Нефтегазовая терминология 1 страница

Абсолютная (физическая) проницаемость - проницаемость горной породы при заполнении в ней порового пространства на 100% однородным веществом: жидкостью или газом.

Альтитуда - высота (в метрах) над уровнем моря или океана какой-либо точки земной поверхности, устья скважины, поверхности роторного стола, пола буровой вышки, устья шахты, шурфа.

Водонапорный режим - режим работы нефтяных залежей, при которых нефть вытесняется из пласта под действием напора контурных вод. Различают два режима упруго-водонапорный и водонапорный.

Водо - нефтяной контакт - поверхность, разделяющая нефть и воду в нефтеносном пласте. В процессе эксплуатации залежи нефти происходит перемещение ВНК.

Газ - природная смесь углеводородных, не углеводородных соединений и элементов, находящихся в пластовых условиях в газообразной фазе, или растворенных в нефти или воде состояниях. А в стандартных условиях только в газообразной фазе. (Метан, этан, пропан, бутан, серные, гелий и др.)

Газовая шапка - скопление свободного нефтяного газа в наиболее приподнятой части нефтяного пласта над нефтяной залежью.

Газовое месторождение - одна или несколько залежей газа, приуроченные территориально к одной площади, связанные или с благоприятной тектонической структурой (антиклинальной складкой, куполом и т.д.) или другого типа ловушками.

Газовый режим (режим растворенного газа) - режим работы нефтяной залежи, при котором нефть увлекается к забоям скважин более подвижными массами расширяющегося газа перешедшего при снижении давления в пласте ниже давления насыщения из растворенного состояния в свободное

Газовый фактор - количество природного газа (в куб.метрах), приходящееся на 1т или1м3 нефти.

Газоконденсатная залежь - залежь, в которой углеводороды в условиях существующего пластового давления и температуры находятся в газообразном состоянии. При понижении давления и температуры имеет место явление так наз. "обратной конденсации", при которой углеводороды частично переходят в жидкую фазу и остаются в поровых каналах пласта, из которых их трудно извлечь. Эксплуатация Г. з. во избежание указанных потерь должна производиться с поддержанием давления выше точки обратной конденсации, для чего организуется закачка добываемого газа обратно в пласт после его отбензинивания.

Газонапорный режим - режим работы нефтяной заложи, при котором нефть вытесняется к скважинам под действием напора газа, находящегося в газовой шапке. При снижении давления в нефтяной залежи, залегающей на крыльях структуры, газовая шапка начинает расширяться, оказывая давление на всю нефтяную залежь сверху.

Газо - нефтесборная площадь - зона, недра которой питают газом и нефтью ловушки в зоне газо - нефтенакопления или (и) естественные выходы. Г.-н. п. приурочены к депрессионным областям, характеризующимся более или менее значительной глубиной залегания нефте- или газо - материнских свит, обеспечившей возможности образования и широкой региональной миграции нефти или газа сначала из материнских пород в коллекторы (пласты), а затем по ним к зонам поднятия. При недостаточно глубоком залегании нефтематеринских пород они могут генерировать только горючие газы; соответствующая площадь тогда именуется газосборной.

Газо - нефтяная залежь - залежь, в которой свободный газ занимает всю повышенную часть структуры и непосредственно контактирует с нефтью, занимающей пониженную часть структуры в виде оторочки, причём объём нефтяной части залежи значительно меньше объема газовой шапки. При большой глубине залегания пласта газовая шапка независимо от ее размеров может содержать нефтяные углеводороды в газоконденсатном состоянии.

Газо - нефтяной контакт - поверхность, разделяющая нефть и газ в свободном состоянии при наличии газа в нефтяной залежи в виде газовой шапки. Мощность переходной зоны смешанного нефте - газонасыщения обычно очень мала.

Газопроницаемость - свойство многих веществ пропускать газ благодаря наличию в них сообщающихся между собой пор или трещин. Г. выражается в единицах дарси.

где Q - весовое количество газа, проходящее за 1 сек. через породу и выражаемое в см3, по отношению к нормальному давлению;
р1 и р2 - разность давлений газа на нижней и верхней гранях породы, ат;.
F - площадь поперечного сечения породы, см2;
h - толщина образца породы;
- вязкость газа в сантипуазах;
k - коэффициент газопроницаемости в единицах дарси.

Геологический профиль, или геологический разрез - изображение геологического строения данного участка земной коры в вертикальной плоскости, проведенной для большей наглядности в крест простирания пород.

Геологический разрез скважины - геологическое описание и графическое изображение последовательности напластований, пройденных скважиной.

Геолого - геофизический разрез - геологический разрез скважины, дополненный типичной каротажной диаграммой. Обычно разрез дополняют типичными кривыми электрического каротажа.

ГЕОСТАР - новая модель электронного эхолот-динамографа ГЕОСТАР-111.ЭДР (эхолот-динамограф-расходомер) производства предприятия ООО "СТК ГЕОСТАР". В настоящее время используется как усовершенствованный аналог модели МИКОН-101.

Гидродинамически несовершенная скважина - гидродинамически несовершенной скважиной является либо по степени вскрытия пласта, либо по характеру вскрытия пласта, либо по обоим признакам вместе, что приводит к уменьшению живой площади сечения фильтрации и к неравномерному ее распределению по стенке скважины.

Горизонт (в геологии) - однородно - литологический пласт или небольшой мощности толща пластов, отличающихся однородным составом пород или содержащих в значительном количестве один и тот же род или даже вид фауны.

Горная порода - минеральная масса более или менее постоянного состава и структуры, обычно состоящая из нескольких минералов, иногда из одного минерала (например гипс), и участвующая в строении земной коры. Г. п. по своему и происхождению делятся на три большие группы: магматические, осадочные и метаморфические.

Горючие газы - природные газы, обладающие способностью гореть. Г. г. обычно состоят из газообразных углеводородов (метана, этана и др.) и являются спутниками нефти, хотя известны и чисто газовые месторождения. Если в горючем газе содержится значительное количество паров газового бензина (газолина), такой газ наз. жирным, при очень малом содержании газового бензина или при его отсутствии газ наз. сухим.

Грабен - опустившийся участок земной коры, заключенный между двумя или несколькими сбросами, отделяющими Г. от сохранивших свое положение соседних участков земной коры.

Давление насыщения нефти газом - давление, при котором определенный объем газа находится в растворенном состоянии в нефти.

Закон Дарси - определяет расход однородной жидкости через пористую среду при ламинарном режиме потока следующей формулой:

где: Q - расход жидкости, см3/сек; k - коэффициент проницаемости, дарси; F - площадь фильтрации пористой среды, см2; p1 - p2 - разность давлений, созданных на концах испытуемого образца, ат; L - длина испытуемого образца породы, см; - абсолютная вязкость жидкости, сантипуазы.

На основании закона Дарси определяют коэффициент проницаемости k - весьма существенную величину для характеристики физических свойств нефтеносных пород:

Дебит газа - количество газа в объемно или весовом выражении, выделяющееся из скважины или из какого - либо источника в единицу времени (в час, в сутки и т.д.).

Дебит скважины - количество продукции, которое получается из скважины в единицу времени. Нефть всегда имеет своим спутником нефтяной газ, выделяющийся из нефти при выходе ее на поверхность. Поэтому различают дебит нефти и дебит газа. В некоторых скважинах добывается нефть с водой, иногда в виде эмульсии. Для этих скважин различают дебит воды и дебит эмульсии в добавление к дебиту нефти и газа. В практике промыслов дебиты нефти, эмульсии и воды измеряются обычно в тоннах в сутки, а дебит газа в кубических метрах в сутки. Иногда дебиты воды выражаются в процентном отношении ко всей жидкости, добываемой скважиной, т. е.

Дельта - устьевые и береговые наносные части реки, впадающей в океан, море, залив, лиман, лагуну, крупное древнее озеро. Д. сложены речными наносами (аллювий), прорезанными многими речными рукавами.

Забойное давление - давление на забое работающей (эксплуатируемой) скважины. З. д. замеряется непосредственно в работающей скважине глубинными манометрами.

Заводнение внутриконтурное - метод поддержания пластового давления путем закачки воды непосредственно в нефтяную залежь. Располагая нагнетательные скважины рядами, можно с помощью 3.в. "разрезать" нефтяную залежь, отличающуюся очень большими размерами, на отдельные участки самостоятельной разработки.

Заводнение площадное - метод поддержания пластового давления путем закачки воды через нагнетательные скважины, разбросанные по всей площади. Вода при движении по пласту от забоев нагнетательных скважин вытесняет нефть из пор и проталкивает ее по направлению к участкам пониженных давлений в пласте, т. е. к забоям эксплуатирующихся скважин.

Заводнение приконтурное - метод поддержания пластового давления путем закачки воды в приконтурную, нефтяную часть залежи. 3.п. применяется при ухудшении проницаемости в законтурной (водоносной) честя пласта или при плохой связи между водяной и нефтяной частями пласта.

Закон Генри - объем газа, растворенного в единице объема жидкости, прямо пропорционален давлению, если температура остается постоянной, а жидкость и газ не действуют друг на друга химически. Коэффициент пропорциональности, входящий в уравнение 3.Г., называется коэффициентом растворимости газа.

Закон Дальтона - в смеси газов, химически не реагирующих между собой, каждый компонент ведет себя независимо от других, т. е. он сохраняет все свои физические свойства независимо от того, сколько других газов находится в смеси с ним. Важнейшее следствие 3.Д,: 1)общее давление газовой смеси Р равно сумме парциальных давлений pi всех водящих в нее газов; 2)парциальное давление отдельных компонентов в смеси равно произведению его мольной (объёмной) концентрации yi на общее давление смеси:

3)при приведении объёмов отдельных газов к общему давлению парциальные объёмы их vi в сумме дают общий объём V, соответствующий давлению Р: . При растворении газовых смей каждый газ растворяется независимо от других пропорционально своему парциальному давлению. Реальные газы значительно отклоняются от З.Д.

Индикаторная диаграмма - графическое изображение зависимости между дебитом скважины и перепадом давления. Строится по данным исследования скважин на притоке. По форме индикаторной кривой судят о законе, по которому происходит фильтрация жидкостей и газа в скважину. Экстраполируя индикаторную кривую, находя потенциальный дебит скважины.

Карбонатность - общее содержание карбонатов в обломочных и глинисто - мергельных породах.

Карбонатные породы (карбонаты) - осадочные породы состоящие из углекислых солей извести, магнезии и закиси железа. Наиболее распространены известняки, доломиты и переходные между ними разности.

Карта - уменьшенное изображение всей земной поверхности или её частей в определённой картографической проекции на плоскости при помощи условных знаков. К. бывают топографические (с изображением рельефа), географические, геологические, геофизические, структурные, административные и др.

Карта изобар - карта, показывающая распределение пластового давления динамического в разрабатываемой нефтяной залежи. Анализ К.и. позволяет правильно ориентировать разработку залежи нефти путем ограничения и снижения отбора жидкости из участков пласта с наибольшей депрессией пластового давления. Сопоставление ряда К.и., построенных для различных периодов эксплуатации залежи, позволяет находить зависимость между отбором жидкости из пласта и средневзвешенным давлением, знание которой помогает более рационально использовать пластовую энергию.

Карта изопахит - карта равных мощностей.

Карта песчанистости - карта, на которой изолиниями показаны степень и характер изменения песчанистости отложений того или иного стратиграфического или литологического комплекса пластов (в виде абсолютных значений суммарной мощности песчаников).Карты коэффициента песчанистости показывают степень песчанистости относительно общей мощности комплекса пластов (%).

Карта схождения (карта изохор) - карта, на которой нанесены изохоры, т. е. линии равных вертикальных расстояний между двумя согласно залегающими горизонтами: опорным и картируемым. К.с. отображает изменения величины стратиграфического интервала между двумя горизонтами: верхним - опорным и нижним - картируемым. К.с. применяется в тех случаях, когда имеется карта подземного рельефа какого - либо опорного горизонта и требуется определить рельеф нижележащего нефтеносного горизонта.

Коллектор (от лат.colleсtor - собирающий) - пористая или трещинная горная порода, содержащая в своих порах, кавернах и трещинах нефть, газ и сопровождающие их пластовую воду.

Контур газоносности - замкнутая граница распространения свободного газа в виде газовой шапки в данном пласте. Вниз от К.г. по падению пластов находится либо нефть, либо вода (в случае чисто газовой залежи). Положение К.г. в плане определяется проекцией линии пересечения газо-нефтяного или газо-водяного контакта с кровлей (внешний К.г.) или подошвой (внутренний К.г.) газосодержащего пласта.

Контур нефтеносности - граница расположения залежи нефти. Вниз от К.н. по падению пласта, обычно содержится вода. Положение К.н. на карте определяется проектными линиями водо-нефтяного контакта на пересечении с кровлей нефтеносного пласта (внутренний К.н) или с его подошвой (внешний К.н.), а также с линиями сбросов и надвигов. Часть залежей нефти в пределах внутреннего К.н. наз. зоной сплошного нефтенасыщения пласта. Верхние слои воды, подстилающие нефтяную залежь в пологих структурах, наз. подошвенной водой.

Кора выветривания - слой выветрелых, разрушенных пород, покрывающих кристаллическое основание, на котором покоится вся осадочная толща. Все магматические породы (граниты, диориты, базальты и др.) подвержены выветриванию под влиянием колебаний физических условий и в результате растворяющего действия природных хим. реактивов. В зависимости от степени выветривания К.в. может быть представлена от крупного щебня до мягкой глины. Мощность К.в. весьма различна: от нескольких сантиметров до сотен метров.

Коэффициент вытеснения - отношение объёма нефти, вытесненной из области пласта, занятой рабочим агентом (водой, газом), к начальному содержанию нефти в этой же области.

Корреляция (от лат. Correlation - соотношение) - сопоставление пластов, горизонтов, а также целых геологических разрезов по литологическому составу, петрографическим свойствам минералогическому составу и электрическим свойствам пород (по величине электрического сопротивления и по самопроизвольной поляризации ПС).

Коэффициент неоднородности пласта - отношение диаметра зёрен фракции песка, которая в сумме со всеми более мелкими фракциями составляет 60% по весу от всего песка, к диаметру зерен фракций составляющей со всеми более мелкими фракциями 10% по весу от всего песка. Для однородного по составу и размеру зёрен песка коэффициента неоднородности равен 1.

Коэффициент нефте-газонасыщенности (коэффициент нефтенасыщения) - отношение объёма пор, занятых нефтью и газом, к общему объёму пор породы. К.н.-г. всегда меньше единицы. К.н.-г. определяется обычно оп данным электрического каротажа.

Коэффициент нефтеотдачи - определяется отношением балансовых (извлекаемых) запасов нефти к начальным и показывают количество нефти, возможное к извлечению из недр при существующих методах эксплуатации.

Конечный коэффициент нефтеотдачи - это отношение извлечённых запасов нефти (добытого количества нефти за весь срок разработки) к балансовым запасам.

Коэффициент продуктивности скважины - отношение дебита скважины к перепаду давления, при котором получен данный дебит. К. п. с. показывает приращение суточного притока в скважину при увеличении депрессий давления на 1 атм.

Коэффициент пьезопроводности пласта - характеризует скорость распространения давления в упругой пористой среде. Его величина определяется формулой

где - коэффициент пьезопроводности в см2/сек; k - коэффициент проницаемости в Дарси; - вязкость жидкости в пластовых условиях в сантипуазах; m - коэффициент пористости породы в долях единицы; ж - коэффициент сжимаемости жидкости в 1/атм; п - коэффициент сжимаемости породы в 1/атм.

Коэффициент растворимости газа - характеризует способность различных газов растворяться в жидкости того или иного хим. состава при равных условиях температуры и давления. К.р.г. численно равен объёму газа (в м3), растворяющегося в 1м3 жидкости при давлении в 1 атм.

Коэффициент сжимаемости реального газа - показатель отношения объёмов реального и идеального газов при одних и тех же давлении и температуре; является поправочным коэффициентом при применении уравнения Клаперона для реальных газов.

Краевой угол (угол смачивания) - угол, образованный поверхностью раздела двух жидкостей с поверхностью твердого тела. Для гидрофильных тел К.у. меньше 90, а для гидрофобных больше 90. Угол смачивания имеет большое значение в процессе вытеснения нефти из горных пород водой.

Краевые (законтурные) воды нефтяных пластов - воды, окружающие нефть снизу, в погружающейся части нефтеносного пласта. Такая вода наз. нижней краевой водой.

Кривые производительности - позволяют определить темп падения какого-либо известного нам дебита (начального или текущего) до конца "жизни" скважины. К. п. строится с помощью методов математической статистики на основе корреляции двух смежных дебитов скважины - предыдущего и последующего (обычно по месяцам). По корреляционным таблицам изучают темпы падения дебитов и составляют таблицы коэффициентов падения в зависимости от величины средних дебитов

Критическая температура - температура, выше которой газ не может быть превращён в жидкость ни при каком давлении. Выше К.т. вещество не может находиться в двухфазном состоянии и процессы конденсации и испарения становится невозможными. Давление, соответствующее критической точке, наз. критическим давлением, а объём - критическим объёмом. Применительно к нефтяным газам, состоящим из смеси углеводородов с различными К.т. и давлениями, пользуются псевдокритическими давлением и температурой, представляющими собой суммы произведений относительного содержания данного углеводорода в смеси (в долях единицы, если задано объемное содержание, или молях) и значений критических давлении и температур этих же углеводородом. Отношение давления (температуры), под которым находится смесь газов, к псевдокритическому давлению (температуре) наз. приведенным псевдокритическим давлением (температурой), зная которые можно найти значения коэффициентов сжимаемости реальных газов.

Критический объём газа - объем газа при критической температуре.

Критическое давление - давление, которое необходимо приложить и газу для сжижения его при критической температуре.

Кустовое бурение - бурение нескольких наклонных или вертикальных скважин с одним небольшой площадки или даже из одного устья. В первом случае можно пробурить до 10 и более скважин.

Конденсат - природная смесь в основном лёгких углеводородных соединений, находящихся в газе в растворённом состоянии, и переходящих в жидкую фазу, при снижении давления, ниже давления конденсации.

Корреляция разрезов скважин - выделение характерных горизонтов и определение глубин их залегания в различных скважинах, производимое по каротажным кривым. Корреляция по каротажным кривым основана на том, что против некоторых пластов наблюдаются характерные особенности в. конфигурации каротажных кривых. Наиболее характерные участки кривых, облегчающие сопоставление разрезов выделяют как реперы. Корреляция обычно производится по кривым электрического, гамма - и нейтронного гамма- каротажа. Наличие каротажных кривых по всей скважне, детальность их и резкое различие в конфигурации против отдельных пластов приводят к тому, что корреляция является основным средством сопоставления разрезов. Однако корреляция по каротажным криввым должно обязательно контролироваться геологическими данными.

Коэффициент эффективной пористости - отношение объёма свободных не связанных между собой пор к объёму всего образца6 породы.

Литология - наука, изучающая горные породы, главным образом осадочные, их состав и физ.-хим. свойства, их происхождение и формы дальнейшего преобразования (диагенез, катагенез, метаморфизм, выветривание). Формально Л. - синоним петрологии (т.е.касается всех горных пород), но обычно термин Л. применяется специально к осадочным породам.

Массивная залежь - это залежь является верхняя поверхность, которой, ограничивают мощные выступы в основном карбонатных пород, представляющих собой единый резервуар. В кровле такая залежь ограничивается слабопроницаемыми породами, а в подошве водо-нефтяным или водо - газовым разделом, секущим массив независимо от характера напластования пород. По генезису и форме ловушек выделяют три подгруппы массивных залежей: 1) залежи в структурных выступах, 2) залежи в эрозионных выступах и 3) залежи в биогенных выступах (в рифах).

Меандры - излучены стареющей реки. Различают М.глубокие (постоянные) и блуждающие; для последних характерно непостоянство их положений в речном русле.

Методы подсчета промышленных запасов газа - для подсчета запасов свободного газа обычно используются объемный метод и метод по падению давления.

Объемный метод подсчета запасов свободного газа - основан на изучении геологических, физических и химических свойств коллекторов и пластовых флюидов. Большое значение имеют пластовые давление и температура, содержание отдельных компонентов газа (углеводородный состав, СО2, Н2S, N2, Не). Расчет ведется по формуле

где V - извлекаемые запасы газа на дату подсчета, м3;
F - площадь в пределах продуктивного контура газоносности, м2;
h - мощность пористой части газоносного пласта, м;
m - коэффициент пористости;
р - среднее давление в залежи на дату подсчета, МПа;
р_к - среднее остаточное (конечное) давление в залежи после извлечения промышленных запасов, МПа;
α, α_к - поправки на отклонение углеводородных газов от закона Бойля - Мариотта соответственно для давлений р и р_к;
f - поправка на температуру для приведения объема к стандартным условиям;
β_г - коэффициент газонасыщенности;
η_г - коэффициент газоотдачи.

В условиях сложных (трещинных) коллекторов расчет ведется раздельно для матрицы и трещин (разные значения коэффициентов пористости, газонасыщенности и газоотдачи) по методике ВНИГРИ, 1969 г.

Метод подсчета запасов свободного газа по падению давления - применяется для пластов, в которых первоначальный объем пор, занятый газом, не изменялся в процессе эксплуатации. Следовательно, в случае водонапорного режима указанный метод неприменим, хотя при небольшом подъеме ГВК ошибки определений получаются в пределах допустимых. Формула подсчета основана на предположении о постоянстве количества извлекаемого газа при снижении давления на единицу во все время разработки газовой залежи:

где Q1,Q2 - количество газа в стандартных условиях, добытого на две разные даты;
р1 и р2 - абсолютные пластовые давления в залежи на те же даты (остальные обозначения см. выше).
Метод не требует знания площади, мощности, пористости, но пригоден только для единой залежи, не разделенной на блоки и гидродинамически изолированные поля.

Подсчет извлекаемых запасов растворенного в нефти газа по газовому фактору (подсчет газонасыщенности нефти) - проводится по формуле:

где Q₀, Q_извл, Q_неизвл - соответственно балансовые, извлекаемые и неизвлекаемые запасы нефти,м³;
b₀, b - объемный коэффициент пластовой нефти на начальную (при давлении р₀) и конечную (при остаточном, конечном, давлении p_к) даты разработки;
α_k - поправка на коэффициент сжимаемости газа при давлении р_к;
r₀ - первоначальный газовый фактор, м^а/м³;
f - поправка на температуру для приведения к стандартным условиям;
r_к - остаточное (конечное) количество газа, растворенного в нефти при давлении р_к, м³/м³.

Балансовые запасы газа определяются по газовому фактору, измеренному по пластовым пробам нефти.

Подсчет запасов конденсата в газоконденсатных месторождениях - проводится теми же методами, которые применяются для газовых залежей. Балансовые запасы стабильного конденсата определяются по данным о балансовых запасах газа в залежи:

где Q_о-начальные балансовые запасы стабильного конденсата при стандартных условиях, м³;
V₀ - начальные балансовые запасы газа (включая конденсат) при стандартных условиях, м³;
ρ_к - плотность стабильного конденсата, т/м³;
q - ср. начальное содержание в газе стабильного конденсата, м³/м³ (газоконденсатный фактор).

Объем конденсата в пластовом газе в значительной степени зависит от его состава. Извлекаемые запасы конденсата определяются коэффициентом конденсатоотдачи, значение которого по опытным данным достигает 0,75, а при разработке с поддержанием пластового давления 0,95.

Подсчет запасов гелия - проводится на основании данных о запасах гелийсодержащих газов и их гелиенасыщенности:

V_Не=V₀η_He

где V_Не - запасы гелия, тыс. м3;
V₀ - запасы природного газа, тыс. м3;
η_He - коэффициент гелиенасыщенности.

Наиболее точное определение содержания гелия возможно лишь путем отбора пластовых проб и их лабораторного анализа.

Методы подсчета промышленных запасов нефти - наибольшее распространение в практике получили объемный, статистический и метод материального, баланса.

Объемный метод -для подсчета запасов применяют формулу

где Q - извлекаемые запасы нефти,т;
F - площадь нефтеносности, м2;
h - нефтенасыщенная мощность пласта, м;
m- коэффициент открытой пористости нефтесодержащих пород;
β - коэффициент нефтенасыщенности;
η - коэффициент нефтеотдачи;
ρ - плотность нефти в стандартных условиях, т/м3;
θ - пересчетный коэффициент усадки нефти.

Входящие в формулу величины определяются по результатам бурения, испытания, каротажа скважин, лабораторных исследований образцов пород (керна), пластовых вод, нефти и газа. Коэффициент нефтеотдачи зависит не только от свойств коллекторов, нефти и энергетического режима пласта, но также от системы разработки, методов эксплуатации и т. п. Объемный метод может быть использован при любом режиме работы залежи и на любой стадии ее изученности. Для условий сложных (трещинных) коллекторов подсчет запасов ведется раздельно для матрицы и трещин при разных значениях коэффициентов пористости, нефтенасыщенности и нефтеотдачи (по методике ВНИГРИ, 1969 г.).

Дата добавления: 2015-06-04