № 56 и проектной № 84 с расстоянием между скважинами 400 м, ввод скважины № 84 был запланирован на 1991 год.

В 1990 году был составлен ТЭС ОКН «Технологическая схема Западно-Коммунарского месторождения», в которой рассматривались вопросы разработки пластов А₄, Б₂ и Д-III. К моменту составления технической схемы на куполе были пробурены 3 разведочные скважины № 58, 60 и 64, по данным бурения которых были уточнены структуры пластов А₄ и Д-III. По пласту Д-III было рассмотрено 2 варианта разработки, предусматривающие бурение 11 проектных скважин: № 84, 91, 92, 93, 94, 95, 96, 97, 98, 99 и 100. К реализации был рекомендован 2 вариант – с применением очагового заводнения в 4 скважины (№№ 60, 56, 58 и 100). Согласно этой работы, на залежь проектировалось бурение 2 проектных скважин №121 и 122 по треугольной сетке 300´300 м; кроме того, к бурению была утверждена одна резервная скважина. Вопрос о поддержании пластового давления должен быть решён по итогам пробной эксплуатации залежи.

В 2000 году был составлен документ «Дополнение к технологической схеме разработки Западно-Коммунарского месторождения», согласно которому разработка залежи должна была вестись 11 добывающими и 4 нагнетательными скважинами, для чего в 2002 году планировался ввод скважины № 60 из бездействия, а к бурению утверждены 6 скважин (№№ 90, 92, 93, 94, 95 и 97). Бурение скважин планировалось на 2002-2006 гг. В дополнение к этому из 3 скважин (№№ 90, 92 и 94) предусматривается забуривание боковых горизонтальных стволов с протяжённостью горизонтального участка 300 м каждый. Бурение боковых стволов запланировано на 2009-2011 гг. по одному стволу в год. 4 скважины (№№ 56, 58, 60 и 100) переводятся под закачку воды с биополимером марки БП-92 (скважина № 100 – на 2001 год, скважина № 58 – 2003 год, скважина № 60 – на 2004 год, скважина № 93 – на 2009 год). Закачку биополимера решено начать после окончания формирования системы заводнения – в 2010 году.

Последним проектным документом, составленным на разработку Западно-Коммунарского месторождения, является «Авторский надзор за разработкой Западно-Коммунарского месторождения», выполненный в 2005 году и утверждённый по 2 варианту на период 2006-2008 гг. На момент составления «Авторского надзора» остались не пробуренными 4 скважины (№№ 90, 92, 93 и 97), поэтому в работе бурение оставшихся проектных скважин планировалось на 2008-2011 гг. (всего 4 скважины, в т.ч. 3 добывающие и 1 нагнетательная с двухгодичной отработкой на нефть). Вопрос о бурении боковых горизонтальных стволов предлагалось решить после уточнения геологического строения залежи и пересчёта запасов.

8. Анализ разработки пласта Д-III с начала эксплуатации

Анализируемый пласт Д-III ввёлся в разработку в 1988 году вводом в эксплуатацию добывающей скважины № 56 с дебитом 54 тонн/сут. Сетка скважин неравномерная по площади залежи. Весь процесс разработки с начала эксплуатации и до момента вывода его из эксплуатации условно можно разделить на 4 стадии. Первая стадия (1988-2003 гг.) – ввод месторождения в эксплуатацию, рост добычи нефти – характеризуется разбуриванием залежи и её обустройством. На первой стадии добывается, как правило, безводная нефть.

Разработка началась в 1988 году одной разведочной скважиной. С 1989 года началось эксплуатационное разбуривание ещё 3 скважин, что привело к резкому росту годовой добычи. В течение первых 14 лет разработки (1989-2001 гг.) добыча нефти удерживалась в среднем в диапазоне от 64 до 84 тыс. тонн, несмотря на увеличение действующего фонда скважин за счёт ввода новых скважин. Всего за этот период пребывало в эксплуатации до 8 скважин. С 2002 года наблюдается рост годовых уровней отбора в связи с изменением режимов работы скважинного оборудования и проведением геолого-технических мероприятий. В 1998-2000 гг. по скважине № 91 проводились обработки призабойных зон (ОПЗ) скважин ПАВ и горячей нефтью. В 2003-2004 гг. на 5 скважинах (№№ 58, 91, 94, 95 и 200) проведено ГРП, после которого на скважинах №№ 58, 91 и 95 получено увеличение дебита нефти в 1,5-3,4 раза и снижение обводнённости на 5-20 %. Организация системы ППД по залежи начата на десятом году разработки пласта в 1997 году. Под закачку воды была переведена из добывающего фонда скважина № 100, расположенная в южной части залежи. В 1999-2000 гг. нагнетательная скважина № 100 находилась в бездействии и закачка воды в пласт не велась. В августе 2004 года под нагнетание переведена добывающая скважина № 60, расположенная на северном крыле залежи. На конец первой стадии среднесуточный дебит составлял 62,6 тонн/сут., а годовая добыча нефти была 219,1 тыс. тонн, обводнённость – 27,1 %, темп отбора увеличился до 5,7 %. Вторая стадия (2004 год) называется стабилизацией добычи нефти, характеризуется достижением максимальной добычи нефти и соответствует выходу разработки пласта на запроектированные показатели, так как обычно полностью осваивается система поддержания пластового давления (ППД) и добуриваются резервные скважины.

Вторая стадия была непродолжительна и составляла всего 1 год. На этой стадии дебит нефти был максимальный и составлял 273,6 тонн/сут. Обводнённость составила 17,8 %. Степень выработки составляет 41,7 %. В 2004 году скважина № 100 переведена на пласт Д-I в качестве добывающей, а вместо неё на южном крыле пласта Д-III под закачку воды была освоена пьезометрическая скважина № 69.

Третья стадия (2005-2017 гг.) является периодом падающей добычи нефти. Она характеризуется падением добычи нефти и значительным ростом обводнённости при заводнении пластов и неуклонным её нарастанием, а также снижением добывающего фонда скважин. Длительность стадии больше всего зависит от темпа обводнения пласта. Обводнённость увеличилась и стала составлять 41,5 %. Достигнута максимальная степень выработки 56 %. Третья стадия длится до сегодняшнего дня.

До 1996 года разработка велась без ППД. Основными причинами обводнения до применения на месторождении системы поддержания пластового давления являются геолого-физические и технологические факторы. Обводнение к концу первой стадии достигло 54%. Это можно объяснить и более высокими коллекторскими свойствами пласта, и высоким темпом отбора нефти с начала эксплуатации, и более обширной водонефтяной зоной. К началу внедрения закачки пластовое давление снизилось в среднем на 4 МПа.

9. Анализ применения геолого-технических мероприятий

Результаты применения технологий повышения нефтеотдачи пластов на Западно-Коммунарском месторождении показали, что они обеспечивают добычу нефти из пластов и позволяют поддерживать стабильный уровень добычи.

Рассмотрим применение геолого-технических мероприятий (ГТМ) на пласте Д-III Западно-Коммунарского месторождения:

1. ОПЗ горячей нефтью скважины № 91 пласта Д-III (дважды). Результата от обработок нет.

2. ОПЗ ПАВ – 2 обработки на скважине № 91 пласта Д-III. Первая обработка оказалась неуспешной, вторая – вызвала незначительное увеличение дебита жидкости. Дополнительная добыча нефти составила 0,02 тыс. тонн.

3. Гидропескоструйная перфорация проведена на скважине № 99 пласта Д-III. Мероприятие оказалось эффективным и позволило увеличить дебит скважины по жидкости с 2,0 до 19,8 м³/сут., а по нефти – с 1,0 до 8,8 тонн/сут. Дополнительная добыча нефти составила 0,56 тыс. тонн.

4. На 6 добывающих скважинах пласта Д-III проведён гидроразрыв пласта. 4 обработки проведены в 2003 году фирмой «Schlumberger». Скважина № 68 была введена из бездействия с ГРП. В остальных случаях ГРП позволил получить до 20,0 тыс. тонн дополнительной добычи нефти за год от обработки и значительно увеличить дебит скважин.

Таким образом, по Западно-Коммунарскому месторождению из методов, способствующих очистке призабойной зоны от АСПО и разрушению водонефтяных эмульсий, эффективна только ОПЗ растворителями (обработки ПАВ и горячей нефтью показали низкую эффективность). Наиболее эффективным мероприятием, позволившим существенно увеличить добычу нефти по месторождению, является гидроразрыв пласта.

10. Характеристика системы воздействия на пласт

Большая часть месторождений в России разрабатывается с системой поддержания пластового давления путём закачки воды в пласт. Заводнения пластов подразделяются на законтурное, приконтурное, внутриконтурное, очаговое, избирательное, барьерное и различные их сочетания. Внутриконтурное заводнение, в свою очередь, делится на блоковое (или рядное) и площадное.

В настоящее время Западно-Коммунарское месторождение разрабатывается с поддержанием пластового давления продуктивного нефтяного пласта Д-III. Закачка воды была начата с 2004 года в нагнетательную скважину № 60.

Фонд нагнетательных скважин по состоянию 01.01.2017 г. на Западно-Коммунарском месторождении составляет 2 скважины. Система заводнения – очаговая. С начала заводнения, пока происходило постепенное накопление компенсации отбора жидкости закачкой, пластовое давление некоторое время продолжало снижаться. Текущая компенсация в этот период не превышала 97 %. Среднее по залежи пластовое давление на 01.01.2017 г. составляло 19,7 МПа.

11. Анализ текущего состояния разработки Западно-Коммунарского месторождения

С начала разработки было отобрано 2172 тыс. тонн нефти и 2922,9 тыс. тонн жидкости. Степень выработки извлекаемых запасов, числящихся на балансе, достигла 50,5 % при обводнённости 41,5 %. Текущий КИН равен 0,315.

Накопленная закачка воды в пласт составила 814,7 тыс. м³. Компенсация годовых отборов жидкости закачкой колебалась в пределах 0,11-77,5 %, компенсация суммарного отбора составляет – 21,2 %.

12. Характеристика действующего добывающего фонда скважин

На характеристики эксплуатации действующего добывающего фонда оказывают влияние геологические и технологические факторы. К геологическим факторам относится сложное геологическое строение объекта и низкие фильтрационно-емкостные свойства.

Максимальный дебит нефти наблюдался в скважине № 93 (498 тонн/сут.), скважина № 58 введена в накопление, следовательно, у неё нулевой дебит. Минимальный дебит наблюдался в скважине № 64 (3,2 тонн/сут.). Максимальное количество скважин содержится в интервалах до 10 и выше 120 тонн/сут., в интервале 80-110 тонн/сут. отсутствуют скважины с таким дебитом нефти. Малодебитных скважин нет. Минимальный дебит жидкости наблюдается в скважине №56 и №58 со значением 4-5 м³/сут., поэтому скважину № 56 ввели в бездействие. Максимальный дебит на объекте в скважине № 93 со значением – 704 м³/сут.

13. Определение эффективности разработки Западно-Коммунарского месторождения

Для наиболее полной и эффективной выработки запасов нефти пласта необходимо:

· бурение проектных скважин на неохваченных выработкой участках залежи в зонах максимальных остаточных нефтенасыщенных толщин;

· внесение корректив в существующую систему ППД;

· внедрение методов физико-химического воздействия на пласт и призабойную зону скважин.

Пласт Д-III является основным объектом разработки на Западно-Коммунарском месторождении и по состоянию на 01.01.2017 г. разрабатывается 7 добывающими и 2 нагнетательными скважинами. Степень выработки НИЗ составляет 56,0 %. Система размещения скважин неупорядоченная. Пласт недостаточно охвачен дренированием. Расстояние между скважинами составляет от 350 до 500 м. В дополнение к имеющемуся фонду планируется бурение 12 скважин, из которых 6 добывающих скважин (№№ 92, 93, 97, 103, 111 и 109), 4 нагнетательные скважины (№№ 89, 190, 191 и 195) и 2 резервные добывающие скважины (№№ 198 и 199). Для усиления существующей системы ППД нагнетательные скважины вводятся под закачку без отработки на нефть. В скважине № 89 предполагается приобщение пласта Д-II для проведения совместно-раздельной закачки. Замер закачиваемой воды в случае проведения совместной закачки будет производиться раздельно по каждому пласту.

Скважины расположены на структуре по равномерной треугольной сетке, с расстоянием между скважинами 350-450 м в зонах остаточных нефтенасыщенных толщин до 6 м. Разработка включает комплекс мероприятий по физико-химическому воздействию на пласт и призабойную зону скважин.

Для снижения скин-фактора в призабойной зоне рекомендуются глинокислотные обработки. С целью снижения обводнённости добывающих скважин и выравнивания профиля притока предлагается использовать для ОПЗ полимерные материалы – кремнийорганические соединения, а именно составы «АКОР», разработанные в ОАО «НПО «Бурение».

Для повышения степени выработки слабодренируемых запасов нефти предлагается к внедрению потокоотклоняющая технология на основе неорганического геля, включающая в себя закачку реагента «ГАЛКА» через систему нагнетательных скважин. Разработка пласта Д-III предполагает в отдельных скважинах совместно-раздельную эксплуатацию: в скважине № 103 совместно с пластом Д-I, в скважине № 111 совместно с пластом Д-II. Изменения учитываются в экономических расчётах с учётом дополнительных затрат на совместную эксплуатацию.

Плотность сетки скважин в пределах текущего контура составит 20,4 га/скв., на 1 скважину придётся 113,7 тыс. тонн остаточных извлекаемых запасов. Максимальный годовой отбор нефти – 219,6 тыс. тонн при темпе отбора 5,7 % будет достигнут в 2019 году. К концу разработки накопленный отбор нефти составит 3,877 тыс. тонн при предельной обводнённости продукции 98,5 %, конечный КИН будет равен утверждённому и составит 0,624.

1. «Proekt probnoj ehkspluatacii plastov A4 i D-III Zapadno-Kommunarskogo mestorozhdeniya». – Samara: «SamaraNIPIneft'», 1988.
2. «Tekhnologicheskaya skhema Zapadno-Kommunarskogo mestorozhdeniya». – Samara: «Sama-raNIPIneft'», 1990.
3. «Dopolnenie k tekhnologicheskoj skheme razrabotki Zapadno-Kommunarskogo mestorozhde-niya». – Samara: «SamaraNIPIneft'», 2000.
4. «Avtorskij nadzor za razrabotkoj Zapadno-Kommunarskogo mestorozhdeniya». – Samara: «Sa-maraNIPIneft'», 2005.
5. Analiz razrabotki plasta ob"ekta D3 Zapadno-Kommunarskoe mestorozhdenie [EHlektronnyj resurs]. Rezhim dostupa:
http://knowledge.allbest.ru/geology/2c0a65635a2bd78a4d53b89521216d26_0.html
6. Antoniadi D.G., Savenok O.V., SHostak N.A. Teoreticheskie osnovy razrabotki neftyanyh i ga-zovyh mestorozhdenij: uchebnoe posobie. – Krasnodar: OOO «Prosveshchenie-YUg», 2011. – 203 s.
7. Bulatov A.I., Kusov G.V., Savenok O.V. Asfal'to-smolo-parafinovye otlozheniya i gidratoobra-zovaniya: preduprezhdenie i udalenie: v 2 tomah: uchebnoe posobie. – Krasnodar: OOO «Izda-tel'skij Dom – YUg», 2011. – T. 1. – 348 s.
8. Bulatov A.I., Kusov G.V., Savenok O.V. Asfal'to-smolo-parafinovye otlozheniya i gidratoobrazovaniya: preduprezhdenie i udalenie: v 2 tomah: uchebnoe posobie. – Krasnodar: OOO «Izdatel'skij Dom – YUg», 2011. – T. 2. – 348 s.
9. Bulatov A.I., Voloshchenko E.YU., Kusov G.V., Savenok O.V. EHkologiya pri stroitel'stve neftyanyh i gazovyh skvazhin: uchebnoe posobie dlya studentov vuzov. – Krasnodar: OOO «Prosveshchenie-YUg», 2011. – 603 s.
10. Bulatov A.I., Savenok O.V. Kapital'nyj podzemnyj remont neftyanyh i gazovyh skvazhin: v 4 tomah. – Krasnodar: OOO «Izdatel'skij Dom – YUg», 2012-2015. – T. 1-4.
11. Bulatov A.I., Savenok O.V. Praktikum po discipline «Zakanchivanie neftyanyh i gazovyh skvazhin»: v 4 tomah: uchebnoe posobie. – Krasnodar: OOO «Izdatel'skij Dom – YUg», 2013-2014. – T. 1-4.
12. Bulatov A.I., Savenok O.V., YAremijchuk R.S. Nauchnye osnovy i praktika osvoeniya neftyanyh i gazovyh skvazhin. – Krasnodar: OOO «Izdatel'skij Dom – YUg», 2016. – 576 s.
13. Bulatov A.I., Kachmar YU.D., Savenok O.V., YAremijchuk R.S. Osvoєnnya naftovih і gazovih sverdlovin. Nauka і praktika: monografіya. – L'vіv: Spolom, 2018. – 476 s.
14. Popov V.V., Bogush I.A., Tret'yak A.YA., Savenok O.V., Lavrent'ev A.V. Poiski, razvedka i ehkspluataciya mestorozhdenij nefti i gaza: uchebnoe posobie. – Novocherkassk: YURGPU (NPI), 2015. – 322 s.
15. Savenok O.V. Optimizaciya funkcionirovaniya ehkspluatacionnoj tekhniki dlya povysheniya ehffektivnosti neftepromyslovyh sistem s oslozhnyonnymi usloviyami dobychi. – Krasnodar: OOO «Izdatel'skij Dom – YUg», 2013. – 336 s.

Iolchuev Alisher Muslimovich, Samoylov Alexander Sergeevich ANALYSIS OF THE CURRENT STATE OF DEVELOPMENT OF THE D-III RESERVOIR OF THE ZAPADNO-KOMMUNARSKOYE FIELD // Вестник студенческой науки кафедры информационных систем и программирования. – 2018. – № 02;
URL: vsn.esrae.ru/en/5-24 (Date Access: 01.07.2025).

Today: 2343 | Week: 2346 | Total: 2810

Comments (0)