Читайте также:
|
Одной из основных причин относительно низкой эффективности и низкой рентабельности добычи на месторождениях Западной Сибири, обеспечивших слабую конкурентоспособность России на мировом рынке нефти, является, несомненно, поспешный ввод в разработку сложнопостроенных и потому недоразведанных месторождений. Мировой опыт XX века в нефтегазовой индустрии убедительно доказал, что во всех странах и регионах (в том числе и в России) истинная структура промышленных запасов углеводородов, наиболее ясно устанавливаемая в процессе освоения и длительной разработки месторождений, принципиально иная и значительно более сложная, чем та, что была вначале принята за основу при подсчете запасов и проектировании схем разработки. Отмечаемое нарушение адекватности реального промыслово-геологического строения месторождения и применяемой модели проявляет себя как на этапе поиска, разведки, подсчета запасов, так и на этапе проектирования технологической схемы разработки, ее реализацииивсехметодов воздействия с целью повышения нефтеотдачи. Все эти этапы представляют звенья одной цепи процессов, направленных на единую цель – повышение надежности, рентабельности и эффективности получения окончательной продукции. Причем первый этап традиционно ориентировали на поиски и разведку «гигантов», типа Самотлора. Эта гигантомания и породила подсознательное (а часто, видимо, и сознательное) стремление при поисках, разведке и подсчете запасов к «округлению» контуров залежей и величин, ожидаемых в них запасов, в большую сторону от истины. Например, в 1980-х годах в Западной Сибири считался лучшим из множества различных вариантов модели месторождения не тот, который был ближе к истине, а тот, который давал наибольшую оценку величины запасов. Однако мировой и западносибирский опыт разработки месторождений углеводородов вполне определенно свидетельствует в пользу значительной локализации очагов нефти и газа в структуре запасов. Причина столь чрезвычайной локализации богатых участков, необъяснимая для традиционной биоорганической теории генезиса углеводородов, находит ясное объяснение в предлагаемой нами геосолитонной концепции дегазации Земли.
К сожалению, на практике в отечественной системе топливно-энергетического комплекса мифологическая сущность «больших» залежей остается все еще не осознанной. Поэтому сам феномен ярко выраженной локальности залежей углеводородов как в пределах нефтегазоносного района, так и в пределах отдельного месторождения очень мало используется для повышения эффективности поисков, разведки и разработки месторождений. Традиционная ориентировка на поиски крупных по площади ловушек привела к тому, что на разведанных и даже считающихся уже освоенными территориях было пропущено значительное число богатых по запасам, но малоразмерных по площади залежей нефти и газа. Поэтому предстоящее открытие новых месторождений на уже освоенных территориях с развитой экономической инфраструктурой является своеобразным «подарком» истории освоения для будущих поколений.
Мозаичная структура из отдельных залежей на разрабатываемых месторождениях послужила главной объективной причиной крайне неравномерной нефтеотдачи по отдельным скважинам в пределах якобы одной (традиционно гигантской модели) залежи. И вот уже почти 30 лет ведутся неустанные работы по «повышению нефтеотдачи» на тех участках месторождения, где практическое отсутствие больших запасов нефти обусловлено самим дискретным геосолитонным механизмом образования залежей. Из-за ошибочности геологических представлений и моделей в пределах утвержденного контура месторождения бурятся излишние скважины на тех участках, где либо полностью отсутствует нефть, либо ее содержание настолько незначительно, что разработка этих участков является убыточной. Но отсутствие нефти или ее низкий дебит на нерентабельных участках, как правило, объясняют не геологической причиной, а технически несовершенным вскрытием нефтяного пласта или недостаточно эффективным воздействием на пласт. Поэтому на таких участках при разработке начинают применять самые разные способы и технические методы воздействия на пласт и призабойную зону с целью повышения нефтеотдачи, но там, где нефти практически нет и не может быть по геологическим причинам, получают только ухудшение экономических показателей разработки. В частности, ошибочное геологическое представление о едином гидродинамически связанном, нефтяном пласте в разрабатываемом месторождении приводит к тому, что объемы закачиваемой в пласт жидкости с целью повышения нефтеотдачи растут во много раз быстрее, чем прирост добычи нефти. Например, в 1999 году в среднем по всем разрабатываемым месторождениям в Ханты-Мансийском автономном округе объемы закачиваемой жидкости достигли уже 6,5 тонн на каждую тонну добытой нефти (И.С.Зайцев, С.Е.Сутормин, И.П.Толстолыткин - 2000).
Очевидно, что без высокодетальной и надежной геолого-геофизической информации о пространственном местоположении осевых частей геосолитонных трубок (СЗД) на разрабатываемых месторождениях нельзя рассчитывать на высокие экономические показатели добычи нефти. Можно считать,что самым надежным геофизическим методом, обеспечивающим детальное картирование мозаичных локальных СЗД на месторождении, является высокоразрешающая объемная геофизика и как наилучшее ее проявление - высокоразрешающая объемная сейсморазведка (ВОС). Хотя наиболее оптимальным временем постановки ВОС является этап, предшествующий подсчету запасов и составлению технологической схемы разработки, работы ВОС целесообразно проводить почти на всех последующих этапах с целью «реанимации» месторождений с падающей и нерентабельной добычей, если эти месторождения были введены недоразведанными, то есть без предварительной ВОС. К сожалению, традиционная парадигма привела к широко распространенному мнению большинства геологов и разработчиков о том, что ВОС нецелесообразно проводить на поисковых и разведочных этапах только потому, что получаемые при этом детальные геологические результаты снижают подсчетные запасы на месторождениях.
О высокой степени локализации очагов повышенной продуктивности, связанных с геосолитонными трубками и СЗД, можно судить на примере Ем-Еговского месторождения на участке площадью в 1 км2 в районе разведочной скважины Р-2. На этом участке 92% накопленной добычи нефти (на период до 1992 года) получено из одной скважины, попавшей в геосолитонную трубку, тогда как на каждую из остальных восьми добывающих скважин, оказавшихся за пределами геосолитонного очага, приходится лишь по 1%.
Еще более локально ураганной оказалась добыча нефти на этом же месторождении из скважины Р-15, попавшей в геосолитонную трубку, проявляющую признаки современной геодинамической активности. Из скважины Р-15 за десять лет разработки добыто более 1 млн. тонн безводной нефти. Геолого-геофизический анализ материалов в районе этой скважины позволяет сделать вывод о жильном типе залежи, связанной с СЗД, уходящей глубоко (возможно, на многие десятки или даже сотни метров) в фундамент. Вполне вероятно, что скв. Р-15 является «вечным источником нефти» на многие десятки лет, который работает в импульсном режиме во времени, что проявляется также в импульсном характере нефтеотдачи и восстановления запасов (рисунок 27).
Малые поперечные размеры площади залежи, контролируемые геосолитонной трубкой, ураганно высокий дебит и суммарная накопленная добыча, которые имеют тот же порядок, что и добыча из всех остальных добывающих скважин (свыше 100) на этом месторождении, совершеннопо - новому определяют промыслово-геологическую модель Ем-Еговского месторождения и его аналогов. Такая модель скорее похожа на модель жильного рудного или алмазоносного месторождения. И это не случайно, так как природа тех и других связана с геосолитонным механизмом. Такое единство и родство механизмов формирования рудных, алмазоносных и углеводородных месторождений вселяет уверенность в истинность предлагаемой нами геосолитонной концепции образования месторождений нефти и газа. Дополнительной особенностью подобных жильных типов залежей является их чрезвычайно широко увеличенный вертикальный диапазон нефтегазоносности. Например, на Ново-Молодежном и Уренгойском месторождениях этот диапазон простирается от палеозойского фундамента до кайнозойских отложений. Учитывая столь многоэтажный характер таких залежей в широком геологическом диапазоне, рекомендуется значительно расширить интервалы испытаний, включая в них доюрские интервалы, юрские, меловые и палеогеновые отложения.
На Лебяжьем нефтяном месторождении (Красноленинский нефтегазоносный район) получен один из наиболее высоких дебитов нефти из интервала баженовских глин в скв. Р-301 (дебит 115,2 м3/сут) (рисунок 19). На рисунке видно, что скважина Р-301 удачно попадает в осевую часть геосолитонной трубки, а скважина Р-73 не попадает и потому не дает притоков нефти из интервала баженовской свиты. Расстояние между скважинами не превышает первых сотен метров.
Проблема баженовской нефти продолжает дискутироваться в Западной Сибири более четверти века, а началось это с открытия Салымской группы месторождений внутри отложений локально метаморфизованных битуминозных глин. Ранее нами была предложена генетическая модель геологических процессов формирования коллекторов, ловушек и нефтяных залежей в тех локальных зонах, где баженовская свита пересекается геосолитонной трубкой (Р.М. Бембель, В.М. Мегеря, С.Р. Бембель - 2003 г.). Аналогичная залежь на Лебяжьем месторождении Красноленинского свода указывает на существенное географическое расширение очагов высокой нефтеносности внутри баженовской свиты за пределы территории Большого Салыма. Активное геосолитонное излучение сначала метаморфизует первично непроницаемые битуминозные глины, превращая их в коллектора, а затем это же излучение генерирует нефть.
Связь очагов высокого дебита, высокой суммарной добычи и низкой обводненности добываемой нефти с малоразмерными площадями, пересекаемыми СЗД и активными геосолитонными трубками, существует почти повсеместно и легко доказывается простым сопоставлением этих очагов с результатами ВОС, на которых надежно выделяются СЗД. Мировой опыт нефтедобычи свидетельствует, что поиск, детальная разведка и разработка подобных малоразмерных, но ураганных и возобновляемых залежей углеводородов являются наиболее высокорентабельными.
Эффективность бурения горизонтальных скважин и гидроразрыва пласта также зависит от полноты геологической информации о структуре пространства около скважин, в которых проводятся эти достаточно дорогостоящие мероприятия. Очаг высокого дебита обычно контролируется или самой СЗД или турбидитовым потоком, вызванным геосолитонным палеоземлетрясением в СЗД. Вероятность случайного попадания скважиной в подобный очаг в 10-100 раз меньше, чем вероятность успеха при бурении по результатам высокоразрешающей объемной сейсморазведки. Это обусловлено фрактальной структурой древовидных форм СЗД и турбидитовых потоков.
Максимальный газовый фактор и даже наличие локальных газовых шапок, согласно геосолитонной концепции, следует ожидать в осевых частях геосолитонных трубок, если только газ уже не улетучился вверх по системе трещин. Поэтому на подобных малоразмерных залежах бурение скважин непосредственно в осевой части СЗД может привести к аварии из-за попадания в зону аномально высокого пластового давления.
Одной из наиболее существенных особенностей пространственного распределения залежей углеводородов в геосолитонной концепции Земли является чрезвычайная локальность планового положения целевых геологических объектов, контролирующих промышленные залежи УВ. Теперь независимость величины запасов от площади месторождения уже не парадокс (как это было в традиционных геологических представлениях), а одна из важнейших закономерностей в структуре нефтегазовых полей, которую следует в обязательном порядке учитывать при организации поисков и разведки месторождений углеводородов в каждом нефтегазоносном бассейне. Именно эта закономерность значительно поднимает практический интерес к малоразмерным в плане ловушкам УВ, которые явно недооценивались в традиционных представлениях о структуре нефтегазовых полей бассейнов, месторождений и отдельных залежей.
Кроме того, недооценка высокочастотных пространственных компонент в спектре нефтегазовых полей в традиционных технологиях разведки и подсчете запасов всегда приводит к пространственному эйлиас-эффекту, иными словами, к ложным структурным элементам, используемым как при подсчете запасов, так и при проектировании технологических схем разработки месторождений. Ошибочными по этой же причине являются и пластовые гидродинамические модели, рассчитываемые обычно по специальным компьютерным программам с целью выбора оптимальных мероприятий и режимов при эксплуатации залежей. В результате значительно падают эффективность разработки и полнота извлечения углеводородов, а себестоимость добываемой продукции значительно возрастает. Таким образом, стратегическая ошибка, обусловленная недооценкой высокочастотных пространственных компонент в реальном спектре нефтегазовых полей, ведет к слабым экономическим показателям российской нефтегазовой отрасли и к снижению ее конкурентоспособности на мировом рынке. Высокоразрешающее сейсмовидение является как раз тем технологическим приемом, с помощью которого удается увидеть истинное геологическое строение, связанное с обилием высокочастотных пространственных компонент в геологическом разрезе.
Для исправления ранее допущенных ошибок и повышения экономической и геологической эффективности всей технологической цепи от поисков и разведки до оптимальных схем разработки и получения высококачественной продукции в нефтегазовой отрасли, с точки зрения геосолитонной концепции, необходимо прежде всего на один-два порядка поднять геолого-геофизическую информативность геологоразведочных и геофизических работ на всех этапах поиска, разведки и детальной доразведки месторождений углеводородов. К сожалению, негативное влияние традиционной парадигмы остается достаточно сильным сегодня, и поэтому каждый раз, когда речь идет об усилении геологоразведочных работ, в первую очередь предлагается увеличение объема разведочных скважин, а не высокоразрешающей геофизики.
Итак, многие проблемы освоения сложнопостроенных и недоразведанных месторождений могут быть разрешены на основе геосолитонной концепции и соответствующих методов поиска и детальной доразведки месторождений. Фактически здесь предлагается смена концептуальной основы современной парадигмы, что влечет за собой соответствующие изменения концепций, целей и методик практически во всех технологических микро- и макроэкономических звеньях целостной экономико-технологической цепи нефтегазовой индустрии.
Реализация программы на базе уже новой геологической парадигмы опирается на значительное увеличение объемов работ высокоразрешающих (по вертикали и, особенно, по латерали) методов комплекса современных высокоточных геофизических технологий при поисковых и разведочных исследованиях. Масштабы геофизических работ по всем геофизическим полям обязательно должны быть достаточно крупными и одинаковыми. Недопустимо повторять ошибки традиционных технологий поиска и разведки, когда при комплексировании использовались результаты различных геофизических методов в разных и, особенно, мелких масштабах.
При выборе масштабов геофизической съемки рекомендуется, по аналогии с принципами выбора шага дискретности измерений в технике передачи информации по каналам связи, использовать теорему Котельникова. Для этого сначала по достаточно плотным сеткам измерений определяется истинный пространственный спектральный состав геологических объектов, а затем, в соответствии с теоремой Котельникова, определяется максимально допустимый шаг сетки геофизических измерений. Накопленный нами опыт работ на нефтегазовых месторождениях в Западной Сибири говорит, что скорее всего оптимальными сетками на территории нефтегазоносных районов Западной Сибири могут оказаться сетки с ячейками не более, чем 25х25 м. Сегодня такая сетка соответствует стандартной сетке общих глубинных точек высокоразрешающей объемной сейсморазведки в масштабе 1:25000. Масштаб работ следует увеличивать, возможно, до 1:10 000 при детализационной геофизической доразведке на разрабатываемых истощенных месторождениях, нуждающихся в реанимации и восстановлении добычи. У нас уже есть такой опыт работ на Западно-Варьеганском нефтяном месторождении (Р.М. Бембель, В.М. Мегеря, С.Р. Бембель- 2003).
Оправданность столь крупного масштаба геофизических работ не вызывает серьезных возражений и сомнений для сейсморазведки, где господствует лучевая модель геофизического поля. Совсем иначе обстоит дело с теми геофизическими методами, где традиционно природа геофизического поля считалась потенциальной. Поэтому высокоразрешающая грави- и магниторазведка потребуют еще специальных научно-исследовательских работ для обоснования перевода их в разряд лучевых геофизических методов. Можно пока только предполагать успешные результаты таких исследований, поэтому вначале рекомендуется убедиться в реальности и успешности лучевой интерпретации гравитационного и магнитного полей. Ведь только традиционно потенциальные модели этих полей приводят к нецелесообразности густых сеток измерений в грави- и магниторазведке при исследовании объектов, расположенных на больших глубинах.
Есть основания считать эти традиционные представления заблуждением, когда исследуются геологические объекты, сформированные геосолитонным механизмом. На рисунках 28 и 29 даны результаты сопоставления детальной сейсморазведки вблизи малоразмерных структур геосолитонного генезиса с картами гравитационного и магнитного поля по одним и тем же профилям. Глубина объекта более 2,5 км, а ширина аномалий в гравитационном и магнитном полях всего первые сотни метров. На рисунке 28 дан сейсморазведочный разрез через эти же аномалии гравитационного и магнитного поля, представленные на рисунке 29. Кольцевые аномалии гравитационного и магнитного полей в юго-восточной части рисунка 29 совпадают с местоположением ярко выраженной высокоамплитудной структуры на сейсмическом разрезе (восточная часть рисунка 28).
Соизмеримость поперечных размеров малоразмерных месторождений углеводородов с величиной поперечной неопределенности их положения при линейном профилировании за счет бокового сноса тоже требует корректировки в методике поиска на первоначальном этапе. Вместо традиционных линейных геофизических профилей на первичных этапах поисковых работ необходимо применять методику «широкого профиля» с такой поперечной апертурой, которая позволяет вполне надежно определять пространственное местоположение выявленных малоразмерных геологических объектов на больших глубинах. Только в этом случае можно уверенно рассчитывать на успешное поисковое бурение по результатам геофизических работ. Напомним, что при глубинах 2500-3000 метров обычный сейсморазведочный профиль дает неопределенность бокового сноса в левую или правую сторону профиля не менее чем 500 метров. При поперечных размерах целевого объекта СЗД (или геосолитонной трубки) всего в первые сотни метров, ошибка бокового сноса будет настолько велика, что скважины, заданные по материалам линейного профилирования, как правило, не будут попадать в целевой объект. Поисковые работы по линейным профилям, обладающие столь низкой информативностью, нецелесообразны - тем большую целесообразность приобретает метод «широкого профиля».
Главной проблемой поискового и разведочного бурения по материалам геофизических работ при малоразмерных залежах УВ, контролируемых геосолитонными каналами, является точное попадание забоя скважины в целевой геологический объект. Решение этой проблемы возможно при соблюдении двух условий: 1) предварительные поисковые геофизические работы должны обладать необходимой высокой пространственной разрешенностью, гарантирующей точные координаты места положения целевого объекта; 2) проходка ствола скважины должна гарантировать точное попадание забоя в выявленный по геофизике целевой объект. Точность должна быть до первых десятков метров. В традиционных поисковых работах оба эти требования, как правило, не выполнялись, что приводило к пропуску малоразмерных по площади, но богатых по запасам месторождений углеводородов.
Точное попадание поисковой скважиной в оптимальный высокодебитный участок малоразмерной залежи может привести к идеальной схеме: эта единственная скважина, выполнив функции поисковой и разведочной, может оказаться единственной добывающей скважиной. Такой идеальный сценарий поиска, разведки и разработки месторождения малоразмерных месторождений углеводородов дает самую низкую себестоимость добываемой продукции и максимальную экономическую прибыль. В геосолитонной концепции происхождения нефти и газа активные локальные очаги геосолитонного излучения не только формируют ловушки, но и восстанавливают извлекаемые запасы. Поэтому продолжительность эксплуатации подобного малоразмерного восстанавливаемого месторождения может быть практически «вечной» и превысит общеизвестные стандарты в десятки раз. В мировой практике нефтегазодобычи известно много примеров, когда фактически извлеченные объемы продукции превышали величину утвержденных запасов в несколько раз, а добыча на месторождении продолжалась.
Восстанавливаемость запасов нефти чаще всего проявляется в неявной форме. Например, на известном Самотлорском месторождении имеются отдельные добывающие скважины с накопленной добычей более 2-3 млн. тонн нефти, которые продолжают давать малообводненную продукцию. В то же время на расстоянии всего в 200-300 метров от этих высокопродуктивных скважин находятся десятки добывающих скважин, обводненных на 99 % и имеющих накопленную добычу в тысячу раз меньше. Наиболее правдоподобным объяснением этого самотлорского феномена существования «ураганных» высокодебитных скважин рядом с малопродуктивными и обводненными скважинами может быть только локальное восстановление запасов за счет современной геосолитонной генерации углеводородов.
Накопленный опыт геологоразведочных работ в Западной Сибири и во всем мире однозначно указывает на то, что одной из основных причин неполной достоверности (мягко говоря) или ошибочности геофизического прогнозирования (более близкая к истине оценка) являются не аппаратурные несовершенства, а ложные представления о главных геологических особенностях и пространственно-временном распределении запасов нефти и газа в исследуемых регионах. Именно эти неадекватные концепции послужили основанием для выбора всего традиционного и во многом несовершенного геофизического комплекса на этапах поиска и разведки.
Первые симптомы ошибочности концептуальных основ появились в Западной Сибири еще в 1970-х годах, когда была замечена закономерность увеличения невязки между глубинами до целевых горизонтов на геофизических картах и данными бурения при заложении скважин не на профилях, а внутри полигонов сейсмопрофилей. Очевидно, что причина такого эффекта, снижающего достоверность геофизических результатов, была связана с неадекватностью сетки сейсмопрофилей реальным геометрическим параметрам структурных форм в геологическом разрезе. Однако стремление к поиску «самотлоров», то есть ловушек с крупными геометрическими формами, оказалось настолько определяющим параметры систем геофизических наблюдений в поле, что даже вполне очевидные концептуальные заблуждения о геологическом строении просто не замечались, так как коррекция представлений вела бы к принципиальному пересмотру главных направлений поиска в сторону малоразмерных объектов. Такого понимания в ХХ веке практически не существовало.
Малоразмерные в плане, но высокопродуктивные ловушки нефти и газа характерны для большинства богатых нефтегазоносных провинций мира, в том числе и для Западной Сибири, что доказано здесь 30-летним опытом разработки месторождений. Низкая достоверность работ по разряженным сеткам на протяжении почти 40 лет в Западной Сибири привела к тому, что большая часть запасов углеводородов и высокопродуктивных ловушек нефти и газа в регионе была пропущена и продолжает пропускаться в настоящее время при традиционной профильной технологии работ, ориентированной на ошибочно упрощенные представления.
Если необходимость применения высокоразрешающей объемной сейсморазведки при подготовке к разработке месторождений можно считать доказанным и общепринятым, то использование даже элементов и упрощенных модификаций такой разведки на поисковом и разведочном этапах все еще недооценивается в нефтегазовой индустрии в России – вплоть до запрещения финансирования работ 3D-сейсморазведки по статье геологоразведочных работ. Вряд ли огромный ущерб от некомпетентности подобных решений можно переоценить. Неустойчивая цена на нефть на мировом рынке остро ставит проблему повышения в России рентабельности всего комплекса работ, охватывающего поиски, разведку и разработку месторождений УВ. Проведенный нами анализ различных звеньев всей цепи основных компонентов затрат, технологий и моделей позволил предложить вполне конкретные пути снижения себестоимости единицы углеводородной продукции.
Главным элементом начального этапа поисков и разведки сложнопостроенных мозаичных месторождений и залежей становится высокоразрешающая объемная геофизика и, как наиболее апробированный из методов, высокоразрешающая объемная сейсморазведка (ВОС), способная обеспечить надежное выявление и картирование малоразмерных геологических целевых объектов, которые наиболее точно соответствуют геометрическим размерам реальных залежей в геологическом разрезе. В настоящее время только по результатам ВОС возможно обеспечить точное попадание каждой поисковой, разведочной и эксплуатационной скважины в наиболее перспективные малоразмерные залежи углеводородов. Увеличение объемов ВОС на самых ранних этапах поисков и разведки не только обеспечит повышение в несколько раз числа выявленных перспективных объектов, но и резко сократит число «сухих» поисковых, разведочных и эксплутационных скважин. Кроме того, высокодетальные карты и разрезы по материалам ВОС и технология геологической интерпретации результатов сейсмовидения позволяет значительно точнее произвести оценку запасов и выбрать наиболее оптимальную схему разработки, сократив в несколько раз число и эксплуатационных скважин, что в конечном итоге приводит к резкому снижению затрат на единицу добываемой продукции.
Сегодня в Ханты-Мансийском автономном округе добывается в два раза больше нефти, чем в Кувейте, но среднесуточный дебит нефти на одну добывающую скважину у нас почти в 20 раз ниже. Кроме того, неоправданно высокие затраты в ХМАО на методы вторичного воздействия на пласт в условиях ошибочной и недоразведанной модели месторождений настолько повышают себестоимость продукции, что суммарная прибыль от двойного объема добытой нефти оказывается ниже, чем в Кувейте, даже при высоких ценах на нефть на мировом рынке. Очевидно, что важнее снижать себестоимость добычи, а не увеличивать безмерно ее объемы при низкой рентабельности работ на всех стадиях. Самый надежный и быстрый путь для достижения поставленной цели могут обеспечить смена концептуальных основ нефтяной геологии и соответствующая смена технологического комплекса поиска, разведки и разработки. Наиболее первоочередным представляется более предпочтительное финансирование высокоразрешающей объемной геофизики, в том числе высокоразрешающей объемной сейсморазведки, по сравнению с поисковым и разведочным бурением по статье геологоразведочных работ.
Итак, геосолитонная концепция Земли представляет принципиально новое понимание теоретических основ геологии нефти и газа, механизмов образования нефти и газа, формирования и эволюции активных очагов их генерации, образования первичных и вторичных коллекторов, пространственных форм и размеров ловушек углеводородов. Тем самым геосолитонная концепция может служить основой для повышения геолого-экономической эффективности нефтегазовой отрасли.
Дата добавления: 2015-09-10; просмотров: 32 | Поможем написать вашу работу | Нарушение авторских прав |