ОПТИМИЗАЦИЯ КРИТЕРИЕВ ВЫБОРА СКВАЖИН ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ГТМ МЕТОДАМИ МУН НА ЭКСПЛУАТАЦИОННОМ ОБЪЕКТЕ ЮС2 БЫСТРИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

А.Р. Медведев

ОПТИМИЗАЦИЯ КРИТЕРИЕВ ВЫБОРА СКВАЖИН ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ГТМ МЕТОДАМИ МУН НА ЭКСПЛУАТАЦИОННОМ ОБЪЕКТЕ ЮС2 БЫСТРИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

В статье рассматриваются вопросы по оптимизации выбора критериев скважин для проведения геолого-технических мероприятий на основе геолого-физических характеристик залежей, а также эффективности ранее проведенных закачек. На перспективу в данной работе будут предложены корректировки объемов проведения мероприятий по воздействию на пласты.

Ключевые слова: Быстринское месторождение, геолого-технические мероприятия, геолого-физические характеристики, параметры залежей, залежь, нефтегазоносноть, обработка призабойной зоны, гидроразрыв пласта, методы интенсификации притока.

Текущее положение по применению ГТМ. За период разработки на Быстринском нефтегазоконден-сатном месторождении проводились мероприятия по воздействию на пласты с целью восстановления и повышения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин: гидравлический разрыв пласта (ГРП), обработки призабойной зоны физико-химическими методами, перфорационные и изоляционные мероприятия. На нагнетательном фонде скважин с целью повышения нефтеотдачи и увеличения охвата пластов заводнением применялись потокоотклоняющие и нефтеотмывающие технологии и гидродинамические методы.

Наибольший вклад в общую дополнительную добычу по месторождению приходится на долю ГРП (25.2 %), то есть одного из методов, кратно повышающих дебит жидкости и нефти. На месторождении планируется его дальнейшее применение как на стадии освоения скважин (в том числе МСГРП), так и повторных ГРП на действующем фонде.

Поскольку дальнейшая разработка объектов месторождения будет сопровождаться ростом обводненности продукции добывающих скважин, будет возрастать роль технологий МУН, целью которых является ограничение фильтрации в промытых водой интервалах пласта, увеличение охвата пласта воздействием, выравнивание профиля приемистости и фронта вытеснения. На перспективу планируется дальнейшее применение данных мероприятий.

Проведенный анализ показал, что за период 2015-2019 год были перевыполнены фактические мероприятия по увлечению нефтеотдачи пластов относительно проекта, а некоторые методы оказались малоэффективными на определенных залежах объекта.

Для решения данной проблемы в представленной работе были рассмотрены критерии, по которым в дальнейшем будет возможность определить скважины кандидаты для проведения ГТМ, на основе раннее проведенных операций и их эффективности. Для их определения, необходимо рассмотреть:

1.Геолого-физические характеристики каждой залежи.

2.ГТМ, проведенные в залежах и их эффективность.

3.Определение коллекторских свойств, в связи с которыми конкретные методы оказались малоэффективными.

Геолого-физические характеристики эксплуатационного объекта ЮС2.

Нефтегазоносность установлена в среднеюрских отложениях, относящихся к продуктивным отложениям тюменской свиты тюменские, пл.ЮС2).

В пласте ЮС2 выделены восемь залежей нефти пластового, сводового типа, осложненные разломами, в том числе семь залежей (1-6, 8) литологически ограниченные.

Стратиграфически пласт ЮС2 (продуктивные отложения тюменской свиты) приурочен к кровле тюменской свиты, является базальным горизонтом верхнеюрской морской трансгрессии и датируется келловейским возрастом. Фациально верхняя часть пласта представлена отложениями лагун, приливно-отливных отмелей, вдольбереговых баров, маршей, приливно-отливных дельт. В кровле пласта развиты мелководно-морские песчано-алеврито-глинистые отложения нижней предфронтальной зоны пляжа. В нижней части пласта ЮС2 отмечаются преимущественно континентальные фации - аллювиальных каналов, озерно-пойменных и болотных фаций.

Геологический разрез по пласту ЮС2 представлен в рисунке 1.

Подробные параметры залежей представлены в таблице 1.

© Медведев А.Р., 2021.

Таблица 1

ГФХ по залежам:

Параметры Размерность Продуктивные пласты

121т тюменские, пл.ЮС2

залежь 1 залежь 2 залежь 3

Абсолютная отметка кровли м -2624,1 -2627,7 -2642,9

Абсолютная отметка ВНК м -2700.4 -2716.0 -2670.0 -2652.0

Абсолютная отметка ГНК м - - -

Абсолютная отметка ГВК м - - -

Тип залежи пластовая, сводовая, литологически ограниченная, осложненная разломами

Тип коллектора поровый

Площадь нефте/газоносности тыс.м2 34044 11542 1939

Средняя общая толщина м 14,4 10,8 9,1

Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина м 5,0 3,4 2,7

Средняя эффективная газонасыщенная толщина м - - -

Средняя эффективная водонасыщенная толщина м 3,1 1,0 3,8

Коэффициент пористости доли ед. 0,18 0,17 0,16

Коэффициент нефтенасыщенности ЧНЗ доли ед. 0,68 - 0,60

Коэффициент нефтенасыщенности ВНЗ доли ед. 0,64 - 0,59

Коэффициент нефтенасыщенности пласта доли ед. 0,67 0,60 0,60

Проницаемость мкм2*10-3 9,6 4,3 3,9

Коэффициент песчанистости доли ед. 0,47 0,35 0,36

Расчлененность Коэффициент вытеснения нефти водой ед. доли ед. 9 3,5 2,0

0,494 0,478 0,472

Коэффициент вытеснения нефти газом доли ед. - - -

Удельный коэффициент продуктивности по нефти м3/(сут*МПа*м) 0,22 0,21 -

Продолжение таблицы 1

Параметры Размерность Продуктивные пласты

121т тюменские, пл.ЮС2

залежь 4 залежь 5 залежь 6

Абсолютная отметка кровли м -2583,0 -2593,6 -2682,2

Абсолютная отметка ВНК м -2635.02690.0 -2655.0 -2690.0

Абсолютная отметка ГНК м - - -

Абсолютная отметка ГВК м - - -

Тип залежи пластовая, сводовая, литологически ограниченная, осложненная разломами

Тип коллектора поровый

Площадь нефте/газоносности тыс.м2 18284 23148 1394

Средняя общая толщина м 14,1 11,5 8,2

Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина м 3,6 2,2 2,3

Средняя эффективная газонасыщенная толщина м - - -

Средняя эффективная водонасыщенная толщина м 2,8 1,6 -

Коэффициент пористости доли ед. 0,17 0,17 0,15

Коэффициент нефтенасыщенности ЧНЗ доли ед. - 0,60 -

Коэффициент нефтенасыщенности ВНЗ доли ед. - 0,55 -

Коэффициент нефтенасыщенности пласта доли ед. 0,69 0,60 0,64

Проницаемость мкм2*10-3 5,3 4,6 2,4

Коэффициент песчанистости доли ед. 0,40 0,32 0,44

Расчлененность Коэффициент вытеснения нефти водой ед. доли ед. 4,9 2,9 3,0

0,491 0,478 0,472

Коэффициент вытеснения нефти газом доли ед. - - -

Удельный коэффициент продуктивности по нефти м3/(сут*МПа*м) 0,25 0,11 -

Продолжение таблицы 1:

Параметры Размерность Продуктивные пласты

тюменские, пл.ЮС2

залежь 7 залежь 8 по пласту

Абсолютная отметка кровли м -2695,8 -2770,5 -2583,0

Абсолютная отметка ВНК м -2735.0 -2778.0 -2635.02778.0

Абсолютная отметка ГНК м - - -

Абсолютная отметка ГВК м - - -

Тип залежи пластовая, сводовая, ослож-нен-ная разломами пластовая, сводовая, ли-тологически ограниченная, осложненная разломами

Тип коллектора поровый

Площадь нефте/газоносности тыс.м2 13767 9253 113371

Средняя общая толщина м 16,7 19,6 13,7

Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина м 4,4 3,1 3,7

Средняя эффективная газонасыщенная толщина м - - -

Средняя эффективная водонасыщенная толщина м 2,2 - 2,7

Коэффициент пористости доли ед. 0,17 0,17 0,18

Коэффициент нефтенасыщенности ЧНЗ доли ед. 0,66 - -

Коэффициент нефтенасыщенности ВНЗ доли ед. 0,56 0,79 -

Коэффициент нефтенасыщенности пласта доли ед. 0,62 0,79 0,66

Проницаемость мкм2*10-3 9,1 4,6 7,3

Коэффициент песчанистости доли ед. 0,29 0,26 0,42

Расчлененность ед. 6,1 3,0 4,0

Коэффициент вытеснения нефти водой доли ед. 0,482 0,503 0,492

Коэффициент вытеснения нефти газом доли ед. - - -

Удельный коэффициент продуктивности по нефти м3/(сут*МПа*м) 0,03 0,03 0,21

Рис. 1. Характерный разрез ЮС2

В данном случае были рассмотрены геологические параметры залежей, поскольку физико-химические параметры между залежами оказались идентичны.

Рассмотрим проведенные мероприятия по ГТМ за рассматриваемый период (Для рассмотрения не принимались значения при бурении скважин и ЗБС):

ОПЗ в доб. Скв. - 4 скв.опер (доп.нефть с пер. эфф. 2.1 тыс.т) ОПЗ в нагн. Скв - 30 скв. опер(доп. Нефть с пер. эфф. 15.79 тыс.т) Перфорационные методы - 4 скв опер. (доп. Нефть с пер. эфф. 0.5 тыс.т) ГРП - 63 скв. опер.( доп. Нефть с пер. эфф. 316,19 тыс.т) Изоляционные мероприятия - 7 скв. опер (доп. Нефть с пер. эфф. 5.2 тыс. т) МУН - 39 скв. опер(доп. Нефть с пер. эфф. 46,45 скв.опер) Гидродинамические методы - 2 скв. опер(доп. Нефть с пер. эфф. 0,49 тыс.т) Более конкретные данные приведены в таблице 2.

Таблица 2

Динамика применения методов интенсификации добычи нефти и повышения _нефтеотдачи на объекте ЮС2:_

Вид воздействия Показатели Ед. изм. Годы разработки

2015 2016 2017 2018 2019 2015-2019

Физико-химические ОПЗ в добывающих скважинах Кол-во скв.-опер. ед. 1 2 1 4

Доп.нефть с пе-рех.эфф. тыс.т 0,01 0,64 1,45 2,10

Физико-химические ОПЗ в нагнетательных скважинах Кол-во скв.-опер. ед. 6 6 5 6 7 30

Доп.нефть с пе-рех.эфф. тыс.т 5,38 3,27 1,33 2,56 3,26 15,79

Перфорационные методы Кол-во скв.-опер. ед. 1 2 1 4

Доп.нефть с пе-рех.эфф. тыс.т 0,09 0,38 0,03 0,50

Гидроразрыв пласта Кол-во скв.-опер. ед. 7 16 18 10 12 63

Доп.нефть с пе-рех.эфф. тыс.т 61,82 66,16 67,79 61,44 58,97 316,18

Изоляционные мероприятия Кол-во скв.-опер. ед. 2 1 1 2 1 7

Доп.нефть с пе-рех.эфф. тыс.т 1,86 0,92 0,60 1,02 0,82 5,20

Технологии МУН Кол-во скв.-опер. ед. 8 10 7 6 8 39

Доп.нефть с пе-рех.эфф. тыс.т 8,93 8,59 9,41 12,74 6,78 46,45

Гидродинамические методы Кол-во скв.-опер. ед. 2 2

Доп.нефть с пе-рех.эфф. тыс.т 0,08 0,31 0,09 0,49

Всего по объекту ЮС2 Кол-во скв.-опер. ед. 25 37 32 26 29 149

Доп.нефть с пе-рех.эфф. тыс.т 78,18 79,63 79,24 78,39 71,28 386,72

Доля в общей добыче % 68,3 70,4 71,1 71,0 66,2 69,4

Как мы видим наибольший вклад в доп. Добычу внес ГРП (25% от всех методов), он оказался эффективен практически во всех скв.

140

ö 120

0

2015 2016 2017 2018 2019

Годы разработки Без методов  Технологии МУН

Гидроразрыв пласта  ОПЗ физико-химическими методами

Перфорационные методы  Изоляционные мероприятия _"Гидродинамические методы

Рис. 2. Динамика дополнительной добычи нефти от методов воздействия на объекте ЮС2

к»

(Л

Продолжение таблицы 3

13 3:33 ЮС2 12.05.17 0 съемный.. ШЖРОРНЫН Ст д э |аргнын 55,0 6;0 2,5 5Е,6 27,92 24,= 15.1 39.0 3,1 42 48 3 32,79 2,45 25 3,63

14 3727 ЮС2 08.01.17 Ооьеиный. повторный Ст анд арт нызз 40.0 7;3 6:3 20.1 0,0/ 13,2 7.0 3,6 7.0 18,5 7,27 5,09 4:7 12,45

Средина ЗКаЧеННЯ 4Т,9 5;7 2,4 5Т:5 23.16 35,4 12,0 66,0 13,9 4,4 6Е,3 32,35 4:0 4,93

Суь тарные ЗНачеННЯ 371,65 425,53 32,39 69,04

Объемный ГРП б БС

1 924 ЮС2 21.10.13 Ооъеиньш ГРП е ЕС 40.0 10.4 о.: 9Е.7 43.10 26.7 7.0 73.6 16.3 9.3 39.7 50.44 1.66 3.3 ^.27

2 931 ЮС2 04.09.1- Ооъейшьш ГЕПеЕС 45,0 1Э:4 3;5 96,6 32,75 48,0 93.4 48,0 2,0 95,9 3:26 2,15 2,5 2,79

Средние ЗКаЧеНШ 41.7 28,0 10.4 62.9 27.15 3 7.3 5Д 36,4 32,1 5,9 31,6 42,35 1,2 7 2,1 3,35

Суп тарные ШаЧеННЯ 81,46 85,71 3,31 10,06

Ооъеашътй, повторный ГРП в БС

2 427 ЮС2 04.01.13 0 съемный.. ПОЕГОСНЫЙ ГРПеБС 40.0 3.5 3:3 50.2 13,22 25,3 12,8 49,3 10,6 1,6 35,4 16,43 2,36 3,9 3,28

3 1403 ЮС2 14.11.17 0 съемный. ПОЕГОрНЫЙ ГРПеБС 45:0 14.1 10.8 22.9 2,3? Ч7 14,1 6Е,5 52,4 1,4 97,4 9,"1! 1,30 3,6 1,30

4 2221 ЮС2 09.02.19 Объемный. ПОЕТОЕНЫЙ ГЕПеЕС 45,0 5.5 465 3,31 24,2 14,1 41,6 10,9 5,6 48,6 9,50 0,52 3:6 0,32

5 55 76 ЮС2 01.09.17 0 съемный. ПОЕГОСНЫЙ ГРПеБС 30.0 1,3 1,1 39.0 3,39 48,9 10,2 79,1 19,1 2,7 36,0 7,56 2,95 3,5 3,35

Средние ШаЧеННЯ 43,3 3,3 4.4 -9.5 14.42 35,5 11,9 66,4 20,5 34,5 17,46 1,64 3,3 2,78

Сл-^пагньн значения 86,52 43,24 3,12 16,67

Этапный ГРП б БС

1 1965 ЮС2 15.04.17 2 этап/Стандартный ГРПеБС 30:0 23:3 4.9 ТЕ,9 22,29 Ч7 20,1 55,1 20,1 24 ЗЕ2 31,61 5,66 5,7 5,66

Средние значения 35.0 12.0 26 ТЕ,о 13,15 35,4 14,5 5Е,9 20,1 24 ЗЕ2 19,09 3,22 4,3 3,22

Суа тарные значения 25,30 31,61 5,66 6,43

(уз (уз 2 ю ю ю

I

о

Ьо

о

3 а;

Я ?!

С

(\) Я

0

с

1

о;

Ьо О Ьо

Оо

Поскольку наибольшее количество скв.опер. было проведено методами ГРП и МУН в данной работе были рассмотрены операции по скважинам с этими методами.

Рассмотрим операции методом ГРП. Данные по операциям представлены в таблице 3. Данный метод оказался самым эффективным, особенно стоит отметить скважины №3725, 2437 (16094 доп. Нефти, тонн, 1370 прод. Эфф. суток, 6076,3 доп. Нефти, тонн, 453 прод. Эфф. Суток соответсвенно), приуроченных к 7 залежи и в скв№2249 (8810,4 доп. Нефти, тонн, 2102 прод. Эфф. Суток) приуроченной к 1 залежи.

МУН:

Таблица 4

Динамика применения технологий МУН на Быстринском месторождении за период 2015-2019 гг.

Вид воздействия Параметры Ед. изм. Годы разработки

2015 2016 2017 2018 2019 2015-2019

Объект ЮС2

Вязко-эмульсионный состав (ВЭС) Кол-во скв.-опер. ед. 1 3 3 1 8

Доп.нефть на 1 скв.опер. тонн 1462,7 1384,8 1868,2 2935,0 1769,6

Доп.нефть с перех.эфф. тыс. т 1,35 3,51 2,47 5,34 2,34 15,01

Вязко-эмульсионный полимерный состав (ВЭПС) Кол-во скв.-опер. ед. 1 1

Доп.нефть на 1 скв.-опер. тонн 1765,7 1765,7

Доп.нефть с перех.эфф. тыс. т 0,09 0,98 0,69 1,77

Полимерный геле-образующий состав (ПГС) Кол-во скв.-опер. ед. 1 2 2 5

Доп.нефть на 1 скв.-опер. тонн 2886,1 2066,4 845,1 1741,8

Доп.нефть с перех.эфф. тыс. т 0,50 1,76 2,01 2,75 1,69 8,71

Раствор ПАВ Кол-во скв.-опер. ед. 1 1 1 1 4

Доп.нефть на 1 скв.-опер. тонн 625,5 287,2 956,0 364,1 558,2

Доп.нефть с перех.эфф. тыс. т 1,36 0,29 0,00 1,32 2,97

Раствор ГКО + ПАВ Кол-во скв.-опер. ед. 1 1

Доп.нефть на 1 скв.-опер. тонн 34,2 34,2

Доп.нефть с перех.эфф. тыс. т 0,03 0,03

Дисперсно-структурированная композиция (ДСК) Кол-во скв.-опер. ед.

Доп.нефть на 1 скв.-опер. тонн

Доп.нефть с перех.эфф. тыс. т 2,58 2,58

Осадкогелеобразу-ющий состав (ОГС) Кол-во скв.-опер. ед. 2 2

Доп.нефть на 1 скв.-опер. тонн 1365,1 1365,1

Доп.нефть с перех.эфф. тыс. т 1,05 1,83 0,90 3,78

Вязко-эмульсионный состав + раствор ПАВ (ВЭС+ПАВ) Кол-во скв.-опер. ед. 2 2 2 2 8

Доп.нефть на 1 скв.-опер. тонн 829,6 147,1 374,2 238,0 397,2

Доп.нефть с перех.эфф. тыс. т 1,12 0,84 0,38 0,85 3,18

Полимерный геле-образующий состав + раствор ПАВ (ПГС+ПАВ) Кол-во скв.-опер. ед. 4 4 8

Доп.нефть на 1 скв.-опер. тонн 1560,5 125,0 842,7

Доп.нефть с перех.эфф. тыс. т 0,41 3,86 1,97 0,50 6,74

Осадкогелеобразу-ющий состав + вязко-эмульсионный состав (ОГС+ВЭС) Кол-во скв.-опер. ед. 2 2

Доп.нефть на 1 скв.-опер. тонн 845,4 845,4

Доп.нефть с перех.эфф. тыс. т 0,89 0,80 1,69

Итого по объекту ЮС2 Кол-во скв.-опер. ед. 8 10 7 6 8 39

Доп.нефть на 1 скв.-опер. тонн 1261,3 1097,8 1497,9 1182,9 323,6 1057,4

Доп.нефть с перех.эфф. тыс. т 8,93 8,59 9,41 12,74 6,78 46,45

ВЭПС:

Была проведена операция на скв № 3605, приуроченной к 4 залежи, данный метод показал себя высокоэффективно (доп. нефти, 3448,19 тонн, продолжительность эффекта 1529 суток).

ПГС:

За весь период проведено 5 скв. опер, данный метод показал себя высокоэффективно, за исключением скважин №2417, 2413 (низкая доп. Добыча нефти 177,146 тон соответственно).

ПАВ:

За весь период проведено 12 скв.опер. (в том числе ВЭС+ПАВ, ПГС+ПАВ), данный метод показал себя эффективно, за исключением повторных закачек в скв. №2319,2219,2413 (1 и 4 залежь соответсвенно).

ГКО+ПАВ:

Была проведена операция на скв №2242, приуроченной к 1 залежи, метод эффективен и также имеет высокую продолжительность эффекта - 1623 суток.

ОГС:

За весь период было проведено 2 скв. опер. данный метод оказался эффективен для скважины №2418, (412 доп. Нефти, тонн) приуроченной к 4 залежи, но на скважине №2319 показал себя более эффективно (2317 доп. Нефти, тонн).

Проанализировав проведенные ГТМ, можно сделать выводы, что есть возможность сделать коррекцию по определенным методам в связи с их малой эффективностью.

ГРП:

В целом данный метод показал себя высокоэффективно, за весь период не наблюдается скв. опер, которые не дали бы высокую доп. Добычу.

Стоить придерживаться проектного плана на текущий период.

МУН:

По методу ПГС из 4 скв. опер. на 4 залежи 2 из них оказались малоэффективными (1 из них - повторно, в скв. №2417), предположительно повлияло состояние ПЗП.

По методу ОГС скв. опер. в 1 залежи оказалась значительно эффективней, чем в 4. Ввиду различий по параметрам проницаемости и расчлененности, можно сделать вывод что для 4 залежи данный метод малоэффективен.

ПАВ:

В целом данный метод оказался эффективен, но повторные закачки в скважинах 1 и 4 залежи дали не продолжительный и малый (снижающийся) эффект. ВЭС:

За весь период данный метод показал себя высокоэффективно, за исключением скв. №2418, приуроченной к 4 залежи, предположительно из-за состояния ПЗП. Как таковой метод оказался эффективен для 4 залежи. ВЭПС:

За весь период 1 скв. операция, проведенная в 4 залежи, оказалась высокоэффективна.

РЕКОМЕНДАЦИИ по методам МУН:

В целом операции по данным методам оказались высокоэффективными, но ПГС в 4 залежи оказались не столь эффективными в скв.№2413 и при повторной закачке в скв.№2417. Предлагаю сократить на перспективу проводимых мероприятий методы ПГС (повторные) в 4 залежи, повторные закачки стандартных ПАВ в 1 залежи, и увеличить кол-во скв. опер. методом ВЭПС и ВЭС в 4 залежи, так же стоит рассмотреть комплексные закачки растворов ПАВ, такие как ГКО+ПАВ для 1 залежи, как высокоэффективный метод.

Выводы. В результате выполненной работы были определены некоторые критерии выбора скважин для проведения ГТМ методами МУН на эксплуатационном объекте ЮС2, в частности в 1 и 4 залежи.

По методам МУН следует сократить повторные закачки ПАВ в 1 залежи и ПГС в 4 залежи после применения технологии ВЭС, следует увеличить количество скв.опер. по закачке ВЭПС, поскольку они показали себя высокоэффективно, в 1 залежи стоит рассмотреть закачку комплексных растворов ГКО+ПАВ, так как она показала высокую доб.добычу при повторной обработке растворами ВЭС (пример скв№2242).

Применение данных рекомендаций на последующих этапах разработки эксплуатационного объекта ЮС2 позволит сократить затраты на проводимые ГТМ при этом фактические показатели добычи будут так же выше проектных или близки к ним.

Библиографический список

1.Подсчет балансовых запасов нефти и растворенного газа Быстринского месторождения Тюменской области. Тюмень , НИПИ Сургутнефть., 2013 г.

2.Технико-экономическое обоснование коэффициентов извлечения нефти Быстринского месторождения Тюменской области. Тюмень , НИПИ Сургутнефть., 2013 г.

3. Технологическая схема разработки Быстринского месторождения Тюменской области. Тюмень , НИПИ Сургутнефть., 2013 г.г.

4. Технологические регламенты по проведению ГТМ нефтяных месторождений ПАО «Сургутнефтегаз». Сургут, НГДУ «Б-н», 2012 г.

5.Техническая инструкция по проведению ГТМ в скважинах. Сургут, ПАО «Сургутнефтегаз».

6.Отчет по теме "Технологическая схема разработки Быстринского месторождения". НГДУ «Б-н»,Том I. 2013г.

7.Отчет по теме "Технологическая схема разработки Быстринского". НГДУ «Б-н», Том 2, 2013г.

8.Отчет по заказу-наряду "Технологическая схема разработки Быстринского нефтяного месторождения" НГДУ

«Б-н».

9.УДК 622.276.6. «Методическое руководство по оценке технологической эффективности геолого - технических мероприятий.», Тюмень 2018.

10.Под редакцией М.М.Ивановой. Нефтегазопромысловая геология. Терминологический справочник. М.:Недра, 1983, 262с.

МЕДВЕДЕВ АНДРЕЙ РОДИОНОВИЧ - магистрант, Тюменский индустриальный университет,

Россия.