Классификация карбонатных коллекторов для повышения эффективности разработки карбонатных объектов
Саяхутдинов А.И., Амбарцумян Р.А., Калимуллин Ф.М.
ООО «РН-БашНИПИнефть»,
ПАО «НК «Роснефть»
ООО «РН-БашНИПИнефть»,
ПАО «НК «Роснефть»
Не существует общепринятой классификации карбонатных коллекторов, учитывающей геолого-физические характеристики, влияющие на показатели разработки коллекторов. Поэтому задача кластеризации таких коллекторов имеет высокое практическое значение при оценке запасов углеводородов и их дифференциации. В работе предложена классификация карбонатных коллекторов, учитывающая соотношение запасов в средах (матрица и вторичная среда), доли их участия в фильтрации и параметр смачиваемости.
По этим показателям в дальнейшем можно сформировать рекомендации по проводке скважин и типам заканчивания, режимам разработки коллектора,
а также рекомендацию по подбору агентов воздействия.
По этим показателям в дальнейшем можно сформировать рекомендации по проводке скважин и типам заканчивания, режимам разработки коллектора,
а также рекомендацию по подбору агентов воздействия.
С целью изучения, определения отличительных особенностей и выбора оптимальной стратегии выработки запасов карбонатных пород разработано множество различных классификаций на основе генетических, структурных, емкостных, фильтрационных и других признаков:
- вещественные — подразделяют породы по минералогическому составу: по относительному содержанию в породе кальцита, доломита и терригенной примеси [5, 9, 14];
- структурно-генетические — описывают карбонатные породы, подразделяя их по структуре и условиям осадконакопления [6, 7, 12, 15, 17, 18];
- генетические — описывают происхождение пород (методика ВНИГРИ, ВНИГНИ) [14, 16];
- по строению пустотного пространства [8, 10, 11, 20];
- оценочно-генетическая [3];
- по соотношению запасов в средах и доли их участия в фильтрации [13, 19];
- по продуктивности и преобладающей емкости среды коллектора [2, 4].
Разработка карбонатных трещиноватых объектов требует принципиально иных подходов, чем разработка терригенных коллекторов. В случае карбонатов необходим учет факторов, определяющих методы разработки таких коллекторов. В первую очередь эти методы зависят от гидрофильности или гидрофобности породы и от особенностей потоков флюидов по трещинам.
Для выбора стратегии разработки карбонатных коллекторов и с целью повышения эффективности выработки запасов нефти карбонатных коллекторов предложена четырехуровневая классификация, учитывающая соотношение запасов в средах и доли их участия в фильтрации,
а также смачиваемость пород (рис. 1).
Для выбора стратегии разработки карбонатных коллекторов и с целью повышения эффективности выработки запасов нефти карбонатных коллекторов предложена четырехуровневая классификация, учитывающая соотношение запасов в средах и доли их участия в фильтрации,
а также смачиваемость пород (рис. 1).
Рис. 1. Предложенная классификация карбонатных пород
Уровень 1: учет соотношения запасов нефти в средах (матрица и вторичная пористость) и доли их участия в фильтрации (табл. 1).
Уровень 2: учет смачиваемости породы, определение механизмов вытеснения.
Уровень 2: учет смачиваемости породы, определение механизмов вытеснения.
Табл. 1. Описание типов классификации карбонатного коллектора
Анализ возможных механизмов вытеснения является необходимой составляющей при выборе оптимальной системы разработки и методов воздействия для всех карбонатных коллекторов, для которых характерно высокое влияние вторичной среды в процессе фильтрации. От правильности представления структуры порового пространства (соотношения доли запасов в порах, трещинах
и кавернах, а также доли их участия в фильтрации), смачиваемости карбонатных коллекторов зависит корректность прогноза проектных показателей разработки и выбор эффективного режима разработки объекта.
При закачке воды с целью ППД в карбонатные коллекторы главным параметром является параметр степени смачиваемости горной породы. Именно смачиваемость определяет эффективность вытеснения нефти водой из матрицы карбонатного коллектора. Силы, контролирующие капиллярную пропитку, определяют, насколько легко закачать воду в пласты
и насколько эффективен будет процесс заводнения.
и кавернах, а также доли их участия в фильтрации), смачиваемости карбонатных коллекторов зависит корректность прогноза проектных показателей разработки и выбор эффективного режима разработки объекта.
При закачке воды с целью ППД в карбонатные коллекторы главным параметром является параметр степени смачиваемости горной породы. Именно смачиваемость определяет эффективность вытеснения нефти водой из матрицы карбонатного коллектора. Силы, контролирующие капиллярную пропитку, определяют, насколько легко закачать воду в пласты
и насколько эффективен будет процесс заводнения.
Оба уровня дают возможность выявить соответствующие механизмы вытеснения нефти из карбонатного коллектора, а также режимы разработки. Третий уровень учитывает геологические факторы, четвертый — вещественный состав породы. Эти уровни формируют рекомендацию
по проводке скважин и типам заканчивания, режиму работы залежи, а также рекомендацию
по подбору агентов воздействия.
Согласно предложенной классификации разработан алгоритм определения типа карбонатного коллектора (рис. 2).
по проводке скважин и типам заканчивания, режиму работы залежи, а также рекомендацию
по подбору агентов воздействия.
Согласно предложенной классификации разработан алгоритм определения типа карбонатного коллектора (рис. 2).
Рис. 2. Алгоритм определения типа коллектора
Для выполнения классификации в соответствии с разработанным алгоритмом необходимо выполнить комплексный анализ результатов проведенных исследований и данных эксплуатации. Пример применения алгоритма рассмотрен на карбонатном объекте одного из месторождений компании ПАО «НК «Роснефть».
Тип коллектора:
1. Анализ керна.
Объект представлен доломитизированными известняками и доломитами (с преобладанием последних) разной степени зернистости: трещинно-каверново-поровые, каверново-поровые — преимущественно каверново-поровые.
2.Сопоставление фильтрационных свойств.
Сопоставление проницаемостей, определенных по исследованиям кернового материала и по результатам ГДИС, характеризует фильтрационные свойства сред.
В данном примере (рис. 3) сопоставление проницаемостей керн/ГДИС в соответствии с классификацией по соотношению запасов в средах и доли их участия в фильтрации показало III–IV тип.
1. Анализ керна.
Объект представлен доломитизированными известняками и доломитами (с преобладанием последних) разной степени зернистости: трещинно-каверново-поровые, каверново-поровые — преимущественно каверново-поровые.
2.Сопоставление фильтрационных свойств.
Сопоставление проницаемостей, определенных по исследованиям кернового материала и по результатам ГДИС, характеризует фильтрационные свойства сред.
В данном примере (рис. 3) сопоставление проницаемостей керн/ГДИС в соответствии с классификацией по соотношению запасов в средах и доли их участия в фильтрации показало III–IV тип.
Рис. 3. Сопоставление проницаемостей
по ГДИС и по керну
по ГДИС и по керну
3. Анализ расширенного комплекса ГИС.
Анализ расширенного комплекса ГИС позволяет определить:
• трещиноватые интервалы, плотность и раскрытость;
• угол и азимут падения пласта и трещины;
• направление максимальных и минимальных горизонтальных напряжений.
Сопоставление результатов ПГИ и ГИС (рис. 4) дает соответствие интервалов коллектора, интервалов притока (ухода) жидкости с интервалами вторичной среды.
Из приведенного примера следует:
• по данным FMI выделяются единичные проводящие микротрещины и залеченные микротрещины;
• сопоставление данных FMI и ПГИ не прослеживает связи между единичными проводящими трещинами и интервалами ухода;
• по данным описания керна прослеживаются мелкие трещины, минерализованные сульфатом.
4. Анализ ГДИС.
По ГДИС можно идентифицировать:
1. Некоторые особенности трещиноватого резервуара:
• двойная пористость;
• коридор трещин;
• постоянное граничное давление.
2. Отдельные параметры:
• эквивалентная проницаемость (KH);
• проводимость трещин, пересекающих скважину;
• расстояние между скважиной и разломом.
Анализ расширенного комплекса ГИС позволяет определить:
• трещиноватые интервалы, плотность и раскрытость;
• угол и азимут падения пласта и трещины;
• направление максимальных и минимальных горизонтальных напряжений.
Сопоставление результатов ПГИ и ГИС (рис. 4) дает соответствие интервалов коллектора, интервалов притока (ухода) жидкости с интервалами вторичной среды.
Из приведенного примера следует:
• по данным FMI выделяются единичные проводящие микротрещины и залеченные микротрещины;
• сопоставление данных FMI и ПГИ не прослеживает связи между единичными проводящими трещинами и интервалами ухода;
• по данным описания керна прослеживаются мелкие трещины, минерализованные сульфатом.
4. Анализ ГДИС.
По ГДИС можно идентифицировать:
1. Некоторые особенности трещиноватого резервуара:
• двойная пористость;
• коридор трещин;
• постоянное граничное давление.
2. Отдельные параметры:
• эквивалентная проницаемость (KH);
• проводимость трещин, пересекающих скважину;
• расстояние между скважиной и разломом.
Рис. 4. Комплексирование результатов исследований
(керн-ГИС-ПГИ)
(керн-ГИС-ПГИ)
На рисунке 5 представлен диагностический график в билогарифмических координатах проведенного исследования на скважине месторождения Х. На графике наблюдается рост производной давления с начала исследования. Анализ работы скважины и выполненных ГТМ на скважине свидетельствует, что признак линейного режима течения обусловлен наличием трещины авто-ГРП, образованной в момент превышения давления закачки над минимальным горизонтальным напряжением в пласте.
5. Анализ показателей эксплуатации скважин.
5. Анализ показателей эксплуатации скважин.
Рис. 5. Диагностический график в билогарифмических координатах
По сравнению с обычными коллекторами, трещиноватые коллекторы анизотропны и очень неоднородны. Эту неоднородность можно показать, исследуя диагностические графики промысловых показателей и запасов. В нормальном коллекторе с преобладанием матрицы эти распределения имеют тенденцию быть колоколообразными. Однако в трещиноватых коллекторах распределения сильно искажены в сторону высокого уровня. Анализ данных эксплуатации скважин месторождения Х показывает, что тип коллектора отнесен к IV по соотношению доли запасов в средах и участия их к фильтрации (рис. 6).
Рис. 6. Анализ показателей работы скважин
Тип смачиваемости породы
Капиллярные силы влияют на поведение нефтенасыщенных пластов во многих аспектах, включая насыщенность, многофазные течения и эффективность вытеснения нефти водой. Способы определения параметра смачиваемости делятся на косвенные и прямые методы.
Определение параметра смачиваемости по относительным фазовым проницаемостям (ОФП).
Ф.Ф. Крейг предлагает осуществлять по трем критериям (косвенный метод определения параметра смачиваемости породы коллектора):
• насыщенность связанной водой (для гидрофильной среды > 25 %, для гидрофобной среды < 15 %);
• насыщенность, при которой относительные проницаемости для воды и для нефти одинаковы (для гидрофильной среды
> 50 %, для гидрофобной среды < 50 %);
• относительная проницаемость для воды при максимальной водонасыщенности, т.е. при полном заводнении (для гидрофильной среды < 30 %, для гидрофобной среды > 50 %).
На рисунке 7 изображены ОФП месторождения Х, карбонатный коллектор данного месторождения относится к нейтральному типу смачиваемости по классификации Крейга.
Определение параметра смачиваемости по относительным фазовым проницаемостям (ОФП).
Ф.Ф. Крейг предлагает осуществлять по трем критериям (косвенный метод определения параметра смачиваемости породы коллектора):
• насыщенность связанной водой (для гидрофильной среды > 25 %, для гидрофобной среды < 15 %);
• насыщенность, при которой относительные проницаемости для воды и для нефти одинаковы (для гидрофильной среды
> 50 %, для гидрофобной среды < 50 %);
• относительная проницаемость для воды при максимальной водонасыщенности, т.е. при полном заводнении (для гидрофильной среды < 30 %, для гидрофобной среды > 50 %).
На рисунке 7 изображены ОФП месторождения Х, карбонатный коллектор данного месторождения относится к нейтральному типу смачиваемости по классификации Крейга.
Рис. 7. ОФП объекта месторождения Х
Большинство карбонатных коллекторов являются гидрофобными или смешанного типа. В случае смешанной смачиваемости поверхности пор породы наиболее информативным является комбинированный метод Амотта-USBM (прямое определение параметра смачиваемости) — этот метод способен определить характеристику смачиваемости исследуемого образца во всем диапазоне измерения смачиваемости (рис. 8) [1].
Рис. 8. Прямое определение смачиваемости, кривая капиллярного давления [1]
Показатель Амотта (3) определяется как разность между показателями lв (1) и lн (2) [1].
Индекс смачиваемости USBM (4) определяется логарифмом отношения площадей, связанных с повышением водонасыщенности, к площади, относящейся к повышению нефтенасыщенности. Пример определения смачиваемости методом USBM объекта месторождения Х представлен на рисунке 9 и таблице 2.
Рис. 9. Пример определения смачиваемости методом USBM объекта месторождения Х
Табл. 2. Количественные критерии методов определения смачиваемости
По результатам выполнения алгоритма по определению типа карбонатного коллектора объект месторождения Х отнесен к IV(b) типу:
• запасы нефти в матрице;
• фильтрация в матрице;
• смешанная смачиваемость.
Далее в зависимости от типа карбонатного коллектора выбираем тип геолого-
гидродинамической модели (ГГДМ). В таблице 3 представлено соответствие между классом объекта и необходимой ГГДМ.
Соответственно объект месторождения Х IV типа, ГГДМ для него с одинарной пористостью. Выбор системы расстановки скважин будет обоснован расчетами на ГГДМ и зависит от вариативности значений ФЕС. В случае модели двойной пористости для распределения сети трещин привлекается информация результатов сейсмических исследований. Например, тренд плотности трещин можно связать с плотностью пород, полученной по результатам сейсмической инверсии.
В зависимости от класса карбонатного объекта определяется стратегия разработки карбонатного коллектора по формированию системы ППД.
Для коллекторов со смешанным типом смачиваемости при организации системы заводнения необходимо применять технологии смены очагов заводнения, циклической закачки с целью «разрядки» блоков матрицы в трещины.
Для смещения степени гидрофобности коллектора в сторону гидрофильности возможно применение технологии закачки умной воды, ВГВ, ПАВ.
• запасы нефти в матрице;
• фильтрация в матрице;
• смешанная смачиваемость.
Далее в зависимости от типа карбонатного коллектора выбираем тип геолого-
гидродинамической модели (ГГДМ). В таблице 3 представлено соответствие между классом объекта и необходимой ГГДМ.
Соответственно объект месторождения Х IV типа, ГГДМ для него с одинарной пористостью. Выбор системы расстановки скважин будет обоснован расчетами на ГГДМ и зависит от вариативности значений ФЕС. В случае модели двойной пористости для распределения сети трещин привлекается информация результатов сейсмических исследований. Например, тренд плотности трещин можно связать с плотностью пород, полученной по результатам сейсмической инверсии.
В зависимости от класса карбонатного объекта определяется стратегия разработки карбонатного коллектора по формированию системы ППД.
Для коллекторов со смешанным типом смачиваемости при организации системы заводнения необходимо применять технологии смены очагов заводнения, циклической закачки с целью «разрядки» блоков матрицы в трещины.
Для смещения степени гидрофобности коллектора в сторону гидрофильности возможно применение технологии закачки умной воды, ВГВ, ПАВ.
Табл. 3. Выбор типа ГГДМ от класса коллектора
Разработана четырехуровневая классификация карбонатных коллекторов, которая учитывает соотношения запасов в средах и доли их участия в фильтрации и учет смачиваемости породы, определение механизмов вытеснения.
Создан алгоритм определения типа коллектора по предлагаемой классификации, который основан на комплексировании всей имеющейся информации по выполненным исследованиям и данным эксплуатации.
Создан алгоритм определения типа коллектора по предлагаемой классификации, который основан на комплексировании всей имеющейся информации по выполненным исследованиям и данным эксплуатации.
По результатам выполнения алгоритма по определению типа карбонатного коллектора объект месторождения Х отнесен к IV(b) типу. Для коллекторов со смешанным типом смачиваемости при организации системы заводнения необходимо применять технологии смены очагов заводнения, циклической закачки с целью «разрядки» блоков матрицы в трещины. Для смещения степени гидрофобности коллектора в сторону гидрофильности возможно применение технологии закачки умной воды, ВГВ, ПАВ.
Тип карбонатного коллектора определяет тип ГГДМ. Для коллекторов, которые представлены только поровым типом пустотного пространства или только трещинным, применяются модели одинарной пористости. В случае, когда запасы нефти сосредоточены в трещинах и матрице, а фильтрация флюида в пласте осуществляется по обеим средам, применяется модель двойной пористости/двойной проницаемости, если же фильтрация осуществляется только по трещинам, а матрица содержит запасы — модель двойной пористости/одинарной проницаемости.
Тип карбонатного коллектора определяет тип ГГДМ. Для коллекторов, которые представлены только поровым типом пустотного пространства или только трещинным, применяются модели одинарной пористости. В случае, когда запасы нефти сосредоточены в трещинах и матрице, а фильтрация флюида в пласте осуществляется по обеим средам, применяется модель двойной пористости/двойной проницаемости, если же фильтрация осуществляется только по трещинам, а матрица содержит запасы — модель двойной пористости/одинарной проницаемости.
1. Abdalla V., Buckley J., Carnegie E., Edwards D.
Fundamentals of wettability. Oil and gas review, 2007, P. 44–61. (In Eng).
2. Амелин И.Д., Давыдов A.B., Лебединец Н.П.
и др. Анализ разработки нефтяных залежей в трещиноватых коллекторах. М.: Секретариат СЭВ, 1991. 151 с.
3. Багринцева К.И. Карбонатные породы-коллекторы нефти и газа. М.: Недра, 1977. 257 с.
4. Викторин В.Д. Влияние особенностей карбонатных коллекторов на эффективность разработки нефтяных залежей. Москва: Недра, 1988. С. 8–13.
5. Вишняков С.Г. Карбонатные породы и полевое исследование их пригодности для известкования почвы // Карбонатные породы Ленинградской области, Северного края и Карельской АССР. М.; Л., 1933. Вып. 2.
6. Dunham R.J. Classification of carbonate rocks according to depositional textures. Classification of carbonate rocks. Tulsa, Oklahoma, USA: American Association of Petroleum Geologists, 1962. (In Eng).
7. Дмитриевский А.Н. Системный литолого-генетический анализ нефтегазоносных осадочных бассейнов. М.: Недра, 1982. 230 с.
8. Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. М.: Недра, 1977.
287 с.
9. Кузнецов В.Г. Литология. Осадочные горные породы и их изучение. М.:
Недра-Бизнесцентр, 2007. 511 с.
10. Lonoy A. Making sense of carbonate pore system. AAPG Bulletin 90, September 2006, P. 1381–1405. (In Eng).
11. Lucia F.J. Petrophysical parameters estimated from visual descriptions of carbonate rocks: field classification of carbonate pore space. SPE paper 10073 presented at the 56th Annual SPE Technical Conference and Exhibition, San Antonio, Texas, USA, October 5–7, 1981. (In Eng).
12. Морозов В.П. Седиментогенез и постседиментационные изменения палеозойских карбонатных отложений востока Восточно-европейской платформы. Автореферат диссертации. Казань, 2009. 48 с.
13. Nelson R.A. Geological analysis of naturally fractured reservoirs. Elsevier, 2001, 352 p. (In Eng).
14. Теодорович Г.И. Учение об осадочных породах. Л.: Гостоптехиздат, 1958. 572 с.
15. Folk R.L. Practical petrographic classification of limestones. AAPG Bulletin. 1959, Vol. 43, issue 1, P. 1–38. (In Eng).
16. Фортунатова Н.К., Карцева О.А., Баранова А.В., Агафонова Г.B.,
Офман И.П. Атлас структурных компонентов карбонатных пород. М.: ВНИГНИ, 2005. 440 с.
17. Фролов В.Т. Литология. Кн. 2. М.: МГУ, 1993. 432 с.
18. Хабаров Е.М. Сравнительная характеристика позднедокембрийских рифогенных формаций (юг восточной Сибири, Южный Урал и Тиман). Новосибирск: Наука, 1985. 124 с.
19. Черницкий А.В. Геологическое моделирование нефтяных залежей массивного типа в кабонатных трещиноватых коллекторах. М.:
ОАО «РМНТК Нефтеотдача», 2002. 254 с.
20.Shoket P.V., Play L.S. Geological Nomenclature and classification of porosity in sedimentary carbonates. Bulletin AAPG, 1970, Vol. 54, issue 2, P. 207–250. (In Eng).
Fundamentals of wettability. Oil and gas review, 2007, P. 44–61. (In Eng).
2. Амелин И.Д., Давыдов A.B., Лебединец Н.П.
и др. Анализ разработки нефтяных залежей в трещиноватых коллекторах. М.: Секретариат СЭВ, 1991. 151 с.
3. Багринцева К.И. Карбонатные породы-коллекторы нефти и газа. М.: Недра, 1977. 257 с.
4. Викторин В.Д. Влияние особенностей карбонатных коллекторов на эффективность разработки нефтяных залежей. Москва: Недра, 1988. С. 8–13.
5. Вишняков С.Г. Карбонатные породы и полевое исследование их пригодности для известкования почвы // Карбонатные породы Ленинградской области, Северного края и Карельской АССР. М.; Л., 1933. Вып. 2.
6. Dunham R.J. Classification of carbonate rocks according to depositional textures. Classification of carbonate rocks. Tulsa, Oklahoma, USA: American Association of Petroleum Geologists, 1962. (In Eng).
7. Дмитриевский А.Н. Системный литолого-генетический анализ нефтегазоносных осадочных бассейнов. М.: Недра, 1982. 230 с.
8. Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. М.: Недра, 1977.
287 с.
9. Кузнецов В.Г. Литология. Осадочные горные породы и их изучение. М.:
Недра-Бизнесцентр, 2007. 511 с.
10. Lonoy A. Making sense of carbonate pore system. AAPG Bulletin 90, September 2006, P. 1381–1405. (In Eng).
11. Lucia F.J. Petrophysical parameters estimated from visual descriptions of carbonate rocks: field classification of carbonate pore space. SPE paper 10073 presented at the 56th Annual SPE Technical Conference and Exhibition, San Antonio, Texas, USA, October 5–7, 1981. (In Eng).
12. Морозов В.П. Седиментогенез и постседиментационные изменения палеозойских карбонатных отложений востока Восточно-европейской платформы. Автореферат диссертации. Казань, 2009. 48 с.
13. Nelson R.A. Geological analysis of naturally fractured reservoirs. Elsevier, 2001, 352 p. (In Eng).
14. Теодорович Г.И. Учение об осадочных породах. Л.: Гостоптехиздат, 1958. 572 с.
15. Folk R.L. Practical petrographic classification of limestones. AAPG Bulletin. 1959, Vol. 43, issue 1, P. 1–38. (In Eng).
16. Фортунатова Н.К., Карцева О.А., Баранова А.В., Агафонова Г.B.,
Офман И.П. Атлас структурных компонентов карбонатных пород. М.: ВНИГНИ, 2005. 440 с.
17. Фролов В.Т. Литология. Кн. 2. М.: МГУ, 1993. 432 с.
18. Хабаров Е.М. Сравнительная характеристика позднедокембрийских рифогенных формаций (юг восточной Сибири, Южный Урал и Тиман). Новосибирск: Наука, 1985. 124 с.
19. Черницкий А.В. Геологическое моделирование нефтяных залежей массивного типа в кабонатных трещиноватых коллекторах. М.:
ОАО «РМНТК Нефтеотдача», 2002. 254 с.
20.Shoket P.V., Play L.S. Geological Nomenclature and classification of porosity in sedimentary carbonates. Bulletin AAPG, 1970, Vol. 54, issue 2, P. 207–250. (In Eng).
Саяхутдинов А.И., Амбарцумян Р.А., Калимуллин Ф.М.
ООО «РН-БашНИПИнефть»,
ПАО «НК «Роснефть»
sayakhutdinovai@bnipi.rosneft.ru
ООО «РН-БашНИПИнефть»,
ПАО «НК «Роснефть»
sayakhutdinovai@bnipi.rosneft.ru
Согласно предложенной классификации разработан алгоритм определения типа карбонатного коллектора, который включает в себя комплексирование исследований: анализ керна, фильтрационно-емкостные свойства пород, расширенный комплекс геофизических исследований скважин, гидродинамические исследования скважин, анализ показателей эксплуатации скважин
и определение смачиваемости.
и определение смачиваемости.
классификация карбонатного коллектора, смачиваемость, тип коллектора, стратегия выработки
08.09.2022
Саяхутдинов А.И., Амбарцумян Р.А., Калимуллин Ф.М. Классификация карбонатных коллекторов для повышения эффективности разработки карбонатных объектов // Экспозиция Нефть Газ. 2022. № 6. С. 58–63. DOI: 10.24412/2076-6785-2022-6-58-63
УДК 622.276
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-6-58-63
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-6-58-63
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (495) 414-34-88