Оперативный гидрохимический контроль за обводнением пластовыми водами объектов разработки Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения

Ключевые слова:

Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение, обводнение залежей и скважин, конденсационные, пластовые и техногенные воды, гидрохимический анализ и контроль, коррелятивные гидрохимические критерии.

Keywords:

Urengoyskoye oil and gas condensate field; watering out of deposits and wells, condensate, formation and technogenic waters, hydrochemical analysis and control, correlation hydrochemical criteria.

УДК 558.98:622.279.23

А.В. Кошелев, Г.С. Ли, М.А. Катаева

Оперативный гидрохимический контроль за обводнением пластовыми водами объектов разработки Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения

Уникальное по запасам Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) является базовым и разрабатывается с 1978 г. Продуктивными являются меловые и юрские отложения. Длительность промышленной разработки и высокая степень выработки запасов сеноманского и неокомского продуктивных комплексов приводят к возникновению ряда проблем, в том числе к интенсивному избирательному и очаговому обводнению залежей.

При разработке месторождений в режиме истощения пластовой энергии подошвенные и контурные воды поступают в газоносную часть залежей, при этом изменяется их химический состав вследствие взаимодействия пластовой воды на пути продвижения газоводяного контакта (ГВК) с горными породами, состоящими из различных минералов.

Результаты гидрохимического анализа (ГХА) проб жидкостей со скважин в процессе гидрохимического контроля (ГХК) за их обводнением свидетельствуют о том, что вследствие генетических и техногенных причин по многим скважинам наблюдается изменение во времени компонентного состава и минерализации воды как в сторону увеличения, так и уменьшения [1-3]:

• изменение состава пластовых вод по площади и разрезу нефтегазоносного бассейна и его флуктуация в процессе инфильтрации этих вод в газоносную часть продуктивного горизонта;

• минерализация и состав выносимой воды, зависящие от комплекса геологотехнических и технологических факторов, определяющих степень и причины обводнения скважин, соотношения объемов конденсационной и пластовой воды, подъема ГВК и (или) избирательного обводнения, негерметичности цементного камня за обсадной колонной, скорости потока в подъемниках скважин на режимах отбора проб жидкости;

• влияние растворов и технологических жидкостей разного состава, используемых при бурении и капитальном ремонте скважин, инфильтрующихся и кольматиру-ющих призабойную зону пласта (ПЗП).

Пробы воды, отобранные из скважин, по результатам ГХА подразделяются на три условные группы в зависимости от их компонентного состава - конденсационную, пластовую, техногенную.

Основу ГХК за обводнением объектов разработки составляют сведения о фоновом химическом составе природных пластовых и конденсационных вод.

При сопоставлении составов пластовых, конденсационных и техногенных вод наиболее существенные различия наблюдаются в значениях минерализации и концентраций ионов хлора, кальция, гидрокарбонатов, а также микрокомпонентов -йода, брома, стронция, бария.

Учитывая изотермическую фильтрацию природных флюидов в пласте, можно отметить, что термобарические условия для конденсации насыщенных паров воды из газа существуют в ПЗП и подъемниках скважин [4, 5]. При этом минерализация конденсационных вод изменяется от 0,1 до 6 г/дм3 и зависит от влияния техногенных факторов на формирование конечного состава. Минерализация же «чистой» (ультра-

пресной) конденсационной воды хлоридно-натриевого типа, как правило, составляет менее 1 г/дм3. Разнотипность конденсационных вод и гидрохимическое непостоянство являются следствием селективного выноса солей при эксплуатации скважин, обусловленного различной молекулярной растворимостью в паровой фазе воды, а также от величины создаваемой депрессии на пласт.

Пластовая вода водоносных горизонтов сеноманской залежи Уренгойского НГКМ относится к хлоридно-натриевому типу с минерализацией 15-22 г/дм3, а модальное значение находится в диапазоне 18±0,5 г/дм3. При этом в солевом составе доминируют хлориды натрия и калия.

С глубиной хлоридно-натриевый тип пластовых вод Уренгойского НГКМ сменяется гидрокарбонатно-натриевым (примером могут служить воды нижнемеловых залежей). Их общая минерализация уменьшается от 14 до 3 г/дм3.

К техногенным водам относятся технологические растворы и жидкости (ТРЖ) на водной основе с минерализацией более 40 г/дм3, используемые при бурении, капитальном ремонте и интенсификации скважин. Присутствие в пробах привнесенных солей СаС12, NaQ, КС1 и других затрудняет их идентификацию по видам выносимых вод. Поэтому, зная фоновый состав пластовых и конденсационных вод, необходимо детальное изучение рецептур ТРЖ, используемых при геолого-технических мероприятиях (ГТМ) в скважинах.

Жидкости, выносимые скважинами, представлены, как правило, смесями перечисленных трех типов вод в различных соотношениях.

С начала разработки Уренгойского НГКМ в ООО «Газпром добыча Уренгой» ведется систематическая работа по определению химического состава вод по всем гидрогеологическим комплексам. Месторождение приурочено к северу центральной части Западно-Сибирского мегабассейна, который характеризуется наличием двух гидрогеологических этажей, разделенных толщей глин турон-датского возраста. В составе нижнего этажа, включающего основные нефтегазоносные комплексы, выделяются три водоносных комплекса: апт-альб-сеноманский, неокомский и юрский [6].

Определение состава пластовых вод и закономерностей изменения его по разрезу и площади нефтегазоносных комплексов является важ-

нейшей задачей гидрогеологии. Ключевое значение в ее решении имеет выявление гидрохимической зональности подземных вод, что позволяет установить геохимическую связь между углеводородными скоплениями и водной средой нефтегазоносных комплексов. При этом установление гидрохимического фона в качестве начальной системы отсчета является основой ГХК за разработкой месторождения. Первые данные о составе пластовых вод Уренгойского НГКМ были получены на стадии поисково-разведочных работ. По мере разработки месторождения эти сведения дополнялись и уточнялись на основе состава вод, выносимых эксплуатационными скважинами. Усложнение технологии эксплуатации месторождения на данной стадии разработки вызвало необходимость введения в практику ГХК новых коррелятивных компонентов [3].

Для диагностики пластовых вод Уренгойского НГКМ в ИТЦ ООО «Газпром добыча Уренгой» организована систематическая работа по определению их типа, минерализации, состава и микрокомпонентов в залежах продуктивных пластов, ярусов, свит и эксплуатационных объектов. В результате ГХА проб жидкостей были получены уточненные данные по компонентному составу вод пластов ПК1, ПК18, БУ1-2, БУ5, БУ8, БУ9, БУ10-11 и БУ}4, а также конденсационных вод сеноманской и неокомских залежей (табл. 1, 2).

В пределах основных водоносных комплексов Уренгойского НГКМ распределение солености подземных вод носит неоднозначный характер. Кровля сеноманских отложений, которая является одновременно и верхней границей верхнего гидрогеологического комплекса, перекрывается глинистым водоупором толщиной до 800 м. Для мезозойского разреза характерно снижение минерализации пластовых законтурных вод с глубиной от 18-19 г/дм3 в апт-сеноманском комплексе до 3-4 г/дм3 в нижних пластах неокомского водоносного комплекса. При этом снижение минерализации сопровождается сменой типа вод с хлоридно-натриевого на гидрокарбонатно-натриевый. По данным ГХА, воды сеноманского яруса имеют минерализацию 11-19 г/дм3 и относятся к хлоридно-натриевому типу. В пределах неокомского комплекса вариации общей минерализации пластовых вод носят более сложный характер, что связано с наличием крупных газоконденсатных залежей. Минерализация этих вод изменяется в широком диапазоне - от 4 до 14 г/дм3.

Nb 3 (19) / 2014

Таблица 1

Химический состав пластовых вод Уренгойского НГКМ

Ярус Сеноманский Сеноманский Готеривский Готеривский Готеривский Готеривский Валанжинский Валанжинский

Свита Покурская Покурская Тангаловская Тангаловская Тангаловская Тангаловская Сортымская Сортымская

Пласты ПК! пк18 БУь2 бу5 бу8 бу9 БУ10.„ БУ',4

Объект - 1а 1 1 2 2 3 4

Удельная электропроводность, мСм/см 34,40 31,90 14,65 23,33 16,29 13,69 8,28 7,84

Водородный показатель 6,78 6,96 6,28 6,05 6,58 7,11 7,32 8,15

Плотность, г/см3 1,011 1,014 1,005 1,007 1,003 1,001 0,998 0,998

Минерализация, г/дм3 16.36-20.78 18,36 17.71-19.66 18,69 6.58-11.12 8,46 11.6-15.7 13,41 6.74-9.54 6,17 5.14-5.99 5,91 4.4-5.9 5,49 3.16-3.58 3,42

Хлорид-ион, мг/дм3 9700-16462 10795 10997-11258 11128 3608-6046 4754 6100-8400 7531 4014-5354 4714 2184-2556 2462 1470-2170 1786 1185-1554 1420

Гидрокарбонат-ион, мг/дм3 164.7-356.2 242 350.0-805.2 573 61.0-122.2 85,88 41.5-114.7 105 756-1171 873 903-1256 1061 1268-1805 1453 625-1025 909

Карбонат-ион, мг/дм3 - - - - 0-18,0 0-20 0-24

Сульфат-ион, мг/дм3 2.67-12.51 6,49 9.21-14.52 11,9 13.98-31.01 16,1 13.2-19.24 16,71 9.37-12.16 10,81 17.13-27.86 22,24 30^17 37,84 3,2

Фторид-ион, мг/дм3 0.38-2.32 0,87 1.31-2.33 1,8 0.25-1.28 0,66 0.5-6.5 2,67 0.4-2.16 1,32 0.32-2.34 1,27 2.0-3.5 2,7 0,4

Нитрит-ион, мг/дм3 7,18 9.54-11.92 10,7 2.64-3.56 3,1 62-1.2 6,9 - 1,50 0-0,93 -

Нитрат-ион, мг/дм3 0-1,30 - 0,58 0,53 - 1,20 0-0,45 -

Бромид-ион, мг/дм3 40.88-62.25 49,7 37.93—40.90 39,4 17.69-25.66 21,99 27.59^12.64 33,8 16.05-23.21 20,66 11.45-16.32 13,51 5.89-10.45 8,62 6.29-7.1 6,08

Научно-технический сборник - ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

Nb 3 (19) / 2014

Йодид-ион, мг/дм3 15.66-34.75 19,03 - 9.79-28.33 15,86 14,50 6.79-8.55 7,67 3.87-7.71 5,26 1.64-3.54 2,68 1.29-1.83 1,65

Кальций, мг/дм3 175^141 272 347-388 368 513-852 623 822-1576 1038,27 123-229 158,8 73.4-124 94,57 15.1-62.5 33,55 11.9-15.7 13,8

Магний, мг/дм3 84.6-137.1 99,69 60.4-79.3 69,9 12.1-16.66 15,11 18.0-31.74 25,7 11.33-29.50 17,83 5.04-7.53 6,21 4.5-7.8 4,57 2-3,2 2,4

Калий, мг/дм3 12.98-58.08 31,27 40,1 12.99-35.1 21,3 24.0-37.16 26,88 33.56^16.7 41,34 19.3-26.25 23,53 10.8-19.6 15,26 14.6-16.7 15,82

Натрий, мг/дм3 6054-10507 6729 5762-6841 6302 2155-3720 2680 3681-5059 4557 2625-3169 2663 1564-2460 2064 1282-1980 1654 1183-1570 1336

Аммоний, мг/дм3 16.3-28.97 21,61 12.9-15.0 14,0 5.07-9.0 7,31 4.47-14.27 7,39 4.62-10.20 6,71 3.49-7.24 5,02 4.27-8.31 5,78 3.44-7.06 5,67

Барий, мг/дм3 11.80-19.62 14,43 26.47^17.24 31,9 4.44-17.99 8,78 20.14—46.11 32,72 7.47-12.2 10,12 1.83—4.07 2,77 0.57-1.87 1,33 1,3

Литий, мг/дм3 0.56-1.07 0,76 0,58 0,91 0.5-1.5 0,73 0,58 0,31 0.26-0.45 0,40 0,3

Стронций, мг/дм3 18.40-34.13 26,91 58.4-77.3 67,9 67.72-104.2 75,49 125-165 138 35.6^18.68 42,13 11.26-20.9 17,23 2.5-5.8 4,82 1.6-3.8 2,8

Марганец, мг/дм3 5.09-9.89 7,49 - 4.84-16.61 12,42 1.95^1.43 3,15 2,14 2,46 1.3-7.3 4,3 0,64

Бор, мг/дм3 3.25-5.92 4,34 3,31 2.83-5.84 4,37 4.09-5.70 4,93 6.70-13.67 10,36 13.87-20.01 16,84 22,8 -

Кремний, мг/дм3 0.24-1.22 0,57 1,14 0,94 1,29 3,22 3,85 4,71 -

Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих регионов России

Таблица 2

Химический состав конденсационных вод Уренгойского НГКМ

Ярус Сеноманский Валанжинский

Водородный показатель 5,7-7,6 6,0-7,5

Плотность, г/см3 0,998 0,998

Удельная электропроводность, мСм/см 0,29-1,51 0,1-0,52

Минерализация, г/дм3 0,10-1,28 0,10-0,67

Хлорид-ион, мг/дм3 53-720 50-330

Гидрокарбонат-ион, мг/дм3 43-190 20-301

Карбонат-ион, мг/дм3 - -

Сульфат-ион, мг/дм3 1,85-6,48 0,63-7,31

Фторид-ион, мг/дм3 0,02-0,15 0,05-1,98

Нитрит-ион, мг/дм3 0,06-0,58 0,05-0,42

Нитрат-ион, мг/дм3 0,05-0,43 0,01-0,19

Бромид-ион, мг/дм3 0,47-2,45 0,52-1,31

Йодид-ион, мг/дм3 0,1-0,7 0,2-0,37

Кальций, мг/дм3 3,17-72,82 4,22-58,33

Магний, мг/дм3 0,78-14,06 3,35-5,42

Калий, мг/дм3 0,73-29,36 1,08-11,72

Натрий, мг/дм3 7,01-276,53 49,04-185,90

Аммоний, мг/дм3 2,4-12,54 3,78-6,67

Барий, мг/дм3 0,09-3,37 0,49-1,02

Литий, мг/дм3 0,02-0,10 0,04-1,02

Стронций, мг/дм3 0,1-2,97 0,90-4,22

Марганец, мг/дм3 0,94-5,02 5,11-25,08

Бор, мг/дм3 0,18-0,88 0,60-0,85

Кремний, мг/дм3 0,21-0,87 0,25-1,67

Особенностью распределения солености подземных вод Уренгойского НГКМ является наличие вертикальной геохимической зональности. В зависимости от глубины залегания пластов изменяются минерализация вод и содержание в них компонентов (см. табл. 1).

В результате обобщения и систематизации материалов ГХА проб жидкостей определены коррелятивные гидрохимические компоненты для восьми продуктивных пластов УНГКМ (рис. 1).

Результаты анализа гидрохимических данных показали, что информативность и величины интервальных значений показателей существенно зависят от глубины залегания пластов. Опыт ГХК в других нефтегазоносных регионах

свидетельствует о целесообразности использования гидрохимических критериев для идентификации генезиса жидкостей, поступающих в эксплуатационные скважины. Для обоснования наиболее информативных критериев гидрохимического мониторинга обводнения эксплуатационных объектов Уренгойского НГКМ были проанализированы закономерности изменения концентраций различных ионов в попутных водах по площади и разрезу, выполнены расчеты характерных соотношений между этими ионами, построены зависимости, отражающие изменения состава вод для различной минерализации. По результатам проведенного анализа выбраны наиболее информативные критерии (табл. 3).

Рис. 1. Коррелятивные гидрохимические компоненты пластовых вод для ГХК обводнения объектов эксплуатации Уренгойского НГКМ

Таблица 3

Количественные значения диагностических критериев для распознавания пластовых и конденсационных вод Уренгойского НГКМ

Объекты ГХК Общая минерализация, г/дм3 Гидрохимические показатели

хлор-бромный сульфат- хлорный натрий- хлорный кальций- натриевый индекс Ларсена- Скольда

ПК 16-21 18 217-264 217 0,02-0,06 0,04 0,96-0,98 0,96 3-5 5 77-101 77

ПК18 18-20 18,5 275-290 280 0,06-0,1 0,08 0,8-0,94 0,87 7 24-54 33

БУ1.2 6,5-11 8,5 204-236 216 0,25-0,38 0,25 0,87-0,92 0,87 26-27 85-102 95

бу5 11.5-16 13 197-223 223 0,16-0,17 0,93 26-36 26 123-253 123

бу8 7-9,5 8 228-250 228 0,17 0,87 5-8 7 8-9

бу9 5-6 157-191 182 0,58-0,80 0,67 1,1-1,48 1,29 5-6 4

БУ10-11 4-6 5,5 207-250 207 1,51-1,60 1,56 1,34-1,41 1,43 1-4 2 2

бу;4 3-3,5 188-234 234 0,15-0,2 0,17 1,45-1,56 1,45 1 3

Конденсационные воды сеномана 0,1-1,3 - 0,6-2,6 0,2-0,6 30-50 2-7

Конденсационные воды неокома 0,1-0,7 - 0,2-0,9 0,9-1,5 10-40 2-4

Cl/Br rNa/rCl

Для диагностики генетической принадлежности вод Уренгойского НГКМ наиболее информативными гидрохимическими показателями являются:

• натрий-хлорный коэффициент (rNa/rCl) - показатель метаморфизации вод, применяемый в классификации В.А. Сулина (рис. 2). В катионном составе вод Уренгойского НГКМ повсеместно преобладает ион натрия; при (rNa/rCl) < 1 воды относятся к хлоридно-натриевому типу, характерному для пластов ПК, ПК18, БУ1-2, БУ8; при (rNa/rCl) > 1 воды будут гидрокарбонатно-натриевыми (пласты БУ9, БУ10-11, БУ54). По этому коэффициенту пластовые воды гидрокарбонатно-натриевого типа достаточно четко отличаются от других типов (хлоридно-кальциевых, сульфатно-натриевых, хлоридно-магниевых и растворов смешения);

Минерализация, мг/дм3

:. 2. Сопоставление величин натрий-хлорного коэффициента и минерализации пластовой воды

Уренгойского НГКМ

• хлор-бромный коэффициент (Cl-/Br-) - показатель растворения хлоридных солей, рассчитывается по отношению хлора к брому в массовых концентрациях (мг/дм3) (рис. 3). При (Cl-/Br-) < 300 воды являются пластовыми, их происхождение связано с древними бассейнами осадконакопления, зонами застойного водообмена. Если (Cl-/Br-) > 300, то существует вероятность дополнительного поступления хлора в пластовые воды за счет инфильтрации из внешних источников (например, технических растворов). Согласно данным результатов исследований, хлор-бромный коэффициент в пластовых водах Уренгойского НГКМ находится в пределах 150-250;

Рис. 3. Сопоставление величин хлор-бромного коэффициента и минерализации пластовых вод

Уренгойского НГКМ

• сульфат-хлорный коэффициент (rS04_/rCl_)100 характеризует насыщенность вод сульфатами. Следовательно, в восстановительной обстановке, присущей пластовым водам нефтегазовых месторождений, этот коэффициент имеет более низкие значения по сравнению с инфильтрационными водами, обогащенными кислородсодержащими ионами (рис. 4). Повышение этого показателя может свидетельствовать о внедрении вод из внешних источников. По результатам исследований, (rSO4_/rCl")100 < 0,1 по пластам ПК, ПК18; (rSO^/rCl^lOO < 1 для пластов БУ1-2, БУ5, БУ8, БУ9, БУ54; (rSO|-/rCl-)100 < 1,6 для пласта БУ10-11;

Рис. 4. Сопоставление величин сульфат-хлорного коэффициента и минерализации пластовых вод

Уренгойского НГКМ

• кальций-натриевый коэффициент (rCa2+/rNa+)100 информативен при диагностике присутствия в составе попутных вод технических жидкостей, закачиваемых в скважины для промысловых целей (рис. 5). Аномально высокие значения этого коэффициента связаны с воздействием растворов хлористого кальция. Согласно результатам исследований по Уренгойскому НГКМ, кальций-натриевый коэффициент изменяется от 1 до 8 за исключением пластов БУ1-2 и БУ5, в которых зафиксировано большое содержание кальция (500-1500 мг/дм3) и, следовательно, высокое содержание данного коэффициента - 26-36;

Рис. 5. Сопоставление величин кальций-натриевого коэффициента и минерализации пластовых вод

Уренгойского НГКМ

• индекс Ларсена-Скольда (ИЛС) представляет собой отношение суммы молярных концентраций ионов хлора и сульфат-иона к сумме молярных концентраций гидрокарбонат- и карбонат-ионов (rCl- + rSO4-)/(rHCO- + CO^-) (рис. 6). Характеризует коррозионную способность воды по отношению к низкоуглеродистой стали. Его повышенные значения свидетельствуют о коррозийной активности вод в обстановке, связанной с техногенезом. Так, по пластам БУ8, БУ9, БУ10-11, БУ54 наблюдается постепенное уменьшение критерия ИЛС с 9 до 2 в связи с ростом содержания гидрокарбонат-иона вниз по разрезу (756-1805 мг/дм3). Аномально высокое значение индекса Ларсена-Скольда зафиксировано по пластам БУ1-2 (85-102) и БУ5 (123-253) в связи с аномально низким содержанием гидрокарбонат-ионов (41,5-122 мг/дм3).

Минерализация, мг/дм3

Рис. 6. Сопоставление величин индекса Ларсена-Скольда и минерализации пластовых вод

Уренгойского НГКМ

Рис. 7. Коррелятивные диагностические критерии пластовых вод для ГХК за обводнением объектов эксплуатации Уренгойского НГКМ

Наиболее информативными являются соотношения компонентов химического состава вод, свойственные природным водам определенного пласта. По результатам работы определены коррелятивные диагностические критерии для восьми пластов Уренгойского НГКМ (рис. 7).

В результате комплексного анализа данных ГХА установлено, что пластовые воды эксплуатационных объектов данного месторождения отличаются не только диапазонами изменения гидрохимических коррелятивов, но и информативностью диагностических критериев.

Список литературы

1. Кошелев А.В. Гидрохимический контроль за обводнением газовых скважин сеноманской залежи Уренгойского месторождения /

А.В. Кошелев, Т.П. Сидячева, Г.С. Ли и др. // Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. -М.: Газпром экспо, 2010. - № 1. - С. 30-37.

2. Кошелев А.В. Коррелятивные гидрохимические компоненты при оценке обводнения пластовыми водами объектов эксплуатации Уренгойского НГКМ / А.В. Кошелев, Г.С. Ли,

М. А. Катаева // Геология, бурение, разработка

и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: Газпром экспо, 2012. -№ 2. - С. 26-34.

3. Абукова Л. А. Исходный состав пластовых вод как основа гидрохимического контроля за разработкой ачимовских отложений Уренгойского НГКМ. Приоритетные направления развития Уренгойского комплекса / Л. А. Абукова, О.П. Абрамова,

А.В. Кошелев и др. // Сб. науч. тр.

ООО «Газпром добыча Уренгой». - М.: Недра, 2013. - С. 171-181.

4. Лапук Б.Б. Теоретические основы разработки месторождений природных газов / Б.Б. Лапук. -М.: Гостоптехиздат, 1948. - 296 с.

5. Васильев Ю.Н. Прогнозирование обводнения газовых скважин конденсационной

водой / Ю.Н. Васильев, Н.И. Дубина. -М.: ИРЦ Газпром, 2005. - 64 с. 6

6. Конторович А.Э. Геология нефти и газа Западной Сибири / А.Э. Конторович,

И.И. Нестеров, Ф.К. Салманов и др. -М.: Недра, 1975. - 680 с.

Наиболее чувствительными для разграничения пластовых вод месторождения являются хлорбромный, кальций-натриевый коэффициенты и индекс Ларсена-Скольда. Однако другие критерии, представленные в табл. 3, также весьма полезны для уточнения типа вод.

Таким образом, определены коррелятивные гидрохимические компоненты и диагностические критерии, позволяющие повысить эффективность гидрохимического контроля за обводнением объектов эксплуатации Уренгойского НГКМ и проведения ГТМ в скважинах.

References

1. Koshelev A.V. Hydrochemical control over flooding of gas wells of the Cenomanian deposit of Urengoyskoye field / A.V. Koshelev,

T.P. Sidyacheva, G.S. Lee et al. // Geology, drilling, development and operation of gas and gas-condensate fields. - M.: Gazprom expo,

2010. - № 1. - P. 30-37.

2. Koshelev A.V. Correlative hydrochemical components during the assessment of flooding with stratum waters of operating facilities of the Urengoyskoye OGCF / A.V. Koshelev, G.S. Lee, M.A. Katayeva // Geology, drilling, development and operation of gas and gas-condensate fields. -

M. : Gazprom expo, 2012. - № 2. - P. 26-34.

3. Abukova L.A. Original composition of stratum waters as a basis of hydrochemical control over the development of Achimovskie sediments of the Urengoyskoye OGCF. Priority directions of development of the Urengoyskiy complex /

L.A. Abukova, O.P. Abramova, A.V. Koshelev et al. // Collection of research papers Gazprom dobycha Urengoy LLC. - M.: Nedra, 2013. -P. 171-181.

4. Lapuk B.B. Theoretical foundations of the development of natural gas deposits /

B.B. Lapuk. - M.: Gostoptekhizdat, 1948. - 296 p.

5. Vasilyev Yu.N. Forecasting of gas wells’ flooding with condensate water / Yu.N. Vasilyev,

N. I. Dubina. - M.: IRTs Gazprom, 2005. - 64 p.

6. Kontorovitch A.E. Oil and gas geology of the Western Siberia / A.E. Kontorovitch, I.I. Nesterov, F.K. Salmanov et al. - M.: Nedra, 1975. - 680 p.