авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 ||

«.. Смехов, Т. В. Дорофеева ВТОРИЧНАЯ ПОРИСТОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД- КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗА Л Е Н Й Н Г Р А Д «НЕДРА» Л Е Н И Н Г Р А Д ...»

-- [ Страница 4 ] --

Подобный раздельный подсчет извлекаемых з а п а с о в нефти производился и по ряду других месторождений, в том числе на Марковском месторожде нии в Иркутском амфитеатре, где н е ф т я н а я з а л е ж ь приурочена к к а р б о н а т ным породам сложного типа коллектора осинского горизонта н и ж н е г о кембрия. Результаты этого подсчета показали, что запасы нефти в т р е щ и нах здесь составляют около 10% при трещинной пористости пород 0, 0 3 %, что т а к ж е оказалось соизмеримым с з а п а с а м и нефти, содержащимися в м е ж зерновых порах матрицы (блоки пород).

И з сказанного выше следует, что трещины в сложных типах коллекторов (часто в карбонатных породах) с о д е р ж а т от 10 до 30% углеводородов от общего количества извлекаемых з а п а с о в последних. З а п а с ы «трещинной»

нефти целесообразно учитывать, что соответственно увеличит общий объем извлекаемых запасов нефти, с о д е р ж а щ е й с я в сложных типах коллекторов.

В практике подсчета з а п а с о в нефти и газа в сложных типах коллекторов коэффициент нефтеиасыщенности трещин берется порядка 90%. Это не сомненно высокий коэффициент, он свойствен нефтеиасыщенности только трещин с их высокой трещинной проницаемостью. Коэффициент нефте иасыщенности пород матрицы сложных типов коллекторов ниже ( 7 0 — 8 0 % ).

Предпринимаемые некоторыми исследователями попытки определения коэффициента нефтеиасыщенности в подобных типах коллекторов с вторич ной пористостью по данным промыслово-геофизических методов дают пока приближенные результаты.

Получение относительно надежной оценки коэффициента нефтеиасыщен ности сложных типов коллекторов, т а к ж е как и параметра вторичной их пористости, может быть успешным при комплексном анализе и дальнейшей интерпретации всех геологических и скважинных данных.

При подсчете начальных з а п а с о в нефти в сложных типах коллекторов у многих исследователей возникают затруднения с определением объема з а л е ж е й. Традиционные методы определения пористости в таких коллекторах о к а з а л и с ь неприемлемыми, т а к как фиксируемая стандартными лаборатор ными методами открытая ( м е ж з е р н о в а я ) пористость в большинстве случаев была крайне малой. Суммарный объем межзерновых открытых пор, д а ж е с учетом больших мощностей перспективных горизонтов (толщ), особенно в карбонатных породах, в р я д е случаев не согласовался с объемами извле каемой нефти ( г а з а ), значительно превышающими первоначальные расчеты.

Это обстоятельство в ы н у ж д а л о производить пересчеты запасов углеводо родов с введением повышенных коэффициентов пористости. Поиски путей (методов) относительно достоверного определения параметра пористости в с л о ж н ы х коллекторах велись в разных направлениях. По существу, эти исследования и поныне п р о д о л ж а ю т с я.

В настоящее время общепризнанным следует считать ведущую роль вторичной пористости в подобных коллекторах, о чем в свое время высказы вались исследователи В Н И Г Р И [27]. Что касается термина «вторичная пористость», то о нем достаточно подробно сказано выше (см. гл. I). Если согласиться с данным в ы ш е определением, тогда выбор методов опре деления вторичной пористости (получение количественных характеристик) будет в известной мере облегчен.

В качестве примера установления коэффициента вторичной пористости при определении начальных з а п а с о в нефти в верхнемеловых з а л е ж а х Гроз ненских месторождений обратимся к монографии В. Н. Майдебора [26].

В этой работе указывается, что доля запасов нефти в матрице сложных грозненских коллекторов значительно меньше, чем во вторичных пустотах.

К таковым относятся не только трещины, но и каверны, стилолитовые полости и крупные поры. Р а с с м а т р и в а е м ы е результаты получены с применением д л я условий Грозненских месторождений различных методов определения их пористости.

По данным применения метода шлифов трещинная пористость изме няется в пределах 0,02—0,05% (пористость только микротрещин без каких либо их расширений). Этим ж е методом можно оценить в количественном выражении и вторичную пористость как расширений по ходу микротрещин, так и всех остальных пустот вторичного происхождения в самой матрице.

По данным гидродинамических расчетов вторичная пористость была оценена в пределах 1,37—1,8%. Коэффициент вторичной пористости по данным совместной интерпретации Б К З и Н Г К изменяется в пределах 0,31—0,92%.

И наконец, метод использования упругих характеристик з а л е ж е й показал, что эффективный объем пористости изменяется от 0,3 до 2,9%.

В. Н. Майдебор полагает, что все указанные методы определения вторич ной пористости имеют ряд ограничений. Так, для применения метода гидро динамических исследований необходимо знать коэффициент нефтеотдачи, для промыслово-геофизических исследований нужны данные о содержании воды во вторичных пустотах.

Можно согласиться, что относительно приемлемыми методами определе ния вторичной пористости д л я рассматриваемых месторождений можно считать геофизические методы и метод использования упругих характе ристик, хотя точность их весьма невысокая. Сравнительные данные по методу шлифов, естественно, не приводятся, поскольку раздельное его при менение показывает только емкость микротрещин, о чем, кстати, и свидетель ствуют их значения 0,02—0,05%.

Д л я оценки подсчета запасов углеводородов в сложных типах коллекто ров, как мы указывали выше, в а ж н а относительная достоаерность определе ния емкости последних. Некоторые исследователи при подсчете з а п а с о в предлагают определять и учитывать полную емкость пустот в горной породе.

Между тем, как известно, д л я этих целей учитывается только емкость сообщающихся между собой пустот, что представляет собой открытую (эффективную) пористость.

Напомним, что разность между полной и открытой пористостью может оказаться значительной, особенно в карбонатных породах. В полную (или общую) пористость входят т а к ж е изолированные пустоты в горных поро дах, которые, естественно, не могут быть отнесены к разряду полезной емкости коллектора. Нетрудно видеть в этой связи, какое практическое значение может иметь учет того или иного вида пористости.

Д л я сложных типов коллекторов различными исследователями пред принимались попытки разделения значений открытой пористости на емкость межзерновых пор и емкость каверн и карстовых пустот. Однако пока они не увенчались успехом, т а к как выделяемое значение емкости межзерновых пор обычно оказывается сопоставимым с погрешностью метода ее определения.

Д л я оценки емкости карбонатных коллекторов привлекают порометрию, ультразвуковой метод и метод люминесцентной пропитки [2]. Этн методы перспективны, и они продолжают совершенствоваться.

Основным методом подсчета извлекаемых запасов углеводородов, как известно, является объемный метод, который применяется для любых ре жимов работы з а л е ж е й и позволяет исследовать все параметры, характе ризующие различные свойства коллектора.

В сложных (трещинных) типах коллекторов как карбонатного, так и терригенного состава необходимо производить раздельное определение ем кости пор (матрицы) и емкости трещин, поскольку условия фильтрации и нефтеотдача и нефтенасыщенность тех и других резко различны. Учет дан ных о з а п а с а х нефти, с о д е р ж а щ и х с я в трещинах, должен сказаться на уве личении общего объема извлекаемых з а п а с о в. Выше было указано, что это повышение может составить от 10 до 3 0 % от общей суммы извлекаемых з а п а с о в, с о д е р ж а щ и х с я в межзерновых порах матрицы.

Коэффициент пористости в сложных коллекторах представляет собой отношение суммы объема открытых (эффективных) трещин (трещинная пористость) и с о о б щ а ю щ и х с я между собой пор как первичного, так и вторич ного происхождения ( м е ж з е р н о в а я и вторичная пористость) к объему пород в з а л е ж и. Здесь следует иметь в виду, что расширения по ходу трещии необходимо т а к ж е учитывать, так как они являются дополнительным компо нентом вторичной пористости. Методика определения указанных расшире ний трещин и количественная их оценка достаточно подробно описаны в р а б о т а х [7, 18, 2 7 ].

При оценке промышленных з а п а с о в нефти и газа в горных породах коллекторах, обладающих вторичной пористостью, обычно учитывают так н а з ы в а е м у ю остаточную воду. Эта вода не извлекается на земную поверх ность из пористой среды при движении в ней иефти и газа, так как она у д е р ж и в а е т с я поверхностно-молекулярными и капиллярными силами. Со д е р ж а н и е остаточной воды, выраженное в процентах от суммарной емкости пор как первичного, так и вторичного происхождения, может д о с т и г а т ь 7 0 % и более. В большинстве коллекторов сложного строения содержание остаточной воды составляет 2 0 — 3 0 %. Именно этим значением и пользуются при подсчете запасов углеводородов. Исследованиями показано, что остаточ н а я водонасыщенность в пластовых условиях обычно меньше, чем в ат мосферных: она колеблется от 3 до 2 0 %.

Остаточную водонасыщенность, как известно, в а ж н о знать для опреде ления коэффициента нефтегазонасыщенности, а т а к ж е д л я решения ряда з а д а ч по нефтеотдаче пласта-коллектора. С увеличением содержания оста точной воды в пласте-коллекторе значение эффективной пористости, в том числе и вторичной, с н и ж а е т с я ;

снижается и значение коэффициента нефте газонасыщенности коллектора. В том случае, когда водонасыщенность пла ста-коллектора превышает с о д е р ж а н и е остаточной воды, коллектор содер жит и свободную воду, которая принимает участие в движении нефти и газа к з а б о я м эксплуатационных скважин и извлекается на дневную поверх ность. Пластовую воду в зависимости от ее положения по отношению к за л е ж и нефти или газа именуют краевой или подошвенной. Методы определе ния остаточной воды достаточно полно описаны в трудах А. А. Ханина [1963 г.], М. К. Калинко [1963 г.], Л. А. Коцерубы [1970 г.], Г. В. Петро вой [1982 г.] и других.

Заметим, что на динамику разработки з а л е ж е й нефти, заключенных в сложных типах пород-коллекторов, существенное влияние оказывает неоднородность (изменчивость) поверхностных свойств. Разнородность этого фактора по смачиваемости пород-коллекторов давно отмечена исследова телями;

причина этого явления пока не установлена. Известнр, что гидро фильные участки (зоны) «бессистемно» чередуются с гидрофобными зонами в продуктивном пласте-коллекторе. Попытки поисков каких-либо закономер ностей в размещении этих зон пока должного результата не дали.

Метод удельного электрического сопротивления является пока единствен ным источником информации' о водонасыщенности горных пород с л о ж н о г о типа коллекторов. Удельное электрическое сопротивление изменяется б л а г о д а р я резким изменениям пористости и д а ж е при 100%-ной водонасыщен ности горных пород во многом зависит от геометрии порового пространства.

Д л я определения остаточной водонасыщенности в сложных типах кол лекторов Г. В. Петровой [1982 г.] р а з р а б о т а н хлоридный метод, представ ляющий собой экспрессный способ, во много раз увеличивающий количество определений остаточной водонасыщенности как по разрезу, так и по пло щади. Предлагаемый метод показал вполне удовлетворительные результаты.

Значительные препятствия д л я определения нефтегазонасыщенности представляет проникновение глинистого раствора и его фильтрата в буро вых скважинах. При современной технологии бурения скважин эти про цессы происходят на значительных расстояниях. Проникновение ф и л ь т р а т а отмечается настолько глубоко, что в объеме горной породы, доступном исследованию современными скважинными методами с наибольшей глубин ностью (большие градиент-зонды, индуктивный зонд), коллектор о к а з ы вается пропитанным фильтратом и имеет физические свойства, отличные от свойств неизмененной части коллектора з а пределами зоны проникновения.

Дополнительные трудности в оценке пористости и определении т и п а сложного коллектора создаются двух-, трех- и д а ж е многофазным ступен чатым проникновением фильтрата бурового раствора.

Приведенные данные ограничивают возможности экстраполяции физи ческих и коллекторских свойств коллектора, особенно его сложных типов, установленных д л я прискважинных зон, имеющих ничтожные объемы по сравнению с размерами всего объема, на всю з а л е ж ь. Здесь Б. Ю. Вен дельштейн [1970 г.] прав, когда он заключает, что «для коллектора со смешанным характером пор критерии коллектора и способы определе ния продуктивности и коллекторских свойств требуют специального д л я каждого данного типа коллектора решения».

Д л я получения н а д л е ж а щ е й оценки фильтрационно-емкостных с в о й с т в пласта-коллектора и его параметров к подсчету запасов исследователями предлагается составление «гипотетических» литолого-гидродинамических моделей д л я каждого конкретного объекта, которые в процессе разведочного бурения уточняются. В таких моделях фильтрация углеводородов при разработке их залежей происходит в условиях сложного комплекса ф и з и к о химических процессов, существенно влияющих на степень извлечения з а пасов нефти и газа, а т а к ж е на технологию нефтегазодобычи.

Большинство этих процессов в пористых средах связано с малоизучен ными поверхностными явлениями, происходящими на границах разделов ф а з и скелета горной породы-коллектора. Естественно, что д л я успешного ре шения задачи более полного извлечения нефти и газа важно у ч и т ы в а т ь закономерности проявления этих процессов. Проблема эта р а с с м о т р е н а М. Л. Сургучевым и др. [40] в свете современного состояния ее изученности.

Данными о закономерностях проявления физико-химических процессов в продуктивных пластах-коллекторах в основном служит исходная и н ф о р м а ция по литологическим особенностям горных пород-коллекторов. Эта ин ф о р м а ц и я позволяет судить об условиях распределения коллекторов как по мощности, т а к и по их простиранию, и главным образом о степени неодно родности фильтрационно-емкостных свойств.

Основным фактором, влияющим на механизм нефтеотдачи, следует с ч и т а т ь литологическую неоднородность (литологический критерий). До полнительными критериями некоторые исследователи рассматривают мини м а л ь н у ю проницаемость пород-коллекторов, вещественный состав последних и н и ж н ю ю границу разделения системы коллектор — неколлектор.

В терминологии и в самом понятии литологической неоднородности, к сожалению, пока отсутствует д о с т а т о ч н а я ясность. Одни исследователи этим термином именуют общую изменчивость литолого-физических свойств горной породы-коллектора, другие — изменчивость только проницаемости пласта-коллектора, третьи — изменчивость пористости и мощности продук тивного горизонта. Некоторые исследователи различают неоднородности горных пород-коллектороа, обусловленные генетическими признаками — за кономерностями осадконакоплении и вторичными (эпигенетическими) процессами.

В работе [40] предлагается термином неоднородности именовать из менчивость любого параметра продуктивного пласта-коллектора. Вместе с тем при разработке з а л е ж е й и повышении нефтеотдачи рекомендуется в основном учитывать т а к н а з ы в а е м у ю двухвидовую классификацию неодно родности, в которой выделяются собственно литологическая неоднород ность и вариации изменения физических свойств. По существу, эти два вида неоднородностей находятся в постоянной сложной взаимосвязи. Раз дельный их учет, как это предлагают некоторые исследователи, едва ли целесообразен.

Большие затруднения в площадном плане (от скважины к скважине) в ы з ы в а е т частое отсутствие информационных данных по ряду параметров неоднородностей, к числу которых относятся данные о мощности продуктив ного объекта, его проницаемости и пористости. В этой связи специалистами [8] предлагаются доступные ограниченные данные по указанным пара метрам д л я отдельных з а л е ж е й (месторождений) рассматривать как незави симые (или случайные) величины, что позволяет при изучении неодно родностей пластов-коллекторов использовать методы теории вероятностей и математической статистики.

Многие исследователи при изучении повышения коэффициента конечной нефтеотдачи и при планировании применения различных модификаций поверхностно-активных веществ справедливо указывали на необходимость учета неоднородности литологического фактора. Однако получение необ ходимой информации о лнтолого-петрографических особенностях горных пород-коллекторов, и в особенности их сложных типов (со вторичной по ристостью), крайне затруднительно. В подобных случаях (кстати, довольно частых) приходится «довольствоваться» усредненными значениями таких, например, параметров, как проницаемость и пористость, а т а к ж е параметров трещиноватости (густота трещиноватости, трещинная пористость, трещин н а я проницаемость). Вариации изменчивости указанных параметров проис ходят в большом диапазоне как по разрезу, так и по площади.

Некоторые исследователи при описании тех или иных месторождений приводят количественные данные по коллекторским свойствам продуктивных пластов. Причем эти сведения в ряде случаев даны в невероятно широком диапазоне. Так, И. С. Гутман и др. [32] д л я органогенно-обломочных известняков башкирского яруса (Мишкинское месторождение) указывают, что их пористость изменяется от 6 до 2 9 %, а проницаемость — от 5 до 1178 мД. Эти цифры, разумеется, свидетельствуют о резкой изменчивости рассматриваемых параметров.

Однако сама по себе эта информация может только дискредитировать месторождение, если не будут приведены данные о закономерностях измене ния того или иного параметра (пористости, проницаемости) по площади и по разрезу. Кроме того, из приведенного большого д и а п а з о н а пористости и проницаемости необходимо исключить случайные, крайние значения, а выделить лишь часто встречаемые, и по ним вычислить среднее значение рассматриваемого параметра. Возможно, что приведенная исследователями пористость 10% и является кондиционной.

Естественно, что в этих условиях необходимо повысить требования к информативности и в первую очередь к достоверности ее показателей, что, к сожалению, не всегда соблюдается.

В последние годы открыто и р а з р а б а т ы в а е т с я много з а л е ж е й нефти и г а з а с осложненными физико-геологическими ситуациями, близкими к аномаль ным. К ним относятся аномальные термобарические условия, особенности строения сложных типов коллекторов, своеобразный характер фильтрации углеводородов в глубинных пластах, высокое с о д е р ж а н и е смол, парафинов и асфальтенов в нефти, большая их вязкость и другие факторы.

В случаях аномально высоких пластовых давлений вскрытие продуктив ного горизонта обычно вызывает нарушение равновесия пластовой системы.

Продуктивность скважины, как правило, обусловлена трещинной прони цаемостью, значение которой неизмеримо больше проницаемости блоков (матрицы) пласта-коллектора. Исследователями при разведке и р а з р а б о т к е глубокозалегающих з а л е ж е й не всегда учитывается роль фактора трещино ватости, и главным образом его основного параметра — трещинной прони цаемости.

Примеры указанному приведены в работе [40] по Левкинскому место рождению Краснодарского к р а я д л я первого этапа его разработки. В по следующем для этого месторождения была р а з р а б о т а н а «гипотетическая»

гидродинамическая модель продуктивного пласта, в которой была опреде лена ведущая роль матрицы (блоки горной породы) в механизме нефте отдачи. Применение этой модели способствовало успешной реализации ряда методических рекомендаций по гидродинамическим условиям вскрытия продуктивного пласта-коллектора.

В настоящее время при разведке и разработке з а л е ж е й нефти и г а з а, приуроченных к сложным типам коллекторов с преобладающей вторичной пористостью, исследователи часто ссылаются на фактор трещиноватости.

Учет этого фактора обычно производится по промыслово-геофизическим показателям. Однако д л я принятия рациональных мероприятий по р а з р а ботке подобных з а л е ж е й необходимо знание параметров трещиноватости в их количественном выражении. Это к а с а е т с я коэффициентов трещинной прони цаемости, трещинной пористости и интенсивности т р е щ и н о в а т о с т и (густота т р е щ и н ). П о д о б н у ю и н ф о р м а ц и ю п р е д с т а в л я е т с я в о з м о ж н ы м получить, и с п о л ь з у я известную м е т о д и к у и с с л е д о в а н и я трещиноватости горных пород и т р е щ и н н ы х к о л л е к т о р о в [ 2 7 ], р е з у л ь т а т ы применения которой в комплексе с п р о м ы с л о в о - г е о ф и з и ч е с к и м и д а н н ы м и д а л и положительный результат.

Известно, что е м к о с т н ы е и ф и л ь т р а ц и о н н ы е п а р а м е т р ы, характеризую щ и е з а п а с ы у г л е в о д о р о д о в, и степень их достоверности обусловливаются литологическими о с о б е н н о с т я м и и физическими свойствами пород-коллекто ров и геологическими у с л о в и я м и з а л е г а н и я последних.

О п ы т и с с л е д о в а н и я к о л л е к т о р с к и х свойств пород, н а х о д я щ и х с я в раз личных геологических у с л о в и я х, п о к а з ы в а е т, что д л я оценки промышленной продуктивности п л а с т а - к о л л е к т о р а необходимо установить кондиции группы п а р а м е т р о в, х а р а к т е р и з у ю щ и х рентабельность месторождения. К таким параметрам относятся:

1. М и н и м а л ь н ы е з н а ч е н и я пористости и ф а к т о р ы, их обусловливающие:

экстремальные з н а ч е н и я глинистости, к а р б о н а т н о с т и и р я д других д и а логических п о к а з а т е л е й, в л и я ю щ и х на емкостные и фильтрационные свой ства коллектора. К о р р е л я ц и о н н ы е с в я з и м е ж д у этими п а р а м е т р а м и и про мыслово-геофизическими п о к а з а т е л я м и могут быть использованы д л я опре д е л е н и я количественных х а р а к т е р и с т и к геофизических п а р а м е т р о в при вы делении в р а з р е з е с к в а ж и н пород-коллекторов и определении их продуктив ности.

2. М и н и м а л ь н а я н е ф т е г а з о н а с ы щ е н н о с т ь, о б у с л о в л и в а ю щ а я фазовую п о д в и ж н о с т ь ф л ю и д а. О п р е д е л е н и е этой величины д о л ж н о быть сделано д л я различных типов к о л л е к т о р о в с учетом м е х а н и з м а их нефтеотдачи.

3. М и н и м а л ь н а я г и д р о п р о в о д н о с т ь ( K h /, где К — коэффициент прони цаемости п л а с т а ;

h — э ф ф е к т и в н а я м о щ н о с т ь п л а с т а ;

— вязкость нефти), о б е с п е ч и в а ю щ а я р е н т а б е л ь н ы й дебит нефти ( г а з а ), который в свою очередь, к а к известно, р а с с ч и т ы в а е т с я с учетом м а к с и м а л ь н о допустимых депрессий при р а з р а б о т к е з а л е ж е й.

4. К о э ф ф и ц и е н т в ы т е с н е н и я нефти и коэффициенты нефтеотдачи (с уче том всех ф а к т о р о в, у м е н ь ш а ю щ и х вытеснение) при естественном р е ж и м е р а б о т ы з а л е ж и. Д л я о п р е д е л е н и я средних значений у к а з а н н ы х коэффициен тов д о л ж н о быть п р о в е д е н о и с с л е д о в а н и е по вытестению нефти на доста точном количестве о б р а з ц о в керна с пластовой нефтенасыщенностью.

Численные з н а ч е н и я п р и в е д е н н ы х в ы ш е параметров, к а к известно, яв л я ю т с я основой д л я п о д с ч е т а з а п а с о в и обеспечивают распределение з а п а с о в по категориям. О т с ю д а д л я подсчета з а п а с о в углеводородов в любом типе коллектора (поровом, т р е щ и н н о м и их р а з н о в и д н о с т я х ) необходимо распо л а г а т ь кондициями приведенной в ы ш е группы п а р а м е т р о в. Тем не менее единых кондиционных з н а ч е н и й этих п а р а м е т р о в не м о ж е т быть установлено не только д л я к о л л е к т о р о в порового и т р е щ и н н о г о т и п а, но и д л я всех разновидностей п о р о д - к о л л е к т о р о в трещинной группы.

Кондиции у к а з а н н ы х п а р а м е т р о в в этом с л у ч а е представляют собой функцию многих п е р е м е н н ы х, в а р и а ц и и которых обусловлены разнообра зием физического с о с т о я н и я пород-коллекторов, з а в и с я щ е г о при прочих р а в н ы х условиях от т е к с т у р н о - с т р у к т у р н ы х особенностей претерпевших постседиментационные п р е о б р а з о в а н и я пород, термобарических условий залегания пласта-коллектора, а т а к ж е глубинными факторами изменения химических и физических показателей флюидов, заполняющих этот пласт.

Факторами, затрудняющими определение кондиций параметров д л я подсчета запасов в трещиноватой среде, я в л я ю т с я следующие непостоянные показатели пласта-коллектора, резко меняющиеся иногда д а ж е в пределах одного месторождения.

1. Объемные размеры блоков матрицы, определяемые плотностью тре щин в породе-коллекторе и являющиеся одним из показателей интенсив ности перетока флюида из матрицы в трещины, а следовательно, в л и я ю щ и е как иа фильтрационные свойства внутри коллектора, так и иа пластовую проницаемость и на нефтеотдачу пласта.

2. Сообщаемость и размер внутриматричных пор, обусловливающие скорость и интенсивность подпитки трещины, ибо при равных з н а ч е н и я х пористости матриц различных коллекторов проницаемость их может б ы т ь неодинаковой, т а к как она зависит от сечений поровых каналов.

3. Пластовая энергия, о п р е д е л я ю щ а я скорость перемещения ф л ю и д о в в породе-коллекторе.

4. Вязкость флюида в пластовых условиях, учитывающая как генети ческие свойства углеводородов, т а к и влияние термобарических условий иа них.

5. И наконец, технология вскрытия, испытания коллекторов и э к с п л у а т а ции скважин, обусловливаемая геологическими условиями того или иного региона, а иногда и причинами, не связанными с геологическими процессами.

Сочетание указанных основных факторов, определяющих продуктив ность пласта и играющих непосредственное значение в выявлении кондиций емкостных и фильтрационных свойств коллектора, может быть самым р а з н о образным. Отсюда разработка единых кондиций подсчета параметров д л я всех типов и д а ж е группы пород-коллекторов не может быть выполнена, ибо среди нефтегазоносных регионов в р я д ли можно найти два (а т е м более несколько), в которых перечисленные выше условия наряду с геологи ческим строением и вещественным составом пород могли бы быть иден тичными.

Так, из табл. 6 видно, что в одноименных литологических р а з н о с т я х пород нет закономерных связей между основными параметрами п л а с т а коллектора: пористостью, проницаемостью и дебитами.

Отсутствует т а к а я связь и между пористостью и нефтенасыщенностью (табл. 7). Нефтенасыщениость в трещинном пласте-коллекторе в ы с о к а я, прямой зависимости пористости и нефтенасыщенности не отмечается. Н а примере групп месторождений Оренбургской, Куйбышевской областей и Башкирии видно, что пористость коллекторов трещинной группы и з м е н я е т с я в пределах 5—12%, нефтенасыщениость составляет 65—90% ( ч а щ е 80— 9 0 % ), проницаемость 7—1000 мД. И здесь основные параметры не имеют закономерных связей, что обусловлено, вероятнее всего, структурой поро вого пространства вторичной пористости.

Как пример невозможности разработки общих кондиций подсчетных параметров следует привести Салымское месторождение нефтн ( З а п а д н а я Сибирь, Тюменская область), где в сапропелево-кремиисто-глинистых о б р а зованиях верхнеюрских отложений дебит скважин достигает 100—800 т / с у т.

ТАБЛИЦА Сравпенне параметров сложных коллекторов некоторых месторождений Возраст Открытая Проницаемость, Дебит, Месторождения Литология продуктивной толщи пористость, % т/сут мД Раниепермский, сакмар- 25— Известняки 15 50— Куигурский рифовый массив (Прн уралье) ский Прасковейское (Ставрополье) Позднемеловой » 6 136 2- » 10— Андижан (Фергана) 6—600 — Карабулак-Ачалукское ( Ч И А С С Р ) 2,6- Позднемеловой Д о 0, — (до 1 2 - 1 5 ) Д ж а р к а к, К а р а у л - Б а з а р, Сарыкамыш 1 — Позднеюрскнй 1 2,5— (Средняя Азия) Пирсон (Южиый Техас, США) Раннемеловой Известняки, 3 доломиты Фаэруей (Восточный Техас, США) Меловой (Джеллн) Известняки 14 40—50 Блок-31 (Пермскнй бассейн, США) Девонский, ордовикский » 2-5 5-7 15- (до 100—500) Агаджари (Иран) Олигоценовый, эоцено- Известняки 2—20 0,01—10 1400— вый »

Киркук (Ираи) » Д о 30 Д о 0, Долина (Восточные Карпаты) Олигоценовый Аргиллиты, Д о десятков 1-16 Сотни алевролиты, песчаники Позднеюрскнй, волж Салымское (Западная Сибнрь) Сапропелево- 4—8 1 — 10 1— кремннсто ский (ср. 2,5) глнннстые породы Аргнллнты, Спраберрн (США) Пермскнй Д о десятков 6—20 Сотни алевролиты ТАБЛИЦА Сравнение открытой пористости н нефтеиасыщенности в карбонатных коллекторах каменноугольных отложений Открытая 1 Нефтенасы Месторождения Район пористость, % 1 щенность, % Оренбургская обл., 5—12 65—90 Яблоневское, Покровское, Куйбышевская обл.. Башкир- (редко 25) (чаще Заборовское, Малы екая АССР 80—90) шевское н др.


Татарская АССР 11 — 12 50 Бавлниское Волгоградская обл., Саратов- 3—20 60—90 Жирновско-Бахметьев екая обл. (чаще ское, Коробковское и др.

80—90) Пермская обл. 8—15 70—80 Осинское, Батырбайское Украинская CCP 24 87 Леляковское Пористость сапропелево-кремнисто-глииистых пород б а ж е н о в с к о й с в и т ы (верхняя ю р а ) варьирует в п р е д е л а х 1—8% (без э к с т р а к ц и и ) и 5 — 1 6 % (определение при э к с т р а к ц и и о р г а н и ч е с к и м и р а с т в о р и т е л я м и ). Г а з о п р о н и цаемость преимущественно 0,001 м Д и з н а ч и т е л ь н о меньше, в единичных случаях 0,2—1,5 м Д, о с т а т о ч н а я н е ф т е и а с ы щ е н н о с т ь п о р о д ы - к о л л е к т о р а около 5 0 %. П р о н и ц а е м о с т ь, о п р е д е л е н н а я по промысловым д а н н ы м и по методу ш л и ф о в В Н И Г Р И, д о с т и г а е т 10 м Д, ч а щ е 1—3 м Д.

У к а з а н н ы е примеры свидетельствуют об отсутствии о б щ и х условий, которые м о ж н о б ы л о бы и с п о л ь з о в а т ь при р а з р а б о т к е кондиций подсчетных параметров в п р е д е л а х с л о ж н ы х типов пород-коллекторов.

Р а с с м а т р и в а я в целом приведенные в ы ш е д а н н ы е, м о ж н о з а к л ю ч и т ь, что согласно т р а д и ц и о н н ы м п р е д с т а в л е н и я м низкопористые и с л а б о п р о иицаемые горные породы до сих пор в р я д е с л у ч а е в р а с с м а т р и в а ю т с я к а к неперспективные о б ъ е к т ы - к о л л е к т о р ы нефти и г а з а. О д н а к о п р а к т и к о й нефтедобычи последних д е с я т и л е т и й опровергнуто это положение. О к а з а лось, что подобные якобы «непродуктивные» породы (особенно к а р б о н а т н ы е ) при соответствующих и с п ы т а н и я х в буровых с к в а ж и н а х д а ю т п р о м ы ш л е н ные притоки углеводородов.

Таким образом, потенциально н е ф т е г а з о н о с н ы м и могут о к а з а т ь с я многие толщи карбонатных пород, широко р а з в и т ы е в р а з р е з а х м е з о з о я и п а л е о з о я во многих р а й о н а х Советского С о ю з а.

И с с л е д о в а н и я м и последних лет установлено, что при оценке п е р с п е к т и в нефтеносности подобных т о л щ не у ч и т ы в а л и с ь ф а к т о р т р е щ и н о в а т о с т и (его преимущественная р о л ь в ф и л ь т р а ц и и ф л ю и д о в ) и вторичная п о р и с т о с т ь горных пород, з а н и м а ю щ а я з н а ч и т е л ь н о е место в о б щ е й емкости с л о ж н ы х (карбонатных) коллекторов.

Одним из с о с т а в л я ю щ и х компонентов п а р а м е т р а вторичной пористости я в л я е т с я т р е щ и н н а я пористость*. При подсчете з а п а с о в у г л е в о д о р о д о в в с л о ж н ы х коллекторах т р е щ и н н у ю пористость принято р а с с м а т р и в а т ь к а к самостоятельный п а р а м е т р вследствие несопоставимости ее з н а ч е н и й (0,01—0,1%) со з н а ч е н и я м и первичной ( 2 — 4 % ) и вторичной (до 1 0 % ) пористости.

* Напоминаем, трещинная пористость обозначает величину, характеризующую удель ный объем мнкротрещии в горной породе, без каких-либо расширений.

Р а з р а б о т а н а методика раздельного подсчета запасов нефти и газа в порах блоков (матрица) и разделяющих их трещин. Раздельный подсчет обусловлен существенными различиями коэффициентов нефтенасыщенности и нефтегазоносности в порах и трещинах для условий сложных типов кол лекторов.

Учет промышленных з а п а с о в нефти и газа, содержащихся в трещинах, увеличивает общие запасы углеводородов от 10 до 30% при трещинной пористости 0,03—0,05% (относительно объема породы). Практическое зна чение целесообразности учета «трещинной» нефти (газа) при подсчете общих запасов совершенно очевидно.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ Резюмируя приведенные выше данные, касающиеся проблемы вторичной пористости сложных типов коллекторов нефти и газа, можно сделать следующие выводы.

Термином «вторичная пористость» следует обозначать все эффективные пустоты в горной породе, имеющие вторичное происхождение, развиваю щиеся как в межблоковом пространстве, так и непосредственно и в блоках (матрице). Трещинная пористость представляет собой один из компонен тов (подчиненный) общей вторичной пористости.

Образование вторичной пористости происходит в литифицированиой горной породе и обусловлено первичной пористостью, а на более поздних этапах литогенеза — постседиментационными процессами и новейшими тектоническими деформациями.

Возникновение эффективной емкости в продуктивных карбонатных по родах связывается с воздействием глубинных растворов, мигрировавших по трещинам. В соответствующих условиях развития процесса выщела чивания карбонатных пород формирование в них вторичной пористости происходит при воздействии нефтяных флюидов (по Л. М. Бириной [1963 г.]).

Процессы растворения и выщелачивания являются основными пост седиментационными факторами в образовании вторичной пористости. В карбонатных породах эти процессы происходят за счет реакций с угле кислыми водами. Доминирующая роль в формировании коллекторских свойств горных пород принадлежит эпигенетическому выщелачиванию. Этот процесс имеет селективный характер;

он контролируется особенностями строения горной породы.

В низкопористых и слабопроницаемых горных породах сложных коллек торов корреляционные связи между пористостью и проницаемостью низ кие;

их применение практически ограниченно. Содержание остаточной воды в подобных породах-коллекторах не более 20—30%, что не согласуется с традиционными представлениями о большой их водонасыщенности. Полу чение промышленных притоков нефти и газа из таких коллекторов свидетель ствует о целесообразности понижения принятых в настоящее время предель ных значений пористости и проницаемости, что соответственно расширяет перспективы нефтегазоносности ряда районов нашей страны.


Прогнознроваиие размещения сложных типов коллекторов с преобла дающей вторичной пористостью основано на их моделировании. Принци пиальной моделью в данном случае является т а к а я, в которой ведущая роль в емкости коллектора принадлежит межзерновой среде (блоки пород, рассеченные трещинами). Д л я целей прогнозирования условий распреде ления в пространстае коллекторов и их физических и коллекторских свойств успешно используются карты зональности постседиментациоиных измене ний.

Согласно традиционным представлениям, низкопористые и слабопрони цаемые горные породы часто рассматриваются как неперспективные объек ты. Однако практика нефтегазодобычи показала, что при соответствующих испытаниях в буровых скважинах именно такие «непродуктивные» породы дают промышленные притоки углеводородов. Успешным результатам по добных испытаний способствует учет факторов трещиноватости и вторичной пористости.

В настоящее время разработана методика раздельного подсчета запасов нефти и газа в порах блоков (матриц) и разделяющих их трещин;

такой подсчет обусловлен существенными различиями коэффициентов нефтегазо насыщенности и нефтегазоотдачи для пор и трещии.

Учет промышленных запасов нефти, содержащихся в трещинах, уве личивает общие запасы углеводородов на 10—30% при трещииной по ристости (компонент вторичной пористости) 0,03—0,05%. Учет «трещинной»

иефти (газа) при подсчете общих запасов углеводородов имеет большое практическое значение.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. Александров Б. Л. Изучение карбонатных коллекторов геофизическими мето дами. M., Недра, 1979. 200 с.

2. Багринцева К. И. Карбонатные породы — коллекторы нефтн и газа. M., Недра, 1977. 231 с.

3. Бурова И. А. Роль перекристаллизации карбонатных пород в формировании по рового пространства (на примере иижнекембрийских отложений Южной Якутии). — В кн.: Влияние вторичных изменений пород осадочных комплексов иа их нефтегазонос ность. Jl., 1982, с. 94—103 (Тр. В Н И Г Р И ).

4. Буряковский Л. А., Джафаров И. С.. Джеваншир Р. Д. Прогнозирование фи зических свойств коллекторов и покрышек нефти и газа. M., Недра, 1982. 200 с.

5. Вылцан И. А. Карбонатные формации как индикатор геотектонического режима в осадконакоплении. — В кн.: Карбонатные формации Сибири и связвиные с ними полезные ископаемые. Новосибирск, Наука, 1982, с. 168—172.

6. Гмид Л. П., Стетюха С. К- Влияние вторичных процессов на формирование кол лекторских свойств карбонатных пород башкирского яруса (пласт Аи) Кулешовского месторождения. — Тр. В Н И Г Р И, 1978, с. 51—59.

7. Гмид Л. П., Леей С. Ш. Атлас карбонатных пород-коллекторов. Л., Недра, 1972.

176 с.

8. Дементьев Л. Ф„ Акбашев Ф. С., Файнштейн В. М. Изучение свойств неодно родных терригенных нефтяных пластов. M., Недра, 1981. 240 с.

9. Деч В. H., Кнорине Л. Д. Нетрадиционные методы комплексной обработки и ин терпретации геолого-геофизических наблюдений в разрезах скважин. Jl., Недра, 1978. 192 с.

10. Достижения в нефтяной геологии / П о д ред. Г. Д. Хобсона. M., Недра, 1980.

328 с.

11. Емкостные н фильтрационные свойства подсолевых отложений сверхглубокой Биикжальской скв. СГ-2 / И. А. Пиичук, Л. П. Гмид, Г. В. Лебедева,. М. Кругли ков. — В кн.: Изучение коллекторов нефти и газа, залегающих иа больших глубинах.

M., Недра, 1977, с. 51—53.

12. Изменение коллекторских свойств пород Прнтбилисского района с глубиной / Ш. К. Китоваии, И. А. Спарсиашвили, К- П. Каличава, Л. А. Чихладзе. — Там же, с. 53—55.

13. Калачева В. Н. О мере влияния постседиментационных процессов иа развитие вторичной пористости в карбонатных породах. — Тр. ВНИГРИ, 1978, с. 41—50.

14. Калачева В. H., Паталов. Н. Типы коллекторов в карбонатной газоносной тол ще венда — нижнего кембрия Ботуобннского поднятия. — В кн.: Критерии прогнозирования трещинных коллекторов нефти и газа в различных геологических условиях. Л., 1978, с. 103— (Тр. В Н И Г Р И ).

15. Каледа Г. А.. Калистова Е. А. Перекристаллизация карбонатных пород палеозоя Русской платформы. — Литология и полези. ископ., 1970, № 6, с. 50—62.

16. Калмыков М. К. Методика исследования коллекторских свойств кернов. M., Гос топтехнздат, 1963. 224 с.

17. Кан В. Е. Вторичные изменения карбонатных пород Оренбургского газоконден сатиого месторождения и их влияние иа коллекторскне свойства. — Автореф. каид. дис.

M., 1979. 16 с.

18. Киркинская В. H., Смехов. М. Карбонатные породы-коллекторы нефти и газа.

Л., Недра, 1981. 255 с.

19. Коллекторы нефти баженовской свиты Западной Сибири /Т. В. Дорофеева, С. Г. Крас нов, Б. А. Лебедев и др. Л., Недра, 1983. 131 с.

20. Котяхов Ф. И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. M., Недра, 1977. 287 с.

21. Кривошея В. А., Тесленко-Пономаренко В. М. Влияние постседиментационных процессов иа коллекторскне свойства нижнекаменноугольных отложений центральных районов Диепровско-Доиецкой впадины. — В кн.: Изучение коллекторов нефти и газа, залегающих на больших глубинах. M., Недра, 1977, с. 169—172.

22. Коцеруба Л. А. Об определении содержания саязаиной воды косвенными мето дами (Методы исследования пород-коллекторов). — Тр. ВНИГРИ, 1970, вып. 90, с. 204—229.

23. Кузнецов И. А. К вопросу о нижних пределах коллекторских свойств карбонат ных пород. — В кн.: Тезисы докл. Всесоюз. совещ. Оценка параметров карбонатных коллек торов и геометризацин залежей нефти в различных геотектонических условиях на территории СССР. Пермь, Перм. кн. изд-во, 1978, с. 77—79.

24. Леворсен А. Геология иефти и г а з а. M., Мир, 1970. 638 с.

25. Максимова С. В. Постседиментационные изменения палеозойских карбонатных пород в разных тектоно-седиментационных условиях. — В кн.: Карбонатные формации Сибири и связанные с ними полезные ископаемые. Новосибирск, Наука, 1982, с. 39—45.

26. Майдебор В. Н. Особенности разработки нефтяных месторождений с трещино ватыми коллекторами. M., Недра, 1980, 288 с.

27. Методика изучения трещиноватых горных пород и трещинных коллекторов нефти и газа. Л·, Недра, 1969. 129 с. (Тр. В Н И Г Р И, новая сер., вып. 276).

28. Методические приемы диагностики карбонатных коллекторов / А. А. Епифанов, С. С. Златопольский, В. М. Лахиюк и др. M., 1983. 50 с. (Региональная разведка и про мысловая геофизика. Обзор В Н И И Э М С ).

29. Нефть в трещинных коллекторах / Б. А. Тхостов, А. Д. Везирова, Б. Ю. Веи дельштейи, В. М. Добрынин. Л., Недра, 1970. 222 с.

30. Николаевский В. Н. Механика пористых и трещиноватых сред. M., Недра, 1984.

232 с.

31. Озябкин В. Н. Опыт получения палеогидрогеологической информации о вторич ной изменчивости карбонатных пород подземными водами. — Тр. В Н И Г Р И, 1978, с. 129—138.

32. Особенности геологического строения продуктивных отложений Мишкииского место рождения / И. С. Гутман, И. А. Тимофеев, В. Н. Копылова и др. — Нефтегазовая геоло гия н геофизика, 1982, № 10, с. 24—26.

33. Пирсон С. Д. Учение о нефтяном пласте. 2-е изд. M., Гостоптехиздат, 1961. 570 с.

34. Плотников М. С., Полосин Г. А., Бурлаков И. А. Петрографические свойства карбонатных пород триаса и верхнего мела Ставрополья. — Тр. ПермНИПИиефть, 1978, с. 3 3 - 3 5.

35. Попов И. П. О влиянии депрессии на параметры трещинного коллектора место рождения Баштентяк. — Нефтегазовая геология и геофизика, 1982, № 9, с. 18—20.

36. Политыкина. А., Травина Л. M., Кан В. Е. О неоднородности карбонатных коллекторов в связи с подсчетом запасов (иа примере Оренбургского гвзокоиденсатного месторождения). — В кн.: Тезисы докл. Всесоюз. совещ. Оценке параметров карбонатных коллекторов и геометризация залежей иефти в различных геотектонических условиях на территории СССР. Пермь, Перм. ки. изд-во, 1978, с. 80—86.

37. Ромм Е. С. Фильтрационные свойства трещиноватых горных пород. M., Н е д р а, 1966. 283 с.

38. Смехов. М. Теоретические и методические основы поисков трещинных коллек торов иефти н газа. Л., Недра, 1974. 200 с.

39. Соколов В. С. Основные условия развития карста. M., Госгеолтехиздат, 1962.

322 с.

40. Сургучев М. Л., Желтое Ю. В., Симкин Э. М. Физико-химические микропроцессы в нефтегазоносных пластах. M., Недра, 1984. 215 с.

41. Танинская Н. В., Сливков В. И. Литолого-петрографические особенности и кол лекторские свойства силурийских отложений Вуктыльской структуры Тимаио-Печорской провинции. — В кн.: Влияние вторичных изменений пород осадочных комплексов иа их иефтегазоиосиость. Л., 1982, с. 78—85 (Тр. В Н И Г Р И ).

42. Ханин А. А. Остаточная вода в коллекторах нефти и газа. M., Гостоптехиздат, 1963. 206 с.

43. Ханин А. А. Основы учении о коллекторах иефти и газа. M., Недра, 1965. 360 с.

44. Энгельгардт В. Поровое пространство осадочных пород. M., Недра, 1964. 230 с.

45. Hayes J. В. S a n d s t o n e diagenesis — the hole t r u t h. — Soc. Econ. Paleontol and Miner. Spec. Publ., 1979, № 26, p. 127—139.

46. Paraschiv D., Crislian M. Date preliminare si consideratii geologice a s u p r a u n o r parametri fi z i c i intilniti Ia mare adincime. — Stud, si cerc., Geol., Geofiz., Geogr., 1978, v. 16, p. 9 9 — i n.

47. Pittman E. D. Porosity, diagenesis and productive capability of s a n d s t o n e reservoirs. — Soc. Econ. Paleontol. and Miner. Spec. Publ., 1979, № 26, p. 159—173.

48. Schmidt V., Mcdonald D. A. The role of secondary porosity in the course of s a n d s t o n e diagenesis. _ Soc. Econ. Paleonlol. and Miner. Spec. Publ.. 1979, № 26, p. 175—207.

49. Schmidt V., Mcdonald D. A. Text ure and recognition of secondary porosity in sandstones. — Soc. Econ. Paleontol. and Miner. Spec. Publ., 1979, № 26, p. 209—225.

50. Scholle P. A. Porosity prediction in shallow vs. deepwater limeslones. — J. P e t r o l.

Technol., 1981, v.33, № 11, p. 2236—2242.

ОГЛАВЛЕНИЕ Предисловие Глава I. Понятия общей и вторичной пористости горных пород и составляющих их компонентов (современные представления) Глава II. Происхождение вторичной порнстостн н закономерности ее распределения в горных породах Глава III. Роль постседиментационных преобразований минерального вещества в формировании вторичной пористости Глава IV. Функциональные зависимости между структурой порового пространства горной породы и ее фильтрационными свойствами Глава V. Методы измерения параметров пористости горных пород Глава VI. Прогнозирование вторичной пористости горных пород Глава VII. Вторичная пористость — параметр для оценки промышленных запасов иефтн и газа Заключение Список литературы НАУЧНОЕ ИЗДАНИЕ Евсей Максимович Смехов Татьпиа Васильевна Дорофеева ВТОРИЧНАЯ ПОРИСТОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ Н Е Ф Т И И ГАЗА Р е д а к т о р и з д а т е л ь с т в а В. И. А л е к с а н д р о в а О б л о ж к а х у д о ж н и к а А. А. В л а с о в а Т е х н и ч е с к и й р е д а к т о р Н. П. С т а р о с т и н а К о р р е к т о р И. Б. Б о г д а н о в а И Б Ns С д а н о в набор 18.08.86. Подписано в печать 17,11,86. М - 2 8 7 2 6. Формат 6 0 Х 9 0 ' / и - Бумага офсетнаи » I.

Гарнитура литературная. Печать офсетная. Усл. печ. л. 6,0. Усл. кр.-огт. 6,13. Уч.-нэд. л. 7,45.

Т и р а ж 1460 экз. З а к а з 1815/693. Цена I р. 10 к.

Ордена « З н а к Почета» издательство «Недра», Ленинградское отделение.

193171, Л е н и н г р а д, C - 1 7 I, ул. Фарфоровская, 18.

Типография № 2 Л е н у п р н з д а т а. 191104, Л е н и н г р а д, Литейный пр., 55.



Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 ||
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.