Что такое нефтяная оторочка
Нефтяная оторочка
( a. oil fringe; н. Erdolsaum; ф. lisiere de petrole, anneau d’huile; и. margen de petroleo, parte petrolero en yacimientos de gas y condensado) — нефт. часть газонефт. или газоконденсатно-нефт. залежи, размеры и геол. запасы к-рой намного меньше газовой (газо-конденсатной) части двухфазной залежи. B зависимости от размеров H. o. разделяют на промышленные и непромышленные. Пo условиям залегания относительно газовой части залежи выделяют подстилающие и окаймляющие H. o.
H. o. газоконденсатных залежей могут иметь разное происхождение. Конденсационныe H. o. формируются в пластовых условиях за счёт ретроградной конденсации из сжатых газов значительной части растворённых жидких углеводородов; обычно отличаются низкой плотностью нефти (800-830 кг/м 3 ), высоким выходом бензинокеросиновых фракций (до 90%), небольшой концентрацией смол (до 2%) и твёрдых н-алканов (б.ч. до 2%). Остаточныe H. o. образуются в результате обратного испарения определённого кол-ва бензинокеросиновых и масляных компонентов нефтей: имеют повышенные значения плотности (до 880-900 кг/м 3 ), содержания смолистых веществ (св. 10-15%), твёрдых углеводородов (до 12-15%); выход бензиновых фракций до 15%. H. o. смешанного генезисa образуются в газоконденсатно-нефт. залежах в результате частичной конденсации из газовой части дополнит, кол-ва жидких углеводородов. Вопрос o критериях диагностики генетич. типа H. o. газоконденсатных залежей остаётся дискуссионным.
Залежи c H. o. разрабатываются как газовые (газоконденсатные) залежи, если оторочка имеет непром. значение; как газо(газоконденсатно)- нефтяные — в случае её оценки в качестве промышленной.
Нефтяная оторочка
НЕФТЯНАЯ ОТОРОЧКА (а. oil fringe; н. Erdolsaum; ф. lisiere de petrole, anneau d’huile; и. margen de petroleo, parte petrolero en yacimientos de gas у соndensado) — нефтяная часть газонефтяной или газоконденсатно-нефтяной залежи, размеры и геологические запасы которой намного меньше газовой (газоконденсатной) части двухфазной залежи. В зависимости от размеров нефтяные оторочки разделяют на промышленные и непромышленные. По условиям залегания относительно газовой части залежи выделяют подстилающие и окаймляющие нефтяные оторочки.
Нефтяные оторочки газоконденсатных залежей могут иметь разное происхождение. Конденсационные нефтяные оторочки формируются в пластовых условиях за счёт ретроградной конденсации из сжатых газов значительной части растворённых жидких углеводородов; обычно отличаются низкой плотностью нефти (800-830 кг/м 3 ), высоким выходом бензинокеросиновых фракций (до 90%), небольшой концентрацией смол (до 2%) и твёрдых н-алканов (большей частью до 2%). Остаточные нефтяные оторочки образуются в результате обратного испарения определённого количества бензинокеросиновых и масляных компонентов нефтей: имеют повышенные значения плотности (до 880-900 кг/м 3 ), содержания смолистых веществ (свыше 10-15%), твёрдых углеводородов (до 12-15%); выход бензиновых фракций до 15%. Нефтяные оторочки смешанного генезиса образуются в газоконденсатно-нефтяных залежах в результате частичной конденсации из газовой части дополнительного количества жидких углеводородов. Вопрос о критериях диагностики генетического типа нефтяной оторочки газоконденсатных залежей остаётся дискуссионным.
Залежи с нефтяной оторочкой разрабатываются как газовые (газоконденсатные) залежи, если оторочка имеет непромышленное значение; как газо (газоконденсатно)-нефтяные — в случае её оценки в качестве промышленной.
Управление депрессией
Нефтяные оторочки относятся к тем запасам, которыми раньше пренебрегали. Однако фраза о том, что легкой нефти в мире уже не осталось, стала аксиомой, а если принимать во внимание темпы развития технологий добычи, такие активы становятся все более привлекательными. Для «Газпром нефти» эта тема тем более актуальна: нефтяные оторочки есть на многих газоконденсатных месторождениях, которые разрабатывает «Газпром»
Нефтяной оторочкой называют нефтяную часть двухфазной залежи, газ в которой занимает намного больший объем, чем нефть. Для «Газпром нефти» это в первую очередь активы материнской компании — «Газпрома», освоение которых рассматривается как одно из перспективных направлений развития ресурсной базы компании.
В настоящее время «Газпром нефть» ведет работу на пяти подобных проектах: на Чаяндинском, Заполярном, Оренбургском и Западно-Таркосалинском месторождениях, а также на Уренгойской группе активов (Ен-Яхинское, Песцовое и Уренгойское). В перспективе рассматривается Тазовское месторождение.
Все эти активы — нефтегазоконденсатные месторождения, где «Газпром нефти», согласно Стратегии нефтяного бизнеса «Газпрома», передается в работу нефтяная часть, то есть одна или несколько нефтяных оторочек.
В каждом случае выбирается своя схема работы. Если добыча нефти не обещает заметного экономического эффекта, но необходима с точки зрения комплексного освоения актива и промысел перспективен по газу, «Газпром нефть» выступает как оператор, а ее участие может ограничиться опытно-промышленными работами (ОПР). Если по итогам ОПР будет установлено, что добыча нерентабельна, по согласованию с недропользователем может быть инициирован пересмотр лицензионных обязательств по добыче нефти. Там же, где проект экономически привлекателен, принимается решение об инвестициях.
Нефтяная оторочка
Проекты реализует специально созданная в 2014 году дочерняя структура — «ГазпромнефтьЗаполярье». В работах на месторождениях также задействованы добывающие предприятия. Так, «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» ведет работы на Чаяндинском, Заполярном и на Уренгойской группе месторождений. В сфере ответственности «Газпромнефть-Оренбурга» — Оренбургское месторождение. «Газпромнефть-Муравленко» займется Западно-Таркосалинским месторождением.
Непростые запасы
Главная особенность нефтяных оторочек — небольшая мощность пласта: от до 15 м. Над нефтяным слоем — значительно превосходящая его по объему газовая шапка, которая, как правило, находится с нефтью в динамической связи. «При интенсивной разработке нефтяной оторочки очень быстро происходит прорыв газа, поэтому важно выдерживать депрессию на пласт на определенном уровне, — рассказал руководитель проекта Заполярного нефтегазоконденсатного месторождения „Газпромнефть-Заполярье“ Владимир Куриннов. — После прорыва газа получить требуемый коэффициент извлечения нефти (КИН) будет уже невозможно». При этом экономически обоснованный КИН нефтяных оторочек, как правило, не превышает 15 %, а дальнейший его рост за счет увеличения количества скважин снижает рентабельность проекта.
Основной принцип разработки нефтяных оторочек — регулируемая депрессия на пласт*. Высокая депрессия в обычной наклонно направленной скважине обеспечивает увеличение дебита, то есть больший приток к скважине нефти в единицу времени. Однако при наличии газовой шапки и близкого водоносного слоя высокая депрессия может способствовать прорыву к забою газа и образованию водяных конусов. Поэтому при разработке нефтяных оторочек, чтобы вовлечь в работу большие зоны пласта, не создавая при этом высоких депрессий, используются горизонтальные скважины. Но и здесь есть свои проблемы: в связи с тем, что мощность пласта небольшая, при проводке горизонтальных стволов требуется очень высокая точность. Значит, необходимо повышение качества проектирования, что требует проведения более тщательных исследований расположения границ газонефтяного и водонефтяного контактов.
Применение такой полезной в других случаях технологии, как гидроразрыв пласта, требует особой осторожности, так как появление вертикальных трещин в пласте малой мощности также способно вызвать прорыв газа. Наконец, на таких месторождениях действуют требования промышленной безопасности для газовых скважин, значительно более жесткие, чем для нефтяных. Все это влечет за собой более высокие капитальные затраты.
Одно из ключевых правил разработки месторождений с нефтяными оторочками — равномерная разработка нефтяной и газовой частей.
Добывать или списывать?
В целом несмотря на все трудности нефтяные оторочки успешно разрабатываются во многих странах: Норвегии, Малайзии, Индонезии, Австралии, Тринидаде и Тобаго и др.
Например, нефтяная часть месторождения Тролль на норвежском шельфе имеет нефтяную оторочку толщиной Для того чтобы извлечь из нее нефть, было пробурено 110 горизонтальных добывающих скважин, 28 из них — многоствольные. Скважины оборудовались противопесочными фильтрами и устройствами управления притоком. Добыча нефти здесь началась в 1995 году — на полгода раньше, чем добыча газа. Разработкой газовой части занималась компания Statoil, а нефтяной — Hydro (до объединения со Statoil в 2007 году — самостоятельная нефтегазовая компания). Хотя пики добычи нефти на месторождении (18 млн тонн в год) были пройдены в начале 2000‑х, ее продолжают добывать и сегодня (текущий объем добычи — около 6 млн тонн в год).
Для борьбы с образованием конусов обводнения и прорывами газа на газонефтяных месторождениях Малайзии применяют устройства управления притоком и интеллектуальные системы заканчивания скважин. Используется барьерное заводнение у поверхности водонефтяного и газонефтяного контактов.
На месторождении Снэппер в Австралии разработка тонкой нефтяной оторочки (толщина пласта началась еще в 1981 году. Рыночная ситуация была такова, что у эксплуатирующих месторождение компаний Esso Australia и BHP не было необходимости форсировать здесь добычу газа, пока другие месторождения позволяли удовлетворить существующий спрос на «голубое топливо». Поэтому было принято решение использовать для добычи нефти часть скважин, на которых позднее должна была начаться добыча газа.
Ряд проектов, связанных с разработкой нефтяных оторочек, есть и в России. Так, например, компания «Сургутнефтегаз» на Федоровском и Лянторском месторождениях успешно добывала нефть из пластов толщиной с использованием горизонтальных скважин.
Нефтяные оторочки (подгазовые залежи) — перспективный класс запасов: у них значительный потенциал как в России, так и за рубежом. Работая сегодня на нефтяных оторочках нефтегазоконденсатных месторождений, мы получаем уникальный опыт применения современных технологий, который будет востребован при освоении подобных залежей в будущем и при разработке трудноизвлекаемых запасов в целом. Кроме того, ко многим таким активам в России «Газпром нефть» получает эксклюзивный доступ, так как они принадлежат нашей материнской компании — «Газпрому». Участие «Газпром нефти» позволяет повысить эффективность управления нефтяным портфелем Газпрома», при этом в каждом проекте мы ищем и находим свой формат взаимовыгодного сотрудничества с недропользователем.
«Инвестировать средства в такие проекты имеет смысл только в том случае, если они позволяют получать прибыль. А на нефтяных оторочках это далеко не всегда возможно даже при условии перевода их в категорию трудноизвлекаемых запасов и получения соответствующих налоговых льгот», — отмечает генеральный директор «Газпромнефть-Заполярье» Дмитрий Махортов.
Решающее влияние на уровень рентабельности оказывают такие параметры, как размер запасов и наличие нефтяной инфраструктуры в регионе. Именно отсутствие последней зачастую становится сдерживающим фактором. Безусловный интерес представляют проекты, где рентабельность добычи из нефтяной части по показателю PI (индекс рентабельности инвестиций) превышает 1,25. Если уровень рентабельности ниже, для положительного решения необходимы дополнительные веские основания. Но, как правило, если добыча нефти признается нерентабельной, такие запасы нужно списывать или по крайней мере откладывать их разработку в расчете на появление новых технологий.
Понять реальную перспективу каждой оторочки позволяют опытно-промышленные работы. Специалисты компании оценивают, может ли применение тех или иных технологий обеспечить приемлемый уровень рентабельности. Если это невозможно, готовится обоснование для запроса о списании запасов в Государственную комиссию по запасам полезных ископаемых. И такой прецедент на активах «Газпрома» уже есть. Так, в апреле 2016 года были списаны не подтвердившиеся запасы на одном из пластов месторождения Заполярное: пробуренные разведочные скважины показали, что в настоящее время нефти там нет.
* Пластовая депрессия (депрессия на пласт) — разность между пластовым и забойным давлением в работающей скважине.
5 оторочек «Газпром нефти»
На Заполярном месторождении в ЯНАО проект разработки нефтяной оторочки обещает быть рентабельным, и «Газпром нефть» инвестирует в неготсвои средства. На месторождении действует льгота по НДПИ до конца 2021 года, поэтому основная задача — добыть максимум до завершения льготного периода. Работы здесь ведутся с 2015 года. Сейчас ведется бурение двух скважин. Пока это программа ОПР, но уже в нынешнем году планируется завершить проектные работы по обустройству и бурению, а в следующем — начать строительство объектов инфраструктуры. В компании рассчитывают, что добычу здесь можно будет начать в 2017 году, а в 2018 году выйти на объем 3 тыс. тонн нефти в сутки. Инфраструктуру предполагается строить поэтапно, по мере подтверждения запасов.
Это крупное нефтегазоконденсатное месторождение в Якутии, которое должно стать источником заполнения строящегося газопровода «Сила Сибири» для поставки газа в Китай. Преимуществом месторождения является льгота по НДПИ, действующая до 2021 года. Однако перспективы добычи нефти здесь пока не ясны. «Газпром нефть» выступает на Чаянде как оператор опытно-промышленных работ, которые начались в 2015 году. В настоящее время идет бурение и испытание оценочных скважин. Предполагается, что к концу 2016 года будет завершено испытание девяти скважин. По итогам этой работы планируется сделать концепт разработки и концепт обустройства нефтяной оторочки Чаяндинского месторождения. На их основании будет уточнен проект разработки всего месторождения и сделана оценка рентабельности его нефтяной части.
Месторождение Уренгойской группы: Ен-Яхинское, Песцовое, Уренгойское
Разработку месторождений Уренгойской группы пока сложно рассматривать как привлекательный объект для инвестиций. Однако если поблизости начнется реализация других проектов нефтедобычи, для них может быть создана общая инфраструктура. В случае получения налоговых льгот все это позволит сделать рентабельной добычу по крайней мере на Песцовом и Ен-Яхинском месторождениях. Пока же здесь идет пересмотр составленной около четырех лет назад программы ОПР, с тем чтобы с минимальными издержками собрать максимум сведений.
Западно-Таркосалинское нефтегазоконденсатное месторождение имеет неплохие экономические перспективы. Как и на Заполярном, здесь действует льгота по НДПИ до 2021 года. Пиковыеобъемы добычи, по предварительным оценкам, будут достигать тонн нефти в год. Однако насколько оно может быть интересно для «Газпром нефти», еще предстоит выяснить. В 2016 году компания планирует определиться, готова ли она инвестировать в этот проект, и начать проектирование обустройства месторождения.
По предварительным оценкам, из трех имеющихся здесь залежей потенциальный интерес представляет только одна — Ассельская. Сейчас на месторождении реализуется программа ОПР, по итогам которой будет принято решение о целесообразности полномасштабной разработки. План на 2016 год: провести переиспытание существующего фонда нефтяных скважин.
Разработка газоконденсатных месторождений с нефтяной оторочкой
Открыто множество объектов углеводородов с близкими геологическими условиями и параметрами, определяющими основные подходы, которые могут быть использованы при проектировании в качестве аналога.
Так как природа условий образования газоконденсатных залежей разнообразна, поэтому практически очень сложно подобрать комплексный аналог какому-либо месторождению с тем, чтобы на его примере найти оптимальную систему разработки. Вследствие этого представленный опыт существующих способов разработки газоконденсатных месторождений, которые могут быть положены в основу обоснования дальнейшей стратегии разработки газоконденсатных залежей [1, 2].
Сложности, возникающие при разработке нефтяной оторочки
В настоящее время ценность нефтепродуктов значительно выросла по сравнению с предыдущими десятилетиями. Развитие научно-технической базы, наращивание промышленного потенциала на мировом рынке приводит к нехватке углеводородного сырья. В условиях данной ситуация нефтегазовые компании активно ищут пути увеличения темпов добычи нефти и газа. Одним из способов решения этой проблемы является ввод в разработку трудноизвлекаемых запасов.
К этой категории относятся залежи нефти и газа с тонкими нефтяными оторочками водоплавающего типа. Основной трудностью разработки таких залежей является преждевременное выбытие скважин из-за процессов конусообразования. Учитывая геологическое строение, активность газовой шапки и водоносного горизонта необходимо разработать технологию, позволяющую эффективно извлекать нефть из объектов данного типа.
Заполярное месторождение
На примере секторной модели пласта БТ6-8 Заполярного месторождения рассмотрим основные сложности, возникающие при разработке тонкой нефтяной оторочки.
Секторная модель пласта строилась на платформе Eclipse El 00. Модель имеет размерность 50 ячеек по оси X, 50 — по оси Y и 80 ячеек по оси Z. Размеры сеточных блоков в горизонтальной плоскости принимались равными 20 м, по вертикали — 0.2 м. Общая площадь фильтрационной модели охватывает 1 км2. В удаленной от нефтяной оторочки области размеры ячеек по оси Z принимались равными 4 м. ФЕС, физико-химические свойства нефти, газа и воды принимались согласно ГФХ. Относительные фазовые проницаемости, сжимаемость горной породы и пластовых флюидов принимались на основе лабораторных исследований.
В настоящее время утвержденные проектные решения по разработке пласта ВТ6-8 закрепляют концептуальный подход по разработке нефтяной оторочки вертикальными скважинами. Промышленная эксплуатация залежи показала низкую эффективность заканчивания данного типа, что, в свою очередь, требует для повышения эффективности разработки искать иные подходы к разработке тонких нефтяных оторочек.
В поисках оптимального решения по выбору технологии воздействия на пласт с тонкой нефтяной оторочкой были рассчитаны варианты с различным типом заканчивания. Всего было рассмотрено три варианта:
В отличие от первого и второго варианта — технологии которые широко используются в настоящее время, выделение третьего варианта было основано на мировом опыте разработки нефтяных оторочек. На месторождении Тролль была пробурена в глубоких водах арктической зоны многозабойная скважина суммарной протяженностью горизонтальных стволов до 11 км, при этом азимут разворота в горизонтальной плоскости достигал 135°.
Скважины такого типа вскрывают значительную часть нефтяной оторочки и снижают депрессию на пласт. Согласно оценкам специалистов, многозабойные скважины большой протяженностью с использованием усовершенствованной технологии заканчивания позволят увеличить конечную нефтеотдачу месторождения Тролль на 9.5 млн. м3.
При выполнении расчетов на режим работы скважины накладывались технологические ограничения. Основным фактором преждевременного выбытия скважин является резкое повышение ГФ. Так как значительная доля УЭЦН не может нормально работать в условиях, когда перекачиваемая жидкость содержит большие объемы свободного газа, необходимо для учета возможности эксплуатации переводить скважины с высоким газовым фактором в бездействующий фонд.
Существующие методы повышения эффективности УЭЦН позволяют за счет установки газосепаратора (см. сепарация нефти и газа), отводящего большую часть свободного газа в затруб-ное пространство, использования диспергатора, измельчающего газовые пузыри до получения квази-гомогенной смеси, использования «конических» насосов, состоящих из пакета ступеней различных типов, рассчитанных на разные подачи, а также применения насосно-эжекторных установок достичь предельного газосодержания на входе в насос до 500 м3/м3 [1].
Организация газлифтного способа добычи и естественного газлифта значительно осложнена после достижения предельной величины по ГФ в условиях значительного обводнения (до 50 %).
Учитывая вышеописанные факторы, в качестве технологических ограничений при моделировании приняты следующие параметры:
Сопоставление основных технологических показателей по вариантам показало низкую эффективность работы вертикальной скважины. В то же время преимущества горизонтальных скважин очевидны. Как показывают результаты расчетов, средний дебит горизонтальной скважины выше в 4-6 раз по отношению к дебитам по вертикальным скважинам. Уровни накопленной добычи по горизонтальным скважинам в 3-3,5 раза выше, чем по вертикальным скважинам.
Оценка эффективности работы скважины радиального типа не показала значительного преимущества по отношению к работе пологой горизонтальной скважины. Сопоставление интегральных показателей добычи показало, что по скважине с профилем горизонтального участка с изменением азимута траектории на 270° (радиальное вскрытие, радиальная скважина — PC) возможно извлечь дополнительно 6.3 тыс. м3 нефти, по сравнению с традиционным, горизонтальным вскрытием аналогичной протяженности. Данный прирост накопленной добычи нефти при значительно возрастающих рисках при бурении скважины является незначительным.
Результаты проведенной исследовательской работы показали, что в условиях разработки тонких нефтяных оторочек бурение вертикальных скважин неэффективно.
Разработка Яро-Яхинского газоконденсатного месторождения
Приведем еще один пример. Яро-Яхинское газоконденсатное месторождение расположено в пределах северной части Западно-Сибирского мегабассейна. Яро-Яхинском лицензионном участке к отложениям неокомского водоносного комплекса приурочены продуктивные залежи БТ6, БТ7-8, БТ10 [1, 2, 3]. Пласт БТ7-8 имеет сложное геологическое строение, представлен переслаиванием песчаных и глинистых пропластков с включениями плотных пород.
Общая толщина пласта выдержана, изменяется от 73 до 90 м. К пласту BT7-8 приурочено четыре газоконденсатных залежи. По всем залежам уровень ГНК принят в интервале абс. отм. 3313-3133 м но данным MDT исследований пилотных стволов эксплуатационных скважин, где он определен по точечным глубинным замерам [3].
Текущий анализ разработки пласта BT7-8 Яро-Яхиснкого месторождения фонтанным способом показывает, что процесс добычи нефти сопровождается высокими отборами газа. Газовый фактор но скважинам изменяется от 700 м3/м3 до 1127 м3/м3, при начальном газосодержании 350 м3/м3, что объясняется прорывам газа из газовой шапки в нефтяную скважину [2].
На сегодняшний момент реализована следующая схема эксплуатации скважин: для подъема жидкости использована НКТ диаметром 73 мм с глубиной спуска практически до забоя. На устье фонтанных скважин устанавливаются штуцера диаметром 6-14 мм. Среднее забойное давление фонтанных скважин составляет от 19 МПа до 24.4 МПа, а пластовое в зоне отбора в пределах 30.4 МПа, при этом изменение депрессии от 6,5 МПа до 11,3 МПа. Рациональный подход к разработке газоконденсатного пласта вызывает необходимость определения оптимального способа эксплуатации нефтяной оторочки и газовой шапки с целью повышения технико — экономических показателей [4].
Для достижения поставленной цели, предполагается следующая схема заканчивания скважин, предусматривающая одновременную эксплуатацию нефтяной и газовой части. На начальном этапе в скважину спускается фонтанный лифт НКТ 73мм до глубины головы хвостовика (-3757-3760 м) и скважина эксплуатируется на нефтяную часть с регулировкой дебита и давления на устье при помощи штуцеров пока пластовой энергии достаточно для поддержания фонтанного способа добычи [1].
После снижения дебита скважины до 20-30 м3/сут подключается газовая часть пласта для совместной эксплуатации. В данном случае поступающий газ понижает плотность столба жидкости в стволе скважины, за счет чего уменьшается забойное давление, увеличивается депрессия на нефтяную часть и соответственно дебит нефти (эффект газлифта) [2]. Однако существует серьезный риск возникновения опережающего движения газа, в следствие чего газовая часть пласта будет передавливать нефтяную, что может сделать невозможным дальнейшую добычу нефти [4].
Таким образом, основным преимуществом является технологическая простота при привлечении бригады КРС для любой скважины; отсутствие необходимости привлечения дополнительного дорогостоящего специального нестандартного оборудования заканчивания. Недостатком способа является погрешность расчета определения продуктивности газовой части за счет варьирования интервала перфорации в связи с наличием большого количества используемых переменных (проницаемость, эффективная мощность и т.д.). Невозможность учета временного эффекта изменения продуктивности газовой и нефтяной части; отсутствие возможности регулирования продуктивности газовой части для повышения или снижения забойного давления.
Выводы
Тема статьи: Разработка газоконденсатных месторождений с нефтяной оторочкой
Автор статьи: Хайруллин Ренат Зульфатович — магистр, кафедра разработки нефтяных месторождений, Тюменский Индустриальный Университет, г. Тюмень
Аннотация: Многие газоконденсатные залежи месторождений Восточной Сибири, освоение которых начнется в ближайшие годы, характеризуются наличием нефтяной оторочки – нефтяной части газонефтяной или газоконденсатно-нефтяной залежи, размеры и геологические запасы которой существенно меньше ее газовой (газоконденсатной) части. Известно, что разработка нефтяных оторочек является крайне сложной задачей, так как неизбежно возникают проблемы, связанные с прорывами газа из шапки и образованием конусов. В этой связи актуальным становится задача обоснования оптимальной конструкции скважин, обеспечивающих возможность эксплуатации таких залежей.
Ключевые слова: газоконденсатные залежи, нефтяные оторочки, коэффициент извлечения нефти (КИН), вытесняющие агенты, методы извлечения нефти.
Список литературы