УДК 622 Горное дело
С учетом тенденции к снижению уровня добычи углеводородов значительное внимание уделяется изучению объектов со сложным геологическим строением и наличием разных типов вторичного минералообразования пород-коллекторов. Значение вторичных минералов в формировании структуры пустотно-порового пространства коллекторов углеводородов чрезвычайно велико. Физико-химические свойства этих минералов необходимо учитывать при геологоразведке, подсчете запасов, разработке месторождений, планировании геолого-технических мероприятий. В данной статье рассматривается методический подход к изучению горных пород, осложненных цеолитизацией, который основывается на результатах современных литологических, аналитических и лабораторных исследований. Реализация подхода позволила выработать рекомендации по оперативной количественной оценке содержания цеолитов в нижнемеловых отложениях Большехетской впадины.
вторичное минералообразование, цеолиты, Большехетская впадина, геолого-технические мероприятия
Введение
В настоящее время достаточно большое внимание уделяется изучению влияния вторичной цеолитизации на формирование структуры пустотно-порового пространства пород-коллекторов месторождений Большехетской впадины. Аномальные физико-химические свойства цеолитов обуславливают разработку и применение нетривиальных методов исследования электрических и фильтрационно-емкостных характеристик продуктивных отложений. Учет катагенетических изменений нефтегазоносных пород является важной составляющей при геологоразведочных работах, подсчете запасов, проектировании разработки месторождений, планировании геолого-технических мероприятий.
В качестве объекта исследования выбраны отложения неокомского возраста ряда месторождений Большехетской впадины, особенностью которых является повышенное содержание цеолитов в составе пород.
Цель работы – оценить влияние вторичной цеолитизации на литолого-геофизические свойства коллекторов.
Для достижения поставленной цели сформулированы следующие задачи:
Провести анализ влияния цеолитизации на структурно-вещественные параметры пород, фациальную изменчивость пород и интерпретацию данных геофизических исследований скважин.
Рассмотреть аспекты взаимодействия цеолитсодержащих пород и технологических жидкостей в процессе проведения геолого-технических мероприятий.
Выявить цеолитсодержащие породы, провести качественную и количественную оценку содержания цеолитов.
Определить подход по экспресс-оценке количественного содержания цеолитов по керновому материалу и комплексу геофизических исследований скважин.
Материалы и методы
Материалом для статьи послужили результаты фациального анализа, рентгенофазового и рентгеноструктурного анализов, лабораторных исследований керна, интерпретации данных геофизических исследований скважин, химико-аналитических, оптических и специальных петрофизических исследований.
Изучено свыше 430 м кернового материала по 23 скважинам. Исследование вещественного состава осуществлено по 95 шлифам, идентификация структуры песчаных и алевритовых пород (гранулометрический анализ) – по 613 образцам. Особенности структуры пустотно-порового пространства и цемента коллекторов изучены с помощью растровой электронной микроскопии. Обобщено свыше 1200 образцов для определения коллекторских свойств пород. Для цеолитсодержащих пород сортымской свиты выполнены химико-аналитические исследования по растворяющей способности различных кислотных композиций и образованию продуктов реакции в результате воздействия. Проведено пять фильтрационных экспериментов в условиях, максимально приближенных к пластовым.
Результаты
Цеолитовая минерализация в меловых отложениях Большехетской впадины
Нижнемеловые отложения Большехетской впадины, содержащие высокоперспективные нефтегазоносные залежи с установленной промышленной продуктивностью на Пякяхинском, Хальмерпаютинском и Южно-Мессояхском месторождениях, характеризуются минералогическими (катагенетическими) аномалиями. Как правило, они выражаются в резком возрастании количества аутигенных минералов и их парагенетических ассоциаций, не характерных для определенной стадии изменения пород. Подобные аномальные зоны имеют значительную площадь распространения, и их развитие связано с миграцией потоков флюидов по действующим глубинным разломам, проникающих из фундамента на различные уровни осадочного чехла [1, 2].
Наибольшее развитие на рассматриваемой территории среди новообразованных минералов имеют цеолиты. В пределах Большехетской впадины, структуры I порядка (рис. 1), цеолиты встречаются на глубинах 3138.5–3299.4 м (скважина А Южно-Мессояхского месторождения), 2958.5–3282.7 м (скважина № 1 Пякяхинского месторождения), 3233.8–3248.9 м (скважина Б Северо-Хальмерпаютинского месторождения) и 3138.8–3248.3 м (скважина В Хальмерпаютинского газоконденсатного месторождения). Вместе с тем содержание цеолитов максимально в песчаниках с наилучшими фильтрационно-емкостными свойствами.
Признаки цеолитизации рассмотрены на примере сортымской свиты Пякяхинского месторождения, в составе которой выделены пласты с БУ10 по БУ20. При этом повышенное содержание цеолитов наблюдается в средней части свиты. Если в пласте БУ18 содержание цеолитов в среднем достигает 6 % от объема пород, или 64 % от общего объема цемента, то в пласте БУ15 доля составляет 8 и 78 % соответственно (рис. 2). В вышележащих пластах БУ10-11 содержание цеолитов в цементе приближается к 65 %, в породе – к 7 %.
Наряду с цеолитами широко распространены в качестве цементирующего вещества хлорит (до 6 %), каолинит (до 4 %), гидрослюда (до 2 %, в единичных случаях – до 7 %) и кальцит (до 2 %, иногда достигает 35 %).
По результатам литолого-фациального анализа установлено, что содержание цеолитов в исследуемых пластах сортымской свиты изменяется в зависимости от смены обстановок осадконакопления.
Высокое содержание цеолита (до 19 %) отмечается в фациях берегового бара (центральная часть), подводного вала, представляющих собой песчаные породы с преимущественно массивной, субгоризонтальной (в отдельных интервалах), косой однонаправленной слойчатой текстурой за счет слойков обогащения и вкрапленности слюдисто-углистого материала. При этом доля цеолитов уменьшается к краевым частям бара (до 8 %), которые представлены алевритовыми песчаниками с субгоризонтальной, пологоволнистой слойчатой текстурой за счет слойков обогащения слюдисто-углистым, иногда слюдисто-глинисто-углистым материалом (рис. 3).
Низкое содержание цеолитов (4–8 %) характерно для отложений волноприбойного бара и предфронтальной зоны пляжа, которые представлены песчано-алевритовыми породами с полого-, косоволнистой слойчатой текстурой за счет частых линзочек и слойков обогащения слюдисто-глинисто-углистым материалом. Первичная текстура осложнена процессами волнения, местами проявляется биотурбация и отмечаются редкие отпечатки корней растений.
В фациях подводных ложбин, переходной части и дальней зоне пляжа цеолитизация отсутствует. Породы представлены алеврито-глинистыми осадками с пологоволнистой, субгоризонтальной, перекрестной косой слойчатой (в отдельных интервалах) текстурой за счет частых слойков алевролитов и слойков с вкрапленностью слюдисто-глинисто-углистого материала. Значительно проявляется биотурбация, представленная следами жизнедеятельности организмов Teichichnus [3, 4].
Проведенные комплексные исследования кернового материала по 15 скважинам Пякяхинского месторождения показали, что признаки цеолитизации легко устанавливаются при визуальной оценке керна и проявляются в виде обилия светлых пятен, размер которых может достигать нескольких миллиметров и составлять до 40 % от объема породы. На рис. 4, а представлен образец аркозового песчаника, средне-мелкозернистого, с пятнистой вторичной текстурой. При микроскопическом изучении новообразованный цеолит хорошо диагностируется благодаря совершенной спайности по (010) и (110), низким показателям преломления и двупреломления, Np = 1.504–1.513, Nm = 1.514–1.524, Ng = 1.516–1.525, Ng-Np = 0.011–0.016, 2V = – 25°–35°, cNg = 20–36°. Он образует поровый цемент, на долю которого приходится иногда до 18 % от объема породы, также иногда замещает полевые шпаты, образует монокристаллы неправильной, часто вытянутой по наслоению формы размером до 2 мм. Поровый цемент представлен цеолитами (Z), отмечаются зерна кварца (Q), К-полевого шпата (Ksh), плагиоклаза (Pl), обломков пород (ОП) (рис. 4, б).
По наблюдениям в сканирующем электронном микроскопе видны агрегаты из призматических кристаллов цеолита с совершенной спайностью (1) и хорошо выраженной ступенчатостью (рис. 4, в). Следует заметить, что при макроописании керна процентное содержание цеолитов может быть завышено по сравнению с микроскопическим описанием, поскольку при визуальной оценке керна фиксируется диаметр светлых пятен, которые включают много обломочных зерен. Их площадь больше площади, вмещающей собственно цеолиты.
В изученных образцах новообразованный цеолит представлен ломонтитом (по данным рентгенофазового анализа), проявляется в виде кальциевой разновидности CaAl2Si4O12*4H2O. Это подтвердилось при рентгеноструктурных исследованиях мономинеральной фракции из раздробленных цеолитизированных образцов керна при помощи смеси броморфа со спиртом с ρ=2.4 г/см3.
Структура кристаллической решетки ломонтита представляет собой искаженные волластонитоподобные цепочки, в которых Si2O7-диортогруппы чередуются с AlO4-тетраэдрами иной ориентировки. Эти цепочки конденсируются в ленты из шести- и четырехчленных звеньев ксонотлитового типа. Благодаря этому в каркасе появляются крупные каналы, к которым приурочены молекулы H2O и катионы Ca. Последние имеют шестерную координацию 4О+2Н2О и находятся в центре тригональных призм, вершины четырехугольных сторон которых представлены атомами кислорода SiO4- и AlO4-тетраэдров, а противоположные вершины – молекулами Н2О. Атомы Si и Al распределены упорядоченно. Первые образуют диортогруппы, «натягиваемые» на тригональную призму по высоте, вторые соединяют противоположные стороны четырехстороннего основания призмы (рис. 5) [5].
В настоящее время установление генетической природы ломонтита, выявленного в составе нижнемеловых Большехетской впадины, является наиболее дискуссионной проблемой. На основе физико-химических свойств и приуроченности определенных ассоциаций цеолитов к определенным фациям А.Г. Коссовская выделила шесть цеолитовых ассоциаций, или фаций. По мнению А.Д. Коробова с соавторами, образование ломонтита связано с гидротермально-метасоматическими процессами, сопряженными с тектоно-гидротермальной активизацией. Согласно классификации А.Г. Коссовской, их следует относить к фации наложенного гидротермального метаморфизма [6–8].
Наличие ломонтита в коллекторах Пякяхинского месторождения напрямую влияет на метод водо/керосинонасыщения, при котором происходит завышение уровня пористости (Кп) на 2–5 % (рис. 6), связанное со способностью ломонтита поглощать молекулы воды, меньшие по своим размерам по сравнению с молекулами углеводородов. Следовательно, построение петрофизических моделей цеолитсодержащих коллекторов должно осуществляться по результатам оценки Кп керосинонасыщением, поскольку при оценке Кп водонасыщением будет завышаться значение коэффициента пористости, что может привести к ошибке в оценке величины запасов углеводородов.
Кроме того, характерной особенностью ломонтита является его способность в поверхностных условиях терять 1/8 часть воды и переходить в β-леонгардит. Этот процесс приводит к растрескиванию минерала по плоскостям спайности, а иногда и рассыпанию в порошок. В связи с этим подразумевается, что структура порового пространства цеолитизированных коллекторов в пластовых условиях существенно отличается от структуры в экстрагированных образцах, поступающих на лабораторные исследования керна [9, 10].
Особенности разработки месторождений, осложненных цеолитизацией
На основании ряда исследований установлено, что фильтрационно-емкостные свойства продуктивных отложений изменяются в процессе разработки. Создаются условия, сопровождаемые химическими и физическими процессами, – изменение температуры, pH воды, окислительно-восстановительных свойств, осуществляется привнос водорастворенных газов, выщелачивание, катионный обмен, окисление минералов, углеводородов и ряд других процессов, ведущих к изменению химического состава закачиваемых вод, пластовых флюидов, продуктивных отложений. В зависимости от геометрии пустотно-порового пространства и наличия флюидопроводящих каналов степень изменения фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов будет различной [11].
Перечисленные аспекты обуславливают необходимость более детального рассмотрения свойств и характерных особенностей цеолитов, получивших наибольшее распространение на рассматриваемой территории среди новообразованных минералов, с точки зрения планирования геолого-технических мероприятий при освоении и эксплуатации скважин.
Известно, что при взаимодействии цеолитсодержащих пород с кислотами происходит образование геля кремниевой кислоты. Для определения перспектив применения кислотных обработок на Пякяхинском месторождении были проведены лабораторные испытания на керне. Содержание цеолита в образце составляло 19–20 %, карбонатов – 4 %, глинистых минералов – 5 %. Для воздействия на керн были выбраны растворы соляной кислоты с концентрацией от 3 до 12 %, глинокислотный состав, содержащий 12 % НСL и 0.6 % HF, состав на основе сульфаминовой кислоты, а также два состава органических кислот - на основе эфиров уксусной кислоты и смеси двухосновых и трехосновых органических кислот.
Растворы соляной кислоты и глинокислоты с породой образуют гель. Составы на основе сульфаминовой и уксусной кислот не образуют гелей при взаимодействии с породой в течение длительного времени. Соляная кислота различной концентрации обладает достаточно высокой растворимостью, но при этом выпадает большое количество вторичных осадков, таких как гидроксид алюминия и кремния, которые являются аморфными и склонны к гелеобразованию. Растворы органических кислот имеют высокую растворимость керна.
Также были проведены фильтрационные эксперименты на натуральных кернах в условиях, максимально приближенных к пластовым. Эксперименты показали, что соляная кислота снижает проницаемость до 0.03 мД в результате полного закупоривания проводящих каналов гелем кремниевой кислоты. Образование геля визуально наблюдается при микроскопических исследованиях кернового материала. Органические кислоты улучшают фильтрационно-емкостные свойства породы и фазовую проницаемость для воды, в том числе за счет растворения цеолитов [12].
С другой стороны, реальный практический опыт показывает, что в условиях объекта, осложненного цеолитами, возможно проведение эффективных обработок призабойной зоны. В частности, на скважине, вскрывшей пласт БУ12 Пякяхинского месторождения, проведена комплексная обработка призабойной зоны путем применения глинокислотной композиции. В процессе выполнения работ использовались только технологические методы воздействия: освоение компрессированием и работа гибкими насосно-компрессорными трубами. Специализированные технологии, составы и жидкости освоения не применялись. По итогам выполненных работ прирост дебита газа и конденсата составил 57 %, скважина заведена в газосборный коллектор и работает до настоящего времени [13].
Также нельзя исключать возможность использования на рассматриваемом объекте побочного процесса при проведении обработок сильными неорганическими кислотами. По сути может быть достигнут синергетический эффект, направленный на увеличение приемистости нагнетательных скважин за счет растворения горных пород и частиц, кольматирующих поровое пространство. Вместе с тем может произойти перераспределение фильтрационных потоков нагнетаемой воды за счет создания гелевых экранов при взаимодействии кислоты с цеолитсодержащими породами. Аналогичным образом комплексное воздействие может быть рассмотрено и на добывающих скважинах.
Еще один пример связан с технологиями строительства скважин на Заполярном месторождении. Отличительная особенность коллектора пласта БТ10 – наличие цеолитов. Интенсивность цеолитизации варьируется от низкой (10–20 %) до высокой (50 %), либо цеолитизация отсутствует. В рамках опытно-промышленных работ были проведены исследования на керновом материале, которые показали значительное снижение проницаемости и гелеобразование при взаимодействии цеолитизированного песчаника с пресными жидкостями и растворами хлористого кальция. По итогам лабораторных исследований было принято решение использовать буровой раствор на углеводородной основе с целью минимизации факторов, негативно влияющих на дальнейшую разработку месторождения [14, 15].
Количественная оценка содержания цеолитов в керновом материале
В настоящее время существует проблема количественной оценки содержания цеолитов в неокомских отложениях Большехетской впадины, поскольку петрографическое изучение имеет точечный характер и достаточно широкий шаг опробования. На примере скважины № 3 проведено комплексное определение количественного содержания цеолитов по вторичной пятнистой текстуре несколькими методами.
Линейный метод: подсчет цеолитизации по трем параллельным линиям с последующим вычислением среднего арифметического и привязки глубины полученного результата к средней линии B-B’ (рис. 7, а). Перекрестный метод: подсчет цеолитизации по двум перпендикулярным линиям и привязки глубины результата к поперечной линии B-B’ (рис. 7, б).
Полученные результаты были сопоставлены с данными петрографического изучения шлифов (рис. 8). Следует заметить, что при оперативной оценке перекрестным методом происходит подсчет зерен, охваченных цеолитизацией (зерен кварца, полевого шпата и обломков пород). Полученные данные в 2–2.5 раза превышают значения микроскопического описания, где учитывался только поровый цемент. При этом на оценку подсчета по двум перпендикулярным линиям первичные текстурные особенности не оказывают влияния.
Наличие «цеолитной воды» в межзерновых каналах, высокая степень гидратации и адсорбция, низкая минералогическая плотность обуславливают искажение данных, определяемых по стандартному комплексу геофизических исследований скважин. Однако перечисленные геологические особенности продуктивных отложений не влияют на показатели, регистрируемые плотностным гамма-гамма (ГГКп) и акустическим (АК) каротажами.
Принимая это во внимание, для экспресс-оценки количественного содержания цеолитов была построена математическая модель, включающая в себя три главные компоненты с различной минералогической плотностью: кварц-полевошпатово-глинистого скелета породы, цеолита и пластового флюида, заполняющего открытое поровое пространство:
Ρ=Кск*ρск+Кц*ρц+Кф*ρф ,
где Р – общая минералогическая плотность породы (по данным ГГКп), Кск – объемный коэффициент скелета, Кц – объемный коэффициент цеолита, Кф – объемный коэффициент флюида, ρск – минералогическая плотность скелета, ρц – минералогическая плотность цеолита, ρф – минералогическая плотность флюида.
Суммарное количество всех составляющих частей определяется объемными коэффициентами и равняется единице:
1=Кск+Кц+Кф.
Далее из полученной системы уравнений выражается коэффициент цеолитизации:
.
Для решения данного уравнения необходимо определить Кск и Кф.
Объемный коэффициент скелета породы определен по данным петрографического исследования образцов керна Пякяхинского месторождения исходя из системы уравнений:
,
,
где К’ – суммарное объемное содержание флюида, глины и цеолитов, Кп(кер) – коэффициент открытой пористости, определенный методом керосинонасыщения, Кгл – коэффициент глинистости, Кц(шл) – коэффициент цеолитизации.
Объемный коэффициент флюида (Кф) принят равным величине открытой пористости (Кп), которая была рассчитана по данным акустического каротажа:
,
где ∆Т, ∆Тск, ∆Тф – соответственно интервальное время по данным акустического каротажа, интервальное время для песчаников Пякяхинского месторождения, интервальное время флюида, насыщающего коллектор.
В итоге подсчитанный для пласта БУ15 коэффициент цеолитизации в среднем превышает значения, полученные при петрографическом изучении [3].
Результаты и их обсуждение
В качестве перспективного и потенциально более точного метода по определению содержания и распределения цеолитов и других минералов, а также пор и связывающих их каналов в горной породе может выступить рентгеновская компьютерная томография.
В целом подход может быть основан на результатах интерпретации данных рентгеноплотностных срезов, в которых выделяются рентгеноконтрастные компоненты, различающиеся по степени поглощения рентгеновского излучения и морфологическим признакам (рис. 9). Посредством математического моделирования строится стереологическая модель и определяются статистические параметры (рис. 10), характеризующие образец горной породы (поровый объем, минералогический состав, содержание кольматирующих частиц и др.) [16].
Выводы
В результате проведенных исследований выявлен ряд особенностей вторичных изменений в отложениях нижнего мела Большехетской впадины. Установлено, что алеврито-песчаные породы характеризуются разнообразным комплексом аутигенных минералов и структур, свидетельствующих о стадии фонового катагенеза и о наложенных процессах. Наибольшее распространение на рассматриваемой территории среди новообразованных минералов получил ломонтит.
Влияние цеолита (ломонтита) на коллекторские свойства весьма существенно. Его способность адсорбировать большое количество воды и аномальные свойства так называемой «цеолитной воды» обуславливают использование данных плотностного гамма-гамма и акустического каротажей.
Характерные особенности взаимодействия технологических и пластовых жидкостей со вторичными минералами, относительное содержание, количественная оценка и распределение цеолитов в продуктивных отложениях должны быть учтены при планировании геолого-технических мероприятий (бурении скважин, обработке призабойной зоны пласта, физико-химических методах).
1. Предтеченская, Е.А. Катагенетические и гидрохимические аномалии в нижне-среднеюрских нефтегазоносных отложениях Западной Сибири как индикаторы флюидодинамических процессов в зонах дизьюнктивных нарушений / Е.А. Предтеченская, О.В. Шиганова, А.С. Фомичев // Литосфера. - 2009. - № 6. - С. 54-65. - EDN KYIVOH.
2. Поднебесных, А.В. Основные типы вторичных изменений пород-коллекторов осадочного чехла Западно-Сибирской плиты / А.В. Поднебесных, В.П. Овчинников // Вестник Томского государственного университета. - 2015. - № 400. - С. 393-403. - DOIhttps://doi.org/10.17223/15617793/400/60. - EDN VDMLPR.
3. Титов, Ю.В. К вопросу изучения цеолитизации неокомских отложений Пякяхинского месторождения: литолого-геофизические аспекты / Ю.В. Титов, А.Н. Мирхашимов, А.Р. Халикова // XVII конференция молодых ученых и специалистов Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени: сборник докладов, Тюмень, 15-17 марта 2017 года. - Тюмень: Тюменский дом печати, 2017. - С. 22-29.
4. Титов, Ю.В. Цеолитовая минерализация в меловых отложениях Большехетской впадины на севере Западной Сибири (на примере пласта БТ8 Пякяхинского месторождения) / Ю.В. Титов // Ежегодник-2013 / Труды ИГГ УрО РАН. - 2014. - Вып. 161. - С. 120-123.
5. Годовиков, А.А. Минералогия / А.А. Годовиков. - Москва: Недра, 1975. - 519 с.
6. Коробов, А.Д. Минеральные ассоциации продуктов гидротермального изменения - ключ к пониманию возникновения зон разуплотнения и фазовой зональности углеводородов (на примере Западной Сибири) / А.Д. Коробов, Л.А. Коробова, Е.Ф. Ахлестина // Известия Саратовского университета. Новая серия. Серия: Науки о Земле. - 2008. - Т. 8, № 1. - С. 42-50. - EDN KWSYJB.
7. Постседиментационные преобразования нижнемеловых отложений Большехетской впадины (Западная Сибирь) / Ю.В. Титов, Г.Х. Шайхутдинова, С.В. Астаркин [и др.] // Литосфера. - 2019. - Т. 19, № 1. - С. 48-58. - DOIhttps://doi.org/10.24930/1681-9004-2019-19-1-48-58. - EDN YZFGUP.
8. Котельников, Д.Д. Условия образования и эволюция цеолитов в осадочном чехле земной коры / Д.Д. Котельников, Н.Н. Зинчук // Известия высших учебных заведений. Геология и разведка. - 2004. - № 4. - С. 19-23. - EDN RBFOVV.
9. Коссовская, А.Г. Генетические типы цеолитов стратифицированных формаций / А.Г. Коссовская // Литология и полезные ископаемые. - Москва, 1975. - № 2. - С. 23-44.
10. Качинскас, И.В. Изучение влияния цеолитов на достоверность определения петрофизических параметров коллекторов неокомских отложений Заполярного месторождения / И.В. Качинскас, М.В. Карымова // Территория Нефтегаз. - 2013. - № 5. - С. 52-57. - EDN REAJGN.
11. Гладков, Е.А. Изменение фильтрационно-емкостных свойств залежей в процессе их разработки / Е.А. Гладков, Е. Гладкова // Oil & Gas Journal Russia. - 2011. - № 9. - С. 75-79. - EDN UJCMIN.
12. Влияние вторичной цеолитизации коллекторов Большехетской впадины на оптимизацию геолого-технических мероприятий (на примере пласта БУ15 Пякяхинского месторождения) / Ю.В. Титов, Н.А. Черепанова, В.В. Колпаков [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2016. - № 8. - С. 16-19. - EDN WICARF.
13. Лакупчик, А.В. Ключевые особенности технологий проведения комплексной обработки призабойной зоны на горизонтальных многозабойных газоконденсатных скважинах / А.В. Лакупчик, С.А. Солянов, М.Г. Мавлетдинов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2019. - № 9. - С. 58-61. - DOIhttps://doi.org/10.30713/2413-5011-2019-9(333)-58-61. - EDN GMWJAO.
14. Особенности петрофизического обеспечения интерпретации ГИС в разрезе терригенных пород с цеолитосодержащими песчаниками Тазовского района Западной Сибири / Ш.В. Мухидинов, Е.О. Беляков, Е.А. Жуковская, С.В. Ибрагимова // Геофизика. - 2018. - № 4. - С. 53-58. - EDN VTVPXD.
15. Ковальчук, С.В. Результаты изучения и примеры реализации проектов разработки месторождений с нефтяными оторочками компании «Газпром нефть» / С.В. Ковальчук, Е.В. Полушина, Е.А. Горенкова // PROнефть. Профессионально о нефти. - 2019. - № 1 (11). - С. 12-17. - DOIhttps://doi.org/10.24887/2587-7399-2019-1-12-17. - EDN MMZLUE.
16. Москаленко, Н.Ю. Разработка петрофизической модели ачимовских отложений группы Кочевских месторождений (Кочевское и Северо-Кочевское месторождения) с привязкой к зонам концептуальной геологической модели. Отчет филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени / Н.Ю. Москаленко, П.А. Боронин, П.В. Хлызов, Г.А. Калмыков, Д.В. Корост. - Тюмень, 2021. - 186 с.
