Тимонин Н.И.
Перспективы на нефть и газ Южно-Карской впадины / Н. И. Тимонин
// Геология полярных областей Земли. - М.,2009. - Т.2. - С.236-238: табл. - Библиогр.: с.238.
-
-10088
|
Тимофеев В.А.
Нефтегазоносность палеозойского комплекса Предкавказья / В. А. Тимофеев
// Литология и геология горючих ископаемых. - 2008. - Вып.II.-С.265-276. - Библиогр.:7 назв.
| -
-9741
|
Тимурзиев А.И.
Подтверждаемость прогноза,основанного на неотектонических критериях и методике количественной оценки нефтегазоносности локальных структур:(на прим.Юж.Монгышлака) / А. И. Тимурзиев
// Геология,геофизика и разраб.нефт.и газовых м-ний. - 2007. - №11.-С.23-29:ил.,табл.
За период 1992-2003 гг. на территории Волго-Уральской НГП подготовлено к бурению более 700 структур с перспективными ресурсами категории С3, изучено бурением около 800 структур. Средний коэффициент успешности составил 0,3 на фоне общего двукратного снижения средней эффективности поисково-оценочных работ за 1998-2003 гг. (в сравнении с периодом 1993-1997 гг.). С помощью модифицированного варианта статистического последовательного анализа А.Вальда была выполнена количественная оценка перспектив нефтегазоносности локальных структур, подготовленного и выявленного фонда ПО «Мангышлакнефть» для юрской продуктивной толщи (ЮПТ) и триасового продуктивного комплекса (ТПК) Южно-Мангышлакской НГО. Для 58 показателей нефтегазоносности локальных структур был рассчитан коэффициент информативности, для 31 осуществлено сравнение критерием хи-квадрат. Были выполнены «градуировка» шкалы коэффициента информативности и дифференциация геологических показателей на группы информативных (критерии нефтегазоносности) и неинформативных. Для оценки перспектив нефтегазоносности локальных структур была использована методика вероятностно-статистического анализа в модификации байесовской теории принятия решений. Была выполнена раздельная оценка перспектив нефтегазоносности 42 локальных структур ЮПТ и ТПК, из которых 23 ранее были оценены как перспективные, 12 – как малоперспективные, 6 – как бесперспективные. В целом по результатам их разбуривания прогноз подтвердился по 34 структурам (81%). При этом из 23 перспективных структур прогноз подтвердился по 16 (70%). Из 12 малоперспективных структур прогноз подтвержден по 11 (92%), из 6 бесперспективных прогноз подтвержден полностью (100%). Эти данные свидетельствуют о том, что наибольшая достоверность прогноза по данной методике достигается для структур мало- и бесперспективных, т.е. методика обладает высокой эффективностью для выбраковки заведомо пустых структур и структур с неопределенными перспективами (малоперспективных). Т.о. использование на этапе ввода структур в поисковое бурение элемента селекции (ранжирования) объектов по перспективам нефтегазоносности позволит кратно повысить эффективность поисково-разведочных работ.
| -
Г22687
|
Толкачикова А.А.
Геолого-петрологические признаки проявления углеводородов в кристаллическом фундаменте Припятского прогиба / А. А. Толкачикова, И. В. Найденков
// Акутальные проблемы геологии Беларуси и смежных территорий. - Минск, 2008. - С.27-31: ил.,табл. - Библиогр.: 5 назв.
| -
-9741
|
Трофимов Д.М.
Возможности и результаты практического использования спутниковой радиолокационной съемки и интерферометрии при геолого-разведочных работах на нефть и газ / Д. М. Трофимов, Д. Б. Никольский, А. И. Захаров
// Геология, геофизика и разработ. нефт. и газовых месторождений. - 2009. - №1.-С.25-29:ил.,табл. - Библиогр.:6 назв.
| -
Г22756
|
Трушкова Л.Я.
Клиноформы как региональные нефтегазоносные объекты, закономерности размещения и прогноз в них литологических резервуаров / Л. Я. Трушкова, В. П. Игошкин
// Литологические и геохимические основы прогноза нефтегазоносности . - СПб., 2008. - С.536-545: ил. - Библиогр.: 12 назв. - Рез. англ.
| -
-2866
|
Федоровский Ю.Ф.
Геологическая аналогия морских нефтегазоносных бассейнов Арктического циркумполярного пояса при оценке и освоении прогнозных ресурсов нефти и газа / Ю. Ф. Федоровский, Е. В. Захаров
// Отеч.геология. - 2008. - №4.-С.11-16:ил.,табл. - Библиогр.:6 назв.
| -
-9741
|
Федоровский Ю.Ф.
Геологическое прогнозирование нефтеносности карбонатных верхне-среднепалеозойских отложений на российском шельфе Баренцева моря / Ю. Ф. Федоровский, Е. В. Захаров
// Геология, геофизика и разработ. нефт. и газовых месторождений. - 2008. - №1.-С.4-9:ил. - Библиогр.:6 назв.
В 2007 г. МГУ было выполнено численное моделирование истории реализации УВ потенциала породами материнских свит палеозойского возраста в пределах Адмиралтейского вала. При наличии коллекторов и покрышек эти нефтематеринские породы могли в течение мела и кайнозоя сформировать месторождения нефти на Нахтусовской и Адмиралтейской площадях. Аккумуляционные возможности пермских карбонатных отложений на этих площадях усиливаются тем обстоятельством, что в период погружения южной части Адмиралтейского вала (Крестовая структура) Адмиралтейская и Пахтусовская структуры продолжали развиваться как участки стабильной карбонатной платформы, что позволяет ожидать здесь широкого развития рифогенных образований в каменноугольное - раннепермское время. На основании анализа истории реализации УВ потенциала палеозойскими породами в пределах Центрально-Баренцевской зоны поднятий (данные ВНИИОкеангеология) выявлен ряд локальных структур, в которых палеозойские отложения попадают в «нефтяное окно». По сходству геологического строения рассматриваемых территорий с таковым валов Сорокина и Медынского можно ожидать преимущественной нефтеносности верхнепалеозойских отложений Адмиралтейского вала и Центрально-Баренцевской зоны поднятий. Т.о. эти участки можно рассматривать как крупные и наиболее перспективные зоны преимущественного нефтенакопления в карбонатных средне - верхнепалеозойских отложениях. Практический интерес для поисково-разведочных работ на тот же комплекс отложений представляют также локальные структуры-ловушки: Дмитриевская (Дмитриевский вал), Междушарская (Костиншарский вал), Папанинская (Долгинско-Папанинский вал), Полярная, Стасовская, Западно-Полярная, Восточно-Приразломная (между валами Медынского и Сорокина). На гипсометрически опущенных частях прибортовых зон могут быть встречены газоконденсатные залежи, связанные с вышележащими отложениями триаса (на юге и востоке региона) и средней юры (на севере и западе). Остальная часть Восточно-Баренцевского мегапрогиба не может рассматриваться как перспективная, т.к. кровля карбонатных палеозойских отложений залегает на глубинах более 7 км.
| -
Г22716
|
Фортунатова Н.К.
Типизация природных карбонатных резервуаров как основа прогноза новых зон нефтегазонакопления и объектов поисковых работ в Восточной Сибири / Н. К. Фортунатова, В. Н. Ларкин
// Комплексирование геолого-геофизических методов при обосновании нефтегазопоисковых объектов на Сибирской платформе (в Восточной Сибири и Республике Саха(Якутия)). - Новосибирск, 2009. - С.13-18: ил.
| -
-10074
|
Халимов Э.М.
Башкортостан - российский лидер вторичной разработки нефтяных местороджений / Э. М. Халимов, Ю. Э. Халимов
// Недропользование-XXI век. - 2007. - №5.-С.16-19:ил.,табл.,портр. - Библиогр.:3 назв.
Для Башкортостана одной из актуальных задач является сохранение статуса нефтедобывающего субъекта, для чего необходимо удержание нефтедобычи на экономически оправданном и технологически рациональном уровне на максимально длительный срок. Республика относится к регионам с высокой степенью освоенности потенциальных ресурсов УВ: степень НПР нефти составляет 82 %. На перспективных землях насчитывается 429 подготовленных структур с суммарными ресурсами нефти категории С3 103 млн. т. однако 77 % структур не кондиционны из-за малых размеров, глубокого залегания пластов, высокой степени геологического риска. Согласно подсчетам, на территории Башкортостана разведанные месторождения содержат 4,5 млрд. т "неизвлекаемых" запасов нефти. Задача пополнения извлекаемых запасов нефти за счет неизвлекаемых может успешно решаться увеличением числа скважин при благоприятной конъюнктуре рынка и наличии эффективных экономически обоснованных технологий извлечения нефти. ОАО "АНК "Башнефть" первой среди нефтяных компаний России приступила к масштабной реализации вторичной разработки месторождений. Опыта вторичной разработки нефтяных месторождений после их продолжительной консервации в мировой и отечественной практике не существует. Однако существует теория, согласно которой при прекращении эксплуатации залежи в продуктивной толще происходят процессы ее переформирования, консолидации остаточных запасов и "всплывания" нефти в повышенные части структуры-ловушки. В результате после повторного пуска скважин их добычные характеристики окажутся значительно улучшенными. Впервые работы по вторичной разработке были начаты на Кусяакуловском месторождении (период консервации 1945-1986 гг.); затем, после 30-40 летней консервации, были поочередно опробованы и пущены во вторичную разработку месторождения Малышевское (1992 г.), Карлинское (1993 г.), Цветаевское (1997 г.), Буруновское (2002 г.). В результате из 49 скважин суммарно по 5 месторождениям было добыто 70 тыс. т нефти (13 % от добычи в период первичной эксплуатации). Результаты геолого-промыслового анализа показали, что повышение эффективности вторичной разработки на этих месторождениях возможно за счет: - оптимизации технологических режимов работы действующих скважин (минимизация обводненности и сохранение стабильного пластового давления на уровне первоначального); - увеличения охвата залежей дренированием путем бурения новых скважин; - массового применения эффективных способов добычи и МУН. Все это свидетельствует о реальности постановки на баланс в традиционных районах нефтедобычи запасов, ранее считавшихся забалансовыми. Важным итогом является подтверждение идеи о преобразовании техногенно-разрушенных залежей в новые скопления вследствие природной энергии. Экономически целесообразным является максимальное использование естественного режима для эксплуатации скважин, как на этапе первичной разработки, так и на завершающих этапах. Возможно, что на заключительной стадии целесообразен переход на периодическую разработку залежей с чередованием периодов эксплуатации с периодами длительной остановки. Важной предпосылкой расширения работ по освоению остаточных запасов является создание соответствующих экономических условий для добычи нефти из низкорентабельных скважин. Мировой опыт свидетельствует, что радикальным решением может быть освобождение нефтедобывающих предприятий от налогообложения при добыче нефти из остаточных и забалансовых запасов.
| -
-8966
|
Харченко В.М.
Новые данные о Транскавказском субмеридиональном новейшем поднятии и его связь с залежами углеводородов и очагами землетрясений / В. М. Харченко
// Исслед.Земли из космоса. - 2009. - №.1.-С.80-91:ил. - Библиогр.:21 назв. - Рез.англ.
На основе дешифрирования космофотоснимков (КФС) масштаба 1:2 500 000, и карт градиентов вертикальных и горизонтальных движений земной коры уточнены границы Транскавказского субмеридионального поднятия, выделены линеаментные зоны протяжённостью от первых десятков до нескольких сот километров, ограничивающие тектонические блоки различного ранга (рис 1,2). Согласно полученным данным Транскавказское субмеридиональное поднятие пространственно совпадает c главным водоразделом Ставропольской и Ергененской возвышенности и протягивается на сотни км. Его центральная часть ограничена субмеридиональными линеаментными зонами, являющимися зонами растяжения. Транскавказское субмеридиональное поднятие является осевой зоной Северного Кавказа и Предкавказья, к востоку и западу от которого располагаются главные тектонические структуры и соответственно зоны нефтегазонакопления, связанные с зонами растяжения, а очаги землетрясений с зонами сжатия. Также перспективными на содержания нефти и газа являются структуры центрального типа (СЦТ) с минимальными градиентами вертикальных тектонических движений.
| -
Г22575
|
Хлебников П.А.
Основные результаты работ на нефть и газ на континентальном шельфе Российской Федерации за 2006 год и планы на 2007 год / П. А. Хлебников, В. Д. Каминский, О. И. Супруненко
// Топливно-энергетический комплекс России. - СПб., 2007. - С.318-322.
В 2006 г. за счет средств федерального бюджета были профинансированы геолого-геофизические работы по 23 объектам, в т.ч. ГРР - по 16 объектам: Баренцево море - 5, Карское море - 4, море Лаптевых - 2, Берингово и Охотское моря - 3, Каспийское и Черное моря - 2. В Печорском море по результатам сейсморазведки выявлен ряд поднятий и линзовидных тел, перспективных для дальнейшего изучения в качестве потенциальных ловушек. В пределах восточного борта Северо-Баренцевской впадины получены данные о структуре потенциальных полей, уточняющие тектонический план района. Выявлены антиклинальные перегибы, указывающие на предпосылки обнаружения перспективных объектов возможного УВ-накопления на достижимых для бурения глубинах. Завершены работы по изучению геологического строения и оценке перспектив нефтегазоносности Адмиралтейского вала. Впервые по сейсмическим данным получены прямые признаки наличия газовой залежи в меловой части разреза. Установлена зона (10300 км2) развития неструктурных ловушек в средне-верхнетриасовых отложениях, приуроченная к склонам Адмиралтейского вала и Гусино-земельской ступени. Вдоль восточного склона вала в верхнедевонских - каменноугольных отложениях выделен барьерный риф (70 х 20 км). Прогнозируемые суммарные ресурсы УВ составляют около 200 млн. т н.э. (D1-D2). По объекту "Региональные сейсморазведочные работы на акватории Обской губы и южной части шельфа Карского моря" создана единая каркасная сеть региональных сейсмических профилей, позволяющая выявить особенности строения осадочного чехла и уточнить ресурсную оценку УВ сырья. По основным отражающим горизонтам закартировано 26 новых нефтегазопоисковых объектов различного типа в образованиях разного возраста (от доюрских до сеноманских). По результатам работ, проведенных в 2005 г. в море Лаптевых, обоснована принципиально новая схема стратификации разреза кайнозойских отложений. В пределах изученной площади уточнено строение 7 ранее выявленных и 13 новых локальных поднятий общей площадью 14325 км2. Суммарная оценка прогнозных ресурсов по категории D2 составляет около 1500 млн. т н.э. На шельфах дальневосточных морей были проведены полевые (сейсморазведка, магнитометрия, гравиметрия) и камеральные работы в соответствии с техническими заданиями. По результатам работ намечены структурные, стратиграфические, сейсмофациальные, волновые и прочие геолого-геофизические признаки и предпосылки прогноза нефтегазоносности, уточнены представления о геолого-структурной позиции района и его районировании по степени перспективности на УВ сырье. В пределах северной части Каспийского моря в 2006 г. был отработан ряд сейсморазведочных, грави- и магнитометрических профилей. Результаты предварительной интерпретации временных разрезов позволяют рассчитывать на успешную локализацию крупных структур в палеозойском комплексе и оценку их прогнозных УВ ресурсов. По результатам работ на акватории Черного моря выявлены новые разломы, разделяющие площади с различными перспективами нефтегазоносности, а также получены данные, свидетельствующие о нефтегенерирующем характере юрских, меловых и палеогеновых пород на валу Шацкого на глубинах 2050-4470 м.
| -
-9741
|
Хромова И.Ю.
Возможно ли повышение точности прогноза толщин глубокозалегающих песчаных пластов? / И. Ю. Хромова
// Геология, геофизика и разработ. нефт. и газовых месторождений. - 2008. - №10.-С.16-23:ил. - Библиогр.:4 назв.
| -
-9741
|
Цемкало М.Л.
Нефтегазогеологическое районирование и перспективы освоения сырьевой базы Западно-Ямальского шельфа / М. Л. Цемкало
// Геология,геофизика и разраб.нефт.и газовых м-ний. - 2008. - №4.-С.10-12:ил. - Библиогр.:4 назв.
| -
Г22575
|
Чан Ле Донг.
Нефтяная залежь в кристаллическом фундаменте месторождения Белый Тигр и мероприятия по повышению ее коэффициента нефтеизвлечения / Чан Ле Донг, Хоанг Ван Куи
// Топливно-энергетический комплекс России. - СПб., 2007. - С.84-86. - Библиогр.: 3 назв.
Нефтяная залежь в кристаллическом фундаменте уникального месторождения Белый Тигр имеет нефтенасыщенную толщину более 1500 м. месторождение расположено в центральной зоне поднятий Кыулонгской впадины. Залежь является единой гидродинамической системой протяженностью 26 км и шириной 6,5 км и более. Приподнятый блок докайнозойского фундамента сложен многофазными нижнетриасовыми – верхнемеловыми образованиями магматических пород (гранитов, гранодиоритов, диоритов, кварцевых монцодиоритов), обладающими различными фильтрационно-емкостными характеристиками. Для повышения нефтеотдачи (поддержания пластового давления) производится закачка в залежь морской воды через нагнетательные скважины с большими углами наклона и регулирование режимов отбора нефти. С этой целью реализуются следующие мероприятия: - отработка интервалов в добывающих скважинах снизу вверх путем изоляции обводнившихся интервалов; - увеличение объема закачки в периферийных обводненных частях приподнятого блока; - вовлечение в разработку недренируемых запасов нефти путем бурения вторых стволов; - ускорение строительства морских сооружений для равномерной добычи и подключения к разработке слабодренируемых зон.
| -
-9899
|
Чупров В.
Перспективы нефтегазоносности Европейского севера России:поиск продолжается [8-9 окт.2007 г.,Сыктывкар] / В. Чупров, С. Клименко
// Вестн.Ин-та геологии Коми науч.центра УрО РАН. - 2007. - №10.-С.19:ил.,портр.
В Институте геологии Коми НЦ УрО РАН 8-9 октября 2007 г. прошла конференция "Перспективы нефтегазоносности малоизученных территорий севера и северо-востока европейской части России, организованная РАН, МПР России, Минпромэнерго РК, ООО "Лукойл-Коми". В ходе конференции было заслушано 24 доклада. По результатам конференции были определены следующие приоритетные объекты проведения ГРР по поискам месторождений УВ сырья: - Северо-Предуральская НГО (впадины и поперечные поднятия Предуральского краевого прогиба); - Ухто-Ижемский НГР и восточный склон Тиманского кряжа (литологически- и стратиграфически-экранированные ловушки в средне-верхнедевонских отложениях); - Малоземельско-Колгуевский НГР; - Зона сочленения Волго-Уральской и Тимано-Печорской НГП; - Территории, примыкающие к выработанным месторождениям; - Омра-Лузская седловина, северное продолжение Мичаю-Пашнинского вала; - Омра-Сойвинский прогиб, Джебольский и Велью-Тэбукский НГ районы (залежи, связанные с девонскими грабенообразными прогибами). Отмечалась необходимость внедрения новых технологий добычи нефти для повышения нефтеотдачи, а также ввода в разработку месторождений и залежей высоковязких, тяжелых, смолистых и высокопарафинистых нефтей с использованием современных методов воздействия на продуктивные пласты. Две проблемы необходимо решать на государственном уровне: - разработка научно обоснованной программы комплексных исследований малоизученных территорий Тимано-Печорской и Баренцевоморской НГП; - увеличение объема региональных работ за счет средств госбюджета. Решение этих задач позволит повысить достоверность ресурсной базы и снизить первичный риск при проведении ГРР на поисковом этапе при подготовке новых перспективных площадей.
| -
-9741
|
Шайхутдинов А.Н.
О возможности прогноза нефтегазоносности юрских отложений вероятностно-статистическими методами:(на прим.территории деятельности ТПП "Когалымнефтегаз") / А. Н. Шайхутдинов, В. И. Галкин
// Геология, геофизика и разраб. нефт. и газовых месторождений. - 2009. - №6.-С.11-14:ил.,табл. - Библиогр.:5 назв. - Рез.рус.англ.:с.60.
| -
Г22733
|
Шамсутдинова Л.Л.
Новые зоны нефтенакопления в ордовикско-силурийских отложениях Ижма-Печорской впадины / Л. Л. Шамсутдинова
// Геология и минеральные ресурсы Европейского Северо-Востока России. - Сыктывкар, 2009. - Т.3. - С.128-131: ил. - Библиогр.: 1 назв.
| -
-10058
|
Шарафутдинова Р.З.
Разработка требований к составу реагентов, используемых для обеспечения устойчивости глинистых отложений при строительстве скважин / Р. З. Шарафутдинова
// Науч.-техн.вестн.ОАО"НК"Роснефть". - 2006. - №4. - С.27-29: ил. - Библиогр.: 3 назв.
Одной из основных технических проблем при строительстве скважин является обеспечение устойчивости вскрываемых глинистых отложений, поскольку их контакт с водными буровыми растворами приводит к разрушению стенок скважины и насыщению раствора излишней твердой фазой. В статье предложены варианты решения этой проблемы, основанные на использовании реагентов, блокирующих доступ мономеров воды в структуру глины и скрепляющих ее частицы. Разработан "гидратный" метод стабилизации, предотвращающий разрушение глины путем создания гидратного полимера, способного скрепить частицы глины между собой. Для создания гидратных полимеров предложено использовать акриловые реагенты, представляющие собой акриловую цепь с фрагментами гидрофильных и эфирных групп. Другим типом гидратного полимера является полимерный гидрат кремнезема или глинозема. Применение подобных реагентов позволит увеличить коммерческую скорость бурения, снизить расходы на обработку буровых растворов и осуществить мероприятия по созданию герметичной крепи скважин.
| -
Г22584
|
Шемин Г.Г.
Количественный прогноз нефтегазоносности с выделением крупных объектов нефтепоисковых работ батского регионального резервуара севера Западной Сибири и акватории Карского моря / Г. Г. Шемин
// Актуальные проблемы нефтегазовой геологии. - СПб., 2007. - С.161-167: ил.,табл. - Библиогр.: 2 назв.
Батский региональный резервуар широко распространен на севере Западной Сибири и акватории Карского моря. Проницаемый комплекс представлен песчано-глинистыми породами малышевского горизонта; флюидоупором служат глинистые отложения васюганского, георгиевского и баженовского горизонтов. На основании комплексных геолого-геофизических исследований сотрудниками ИНГиГ СО РАН была произведена количественная оценка нефтегазоносности, нефтеносности и газоносности резервуара и выделены крупнейшие объекты нефтегазопоисковых работ. Согласно этой оценке начальные суммарные ресурсы УВ батского регионального резервуара составляют 22 578 млн. т условных углеводородов, из них 57,3 % составляет газ, 30,0 % - нефть, 12,7 % - конденсат. Наиболее перспективными на нефть и газ является центральная часть рассматриваемой территории (Ямальская НГО, южная часть Гыданской и северная часть Пур-Тазовской НГО, северная половина Надым-Пурской НГО). Здесь прогнозируются все крупнейшие и крупные объекты нефтепоисковых работ: Новопортовско-Нижнемессояхская, Харасавэйско-Нурминская, Песцово-Уренгойская зоны нефтегазонакопления, Южно-Тамбейский, Геофизический, Ямбургский, Юрхаровский перспективные участки. Наиболее перспективными на нефть являются южные части Гыданской и Ямальской НГО, а также Фроловская НГО. Наиболее перспективными на газ являются юг Гыданской, центральная часть Ямальской и северные участки Надым-Пурской и Пур-Тазовской НГО. По результатам проведенного анализа для проведения первоочередных нефтепоисковых работ выделены два объекта: Новопортовско-Нижнемессояхский и Харасавэйско-Бованенковский. В их пределах рекомендуется произвести переинтерпретацию сейсмогеологических материалов и анализ данных буровых работ, что позволит уточнить модель строения продуктивных пластов, оценить перспективы их нефтегазоносности и наметить конкретные объекты поисково-оценочных буровых работ.
| -
Г22756
|
Шемин Г.Г.
Литологические основы прогноза нефтегазоносности оксфордского и батского региональных резервуаров севера Западной Сибири и акватории Карского моря / Г. Г. Шемин, А. Л. Бейзель, Н. В. Первухина
// Литологические и геохимические основы прогноза нефтегазоносности . - СПб., 2008. - С.345-356: ил., табл. - Библиогр.: 11 назв. - Рез. англ.
| -
-5746
|
Шемин Г.Г.
Строение и перспективы нефтегазоносности с выделением крупных объектов нефтепоисковых работ батского регионального резервуара севера Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции / Г. Г. Шемин, Н. В. Первухина
// Геология нефти и газа. - 2009. - №1.-С.13-19:ил.,табл. - Библиогр.:5 назв. - Текст парал.рус.,англ.
| -
Г22733
|
Шилов Л.П.
Особенности тектоники, происхождение и нефтегазоносность Тимана / Л. П. Шилов, Ю. Л. Краснова
// Геология и минеральные ресурсы Европейского Северо-Востока России. - Сыктывкар, 2009. - Т.2. - С.177-179: ил.
| -
-9807
|
Шихалиев Ю.А.
К вопросу прогнозирования зон аномально высоких пластовых давлений по данным сейсморазведки / Ю. А. Шихалиев, Г. Е. Гаузер
// Геофизика. - 2006. - №1.-С.21-25:ил.,портр. - Библиогр.:5 назв.
| -
Г22685
|
Шувалов А.В.
Программа изучения нефтегазоносности кристаллического фундамента в платформенной части Республики Башкортостан / А. В. Шувалов, Е. В. Лозин, Р. Х. Масагутов
// Геология, полезные ископаемые и проблемы геоэкологии Башкортостана, Урала и сопредельных территорий. - Уфа, 2008. - С.237-238. - Библиогр.: с.238.
| -
-5995А
|
Щергин В.Г.
Совершенствование методики геологического моделирования нефтенасыщенности на месторождениях Западной Сибири / В. Г. Щергин
// Изв.вузов.Нефть и газ. - 2009. - №1.-С.10-15:ил. - Библиогр.:1 назв.
| -
В54186
|
Якубова С.Г.
Дифференциация основных продуктивных пластов нефтяных месторождений по комплексу параметров состава и свойств нефтей / С. Г. Якубова, М. Р. Якубов
// Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности. - М., 2007. - С.287-288.
| -
В54279
|
Якушев В.С.
Природный газ и газовые гидраты в криолитозоне / В. С. Якушев; Открытое акционер.о-во "Газпром", О-во с огранич.ответственностью "НИИ природ.газов и газовых технологий-ВНИИГАЗ". - М.: ВНИИГАЗ, 2009. - 190 с.: ил.,табл. - Библиогр.: с.162-174(146 назв.). - ISBN 978-5-89754-048-8.
|
Достарыңызбен бөлісу: |
