Плоскость сравнения 1 страница

А

О

А

И/= -.100%.

М

Необходимость в определении нескольких статистических характеристик обусловливается тем, что средние значения параметров по ряду объектов могут быть практически равны, а по дисперсиям и коэффициентам вариации значительно отличаться. Ввиду того, что значения коэффициентов вариации безразмерны, они хорошо отражают геологическую неоднородность на данном иерархическом уровне. Чем выше коэффициент вариации, тем выше неоднородность по анализируемому параметру.

II иерархический уровень. Этот уровень соответствует нерасчлененному пласту. Некоторые особо однородные объекты разработки могут соответствовать II иерархическому уровню. Все параметры геологической неоднородности на II иерархическом уровне определяются с помощью промыслово-геофизических методов, наиболее надежно - толщина пласта (пропластка), пористость, нефтенасыщенность, а также глинистость. Практически интерпретация всех геофизических методов привязывается к определенному песчаному пропластку, т.е. производится на II иерархическом уровне.

По определяемым параметрам также находятся их статистические характеристики: математическое ожидание, дисперсия, стандартное отклонение, коэффициент вариации.

Весьма информативным параметром геологической неоднородности на I и II иерархическом уровнях является глинистость породы-коллектора.

Ко II иерархическому уровню близки такие объекты разработки, как XVI пласт Октябрьского, пласт Дп Константиновского, пласт Д1 Бавлинского месторождений и др.

Рис.19. Схема изменения относительной С^д глинистости по пласту Д; Серафимов-ского месторождения:

1 - номер расчетного участка; 2 - неглинистые зоны, С^.д = 0,0 - 0,05; 3 - малоглинис­тые зоны, С^д = 0,05 - 0,15; 4 - глинистые зоны, С^д = 0,15 - 0,5; 5 - зоны отсутствия коллекторов; 6 - первоначальные внешний и внутренний контуры нефтеносности

По диаграммам гамма-метода находят массовую глинистость с использованием зависимости относительной гамма-активности А./^ от массовой глинистости Срд.

Исследования распределения глинистости по объему пласта свидетельствуют о бессистемном изменении этого параметра. Однако карты глинистости, построенные по средневзвешенным по толщине пласта значениям относительной глинистости, хорошо характеризуют степень его неоднородности (рис. 19).

Для изучения связи коллекторских свойств пласта и его продуктивности с глинистостью предпочтительнее использовать относительную глинистость:

С' -гл

(4.1)

СП- т)+ т'

где Срл- массовая глинистость; т - коэффициент пористости песчаников.

-89-

Большой фактический материал показывает, что терригенные коллекторы Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, как правило, содержат полиминеральный глинистый цемент. Коллек­торы яснополянского надгоризонта включают глинистые минера­лы: каолинит, гидрослюду, монтмориллонит, неупорядоченный смешанно-слойный компонент типа монтмориллонит-гидрослюда. Монтмориллонит присутствует лишь как незначительная примесь в породах тульского горизонта за исключением пласта Сц. Иссле­дования Т.Т.Клубовой показывают наличие примерно такого же минерального состава глинистых примесей в коллекторах терри-генного девона. Состав глинистого цемента песчаных коллекторов и перекрывающих глинистых пород, как правило, идентичен.

Наличие глинистых минералов значительно влияет на формирование порового пространства песчано-алевритовых пород, а следовательно, на фильтрацию нефти через коллектор. При равномерном распределении глинистого цемента возрастает количество тупиковых пор, а сообщающиеся поры приобретают сложные очертания. Активность глинистых минералов обусловливается высокой величиной приведенной емкости поглощения, которая возрастает с увеличением дисперсности глинистых минералов. Величина приведенной емкости поглощения возрастает от каолинитовых к монтмориллонитовым глинам. От величины приведенной емкости поглощения зависят сорбционные и каталитические свойства минералов, которые в конечном счете определяют фильтрационные возможности коллектора.

Механизм влияния глинистых минералов и свойств вытесняющих агентов на фильтрацию изучали М.А.Цветкова, А.С.Жакен, Т.Т.Клубова и др.

Каталитические свойства минералов обусловливают сорбцию органических ионов активными участками поверхности минерала. Между сорбированными органическими ионами и глинистым минералом возникает связь, прочность которой изменяется в широких пределах в зависимости от размера органических ионов. Чем крупнее органические ионы, тем сильнее они адсорбируются поверхностью глинистого минерала, так как эти ионы, кроме кулоновских сил, удерживаются еще дополнительно силами Ван-дер-Ваальса, которые увеличиваются с. увеличением размера органического иона.

Многие глинистые минералы изменяют свои свойства при заводнении коллекторов. Многочисленные опыты, проведенные С.Жакеном на искусственных образцах пород с различной глинистостью, показали, что при снижении минерализации насыщающей воды ниже определенного критического значения

-90-

происходит необратимое изменение их проницаемости. Особенно сильно сказывается заводнение опресненными водами на коллекторы, содержащие примесь монтмориллонита. Если в крупнозернистый кварцевый песок добавить только 2 % монтмориллонита, то его проницаемость снизится в 10 раз, что подтверждает промысловый опыт.

Необходимо иметь ввиду, что вредное влияние воды, закачиваемой в пласт коллектор, в поровом пространстве которого находятся глинистые минералы, способные к внутрикристал-лическому набуханию (монтмориллонит и в различной степени деградированные гидрослюды), на фильтрационные возможности пород тем меньше, чем более высокомолекулярные углеводороды содержатся в нефти. Эти высокомолекулярные углеводороды нефти, прочно закрепившись на обменных позициях, создают сво­еобразное защитное покрытие на глинистых минералах, препятст­вующее их разбуханию под действием воды, нагнетаемой в пласт.

Ввиду высокой активности глинистых минералов терригенных пластов, оказывающих превалирующее влияние на многие свойства коллекторов, глинистость пластов-коллекторов входит в состав моделей, оценивающих как петрографические зависимости, например, электропроводность горных пород, пористость, проницаемость, водонасыщенность, так и в модели, оценивающие добывные характеристики пласта, например, абсолютно свободный дебит и продуктивность.

Коллекторские свойства: пористость, нефтенасыщенность и проницаемость - имеют тесные связи с глинистостью, которые могут быть достаточно надежно аппроксимированы линейными зависимостями. Толщина песчаных прослоев связана с относительной глинистостью менее тесно.

Таким образом, имеются тесные связи между активным компонентом коллектора - глинистым цементом, определяемым на I иерархическом уровне, и коллекторскими свойствами пласта, определяемыми на II иерархическом уровне. Наличие таких связей позволяет по массовой Срд и относительной С^д

глинистости определить пористость, нефтенасыщенность и проницаемость пласта. Исходя из этого, геологическую неоднородность песчаного пропластка в конкретной точке можно отождествить с его глинистостью.

III иерархический уровень. Это уровень гидродинамически связанного пласта. Во многих случаях соответствует эксплуатационному объекту. Эффективность параметров геологической неоднородности, определяемых на этом уровне, оценивается теснотой связи с показателями разработки.

-91

Рис.20. Схема расчлененности пласта Д; Серафимовского месторождения:

1 - номер расчетного участка; зоны развития песчаных прослоев: 2 - одного; 3 - двух;

4 - трех; 5 - четырех; 6 - пяти; 7 - зона отсутствия коллекторов; 8 - внешний и внутрен­ний контуры нефтеносности

Гидродинамически связанный пласт состоит из сложного сочетания песчаных пропластков, сливающихся между собой, расчленяющихся и выклинивающихся как по толщине, так и по площади (рис.20).

Анализ связи средневзвешенной по пласту глинистости с толщиной пласта показал, что они значимы, а их распределение по площади можно отобразить при помощи карт глинистости.

К III иерархическому уровню относится громадное количество объектов разработки, например, таких известных, как пласт Ai Туймазинского месторождения, пласты Дт и дгу Шкаповского, пласт Д1 Серафимовского месторождений и др.

Первые характеристики геологической неоднородности, широко используемые до настоящего времени, были получены в основном для объектов разработки III иерархического уровня. К ним относятся коэффициент песчанистости К^, коэффициент

расчлененности Ку, коэффициент литологической связанности Кцц, коэффициент литологической выдержанности К^.

Под коэффициентом относительной песчанистости К^ понима­ется отношение эффективной мощности //эф ^к общей мощности объекта Нубщ '•

Кп=

н

эф

Я,

(4.11)

общ

Коэффициент относительной песчанистости показывает, таким образом, соотношение коллекторских и неколлекторских пород в объеме эксплуатационного объекта.

Под коэффициентом, расчлененное™ эксплуатационного объекта Ку понимается отношение числа песчаных прослоев,

суммированных по всем скважинам ZA^npocn ' ^к общему

количеству скважин ЕМжв •

Таким образом, Ку характеризует среднее количество песча­ных прослоев в разрезе объекта:

К

проел Р~ Е^„

(4.12)

пластом песчаника, Ку=1.

В том случае, когда эксплуатационный объект представлен эстом песчаника, К^=1.

Под коэффициентом литологической связанности К

ев

понимается отношение площади участков слияния пластов и пропластков S^y к общей площади залежи S: •

(4.13)

Чем больше К^, тем больше степень гидродинамической

связанности коллекторов по вертикали. Для выявления участков литологической связи пластов необходимо построение карты зональных интервалов. При равномерном расположении скважин по площади Кцу примерно соответствует отношению числа скважин, в которых установлена литологическая связь пластов ясб, к общему количеству скважин 2 Л^скв ^:

К.

_ _ев ^св- T.N " -"СКВ

(4.14)

Непроницаемые слои при эксплуатации залежи препятствуют фильтрации жидкости в вертикальном направлении. В ряде случаев это положительным образом влияет на процесс разработки, затрудняя, например, поступление воды в скважину из обводненной части пласта.

Под коэффициентом литологической выдержанности Кцу

понимается отношение площади распространения коллекторов пласта 5^ к общей площади залежи S:

К=Sx

(4.15)

Чем больше К^, тем больше степень гидродинамической связанности коллекторов по горизонтам. При вычислении Х'лв

необходимо построение карт распространения коллекторов. Коэффициент литологической выдержанности характеризует охват пласта воздействием по площади.

Необходимо отметить, что в случае многопластового месторождения с гидродинамически изолированными пластами, т.е. на IV иерархическом уровне, вычисление коэффициентов связанности и литологической выдержанности имеет смысл только по отдельно взятому пласту.

Иногда по ряду коэффициентов и параметров, характеризующих как макро-, так и микронеоднородность пласта, трудно однозначно оценить неоднородность различных объектов. По одним параметрам один и тот же объект может казаться более однородным, по другим неоднородным. Устранение этого препятствия возможно с применением комплексного показателя

неоднородности.

При подборе комплексного показателя неоднородности исходили из следующих условий: 1) в него должны входить параметры, имеющие генетическую связь с условиями образования коллекторов; 2) эти параметры можно определить на стадии проектирования системы разработки месторождений, а сам комплексный показатель должен быть тесно связан с основными показателями разработки.

При оценке неоднородности пласта, с учетом поставленных условий были использованы главным образом параметры, входящие в объемную формулу подсчета запасов: пористость, нефтенасыщенность, эффективная нефтенасыщенная толщина, толщина пропластков.

Изменчивость средних значений нефтенасыщенных толщин и толщин пропластков достигает 100 %, а сопоставление их средних

-94-

значений с соответствующими величинами вариаций показывает отсутствие между ними корреляционной связи, поэтому для расчета комплексного показателя принимали средние значения нефте­насыщенных толщин. Коэффициент проницаемости пласта, который является важнейшим в гидродинамических расчетах, не учитывали, так как по залежи, как правило, его можно определять ограниченное число раз. По многим пластопересечениям этот параметр нельзя найти, так как геофизические методы определения проницаемости дают большие погрешности. Кроме того установлено, что коэффи­циенты проницаемости, нефтенасыщенности и пористости связаны с условиями образования пласта и, следовательно, при оценке геологи­ческой неоднородности можно брать любые из этих параметров.

Аналитическое выражение комплексного показателя неоднородности имеет вид:

К

неод-

(4.16)

где

W W, "т' "k

коэффициенты вариации соответственно

пористости и нефтенасыщенности; M(h^), M(h^) - матема­тическое ожидание соответственно нефтенасыщенной толщины и толщины пропластков.

Параметры, входящие в комплексный показатель неодно­родности, рассчитывают по формулам математической статистики.

В предложенном показателе неоднородности числитель харак­теризует изменчивость емкостной характеристики пласта-коллектора,. а знаменатель - изменчивость пласта, определяемую прерывис­тостью, расчлененностью и выклиниванием, а также с уменьшением толщины на участках - обширными водонефтяными зонами (ВНЗ).

Таким образом, числитель комплексного показателя геологической неоднородности характеризуется параметрами II иерархического уровня, а знаменатель - параметрами III иерархического уровня. Оба уровня тесно взаимосвязаны. При макрооднородности пласта (пласт выдержан и не расчленен) комплексный показатель неоднородности изменяется за счет изменения числителя, что, в свою очередь, обусловлено особенностями образования пласта-коллектора. Увеличение макронеоднородности, связанное с расчленением пласта, замещением отдельных пропластков, уменьшением толщины пласта с приближением к контуру нефтеносности, особенно в обширных ВНЗ, как правило, приводит к увеличению числителя в формуле (4.16).

-95-

Рис.21. Схематическая карта изменения Кц^у„ по скважинам Д1 Серафимовского месторождения: 1 - номер расчетного участка; 2 - зоны отсутствия коллекторов;

3 - первоначальные внутренний и внешний контуры нефтеносности; 4 -.Кцеод ^{< 1}'

5 - ^неод = 1 - 5; 6 - ^од = 5 - 10; 7 - А-неод > 10

Важную роль в комплексном показателе неоднородности ^"неод

играет толщина пропластков. Средняя' толщина пропластков заменяет такой показатель геологической неоднородности, как расчлененность пласта. Как было показано, коэффициент расчлененности пласта, характеризуя его геологическую неоднородность, часто становится формальным показателем. Так, при большей расчлененности пласт может быть более однородным, если имеет большую нефтенасыщенную толщину. Этот пример становится более наглядным и понятным при сопоставлении схемы расчлененности и схемы изменения ^неод

^неод (^см- РИС.21), третий кажущаяся однородность

по пласту Hi Серафимовского месторождения (см. рис.21, 22). На схеме расчлененности второй и третий расчетные участки выглядят как довольно однородные. Второй участок действительно однородный, что подтверждает и схема изменения весьма неоднородный, а его

по схеме (см. рис.21)

-96-

Рис.22. Зависимость коэффициентов продуктивности Апрод и удельной продуктив­ности ^'прод ^от ^неод А™ первой и второй групп объектов:

а, б - продуктивность соответственно по первой и второй групп ам объектов;

в, s - удельная продуктивность соответственно по первой и второй группе объектов;

1,2 - объект 14; 3,4 - пласт С^ Новохазинской площади; 5 - объект 43; 6 - объект 1;

7,8- объект 35

объясняется тем, что пласт Ai на этом участке часто представлен одним тонким пропластком.

Проведем анализ ^неод "Р¹⁴ условии, что все параметры постоянные, а нефтенасыщенная толщина пропластков М(йпр) убывает от значения М(йэф) (пласт монолитен) до 1 м. В этом

случае комплексный показатель неоднородности возрастает по гиперболическому закону, причем наиболее резко он увеличивается при уменьшении средней толщины пропластка от 5 до 1 м, что как раз соответствует интервалу, в котором наиболее сильно сказывается расчлененность пласта. Таким образом, учет расчлененности становится не формальным и больше отражает реальную неоднородность пласта. При уменьшении толщины пропластков (изменение геологической неоднородности на II иерархическом уровне), как правило, возрастает глинистость пласта (изменение геологической неоднородности на I иерархическом уровне), а, следовательно, ухудшаются

7 Каналин

-97-

коллекторские свойства пласта (изменение геологической неоднородности на II иерархическом уровне). Это приводит к увеличению комплексного показателя неоднородности, т.е. к увеличению геологической неоднородности на III иерархическом уровне. Комплексный показатель неоднородности тесно связан с размерами и строением водонефтяных зон. С увеличением ВНЗ, как правило, увеличивается коэффициент вариации нефтенасыщенности, т.е. растет геологическая неоднородность на II иерархическом уровне и уменьшается эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, т.е. увеличивается геологическая неоднородность на III иерархическом уровне (см. рис.18).

Размерность комплексного показателя неоднородности 1/м², т.е. обратна размерности коэффициента проницаемости м². Фактически /Сцеод ^п0 смыслу тождествен величине, обратно

пропорциональной коэффициенту проницаемости, но для совпадения размерностей необязательно искать строгое логическое или математическое обоснование. Как отмечает. А-Х.Мирзаджанзаде, применение подобных параметров может быть оправдано практической эффективностью.

Эффективность применения А^цеод Я™ прогнозирования

продуктивности нефтяных и газовых пластов, текущих и конечных значений нефтеотдачи и водонефтяных факторов и для идентификации объектов по геологической неоднородности при анализе разработки доказана на большом числе объектов разработки.

На IV иерархическом уровне неупорядоченность эксплуатационных объектов по геологической неоднородности значительно возрастает из-за большего усложнения системы. На этом уровне /-/эф может неоднозначно характеризовать

геологическую неоднородность и ее рост не всегда определяет снижение этой неоднородности, т.е. Дэф становится формальной

величиной. На этом уровне рекомендуется использовать А"неод • имеющий вид:

Ki, (4.17)

Как правило, комплексные показатели неоднородности следует определять в тех же геологических границах, что и сопоставляемые с ними показатели разработки. Этого пра­

-98-

вила необходимо придерживаться при оценке всех пара­метров геологической неоднородности, используемых в сравнении с показателями разработки.

Коэффициенты вариации пористости и нефтенасыщенности определяют по геофизическим данным для каждого нефтегазонасыщенного пропластка, ограниченного непроницаемыми границами. Для этих же пропластков находят их математическое ожидание. При равномерном распределении скважин по исследуемому объекту М(йэф) определяют с учетом

значений по каждой скважине. Для объектов, которые разбурены неравномерно, например, для блоков одного место­рождения, центральные зоны которого разбурены плотной сеткой скважин, а ВНЗ - редкой, необходимо привлекать карту изопахит и в зоне малой плотности сетки скважин находить дополнительные значения. Несоблюдение этого правила приводит обычно к завышению толщины пласта, а следовательно, к занижению ^цеод •

Значения ^неод ^и ^неод можно установить в целом по залежи или по отдельным ее частям. Аналогично находят А^неод ^и ^неод по отдельным скважинам при расчлененности пласта на 10-15 пропластков. При малой расчлененности пласта М(йэф) и М(/;пр)

определяют по конкретной скважине, a W,, и Wn, - по

"н "•

относительно однородной в геологическом отношении зоне, к которой приурочена данная скважина.

Карты геологической неоднородности, построенные с использованием /Сцеод Д™ разнородных объектов, позволяют

количественно оценить степень геологической неоднород­ности по различным участкам залежей и ее влияние на дебиты нефти, продуктивность пластов, конечную и текущую нефтеотдачу.

При сопоставлении ранжированных рядов дебитов нефти и соответствующих значений ^неод ^п0 скважинам в зонах со

значительной геологической неоднородностью наблюдаются высокие значения ранговой корреляции R, а в относительно однородных - низкие.

Таким образом, по картам геологической неоднородности можно выделить зоны, увеличение добычи нефти по которым возможно за счет изменения технологических режимов или за счет снижения влияния геологической неоднородности.

-99-

4.5. Оценка промышленных (кондиционных) свойств коллекторов

Выделенные в разрезах скважин пласты-коллекторы должны быть кондиционными, т.е. обладать способностью отдавать нефть и газ при разработке в промышленных количествах.

Правильное установление кондиционных значений коллекторских свойств имеет большое значение для оценки объема коллектора при подсчете запасов углеводородов. Основными промысловыми параметрами, позволяющими оценить кондиционные свойства пласта, являются продуктивность А'прод ^и

удельная продуктивность А'прод, оцениваемые соответственно в

т/(сут-МПа) и т/(сут-МПа-м).

Анализ данных для оценки кондиционных пределов начинается с исследования первых разведочных скважин по объекту разработки.

Как правило, продуктивный пласт в разведочных скважинах вскрывается на качественном буровом растворе. При опробовании таких скважин пласт достаточно быстро выходит на потенциальную продуктивность. Потенциальная продуктивность пласта определяется всем комплексом присущих ему особенностей в минеральном составе, структурно-текстурных свойствах, емкостных характеристиках, составе и структуре цемента, физико-химических свойствах насыщающих флюидов. Представление о потенциальной продуктивности пласта с данными физико-химическими свойствами флюидов и коллекторскими свойствами позволяет принять решение об освоении этого пласта с целью получения промышленных притоков нефти.

Пласты, определенные по геофизическим данным как коллек­торы, нередко при опробовании не дают притоков нефти, что может быть связано с некачественным вскрытием при бурении. Получение в процессе опробования скважины притока нефти при создании минимально возможной депрессии следует считать основным признаком, характеризующим породу как коллектор.

При установлении кондиционных пределов в продуктивных пластах порового типа в процессе опробования определяющими должны быть параметры, характеризующее явно или косвенно фильтрационные свойства опробованного интервала.

Одновременно с установлением продуктивности пласта (объекта) определяются его толщина, проницаемость, пористость и петрофизические характеристики, такие как, «сп. ^у, /°мпз •

100-

Л/1КЗ- Названные параметры могут служить основой для создания статистических моделей при прогнозе потенциальной продуктивности.

Петрофизические параметры косвенно характеризуют фильтрационные свойства пласта. Относительный параметр сс^п

определяется по данным замеров самопроизвольной поляризации (изменяется от 0 до 1) и характеризует емкостные свойства пласта.

Относительный параметр ДЛ. находится по данным гамма-каротажа и характеризует глинистость пласта. При значении глинистости в 20 весовых единиц или 0,5 относительной единицы глинистости терригенная порода становится неколлектором.

Отношение показаний микропотенциал-зонда /тмпз ^и микроградиент-зонда /?мкз определяет характеристику пласта-коллектора. Чем выше это отношение, тем лучше пласт-коллектор.

Все параметры, характеризующие емкостные и фильтрационные свойства пласта, тесно связаны с толщиной пласта и, как правило, с уменьшением толщины ухудшаются.

По полученным данным удельной продуктивности, петрофизических характеристик и характеристик геологической неоднородности строят зависимости типа:

•^прод ⁼/ ("СП)! ^прод ⁼/ (^л^); ^'прод ⁼^ ^неод)•

С помощью этих зависимостей находят значения удельной продуктивности пласта. При установлении нижней границы этих значений в расчет принимается минимально рентабельный дебит, который можно получить из этого объекта.

На. рис.22 показаны оценочные кривые зависимости А'прод и

^прод ^от комплексного показателя неоднородности.

Совместный анализ и использование зависимостей А^прод ^и ^прод ^в функции ^неод ^и ^Р¹ геологической неоднородности

позволяет прогнозировать зоны с различными кондиционными значениями.

При подсчете запасов с помощью кондиционных значений удельной продуктивности можно оценить соответствующую им толщину пласта. На основе толщин пласта, выделенных с учетом кондиционных пределов, строят карты изопахит.

Следует иметь в виду, что все оценочные зависимости, используемые для установления кондиционных пределов, могут

давать значительные погрешности. Поэтому при оперативной работе обычно проводят опробование продуктивного пласта и устанавливают его кондиционность прямым путем.

контрольные вопросы (к главе 4)

1. Гранулометрический состав пород коллекторов и методы его изучения.

2. Какими факторами определяется величина пористости пород коллекторов?

3. Природа проницаемости пород-коллекторов и влияющие на нее факторы.

4. Глинистость пород-коллекторов, методы ее оценки и ее влияние на коллекторские свойства.

5 Кондиционные свойства коллекторов и методы их оценки.

6 Понятие о геологической неоднородности пласта.

7. Основные виды геологической неоднородности пласта.

8 Понятие об иерархических уровнях изучения объекта разработки.

9 Комплексные показатели неоднородности и их использование.

Глава S

Условия залегания нефти, газа и воды и их свойства

5.1. Нефте-, газо- и водонасыщенность

Поровое пространство пород-коллекторов нефтяных и газовых месторождений, как правило, заполнено углеводородами частично. Часть порового пространства занимает так называемая связанная вода. Большинство нефтяных и газовых месторождений приурочено к осадочному комплексу пород, сформировавшихся в морских или полуконтинентальных условиях. До появления в этих коллекторах нефти и газа они были полностью или частично

102-

заполнены водой. Процесс формирования залежей углеводородов сопровождался вытеснением воды из пор, каверн и трещин.

Содержание остаточной воды обычно выражают в процентах от суммарной емкости пор. Оно может меняться от первых единиц до 70 % и более. В большинстве хорошо проницаемых песчано-алевритовых коллекторов содержание остаточной воды составляет 15-25 %.

Дата добавления: 2014-12-27