Природные резервуары неправильной формы, литологически ограниченные со всех сторон

Часть 2. ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА

(Горные породы как вместилище нефти и газа)

Все известные залежи нефти и газа (99,9%) заключены в осадочных породах. Нефть и газ занимает пустотное пространство в терригенных породах (пески, песчаники, алевриты, алевролиты) и карбонатных породах (известняки, доломиты, мергели). Вместе с нефтью и газом в пустотном пространстве находится вода.

Емкостные и фильтрационные свойства коллекторов

Пустотное пространство пород представлено порами, кавернами, трещинами, биопустотами (внутриформенные и межформенные).

Порами обычно называют пустоты между минеральными зернами и обломками размером менее 1 мм. Они заключены в жестком каркасе породы, называемом матрицей.

Каверны – это разнообразные пустоты размером более 1 мм, образованные в основном при выщелачивании отдельных компонентов или их перекристаллизации.

Трещины – совокупность разрывов, рассекающих горную породу, в основной массе образованная в литогенезе и связанная с формированием осадочной горной породы.

Биопустоты внутриформенные – к ним относятся внутренние пустоты в раковинах (камеры аммонитов и др.), а также пустоты, разделенные перегородками внутри коралловых скелетов.

Биопустоты межформенные – к ним относятся пустоты между раковин в известняках ракушечниках.

Пустоты могут быть изолированными и объединенными в общую систему каналами разной протяженности, сечения, формы, генезиса и т.д. Все эти параметры или емкостно-фильтрационные свойства зависят от минерального состава породы, формы, размера зерен, характера их укладки, наличия и состава цемента и других факторов, и определяют емкость порового пространства и его способность фильтровать флюиды при перепаде давления.

Горные породы, обладающие способностью вмещать нефть, газ и воду, и отдавать их при разработке, называют коллекторами. Емкость порового коллектора называют пористостью.

Для характеристики пористости употребляют коэффициент, который показывает какую часть от общего объема породы составляют поры. Он измеряется в процентах или долях единицы.

По размерам все поры делятся на:

1) сверхкапиллярные (более 0,5 мм);

2) капиллярные (0,5 – 0,0002 мм);

3) субкапиллярные (менее 0,0002мм).

В сверхкапиллярных порах движении воды, флюида возможно под влиянием силы тяжести.

В капиллярных порах движение жидкости затруднено, в них на перемещение жидкости действуют силы капиллярного давления.

В субкапиллярных порах жидкость связана в виде пленок на стенках и не двигается. Движение нефти в пласте осуществляется лишь по сообщающимся поровым каналам размером более 0,0002 мм.

Различают пористость:

1) общая (абсолютная) – объем всех пор в породе(изолированных и сообщающихся). Коэффициент общей пористости – представляет собой отношение объема всех пор к объему образца породы.

К_n^общ = V_изол+ V_сообщ / V_пор

2) открытая – объем только тех пор, которые сообщаются между собой. Коэффициент открытой пористости равен:

К_n^откр = V_сообщ / V_пор

Всегда меньше, чем коэффициент общей пористости.

3) эффективная – определяется наличием таких пор, из которых нефть может быть извлечена при разработке. Неэффективными считаются субкапиллярные и изолированные поры. Коэффициент эффективной пористости равен отношению объема эффективных пор, через которые возможно движение нефти, воды и газа при определенных температуре и градиенте давления, к объему образца породы.

К_n^эф = V_эф / V_пор

Величина коэффициента пористости горной породы (терригенный коллектор) может достигать 40%. Наиболее распространенное значение К_n нефтеносных песчаников Русской платформы 17 – 24%.

Проницаемость – это характеристика коллекторских свойств, характеризующая способность породы пропускать через себя жидкость и газ.

Формула Дарси показывает прохождение жидкости через породу

Q_ж = К_{пр *}·S_* (ΔP)_* t / μ _* Δℓ

Коэффициент проницаемости имеет размерность площади (м²) и отражает площадь сечения каналов пор. Его выражают в мкм² (в системе СИ) или в Дарси (в системе СГС).

Проницаемость зависит от размеров и формы поровых каналов, и изменяется пропорционально квадрату их диаметров при минимальной извилистости. Величина пор и каналов определяется размером зерен.

Проницаемость коллекторов нефти и газа изменяется в широких пределах 0,005 – 2 мкм². Проницаемость нефтеносных песчаников - 0,05 – 3 мкм², проницаемость трещиноватых известняков – 0,005 – 0,02 мкм²

Различают проницаемость:

1) абсолютную;

2) фазовую;

3) относительную.

Абсолютная проницаемость – это проницаемость горных пород для однородной инертной жидкости или газа при отсутствии заметного физико-химического взаимодействия их с пористой средой.

Фазовая проницаемость - проницаемость горных пород для какой-либо жидкости или газа при одновременном наличии в ней других флюидов (газ – вода, вода - нефть, газ – нефть - вода) для данной жидкости или газа, зависит от степени насыщенности пор породы этой жидкостью или газом.

Относительнаяпроницаемость – отношение фазовой проницаемости к абсолютной. Величина безразмерная, может изменяться от 0 до 1.

Проницаемость в большей степени зависит от наличия трещин, хотя доля их в пустотном пространстве составляет десятые и сотые доли процента. Объясняется это высокой проводимостью трещин по сравнению с порами гранулярных коллекторов, поэтому трещины создают в пласте направления преимущественной фильтрации.

Между пористостью и проницаемостью нет прямой связи.

Пористость по происхождению различают:

1)первичную

2)вторичную.

Первичными называют те пустоты, которые образуются одновременно с образованием самой породы.

Вторичными называют пустоты, которые возникают в уже сформировавшихся породах.

Общая пористость зависит от:

1) взаимного расположения и укладки зерен

2) формы зерен и степени их окатанности

3) степени отсортированности частиц, слагающих породу

4) наличия цементирующего вещества и его количества.

Общая пористость не зависит:

- от размера зерен и размера пор.

 

Проницаемость зависит от:

1) размера пор (размера зерен, плотности укладки и взаимного расположения зерен, отсортированности, цементации)

2) конфигурации пор

3) взаимосообщаемости пор

4) трещиноватости породы

Проницаемость должна не зависеть

- от свойств, проходящих через породу жидких и газообразных веществ.

 

Классификация коллекторов

 

В основном классифицируются коллекторы по емкостным и фильтрационным свойствам. Одна из первых классификаций в нашей стране была создана Авдусиным и Цветковой. В качестве основного критерия была предложена величины эффективной пористости. Ими было выделено 5 классов коллекторов:

a. с эффективной пористостью более 20%;

b. с эффективной пористостью 15 – 20%;

c. с эффективной пористостью 10 – 15%;

d. с эффективной пористостью 5 – 10%;

e. с эффективной пористостью менее 5%.

Авдусин и Цветкова выделили классы коллекторов без указания типов пород, также в классификации не приводились величины проницаемости.

 Наиболее широко применяется на практике классификация Ханина. Им было выделено 6 классов коллекторов для песчано-алевритовых пород:

I. с проницаемостью свыше 1000 мД;

II. с проницаемостью 1000 – 500 мД;

III. с проницаемостью 500 – 100 мД;

IV. с проницаемостью 100 – 10 мД;

V. с проницаемостью 10 – 1 мД;

VI. с проницаемостью менее 1 мД.

Каждому типу песчано-алевритовых пород в пределах того или иного класса соответствует своя величина эффективной пористости. Породы, относящиеся к 6 классу с проницаемостью менее 1 мД обычно в естественных условиях содержат 90% и более остаточной воды и не являются коллекторами промышленного значения.

Введение в классификацию литологической характеристики пород, является необходимым.

По различным данным от 50 до 60% современных мировых запасов УВ приурочено к карбонатным породам, среди них выделяются наилучшие по качеству рифовые сооружения. Карбонатные коллекторы характеризуются специфическими особенностями: крайней невыдержанностью, значительной изменчивостью свойств, что затрудняет их сопоставление, в них относительно легко происходят разнообразные диагенетические и катагенетические изменения. Фациальный облик известняков, в большей мере, чем в обломочных породах, влияет на формирование коллекторских свойств. В минеральном отношении карбонатные породы менее разнообразны, чем обломочные, но по структурно-текстурным характеристикам имеют гораздо больше разновидностей.

Для карбонатных пород Багринцевой составлена оценочно – генетическая классификация, которая выделяет 3 группы: А, Б, В с высокими, средними и низкими коллекторскими свойствами. В основу классификации положены абсолютная проницаемость, открытая пористость, остаточная водонасыщенность, относительная газопроницаемость, потенциальный коэффициент газонасыщенности с учетом текстурно-структурных характеристик пород.

Существует еще общая классификация коллекторов нефти и газа (учебник Баженовой и др.). Она основана на сопоставлении исходных классификаций, в ней учтены, как структурные признаки породы, так от- части и их состав. Выделение классов (а всего их 6) производится в основном по величине открытой пористости. При этом ее границы, а также границы проницаемости в классах очень высокие.

 

Флюидоупоры

 

Это породы плохо проницаемые для нефти, газа и воды, способные играть роль изолирующих ,экранирующих разделов, а те из них, которые непосредственно перекрывают залежи , называются покрышками. Изолирующая способность пород – экранов, перекрывающих залежи в природном резервуаре, обеспечивается низкой эффузивной и диффузивной проницаемостью их для нефти и газа, при перепадах давления возникающего при формировании залежей. Скорость фильтрации (пропускная способность) через вышележащие покрышки значительно меньше скорости накопления УВ при образовании залежей.

Лучшими покрышками считаются соленосные толщи. Наиболее распространенными считаются глины. Кроме глинистых пород и соленосных толщ покрышками могут служить и другие разновидности осадочных и даже магматических пород. Если экранирующие способности глинистых и соленых пород объясняются их пластичностью, то другие разновидности пород обладают изолирующей способностью вследствие своей плотности (прочности, крепости) и рассматриваются как плотностные покрышки.

Покрышки, относящиеся к разряду плотностных, образуются обычно толщами однородных, монолитных, лишенных трещин, тонкокристаллических известняков, реже доломитов, мергелей, аргиллитов. Карбонатные покрышки характерны для нефтяных залежей платформенных областей для условий пологого залегания пород. Для плотностных покрышек большое значение имеет мощность, увеличивающая в целом крепость пород. Плотностные покрышки теряют герметичность на больших глубинах из-за разрушения в зонах больших напряжений.

Своеобразными флюидоупорами являются криогенные породы. Их образование связано с формированием многолетней мерзлоты в при- полярных, северных и южных широтах. Они развиты в Гренландии, на севере Сибири, США и Канады. Мощность промерзлых пород достигает 800 –

900 м ,они способны держать большие объемы газа.

Определенную связь с многолетнемерзлыми породами имеют толщи, содержащие газогидраты, которые тоже выступают в виде флюидоупоров.

Существующие попытки классификации покрышек сводятся к разделению их по вещественному составу (глинистые, хемогенные и др.) и по широте распространения (общебассейновые, региональные, зональные, локальные).

Классификация Ханина: «Оценочная шкала экранирующей способности глинистых пород». Он выделил 5 групп экранов:

a. экранирующая способность весьма высокая;

b. экранирующая способность высокая;

c. экранирующая способность средняя;

d. экранирующая способность пониженная;

e. экранирующая способность низкая.

В основу классификации положена максимальная величина диаметра пор, проницаемость абсолютная по газу и давление прорыва через насыщенную керосином породу.

Классификация помогает оценивать экранирующие способности по объективным параметрам, характеризующим фильтрующие свойства пород.

Ухудшает экранирующие свойства всех пород появление трещиноватости. Для глин – наличие песчано-алевритового материала.

 

Природный резервуар

 

По Броду природный резервуар – это вместилище для нефти, газа и воды, внутри которого они могут циркулировать, и форма которых обусловлена отношением коллектора с вмещающими его плохопроницаемыми породами.

Формирование основных типов резервуаров обуславливается следующими процессами:

1. деформация пластов, создающая антиклинали, купола, разрывы (сбросы, взбросы, надвиги и т.д.), вообще относительное превышение одного участка над другим.

2. осадконакопление, в процессе которого формируются породы разного состава, а именно коллекторы и флюидоупоры.

3. чередование периодов эрозии и осадконакопления, в течение которых структуры частично или полностью подвергаются размыву, а затем на размытой поверхности накапливаются более молодые породы.

4. процессы соляного и глиняного диапиризма, грязевого вулканизма.

5. гидродинамические процессы – изменение относительного положения областей создания напора и разгрузки вод.

6. изменение геохимических условий в недрах, приводящие к цементации коллекторов, доломитизации известняков, выщелачиванию, гидратации ангидридов.

 

Резервуары

 

Пластовые резервуары

Представлены породами коллекторами значительно распространенными по площади (сотни и тысячи км²), характеризуются небольшой мощностью (от единиц до десятков м) в кровле и подошве они ограничены флюидоупорами. Они могут быть сложены, как карбонатными, так и терригенными образованиями. Часто содержат отдельные линзовидные прослойки непроницаемых пород в толще основного горизонта (коллектора), что делает их неоднородными по строению, как в вертикальном направлении, так и горизонтальном.

 

Массивные резервуары

Представляют собой мощную, несколько сотен метров (первых километров), толщу коллекторов различного или одинакового литологического состава, сверху и по бокам они ограничены непроницаемыми породами. Границей снизу являются подземные воды, подстилающие залежь. Вода в этом случае называется подошвенной. Размеры по вертикали и горизонтали- сопоставимы. В толще пластов – коллекторов могут быть непроницаемые прослойки, однако все пласты проницаемых пород сообщаются, представляя единый природный резервуар. Часто возраст пластов, слагающих массивный резервуар, бывает различным. Частным случаем массивного природного резервуара являются ископаемые рифы, представляющие собой захороненные под мощной толщей молодых отложений рифовые постройки.

 

Природные резервуары неправильной формы, литологически ограниченные со всех сторон

Эти резервуары со всех сторон окружены непроницаемыми породами. Например: линза песков в толще глинистых пород, русло палеореки, палеобары.

 

Ловушки

 

По Леверсену ловушка обуславливает способность остановить движение флюидов и обеспечить накопление нефти и газа.

Окнова под ловушкой УВ предлагает понимать, часть природного резервуара, в котором благодаря наличию проницаемого коллектора и непроницаемой покрышки создаются благоприятные условия для улавливания ,скопления и сохранения УВ.

Классификация ловушек по Бакирову (на генетической основе):

1 класс – структурные ловушки, образованные в результате изгиба слоев или разрыва их сплошности.

2 класс – стратиграфические ловушки, сформированые в результате эрозии пластов коллекторов во время перерыва в накоплении осадков (в эпоху восходящих движений) и перекрывающие их затем непроницаемыми породами (в эпоху нисходящих движений). Как правило, толщи пород, образовавшиеся после перерыва в осадконакоплении, характеризуются более простыми структурными формами залегания.

 Поверхность, определяющая эти толщи, от толщ, возникших ранее, называется поверхностью стратиграфического несогласия.

3-ий класс – литологические ловушки.

Они образованы в результате литологического замещения пористых проницаемых пород непроницаемыми.

4-ый класс – рифогенные ловушки.

 Они сформированы в результате отмирания организмов «рифостроителей» (кораллов, мшанок), накопления их скелетных остатков в форме рифового тела и последующего его перекрытия непроницаемыми породами.

Залежь

Залежь – скопление УВ в ловушке, все части которой гидродинамически связаны.

Классификация залежей по Броду.

1.пластовые

1.1.сводовые

а) не нарушенные

б) слабонарушенные

в) разбитые на блоки

1.2.экранированные

а) тектонически

б) стратиграфически

в) литологически

г) гидравлически

2.массивные в выступах:

а) структурных

б) эрозионных

в) биогенных (рифогенных)

3.ограниченные со всех сторон

а) водой

б) непроницаемыми породами

в) водой и не проницаемыми породами

Классификация залежей по составу флюида:

1.чисто нефтяные

2.нефтяные с газовой шапкой

3.нефтегазовые

4.газовые с нефтяной оторочкой

5.газоконденсатные

6.газоконденсатно-нефтяные

7.чисто газовые

Классификация залежей(месторождений ) нефти и газа по величине начальных извлекаемых  запасов:

Залежи, категория	Запасы нефти, в млн. т	Запасы газа, в млрд. м3
Россия (2016г.)
Уникальные	более 300	более 300
Крупные	30-300	30-300
Средние	5-30	5 - 30
Мелкие	1-5	1 - 5
Очень мелкие	менее 1	менее 1
США
A	более 6.85	более 8.5
B	3.42-6.85	4.2-8.5
C	1.37-3.42	1.7-4.2
D	0.14-1.37	0.2-1.7
E	менее 0.14	Менее 0.2
F	Не рентабельные для разработки

 

Отличия между классификациями:

1.В США технически более доступное и совершенное оборудование для добычи нефти и газа, более низкий уровень добычи оказывается рентабельным.

2.В РФ отмечается пренебрежительное отношение к мелким залежам, погоня только за крупным экономическим или политическим эффектом.

Классификация залежей по значениям рабочих дебитов (по Конторовичу).

Класс	Залежь	Дебиты нефти, т/сут	Дебиты газа, м3/сут
1	высокодебитная	более 100	более 1 млн
2	среднедебитная	10-100	100 тыс-1 млн
3	мелкодебитная	2-10	20 тыс- 100 тыс
4	не промышленная	менее 2	менее 20 тыс

 

 По сложности геологического строения выделяются залежи:

- простого строения - однофазные залежи, связанные с ненарушенными или слабо нарушенными структурами, продуктивные пласты характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу;

- сложного строения - одно- и двухфазные залежи, характеризующиеся невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов по площади и разрезу или наличием литологических замещений коллекторов непроницаемыми породами, либо тектонических нарушений;

- очень сложного строения - одно- и двухфазные залежи, характеризующиеся как наличием литологических замещений или тектонических нарушений, так и невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов.

 

 

Для разработки залежи большое значение имеет режим пласта, в котором находится залежь.

Режим пласта определяется энергией, обеспечивающей продвижение нефти или газа к забоям скважин. Оно может осуществляться за счет:

1.силы тяжести нефти, газа и конденсата

2.упругого напора газовой залежи или шапки

3.расширения растворенного газа

4.расширения сжатой нефти

5.расширения сжатой воды

6.упругих релаксаций пород

7.напора законтурных вод.

Пять из семи энергетических источников (2-6) связаны с упругими силами, проявляющимися через сжатие флюидов и пород, а два источника (1 и 7)своим происхождением обязаны гравитации.

Долгое время, как в вопросе разработки, так и в вопросах формирования залежей отдавалось предпочтение влиянию гравитационных сил. При этом упускалось из виду, что любое проявление сил гравитации в земной коре неизбежно сопровождается упругими явлениями. Как правило, в пласте действуют все эти силы, поэтому наиболее распространены смешанные режимы. Можно говорить лишь о преобладающем влиянии того или иного источника силы, в пределах залежи или отдельных ее частях. Практически наибольшее значение имеют водонапорные режимы и упругого напора свободного и растворенного газа.

Пересечение газонефтяного контакта с кровлей пласта дает внешний контур газоносности.

Пересечение газонефтяного контакта с подошвой пласта дает внутренний контур газоносности.

Пересечение водонефтяного контакта с кровлей пласта дает внешний контур нефтеносности.

Пересечение водонефтяного контакта с подошвой пласта дает внутренний контур нефтеносности.

Для массивной залежи характерны только внешние контуры газо и нефтеносности.

 

Нефтегазоносные комплексы

Составными частями бассейнов являются нефтегазоносные комплексы.

Нефтегазоносным комплексом– называют часть разреза осадочного бассейна, содержащую скопления нефти и газа и, характеризующуюся относительным единством: условий накопления пород, формирования коллекторов, флюидоупоров, накопления и преобразования органического вещества, формирования гидродинамической системы.

Основными характеристиками нефтегазоносного комплекса являются:

- возраст и условия накопления пород;

- объем комплекса (толщина, площадь распространения)

- литологический состав разреза;

- сочетание коллекторов и флюидоупоров;

- условия залегания и размещения нефти и газа;

- соотношение нефтепроизводных и нефтеносных толщ;

- морфологические и генетические типы ловушек.

Нефтегазоносные комплексы рассматриваются как природные систем, обладающие различными способами, прежде всего, аккумулятировать УВ, а иногда и генерировать.

Комплексы состоят из главных элементов:

1.порода-коллектор слагает природный резервуар;

2.порода-флюидоупор

3. не всегда нефтематеринская порода.

По масштабам распространения нефтегазоносные комплексы подразделены Бакировым на:

1.региональные

2.субрегиональные

3.зональные

4.локальные.

Осадочные бассейны и их части могут включать один или несколько нефтегазоносных комплекса различных порядков. Нефтегазоносные комплексы обычно являются самостоятельными объектами поисков и разведки.

Ниже приведены примеры регионально нефтегазоносных комплексов.

Продуктивная толща Апшеронского полуострова, Прикуринской низменно­сти и Гобустана в Азербайджане и красноцветная толща Юго-Западной Туркме­нии, объединяющиеся в акватории Южного Каспия, - это генетически единый терригенный комплекс среднего плиоцена. Толщина его более 3 км, сложен чере­дованием песков, песчаников и глин, накопившихся в мелководном опресненном бассейне. Коллекторы - мелко- и среднезернистые пески различной толщины (от долей метра до 20-30 м). Сверху комплекс ограничен преимущественно глини­стыми отложениями верхнего плиоцена, а подстилается преимущественно глини­стыми отложениями понтического яруса (нижний плиоцен), миоцена и палеогена. Комплекс регионально нефтегазоносен на большей части площади и в разных ча­стях разреза - от кровли до подошвы, залежи расположены крайне неравно­мерно.

В Западно-Сибирском НГБ регионально нефтегазоносен терригенный песчано-глинистый комплекс мела - юры. На площади, превышающей 1,5 млн.км², он характеризуется общностью условий тектонического развития, осадконакопления, структурных форм осадочного чехла и закономерностей распределе­ния нефти и газа. Все залежи заключены в терригенных коллекторах. С юга на север расширяется стратиграфический диапазон нефтегазоносности: на юге ре­гиона нефтеносны юра и доюрский комплекс (мелкие залежи в выступах палео­зоя); в Среднем Приобье нефтеносны юрские и нижнемеловые отложения, верх­немеловые - газоносные; на севере бассейна, между реками Пур и Таз, на п-ове Ямал в юре (там, где она вскрыта) установлены нефтяные залежи или нефтегазопроявления, в нижнем мелу - газоконденсатные залежи с нефтяными отороч­ками, в верхнему мелу - гигантские газовые залежи. Определяющий тип лову­шек - пластовые сводовые; во многих случаях из-за несовершенства локальных экранов пласты гидродинамически объединяются в массивные залежи. Рассмот­ренный нефтегазоносный комплекс нередко делят на части: верхняя (апт - сеноман)-газоносная, средняя (нижний мел) - газонефтеносная (нефть преобла­дает), нижняя (юра) -нефтеносная.

Надсолевые и подсолевые отложения Прикаспийской впадины образуют два самостоятельных комплекса по условиям залегания, характеру скоплений нефти и газа, типам коллекторов. Верхний - надсолевой - представлен терригенными отложениями верхней перми, триаса, юры и мела. Залежи контролируются соля­ными куполами кунгурского яруса нижней перми, над которыми в мезозойских отложениях формируются ловушки; встречаются залежи, экранированные соля­ными штоками. Подсолевой комплекс отделен от надсолевого мощной толщей соли и ангидритов кунгурского яруса нижней перми и сложен карбонатными и терригенными нижнепермскими, каменноугольными и девонскими породами. Для его характерны крупные массивы известняков, в которых заключены газоконден­сатные и нефтегазоконденсатные залежи.

Регионально газоносный верхнеюрский комплекс Западного Узбекистана и Восточной Туркмении сложен известняками, часть которых представлена погре­бенными рифами, содержащими основные скопления газа. Комплекс перекрывает верхнеюрская же соляно-ангидритная пачка - региональный флюидоупор. Ниже залегает терригенный газонефтеносный комплекс нижней- средней юры, он пока слабо изучен, однако есть основания ожидать в нем залежи.

В приведенных примерах рассмотрены крупные по объему регионально нефтегазоносные комплексы. Во многих районах выделяются комплексы, харак­теризующиеся меньшим объемом, например:

терригенные отложения среднего и низов верхнего девона в Волго-Уральском и Тимано-Печорском НГБ;

карбонатные породы карбона - нижней перми в этих же бассейнах;

терригенные отложения миоцена - олигоцена в Предкавказье;

карбонатные породы миоцена - олигоцена (свита Асмари) в Месопотамской впадине и др.

Нефтегазоносные комплексы обычно являются самостоятель­ными объектами поисков и разведки, в связи с этим необходимы разные методики их изучения и зачастую разное буровое оборудование и геофизическая аппаратура. 

 

---

Дата добавления: 2018-06-27; просмотров: 1026; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

---

---

Мы поможем в написании ваших работ!