Научные основы технологии разработки гранитоидных коллекторов нефти и газа

Медленное нарастание обводнённости с момента появления в продукции воды характерно для скважин, интервалы дренирования которых расположены в зонах, благоприятных для проявления сил гравитации. Это прикровельная зона фундамента и удалённые от интервалов нагнетания воды зоны. В этом случае, в отличие от двух предыдущих характеристик, процесс обводнения поддаётся регулированию за счёт снижения градиента давления (ограничения дебита по добывающим и объёмов закачки по нагнетательным скважинам) и изменения в залежи направления фильтрационных потоков.

Таким образом, на темпы роста обводнённости оказывают влияние множество различных факторов, связанных с особенностями как геологического строения коллекторов вскрытой и работающей мощностей продуктивных отложений, так и взаимодействия сил от градиента давления и гравитации. Динамика обводнения скважин описывается тремя характеристиками вытеснения, различающимися темпами роста обводнённости на начальной стадии с момента появления воды в продукции скважин. Эффективность регулирования процесса обводнения продукции скважин зависит как от фильтрационной характеристики вскрытой продуктивной толщины, так и от взаимного расположения добывающих и нагнетательных скважин и интервалов притока и их приёмистости.

Технологической схемой с целью снижения темпов обводнения предусматривались постепенный перенос зоны нагнетания, по мере ввода новых нагнетательных скважин из бурения, на более низкие абсолютные отметки (ниже минус 4100 м), сокращение и прекращение закачки воды в скважины, интервалы закачки в которых выше абсолютной отметки минус 4000 м, а также перенос зоны отборов в новых, выходящих из бурения, и обводнившихся к тому времени скважинах в прикровельную зону фундамента.

Разработка залежи по характеру движущих сил разделяется на два этапа. На первом этапе основной энергией продвижения нефти к забоям добывающих скважин была энергия упругих сил пластовой системы. В конце этапа (01.07.93 г.) осреднённое по добывающим скважинам приведённое к абсолютной отметке минус 3050 м пластовое давление снизилось с начального 38,0 до 28,0 МПа, накопленная добыча нефти при этом составила 13046 тыс. т. Добыча нефти, приходящаяся на единицу снижения пластового давления, в среднем по залежи участка составляла 1304,6 тыс. т / МПа.

Второй этап разработки характеризуется постепенным замедлением темпов падения пластового давления, начиная с июня 1993 г. момента начала закачки воды. Затем, по мере ввода новых нагнетательных скважин, к концу 1997 г. удалось приостановить его падение.

Таким образом, основной высокопродуктивный участок залежи нефти в фундаменте разрабатывается с применением интенсивной системы заводнения. Объёмы нагнетаемой воды в последние три года полностью компенсируют объёмы добываемых флюидов в пластовых условиях, однако падение пластового давления продолжается. Пластовое давление поддерживается несколько выше давления насыщения, и для сохранения его на таком уровне необходима закачка воды в объёмах, обеспечивающих текущую компенсацию 103…105 %.

Нагнетание воды на начальной стадии организации системы поддержания пластового давления в интервалы абсолютных отметок выше минус 4000 м способствовало поддержанию высокого значения градиента давления между зонами отборов и закачки и быстрому продвижению по наиболее проницаемым каналам (трещинам) закачиваемой воды к забоям добывающих скважин. Силы гравитации и капиллярной пропитки, способствующие растеканию и оседанию воды и вытеснению нефти из микротрещин, за короткий промежуток времени проявиться в полной мере не смогли. Это привело, с одной стороны, к преждевременному обводнению и выбытию ряда добывающих скважин, с другой стороны, способствовало защемлению целиков нефти в межскважинном пространстве и подошвенной части разреза фундамента, вероятность которого в условиях неоднородного строения коллекторов крайне высока.

Таким образом, система разработки месторождения «Белый Тигр» основана на следующих положениях:

подошвенное заводнение, когда закачка воды производится в интервалы ниже абсолютной отметки 4000 м;

скважины бурятся с субгоризонтальными стволами;

траектории добывающих и нагнетательных скважин предусматриваются перпендикулярными плоскости развитых субвертикальных зон трещиноватости;

расположение скважин предусматривает равномерный охват залежи заводнением по площади и по глубине;

по мере продвижения ИВНК интервалы отбора переносятся в прикровельную часть;

нагнетательные скважины могут переводиться на отбор из кровельной части залежи.

Реализация этих положений в течение 5-ти лет показала достаточную эффективность этой системы и целесообразность её дальнейшего развития.

Основными направлениями совершенствования внедряемой системы разработки являются:

- разбуривание и ввод в активный процесс разработки периферийных участков залежи;

- доуплотнение сетки скважин в зонах с редким размещением и максимальных нефтенасыщенных толщин;

перенос интервалов закачки воды во всех нагнетательных скважинах ниже абсолютной отметки минус 4000 м;

перераспределение объёмов отборов и закачки по площади залежи;

контроль за продвижением нагнетаемой воды и регулирование равномерной выработки запасов нефти в объёме залежи.

В соответствии с принятым количеством и рекомендуемым размещением новых гидротехнических сооружений и скважин, графиками их строительства по вариантам разработки были выполнены оценочные расчёты объёмов добычи нефти по скважинам и залежи в целом.

В соответствии с принятым вариантом планируется бурение только тех новых скважин, накопленная добыча нефти по которым выше предельно-рентабельной без учёта действующей системы налогообложения и которые обеспечивают наиболее полную выработку запасов в зонах с редким размещением скважин. Выполненный анализ показывает, что для этих целей потребуется строительство трёх новых БК для бурения с них на отложения фундамента
20 скважин, из которых 16 добывающих и 4 нагнетательных. Предложенный вариант с технологической точки зрения является наиболее предпочтительным. При его внедрении обеспечивается заметный прирост накопленной добычи нефти, появляется возможность ввода в активный процесс разработки продуктивных горизонтов нижнего олигоцена и фундамента северо-западного и западного участков.

В десятой главе рассмотрены вопросы повышения эффективности разработки нефтяных залежей фундамента месторождения «Белый Тигр», имеющие большое значение для практической деятельности СП «Вьетсовпетро».

Поэтому кроме заводнения применяются гидродинамические методы для увеличения коэффициента охвата. К таким методам относятся изменение направления фильтрационных потоков, импульсно-циклическая закачка воды, регулирование фильтрационных потоков различными составами, разукрупнение эксплуатационных объектов, форсированный отбор, уплотнение сетки скважин и использование горизонтальных скважин. Реализация закачки газа на втором этапе разработки может дать прирост коэффициента извлечения нефти (КИН) до 10 % дополнительно к заводнению подошвенной части залежи, что составит весьма существенную прибавку в объеме добычи нефти.

На залежи нефти фундамента практически может быть применена закачка либо углеводородного газа в чистом виде, либо оторочки углеводородного газа размером не менее 10 % от нефтенасыщенного порового объема залежи с последующим ее проталкиванием дымовым газом.

Одним из методов увеличения нефтеотдачи (МУН), при котором были получены практические результаты, было комплексное применение микробиологического метода с физико-химическими факторами воздействия. Проведение лабораторных и промысловых исследований показало, что комплекс микробиологических и физико-химических методов должен использоваться на месторождении «Белый Тигр».

С появлением в скважине месторождения воды остро встал важный вопрос о регулировании фильтрационных потоков. В связи с этим были проведены эксперименты по применению гелеобразующего состава «Галка». При температурных условиях залежей «Белого Тигра» эксперименты показали обеспечивание выравнивания фильтрационных потоков за счет селективной изоляции высокопроницаемых пропластков.

Известно, что потенциальная продуктивность скважины может быть достигнута только в тех случаях, когда в процессе заканчивания скважины и во время ее эксплуатации не происходит ухудшения фильтрационных свойств пород в прискважинной зоне пласта. Опыт показывает, что ухудшение проницаемости призабойной зоны пласта в 5 раз приводит к 2-кратному снижению продуктивности скважин; в 10 раз - снижает продуктивность в 3,5 раза.

С нашей точки зрения, решение проблемы по увеличению продуктивности должно быть связано, прежде всего, с разработкой и внедрением новых технологий обработки призабойной и удаленной зон резервного фонда скважин взамен выбывших по тем или иным причинам, а также с целью регулирования выработки запасов нефти.

В процессе эксплуатации нефтяных месторождений применяются разнообразные методы интенсификации работы нагнетательных и добывающих скважин. Среди них значительное место отводится кислотным обработкам с использованием соляной и плавиковой кислот в качестве базовых реагентов.

Эффективность кислотных обработок скважин фундамента возрастает при использовании газированных нефтекислотно-эмульсионных составов и применении струйных насосов с целью очистки призабойной зоны пласта.

Комплексное термогазохимическое воздействие с последующим интенсивным дренированием является эффективным мероприятием, улучшающим фильтрационные характеристики призабойной зоны гранитоидов фундамента.

Результирующим показателем эффективности предлагаемых мероприятий является дополнительная добыча нефти.

Применение изложенной системы разработки с мероприятиями по увеличению нефтеотдачи пластов и обработке призабойной зоны позволит увеличить нефтеотдачу до 40…45 %.

Результаты анализа разработки залежей фундамента месторождений «Белый Тигр», «Черный Лев» и «Заря» по состоянию на 01.01.2007 г. подтвердили разработанный автором принцип освоения таких специфических типов залежей. Из залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» было добыто 141 млн тонн нефти, закачано в пласт более 205 млн мЗ воды, которая, в основном, расположена в нижней части залежи. Накопленная компенсация закачки воды составляет 85 %, а текущая компенсация колеблется в пределах 101…105 %. Обводненность продукции на уровне 12,2 %. Наблюдается снижение давления насыщения из-за поступления нефти из нижней части в повышенную часть фундамента. Текущий коэффициент нефтеизвлечения по состоянию на 01.01.2007 г. составляет 81 % от общей суммы извлекаемых запасов. Аналогичное состояние разработки и на месторождении «Заря». Но совсем другая картина наблюдается на месторождении «Черный Лев», где в результате интенсивного отбора и несоблюдения предложенного автором принципа разработки подобного типа залежей обводненность продукции быстро увеличивается, и обьем добычи нефти резко уменьшается (с 90 тысяч баррелей в сутки в апреле 2006 г. до 45 тысяч баррелей в сутки в октябре 2006 г.).

Благодаря применению предложенной автором системы разработки ряда месторождений с гранитоидными коллекторами на шельфе Южного Вьетнама Петровьетнам в общем, а СП «Вьетсовпетро» в частности, стали мощными нефтедобывающими фирмами в Юго-Восточной Азии. Выручка от реализации нефти только СП «Вьетсовпетро» за 1981-2006 гг. равнялась 33,45 млрд долл. США. Капитальные вложения за 1981-2006 гг. составили 4 млрд 235 млн долл. США, из них около 30 % приходится на строительство добывающих скважин, 40 % на строительство морских гидротехнических сооружений (морских стационарных платформ (МСП) и БК, морских технологических платформ, компрессорных станций и подводных трубопроводов), 9,5 % на СПБУ и УБН, 6,5 % на геологоразведочные работы, 14 % на береговые сооружения, транспортные средства, оборудование. Себестоимость 1 т добытой нефти за рассматриваемый период в среднем составила 35 долл. США. Доход СРВ за указанный период составил 20,5 млрд долл. США, а прибыль Российского участника более 5,7 млрд долл. США.

Таким образом, используя совершенные технику и технологию, современные научные разработки и учитывая накопленный опыт эксплуатации подобных объектов, СП «Вьетсовпетро» успешно решает проблемы освоения вьетнамского шельфа.

газопроницаемость гранит коллектор пустотность

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Шельф Южного Вьетнама является частью сложнопостроенной переходной зоны, образовавшейся в результате аккреционного разрастания коры континентального типа между Евразийским континентом и Тихоокеанской метосферой.

2. Породы-коллекторы в массиве кристаллического фундамента шельфа Южного Вьетнама характеризуются тройной пустотностью, фильтрационно-емкостные свойства высокой неоднородностью.

3. Залежи нефти в породах фундамента могут быть сформированы как за счет латеральной миграции углеводородов из осадочных пород, облекающих выступы фундамента, так и за счет переработанного в углеводороды нефтяного ряда органического вещества осадков океанской коры, затянутых при процессах субдукций на большие глубины. Залежи нефти массивные и массивно-блоковые, представляющие собой, как правило, единую гидродинамическую систему с неравномерной нефтенасыщенностью по разрезу и различными фильтрационно-емкостными свойствами пород-коллекторов.

4. Выявлены геологические факторы, контролирующие формирование залежей нефти в фундаменте шельфа Южного Вьетнама:

- наличие выступов фундамента, обладающих интенсивной трещиноватостью, и граничащих с ними крупных отрицательных структур, выполненных мощной толщей осадочных пород;

- наличие в осадочном разрезе над выступами фундамента надежных экранирующих покрышек большой толщины;

- наличие крупных разломов, затухающих в перекрывающих фундамент отложениях, образование которых связывается с рифтогенезом и последующим ослаблением тектонической активности в пострифтовую фазу.

5. Предложена и научно обоснована система разработки месторождений шельфа Южного Вьетнама, включающая три основные этапа: 1-ый этап разработка на упругом режиме; 2-ой этап подошвенное заводнение с частичным использованием естественных режимов; 3-ий этап закачка газа в повышенные части структуры при одновременной закачке воды в ее нижнюю часть.

6. Для месторождения «Белый Тигр» на массивной залежи фундамента при отсутствии природной подошвенной воды впервые в мировой практике успешно реализовано в промышленных масштабах поддержание пластового давления путем закачки воды в нижнюю часть залежи. При осуществлении этого технологического приема конечный коэффициент извлечения нефти может достичь 44 %.

7. В результате выполненного комплекса лабораторных, теоретических и опытно-промышленных работ установлено, что применение в разработке месторождений методов увеличения нефтеотдачи, адаптированных к условиям шельфа Южного Вьетнама (газовых, гидродинамических, физико-химических и микробиологических МУН), позволит довести КИН до 50 %.

8. Предложенная система разработки месторождений с гранитоидными коллекторами показала высокую технико-экономическую эффективность, что позволяет использовать опыт ее применения на месторождениях подобного типа.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ ОПУБЛИКОВАНЫ В следующих НАУЧНЫХ ТРУДАХ

Монографии

1. Геология и нефтегазоносность фундамента Зондского шельфа / Е.Г. Арешев, В.П. Гаврилов, Ч.Л. Донг и др. М.: Нефть и газ, 1997. 285 с.

2. Геология и ресурсы нефти и газа Вьетнама: Монография на вьетнамском языке. Ханой, 2007.

Публикации в ведущих рецензируемых научных журналах и изданиях, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ

1. Шан Н.Т., Донг Ч.Л., Горохов В.К., Тронов Ю.А. Результаты нефтепоисковых работ и перспективы открытия новых месторождений // Нефтяное хозяйство. - 1996. - № 8. - С. 22-26.

2. Арешев Е.Г., Гаврилов В.П., Поспелов В.В., Дзюбло А.Д., Шнип О.А., Донг Ч.Л., Киреев Ф.А., Тронов Ю.А. Характер пустотности и состава пород нефтесодержащего фундамента шельфа Южного Вьетнама // Нефтяное хозяйство. - 1996. - № 8. - С. 27-29.

3. Арешев Е.Г., Донг Ч.Л., Киреев Ф.А. Нефтегазоносность гранитоидов фундамента на примере месторождения Белый Тигр // Нефтяное хозяйство. - 1996. - № 8. - С. 50-58.

4. Арешев Е.Г., Гаврилов В.П., Донг Ч.Л., Киреев Ф.А., Шан Н.Т. Модель геодинамического развития континентального шельфа юга СРВ // Нефтяное хозяйство. - 1996. - № 8. - С. 30-34.

5. Донг Ч.Л., Демушкин Ю.И., Куи Х.В., Хай Ф.Д. Промыслово-геологические особенности строения резервуара и залежи фундамента месторождения Белый Тигр // Нефтяное хозяйство. - 1996. - № 8. - С. 35-37.

6. Донг Ч.Л., Белянин Г.Н., Мартынцив О.Ф., Туан Ф.А. Перспективы и основные направления работ по повышению нефтеотдачи на месторождении Белый Тигр // Нефтяное хозяйство. - 1996. - № 8. - С. 66-68.

7. Донг Ч.Л., Фаткуллин А.А., Кащавцев В.Е. Исследование эффективности щелочного воздействия на пласт в условиях месторождения Белый Тигр // Нефтяное хозяйство. - 1997. - № 8. - С. 13-15.

8. Арешев Е.Г., Гриценко А.Н., Попов О.К., Донг Ч.Л., Исайчев В.В. Некоторые вопросы проектирования разработки фундамента месторождения Белый Тигр // Нефтяное хозяйство. - 1999. - № 9. - С. 30-37.

9. Белянин Г.Н., Бабец М.А., Киреев Ф.А., Донг Ч.Л., Мартынцив О.Ф., Туан Ф.А., Тиен Х.Д., Кханг Н.Т. Особенности кислотного воздействия на гранитоиды фундамента месторождения Белый Тигр // Нефтяное хозяйство. - 2001. - № 1. - С. 45-51.

10. Арешев Е.Г., Гаврилов В.П., Киреев Ф.А., Донг Ч.Л. Рифтовые структуры как перспективный нефтегазоносный объект континентального шельфа СРВ // Нефтяное хозяйство. - 2001. - № 2. - С. 22-24.

11. Чан Ле Донг, Чан Ван Хой, Фунг Дак Хай, Хоанг Ван Куи, Северинов Э.В., Иванов А.Н. Особенности геологии и разработки залежи фундамента месторождения Белый Тигр // Нефтяное хозяйство. - 2006. - № 6. - С. 24-26.

Прочие публикации

1. Велиев М.М., Чан Ле Донг, Нгуен Фонг Хай. Применение термохимических методов для очистки призабойной зоны от кольматации и повышения производительности скважин месторождения «Белый Тигр» // Роль науки в развитии топливно-энергетического комплекса. Матер. научн.-практ. конф. 24 октября 2007 г. в рамках VII Российского энергетического форума. - Уфа, 2007. - С. 6-7.

2. Чан Ле Донг, Велиев М.М., Буй Минь Куанг. Метод изоляции водопритоков однородным раствором с предварительной закачкой в пласт сжатого газа // Роль науки в развитии топливно-энергетического комплекса. Матер. научн.-практ. конф. 24 октября 2007 г. в рамках VII Российского энергетического форума. - Уфа, 2007. - С. 10.11.

3. Чан Ле Донг, Дорошенко Ю.И., Велиев М.М., Нгуен Фонг Хай, Ле Зунг Вьет. Совершенствование технологической схемы проведения обработки призабойной зоны скважин // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов». - Уфа, 2007. - Вып. 4 (70). - С. 14-17.

4. Обобщение геолого-геофизических материалов и оценка перспектив нефтегазоносности Кыулонгской впадины // Тез. докл. конф., посвященной 10-летию образования нефтяной отрасли Вьетнама. - Ханой, 1985.

5. История геологического развития шельфа Южного Вьетнама // Нефть и газ. 1984. № 1.

6. Классификация локальных структур Кыулонгской впадины с целью поисков в них скопления нефти и газа // Тез. докл. 2-ой геологической конф. Вьетнама. - Ханой, 1984.

7. Геологическое строение докайнозойских отложений шельфа Южного Вьетнама // Нефть и газ. 1991. № 1. С. 2-7 (Соавтор Лонг Ф.Х.).

8. Смачиваемость и капиллярные свойства трещино-кавернозных пород фундамента месторождения Белый Тигр // Нефть и газ. - 1993. № 4. С. 2-7 (Соавторы Мартынцив О.Ф., Туан Ф.А.).

9. Некоторые результаты изучения залежи нефти в фундаменте месторождения Белый Тигр // Сб. докл. междунар. выставки Петровьетнама. Хошимин, 1993 (Соавторы Шан Н.Т., Вахитов Г.Г. и др.).

10. Физико-емкостные свойства и характеристика распределения трещиноватости и каверн в фундаменте месторождения Белый Тигр // Тез. докл. 11-ой научн. конф. горного института. - Ханой, 1994 (Соавтор Куи Х.В.).

11. Прогнозирование процессов повышения нефтеотдачи с применением математического и физического моделирования на залежи фундамента месторождения Белый Тигр // Тез. докл. 4-ой научн. конф. о механике деформации 20-22 октября 1994 г. - Ханой, 1994.

12. Некоторые достижения в изучении геологии и разработке нефтяных месторождений шельфа Южного Вьетнама // Тез. докл. научн. конф., посвященной 50-летию образования геологической службы Вьетнама. - Хошимин, 1995 (Соавторы Шан Н.Т. и др.).

13. Месторождение Дракон, его геологическое строение // Тез. докл. конф. государственного университета. - Хошимин, 1995 (Соавторы Куи Х.В., Хай Ф.Д.).

14. Некоторые вопросы разработки нефтяных месторождений СП «Вьетсовпетро» // Нефть и газ. - 1996. № 5. - С. 37-50 (Соавторы Тай Ч.К. и др.).

15. Геологическая модель фундамента месторождения Белый Тигр // Нефть и газ. - 1996. № 4. С. 2-7 (Соавторы Куи Х.В. и др.).

16. Нефтегазоносность континентального шельфа юга Вьетнама с позиции концепции тектоники литосферных плит // Геология нефти и газа. 1996. № 10. - С. 40-43 (Соавторы Арешев Е.Г., Гаврилов П.П.).

17. Гранитоидные коллекторы нефти и их фильтрационно-емкостные свойства // Тез. докл. второй научн.-техн. конф., посвященной 850-летию г. Москвы 22-24 января 1997 г. (Соавторы Кошляк В.И., Куи Х.В.).

18. Использование подземных тепловых источников при эксплуатации месторождения с нефтью высокого содержания парафина // Нефть и газ. - 1997. № 3. - С. 21-32 (Соавторы Каримов М.Ф. и др.).

19. Применение микроэмульсионного кислотного состава для обработки призабойной зоны скважин в условиях месторождения Белый Тигр // Нефть и газ. - 1997. № 4. - С. 24-30 (Соавторы Фьет Ч.Ш. и др.).

20. Методика определения поля проницаемости неоднородных пород фундамента месторождения Белый Тигр // Сб. докл. конф. по механике нефти Вьетнама 3-5 декабря 1997 г. - Ханой, 1997 (Соавторы Тай Ч.К., За Н.В. и др.).

21. Интрузивные комплексы кристаллического фундамента нефтяного месторождения «Белый Тигр» (СРВ) // Бюллетень Московского общества испытателей природы (Отдел геологический). - 1997. - Т. 72. Вып. 1. - С. 56-61 (Соавторы Арешев Е.Г. и др.).

22. Катагенетическая зональность Кыулонгского бассейна в связи с перспективами его нефтегазоносности // Тез. докл. 3-ей междунар. конф. по химии нефти 2-5 декабря 1997 г. - Томск, 1997 (Соавторы Тьен Х.Д., Донцов В.В.).

23. Плутонические породы фундамента месторождения Белый Тигр и особенности формирования в них зон коллекторов // Сб. научн. докл., посвященный 15-летию образования СП «Вьетсовпетро». - Ханой, 1998. - С. 61-76 (Соавтор Киреев Ф.А.).

24. Особенности строения и физико-емкостных свойств залежи фундамента месторождения Белый Тигр и мероприятия повышения коэффициента нефтеотдачи // Нефть и газ. - 1998. № 5. - С. 11-16 (Соавторы Куи Х.В., Тай Ч.К. и др.).

Исследование эффективности регулирования фильтрационных потоков композицией Галка для повышения коэффициента нефтеотдачи месторождения Белый Тигр // Сб. научн. докл., посвященных 15-летию образования СП «Вьетсовпетро». - Ханой, 1998. - С. 278-284 (Соавторы Белянин Г.Н. и др.).

Фильтрационно-емкостная модель гранитоидных коллекторов на примере нефтяных месторождений шельфа Южного Вьетнама // Тез. докл. междунар. конф. и выставки по геофизическим исследованиям скважин 8-11 сентября 1998 г. - М., 1998 (Соавтор Кошляк В.А.).

Роль листрической тектоники в формировании структур Кыулонгской и Южно-Коншонской впадин // Геология. Серия A. - Ханой, 1998. № 246. С. 39-42 (Соавторы Киреев Ф.А., Бат З.В.).

Распределение трещиноватости, разрывных нарушений и процессы их формирования в пределах шельфа Южного Вьетнама и сопредельных территорий // Нефть и газ. - 1999. № l. - С. 8-18 (Соавторы Лонг Ф.Х., Куи Х.В. и др.).

Петрологическое расчленение гранитоидов как основа количественной интерпретации материалов каротажа // Новые высокие информационные технологии для нефтегазовой промышленности. Тез. докл. междунар. симпозиума 8-11 июня 1999 г. - Уфа, 1999 (Соавторы Кошляк В.А. , Ньуан Ч.С.).

Закономерность размещения залежи нефти и газа дотретичного фундамента шельфа Южного Вьетнама // Тез. докл. IV междунар. научн.-практ. конф. «Хазарнефтегазятаг- 2000» 10-13 октября 2000 г. Баку, 2000.

Характерные особенности распределения нефтяных и конденсатных залежей в месторождениях Белый тигр и Северо-Восточный Дракон // Сб. матер. 15-ой междунар. конф. по химии нефти и газа 22-26 сентября 2003 г. Томск, 2003 (Соавторы Хоанг Динь Тиен, Нгуен Тхуй Куинь).

Новые технологии ГИС для повышения эффективности разработки нефтяных и газовых месторождений // Высокие технологии в промысловой геофизике. Матер. 3-его научного симпозиума. - Уфа, 2004 (Соавторы Урманчеев В.И., Хой Ч.В., Утопленников В.К., Тай Ч.К., Лой Л.М.).

Геодинамические условия формирования нефтяных месторождений на шельфе Южного Вьетнама с позиции мистгенетической концепции образования углеводородов // Геодинамика нефтегазоносных бассейнов. Матер. второй междунар. конф. 19-21 октября 2004 г. - М., 2004 (Соавторы Киреев Ф.А., Утопленников В.К.).

Прогноз обводнения скважин по изменению солевого состава нефтей на месторождении Белый тигр (Вьетнам) // Матер. 3-ей всеросс. научн.-практ. конф. 20-24 сентября 2004 г. (Лой К.М., Лыонг З.Х., Савиных Ю.В., Хай Ф.Д.).

Нефтегазовые перспективы кайнозойских осадочных бассейнов в континентальном шельфе Вьетнама на основании геохимических данных // Геохимия в практике поисково-разведочных работ на нефть и газ. Тез. докл. научн.- практ. конф. 30 октября-1 ноября 2001 г. М., 2001 (Соавторы Хоанг Динь Тьен, Нгуен Тхуй Куинь).

Some features of oil reservoirs in the granite basement offshore of South Vietnam // Second conference on geology of Indochina. 11-13 November 1991, Hanoi. (Соавторы Дык Н.В., Гаттенбергер Ю.П.).

Some results of oil and gas exploration and geological structure study in the offshore basins of South Vietnam // Second conference of Indochina 11-13 November 1991, Hanoi. (Соавтор Шан Н.Т.).

Composition and structure of South Vietnam offshore basement // Second conference of Indochina. 11-13 November 1991, Hanoi. (Соавторы Дык Н.В., Гаттенбергер Ю.П.).

Stratigraphy and lithology of Mekong basin offshore Vietnam // First international seminar on the stratigraphy of the Southern shelf of Vietnam. 14- 15 January 1993, Ho Chi Minh city. (Соавторы Шан Н.Т. и др.).

Estimating natural regime large massive oil deposits in the weathered basement offshore South Vietnam // Second conference on geology of Indochina, 11-13 November 1991, Hanoi. (Соавтор Вахитов Г.Г.).

Reservoirs in fractured basement on the continental shelf of Southern Vietnam // Journal of Petroleum geology. October, 1992. Vol. 15(4) P. 451-464. (Соавторы Арешев Е.Г. и др.).

Evaluation of predominant technological factors increasing the oil recovery from crystal bed deposit of white tiger formation in SRV // International conference “Problems of complex development and production of hard- accessible oils and natural bitumens (Production and refining). Kazan, October 4-8, 1994. (Соавторы Вахитов Г.Г. и др.).

Magmatic rocks on the continental shelf of southern Vietnam // International Symposium (Workshop on geology) “Exploration and development of energy and mineral resources of Vietnam and adjoining regions”. Hanoi, Vietnam, May 30 - June 2, 1994. (Соавторы Шан Н.Т., Шнип О.А.).

Oil-bearing characteristics of pretertiary weathered fractured basement rock of southern continental shelf of Vietnam // International Symposium (Workshop on geology) “Exploration and development of energy and mineral resources of Vietnam and adjoining regions”. Hanoi, Vietnam, May 30 - June 2, 1994. (Соавторы Дык Н.В. и др.).

Tectonic evaluation and the precenozoic basement of offshore South Vietnam // International Symposium on geology of Southeast Asia and adjacent areas. Hanoi, Vietnam, 1-9 November 1995. (Соавторы Шан Н.Т. и др.).

Wet ability, capillary properties and compressibility of fractured granite and evaluation of fracture aperture from Electrical measurements // International Symposium of the Society of core analysts. Stavanger, Norway, September 12-14, 1994. (Соавторы Туан Ф.А., Мартынцив О.Ф.).

Results of exploration activities and optimal technical solutions for reservoir development in the basement of the White Tiger field // 3 геологическая конференция. Октябрь 1995. Ханой, 1995. С. 59-67. (Соавтор Шан Н.Т.).

Heterogeneity of fractures granite: effects on petrophysical properties and water saturation of preserved cores // International symposium of the society of core analysts. USA, 12-14 September, 1995. (Соавторы Туан Ф.А., Мартынцив О.Ф.).

Metamorphism process of magmatic rock in basement of Bach Ho and Rong oil field // PetroVietnam. Review. 1996. Vol. 3. P. 13-17. (Соавтор Flaic O.T.).

Some results of the reservoir study in the weather and fractured basement of White Tiger oil field offshore Vietnam // Petrovietnam conference. March 1-3, 1995. Ho Chi Minh City, Vietnam. (Соавтор Вахитов Г.Г. и др.)

Results of the prospecting and exploration and the optimal technological solutions for oil and gas exploitation in the basement of White Tiger field // PetroVietnam. Review. 1996. Vol. 3. P. 2-9.

About dynamics of Ride-dispersed gas emution form during oil and gas artificial recovery // 9th International conference on Surface and colloid Science. 6-12 July, 1997, Sofia, Bulgaria. P. 21- 32. (Соавторы Каримов М.Ф. и др.).

Pretertiary basement. The new objective for oil and gas exploration and production in the continental shelf of South Vietnam // IPA conference on Petroleum system of South-East Asia and Australia. May 21-23, 1991. Jakarta, Indonesia. P.461-465. (Соавторы Шан Н.Т., Зао Н.).

The study and application of three-phase foams in oil and gas production processes // 9th international conference on Surface and colloid Science. July 6-12, 1997. Sofia, Bulgaria. (Соавторы Долгов С.В. др.).

Distribution characteristics of pore space and model of reservoir rocks in Bach Ho basement // PetroVietnam. Review. 1997. Vol. 3. P. 2-8. (Соавторы Куи Х.В., Хай Ф.Д.).

Pretertiary basement. The new objective for oil and gas exploration and production in the continental shelf of South Vietnam // IPA conference on Petroleum system of South-East Asia and Australia. May 21-23 1997. Jakarta, Indonesia. P. 461-465. (Соавторы Шан Н.Т., Зао Н.).

Secondary variation in oligocenes sedimentary formations in the oilfield White Tiger // PetroVietnam. Review. 1998. No. 2. P. 2-7. (Соавторы Куи Х.В., Дак Ф.Т.).

Composition, structure and oil-bearing capacity of basement of the White Tiger field // IPA conference on Petroleum system of South-East Asia. Jakarta, Indonesia. May, 1998. (Соавторы Киреев Ф., Туан Ф.А.).

Structural and reservoir characteristics of the oil body in Bach Ho pre Cenozoi basement and discussions on solutions to raise oil recovery factor // PetroVietnam. Review. 1999. P. 4-9. (Соавторы Х.В. Куи и др.).

Characteristics of oil recovery from the fractured granitic basement rocks and perspective measures for enhancing the oil recovery of the basement oil bearing zone of the Bach Ho field // Conference on the oil and gas industry on the eve of the 21st century. Hanoi, 2000. vol. 1. P. 36-43. (Соавторы Pham Anh Tuan, Le Dinh Lang).

Geological model of the lower oligocene elastic reservoirs in the Bach Ho field // Conference on the oil and gas industry on the eve of the 21st century. Hanoi, 2000. Vol. 1. P. 330-337. (Соавторы Phung Dae Hai, Pham Tuan Dung).

Characteristics of hydrocarbon distribution in pre-tertiary basement reservoir in the continental shelf of Vietnam. Hanoi, 2000. Vol. 1. P. 338-341.

The nature of fracture creation and the formation of granitoid reservoir // Conference on the oil and gas industry on the eve of the 21st century. Hanoi, 2000. vol. 1. P. 342-348. (Соавтор Kosliak V.A.).

Study of permeability and reservoir characteristics of fractured granite rock using well-log data and hydrodynamic research // Conference on the oil and gas industry on the eve of the 21st century. Hanoi, 2000. Vol. 1. P. 381-390. (Соавтор Kosliak V.A.).

Characteristics of permeability and oil reservoir in the Bach Ho basement based on well-log data analysis // Conference on the oil and gas industry on the eve of the 21st century. Hanoi, 2000. Vol. 1. P. 409-417. (Соавтор Mai Van Du).

The relationship between water in the crystal lattice of secondary minerals and the formation water in the basement oil reservoir of the Bach Ho field // Conference on the oil and gas industry on the eve of the 21st century. Hanoi, 2000. vol. 2. P. 150-157. (Соавторы Pham Tat Dae, Phung Dae Hai).

Characteristics of fractured reservoirs in magmatic rocks and their reservoir properties // SPE64464. 16-18 October, 2000. Brisbane, Australia. (Соавторы Кошляк В.А., Хай Ф.Д.).

The vuggy fracture basement reservoir of White Tiger and South-East Dragon oil field enhanced oil recovery by water injection // Petrovietnam. Review. 2005. Vol. 3. (Соавторы Hoang Van Quy, Truong Cong Tai).

Geological model of the lower oligocene elastic reservoirs in the Bach Ho field // Conference on the oil and gas industry on the eve of the 21st century. Hanoi, 2000. Vol. 1. P. 330-337. (Соавторы Phung Dae Hai, Pham Tuan Dung).

Characteristics of Hydrocarbon distribution in pre-tertiary basement reservoir in the continental shelf of Vietnam. Vol. 1. P. 338-341.

The vuggy fractured basement reservoir of White Tiger and South-Eeast Dragon oil fields and applied enhanced oil recovery by water injection // Petrovietnam. Review. 2005. Vol. 3. (Соавторы Hoang Van Quy, Truong Cong Tai).

Organic geochemistry of petroleum systems in South Conson basin (South Vietnam) // The 23rd International Meeting on organic geochemistry. 9-14 September 2007. Torquay, England. (Соавтор Savinukh Yu.V.).

Размещено на Allbest.ru