автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Прогнозирование основных показателей качества сточных вод, пригодных для заводнения коллекторов смешанного типа

1. Введение

2. Анализ состояния разработки требований к качеству сточных вод для заводнения нефтяных залежей и постановка задачи исследования

2.1.Общая характеристика состояния исследуемых вопросов

2.2.Анализ существующих методов определения норм качества сточных вод для заводнения нефтяных месторождений

3. Классификация нефтяных залежей в аспекте нормирования качества сточных вод для заводнения

3.1.Существующие классификации нефтяных залежей по степени развития трещиноватости

3.2.Установление стохастических зависимостей между трещиноватостью коллекторов и их проницаемостью

3.3. Классификация коллекторов нефтяных залежей по степени развития трещиноватости с учетом определения параметров качества сточных вод для заводнения

Актуальность проблемы. В решениях 26 съезда КПСС предусмотрено в 1985 г. довести добычу нефти совместно с газовым конденсатом до 620-645 млн.тонн [55] .Разработка нефтяных месторождений Урало-Поволжья будет сопровождаться значительным ростом обводненности добываемой нефти.Так, если в Х-ой пятилетке по региону быо ло извлечено совместно с нефтью 1,8 млрд.м пластовой воды, то уже в Х1-й пятилетке будет извлечено 2,2 млрд.м3.

Известно,что наиболее эффективно сточные воды нефтепромыслов могут быть использованы в системе заводнения нефтяных месторождений. Однако, для этого они должны быть очищены от твердых и жидких примесей до показателей,соответствующих коллекторским свойствам продуктивных пластов.

В настоящее время использование сточных вод для поддержания пластового давления в целом по Министерству нефтяной промышленности составляет всего 57% от их общего количества.Одной из основных причин неполного использования сточных вод нефтепромыслов для ппд является отсутствие научно-обоснованных требований к качеству сточных вод и,особенно, метода прогнозного определения этих требований для новых нефтяных месторождений.

В общем случае ужесточение требований к качеству сточных вод при заводнении нефтяных месторождений приводит к завышению объемов капитального строительства и эксплуатационных расходов, в то время как закачка недостаточно очищенных сточных вод в во-донагнетательные скважины вызывает значительные осложнения их эксплуатации.

Так, в 1974 г. на Покровском месторождении Оренбургской области были построены очистные сооружения,включающие блок напорного отстаивания и насосно-фильтровальную станцию [45] . Однако,удовлетворительная эксплуатация системы ппд без фильтрования воды показала,что насосно-фильтровальную станцию вводить в эксплуатацию нецелесообразно. Аналогично,проведенные опытно-промышленные закачки сточных вод на Кулешовском [/79,с.5-б] , Стрельненском и Жигулевском [81, с.9-1 б] , а также на Покровском

ПО, с.209-215] месторождениях Куйбышевской области позволили обосновать отмену строительства насосно-фильтровальпой станции со сметной стоимостью 400 тыс.руб. на Алакаевском и Ново-Запруд-ненском месторождениях Куйбышевской области [120 ] .

Наряду с этим имеется много примеров,когда закачка сточных вод с повышенным содержанием механических примесей приводила к серьезным осложнениям.Так, на Кулешовском месторождении Куйбышевской области [90, с.17-19] в течение нескольких лет производилась закачка сточных вод с повышенным содержанием механических примесей от 70 до 100 мг/дм3 и нефти от 140 до 1200 мг/дм3. В результате резко снизилась приемистость водонагнетательных скважин и в среднем через каждые два месяца были вынуждены проводить работы по восстановлению приемистости каждой скважины.

В результате продолжительном закачки сточной воды с повышенным содержанием примесей создались условия для их прохождения по пласту до нефтедобывающих скважин и появления в добываемой продукции.Это привело к ухудшению свойств нефте-водяной эмульсии, вызвало ухудшение условий эксплуатации систем добычи,промыслового сбора и транспорта,подготовки нефти и сточной воды,а также, как было указано выше,ее утилизации в системе ппд.Наиболее отчетливо отрицательный эффект плохого качества закачиваемой сточной воды проявил себя в росте за два года величины удельного расхода деэмульгатора на подготовку I тонны нефти с 40-45 до 140 грамм.

Приведенные данные показывают,что очистка сточной воды для каждого конкретного объекта заводнения должна быть оптимальной.

Актуальность исследуемых вопросов обусловлена необходимостью решения задач технического прогресса в области использования сточных вод в системе повторного водопотребления,направленного на сокращение потребления пресной воды при разработке нефтяных месторождений, и, как следствие,уменьшение загрязнения почвы,поверхностных водоемов и окружающей среды. Цель работы - разработка методики прогнозного определения параметров качества сточных вод по содержанию механических примесей и нефти для внутриконтурного заводнения новых нефтяных месторождений платформенного типа,являющейся основой для выбора технологических схем и их реализации при проектировании и строительстве объектов подготовки сточных вод на ранней стадии эксплуатации систем заводнения нефтяных месторождений. Задача исследования - научно техническое обоснование метода прогнозного нормирования качества сточных вод с целью поддержания пластового давления, включающая:

- обоснование применения схемы классификации ВШ1ГРИ и совершенствование ее в аспекте нормирования качества сточных вод для заводнения;

- изучение закономерностей кольматации системы проводящих каналов порово-трещинных и трещинно-поровых коллекторов;

- обоснование параметров качества сточных вод по содержанию механических примесей и нефти в зависимости от интенсивности трещиноватости горных пород,слагающих нефтяные пласты;

- разработку и обоснование метода отнесения коллектора новой нефтяной залежи к порово-трещинному или трещинно-порово-му типу коллектора;

- обоснование экономической эффективности внедрения методики.

Методика исследования. Для решения поставленной задачи использовались:

- метод экспериментальных исследований на элементарной модели порово-трещинного и трещинно-порового коллектора;

- метод промысловых гидродинамических исследований водонаг-нетательных скважин в процессе проведения опытно-промышленных закачек сточных вод;

- статистический метод обработки результатов исследований;

- численный метод анализа эмпирических зависимостей (метод наименьших квадратов);

- метод распознавания образов теории вероятностей (теорема Бейеса).

Научная новизна. Разработана научно-техническая основа метода прогнозного нормирования качества сточных вод для целей поддержания пластового давления,включающая:

- усовершенствованную схему классификации коллекторов,разработанную институтом ВНЙГРИ, в аспекте нормирования качества воды для заводнения;

- нормы качества воды для заводнения нефтяных залежей, обоснованные изучением механизма кольматации коллекторов и статистическим анализом показателей эксплуатации систем заводнения;

- вероятностно статистический метод отнесенения новой нефтяной залежи к типу коллектора по усовершенствованной классификации с обоснованием косвенных поисковых признаков;

- условия применения прогнозного нормирования при установлении требований к качеству сточной воды для нефтяных месторождений платформенного типа.

Практическая значимость работы. В результате проведенных исследований создана научно-техническая основа,позволившая разработать методику прогнозного определения норм качества сточных вод по содержанию механических примесей и нефти для внутриконтурно-го заводнения новых нефтяных месторождений платформенного типа, с помощью которой обосновывается применение технологической схемы и определяются капитальные вложения на строительство объектов водоподготовки.

Реализация работы. Разработан руководящий документ стандартизации "Методика прогнозного определения норм качества сточных вод для внутриконтурного заводнершя новых нефтяных месторождений платформенного типа.Содержание механических примесей и нефти в сточной воде" РДС 39-01-041-81. Результаты исследований использованы: при разработке руководящего документа "Унифицированные технологические схемы комплексов сбора и подготовки нефти,газа и воды нефтедобывающих районов" РД 39-1-159-79 и при разработке отраслевого стандарта "Установки подготовки воды.Параметрические ряды" ОСТ 39-138-82.

Результаты исследований реализованы также при проектировании объектов водоподготовки и систем ппд на нефтяных промыслах. Для этих целей выполнено прогнозное определение норм качества сточных вод для 78 нефтяных месторождений в Куйбышевской,Оренбургской областях и Удмуртской АССР. На их основании рекомендованы оптимальные технологические схемы очистки сточных вод.

Годовой экономический эффект от внедрения результатов исследований в производственных объединениях "Куйбышевнефть" и "Оренбургнефть" составил 1277 тыс.руб. за 1978 год.Суммарный экономический эффект за 1978-1981 годы равен 2685 тыс.руб. Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались: на заседании технико-экономического совета производственного объединения "Оренбургнефть" II февраля 1976 г.; на заседании технико-экономического совета производственного объединения "Куйбышевнефть" 18 мая 1976 года; на заседании Ученого Совета института "Гипровостокнефть" 27 июня 1977 года; на заседании промысловой секции Ученого Совета института "БашНИПШефть" 21 апреля 1978 г.; на заседаниях технических советов всех нефтегазодобывающих управлений объединений "Куйбышевнефть" и "Оренбург-нефть".

Публикации. Материалы диссертации опубликованы в 19 научных статьях.

Объем работы. Диссертация состоит из 6 разделов,в том числе введения, выводов и рекомендаций.Работа содержит 133 страницы машинописного текста, 27 таблиц, 33 рисунка, список литературы 133 наименования, 13 приложений.Работа выполнена в лаборатории промысловой технологии подготовки сточных вод отдела промысловой подготовки нефти и воды института "Гипровостокнефть".

На защиту выносятся следующие основные положения научно-технической основы метода прогнозного нормирования качества сточо ных вод для целей поддержания пластового давления:

- усовершенствованная схема классификации коллекторов,разработанная институтом ВНИГРИ, в аспекте нормирования качества воды для заводнения.Залежи классифицируются по трем классификационным признакам: типу коллектора,интервалу величин коэффициента относительной трещиноват ости и интервалу ветчин коэффициента проницаемости поровой среды матрицы коллектора;

- результаты экспериментальных лабораторных и промысловых исследований»устанавливающие закономерности процесса кольматации системы проводящих каналов порово-трещинных и трещинно-поро-вых коллекторов нефтяных залежей;

- норма качества сточных вод по содержанию механических примесей и нефти для закачки в нефтяные залеки,классифицированные по степени развития трещиноватости коллекторов на четыре группы;

- методика вероятностного отнесения коллектора новой нефтяной залени,свойства которого не изучены гидродинамическими методам!, к порово-трещинному и трещинно-поровому типу коллекторов по комплексу косвенных поисковых признаков,обоснованных для этих целей;

- методика прогнозного определения норм качества сточных вод по содержанию механических примесей и нефти для внутрикон-турного заводнения новых нефтяных месторождений платформенного типа;

- экономическое обоснование эффективности внедрения разработанной методики в практику проектирования разработки нефтяных залежей и объектов водоподготовки при обустройстве новых нефтяных месторождений,находящихся в разведке глубоким бурением.

6. ВЫВОДЫ И РЕКОШЗДАЩИ

6.1. Анализ современных методов нормирования качества нефтепромысловых сточных вод для заводнения показал,что эти методы не имеют научно-технической основы для прогнозного определения требований по качеству сточных вод для внутриконтурного заводнения новых нефтяных месторождений платформенного типа.

Отсутствие научно обоснованных прогнозируемых норм качества сточных вод для заводнения приводит в ряде случаев к проектированию неоправданно сложных и дорогих установок водоподготовки.

Разработка научно-технической основы и методики прогнозного нормирования качества сточных вод с целью поддержания пластового давления является актуальной задачей в нефтяной промышленности.

6.2. Проведенный анализ существующих методов классификации коллекторов нефтяных залежей по трещиноватости дал возможность обосновать применение в качестве научно-технической основы прогнозного нормирования схемы классификации коллекторов ВНИГРИ,делящей коллекторы на порово-трещинные и трещинно-поровые типы.

В соответствии с целями диссертационной работы схема классификации усовершенствована введением нового классификационного признака -коэффициента относительной трещиноватости и количественных значений основных классификационных признаков¡коэффициента проницаемости поровой среды и коэффициента относительной трещиноватости.

В качестве коэффициента относительной трещиноватости предложено отношение общей проницаемости коллектора (по промысловым данным) к проницаемости поровой среды (по керну).Использование этого коэффициента в качестве классификационного признака обосновано статистической обработкой результатов исследований скважин и коллекторских свойств пластов.

Количественные значения основных кла с с ифи каци онн ых признаков определены путем обработки более трех тысяч исследований скважин по 108 нефтяным залежам.

Порово-трещинные и трещинно-поровые типы коллекторов разделены по классификационным признакам на группы.

Для порово-трещинного типа первая группа коллекторов характеризуется проницаемостью поровой среды до 0,35 мкм^ включительно и коэффициентом относительной трещиноватости от 6,5 до 2 включительно.

Залежи второй группы этого типа характеризуются проницаер мостью свыше 0,35 мга/г и коэффициентом относительной трещинова-тости менее 2.

Для трещинно-поровых коллекторов третья группа характеризур ется проницаемостью поровой среды до 0,6 мкм включительно и коэффициентом относительной трещиноватости от 35 до 3,5 вкжор чительно, четвертая группа - проницаемостью свыше 0,6 мкм и коэффициентом относительной трещиноватости менее 3,5.

6.3. Для порово-трещинного и трещинно-порового типов коллекторов проведены лабораторные и промысловые исследования механизма их кольматации,показавшие значимость различий в кольмата-ции проводящих каналов этих коллекторов.Результаты исследований использованы при обосновании нормативных требований к качеству воды для заводнения.

6.3.1. При кольматации проводящих каналов порово-трещинных коллекторов в процессе закачки нефильтрованных сточных вод в начальный период превалирует заполнение трещин и крупных пор, после чего на фильтрационной поверхности образуется намывной слой из частиц механических примесей.В результате этого приемистость нагнетательных скважин интенсивно снижается до нерентабельного уровня.

6.3.2. Кольматация системы проводящих каналов в трещинно-поровых коллекторах динамична и носит характер перемещающегося фронта.При этом в отдельных участках пласта проводящие каналы заполняются осадком до определенного объема и формируются новые фильтрационные каналы, по мере сужения которых скорость потока воды возрастает и достигает критической величины.При этой скорости формирование фильтрационных каналов прекращается,а фронт кольматации продвигается дальше в направлении потока закачиваемой воды.

Установлено,что скорость перемещения фронта кольматации трещинно-поровых коллекторов зависит от емкости системы проводящих каналов на пути движения жидкости,а также от величины коэффициента обводнения и может достигать 400-500 м/год.

После прохождения фронта кольматации от зоны нагнетания до зоны отбора в эксплуатационные скважины с отбираемой жидкостью поступают механические примеси,закачанные в нефтяную залежь попутно с водой.Влияние механических примесей ухудшает технологические процессы добычи,сбора и подготовки нефти,подготовки и утилизации сточной воды.В связи с этим верхний предел содержания загрязнений в закачиваемых сточных водах следует ограничивать.

6.4.Анализом технико-эксплуатационных показателей тридцати систем поддержания пластового давления (за период от 6 до 20лет) обоснованы нормы качества сточных вод по содержанию механических примесей и нефти для групп нефтяных залежей в соответствии с усовершенствованной классификацией ВШГРИ.

В нефтяные залежи 1-й грзшпы рекомендуется закачивать сточную воду, содержащую до 15 мг/дм3 мехпримесей и до 15 мг/дм3 нефти. В нефтяные залежи,относящиеся ко 2-й группе, - до 30 мг/дм3 мехпримесей и до 30 мг/дм3 нефти. В нефтяные залежи 3-й группы - до 40 мг/дм3 мехпримесей и до 40 мг/дм3 нефти.В нефтяные залежи, составляющие 4-ю группу, - до 50 мг/дм3 мехпримесей и до 50 мг/дм3 нефти. При этом основное количество частиц (70-80% в массовых долях) должно иметь дисперсность в пределах до 20 мкм.

Условия применения норм качества сточных вод регламентируются безразмерным параметром нагнетания П н » которых! показывает отношение давления нагнетания на забое водоиагнетательной скважины к вертикальному горному давлению в ее призабойной зоне.По рассмотренным 108 нефтяным залежам Пн изменяется в пределах от 0,6 до 0,8.

Прогнозные нормы качества сточных вод для заводнения по содержанию механических примесей и нефти являются основой при выборе технологии и аппаратуры для очистки промысловых сточных вод.

6.5. Для формирования научно-технической основы методики прогнозного нормирования качества сточных вод для заводнения разработан и обоснован с использованием положений математической статистики и теории вероятностей метод отнесения коллектора новой нефтяной залежи к типу порово-трещинного или трещинно-порово-го коллектора по комплексу косвенных поисковых признаков.

Обосновано использование в качестве поисковых признаков показателей физико-химических свойств нефтей (содержание в неф-тях серы и силикагелевых смол,плотность нефтей в пластовых условиях и вязкость нефтей при давлении насыщения) и показателей кол-лекторских свойств соответствующих нефтяных залежей (пористость и проницаемость поровой среды матрицы коллектора).

Обосновано применение теоремы Бейеса для определения при прогнозном нормировании принадлежности (отнесения) коллектора новой нефтяной залежи к типу порово-трещинных или трещинно-по-ровых коллекторов по комплексу косвенных поисковых признаков.

6.6. На основании усовершенствования классификации коллекторов ВНЙГРИ, изучения механизма кольматации коллекторов различного типа и связи кольматации с нормированием качества закачиваемой воды, а также разработки вероятностно-статистического метода отнесения коллектора нефтяной залежи к соответствующему типу коллекторов разработана методика прогнозного определения норм качества сточных вод по содержанию механических примесей и нефти для внутриконтурного заводнения новых нефтяных месторождений платформенного типа.

Разработанную методику рекомендуется использовать для месторождений платформенного типа,сложенных породами,относящимися к порово-трещинным или трещинно-поровым типам коллекторов, во всех нефтедобывающих районах отрасли.

6.7. Результаты исследований внедрены в составе разработанного руководящего документа стандартизации "Методика прогнозного определения норм качества сточных вод для внутриконтурного заводнения новых нефтяных месторождений платформенного типа. Содержание механических примесей и нефти в сточной воде"

РДС 39-01-041-81, в составе руководящего документа "Унифицированные технологические схемы комплексов сбора и подготовки нефти,газа и воды нефтедобывающих районов" РД 39-1-159-79 и отраслевого стандарта "Установки подготовки воды.Параметрические ряды" ОСТ 39-138-82, а также и при составлении "Схем развития нефтедобывающей промышленности по районам объединений "Куйбышевнефть" и "Оренбургнефть" на ближайшие 10-15 лет.

6.8. Методика реализована при разработке проектов обустройства 78 нефтяных месторошений, в том числе: по объединению "Куйбышевнефть" - на 47 месторождениях; по объединению "Оренбургнефть" - на 29 месторождениях; по объединению "Удмурт-нефть" - на 2 месторождениях.

Экономический эффект от внедрения методики в 1978 г. составил 1277 тыс.руб., в том числе по объединению "Куйбышевнефть" - 580 тыс.руб., по объединению "Оренбургнефть" - 697 тыс.руб. Суммарный экономический эффект от внедрения методики на 42 месторождениях за I978-I98I г.г. равен 2685 тыс.руб.

5.4. Заключение

5.4.1.Методика прогнозного определения норм качества сточных вод по содержанию механических примесей и нефти для внутри-контурного заводнения новых нефтяных месторождений платформенного типа внедрена для условий 78 нефтяных месторождений, в том числе: по объединению "Куйбышевнефть" - на 47 месторовдениях; по объединению "Оренбургнефть" - на 29 месторождениях; по объединению "удмуртнефть" - на двух месторождениях.

5.4.2.Суммарный экономический эффект от внедрения "Методики." на 42 месторождениях Куйбышевской и Оренбургской областей равен 2685,65 тыс.руб.

5.4.3.Реальный полный экономический эффект от внедрения методики значительно выше рассчитанного,так как она внедрена при разработке руководящего документа "Унифицированные технологические схемы комплексов сбора и подготовки нефти,газа и воды нефтедобывающих районов" РД 39-1-159-79; при разработке отраслевого стандарта "Установки подготовки воды.Параметрические ряды"

ОСТ 39-138-82; при составлении "Схем развития и размещения нефтедобывающей промышленности по районам объединений "Куйбышевнефть" и "Оренбургнефть" на ближайшие 10-15 лет и при планировании научно-исследовательских работ в области очистки сточных вод применительно к условиям объединений "Куйбышевнефть" и "Орен-бургнефть".

1. A.c. 659166 ( СССР).Аппарат для совместной подготовки нефти и воды. /А.Г.Соколов, А.А.Ермаков, П.А.Палий,Ю.М.Никитин, И.И.Редькин.- Опубл. в Б.И., 1979, 16, с.17.

2. Айвазян С.А. Статистическое исследование зависимостей. М.: Металлургия,1968, 228 с. с ил.

3. Апельцин И.Э.Влияние трещиноватости призабойных зон нагнетательных скважин на закачку воды в пласт. Нефтяное хозяйство. М., 1954, JS 2, с.23-26; Я 3, с.15-19.

4. Аширов К.Б.,Громович В.А. Результаты закачки флуоресцеи-на в продуктивный пласт Яблоневского месторождения. В сб.: Геология и разработка нефтяных месторождений. М.: Недра,1965,с.46-57 (Тр.Гипровостокнефти, вып.9).

5. Аширов К.Б.Трещиноватость коллекторов месторождений Куйбышевского Поволжья. В сб.: Геология и разработка нефтяных месторождений. М. :Гостоптехиздат,1961, с.3-21 (Тр.Гипровостокнефти, вып. 3) .

6. Бабалян Г.А. и др.Применение поверхностно-активных веществ с целью увеличения нефтеотдачи.М.: Недра,1970,109 с.с ил.

7. Бабич Д. А. .Цыганкова В. А. Трещиноват ость девонских отложений Кудиновско-Коробковской зоны. Экспресс-информация ВНИИОЭНГ. Сер.Нефтегазовая геология и геофизика, М.,1977,с.7-11.

8. Байков У.М., "Еферова Л.В. Использование сточных вод в системе заводнения пластов. М.: Недра,1968, 87 с. с ил.

9. Бан А. и др. Влияние свойств горных пород на движение в них жидкостей, М.:Гостоптехиздат, 1962, 275 с. с ил.

10. Баренблатт Г.И.Делтов Ю.П. Об основных уравнениях фильтрации однородных жидкостей в трещиноватых породах. -Докл. АН СССР, 1960, т.132, й 3, с.545-548.

11. Блажевич Б.А.,Фахреев И.А.,Гладков А.А.Исследование притока и поглощения жидкости по мощности пласта. НТО ВНИИОЭНГ. Сер. Добыча. М., 1969, 154 с. с ил., с.122-129.

12. Болтенко К.Г.,Ечеистов А.И.,Здоров С.Ф. Основные результаты изучения трещиноватости пород Ярегского нефтяного месторождения. В кн.:Тр. П Всесоюзного совещания по трещинным коллекторам нефти и газа, М.: Недра, 1965, с.233-240.

13. Булач М.Х. 0 трещиноватости меловых отложений Чечено-Ингушской АССР в связи с изучением их коллекторских свойств.- В сб.:Исследование трещиноватых горных пород и их коллектор-ских свойств. Л. :Гостоптехиздат, 1961, с.89-128 (Тр.ВНИГРЙ, вып.165).

14. Быков В.Н.,Звягин Г.А. Геологопромысловая характеристика трещинных систем. РНТС ВНИИОЭБГ.Сер.Нефтегазовая геологияи геофизика. ГЛ.; 1979, & 3, с.17-21.

15. Васильева H.A.Дарченко Б.С. Опыт применения радиоактивных изотопов для изучения движения нагнетаемой в пласт воды.- В сб.:Вопросы геологии,бурения скважин и добычи нефти.М.: Гостоптехиздат, 1958, с.195-203 (Тр.ГрозНИИ,вып.З).

16. Вентцель Е.С.Теория вероятностей.М.: Наука,1969, 576 с.с ил.

17. Викторин В.Д.,Шустеф И.Н.Опыт разработки Асюльской площади в условиях повышенного пластового давления. Нефтяное хозяйство, 1973, $ 8, с.31-34.

18. Временное руководство по определению допустимых норм содержания механических примесей и нефтепродуктов в водах,используемых для поддержания пластового давления на месторождениях Западной Сибири./Р.И.Медведский, Е.Л.Кисарев, В.С.Евченко,

19. Ю.А.Бердников,В.И.Цариков. Главтюменнефтегаз,Гипротюменнефте-газ,Тюмень, 1973, 20 с. с ил.

20. Выжигин Г.Б.Данин И.И. Трещиноватые зоны и их влияние на условия разработки нефтяных залежей. Нефтяное хозяйство, М., 1973, 2, с.33-36.

21. Гаврилкевич К.В. Некоторые вопросы изучения трещиноватых месторождений. Нефтяное хозяйство, М., 1960, № 6, с.19-23.

22. Галлямов М.Н.,0лифер С.Л.,Кнышенко Г.Н. Исследование глубинонасосных скважин с помощью малогабаритного дебитомера ДГД-8 через затрубное пространство. НТО ВНИИОЭНГ.Сер. Нефтепромысловое дело.М., 1972, № I, с.26-31.

23. Гильманшин И.Г.,Кочетыгов Н.А.,Еферова Л.В. Фильтрация суспензий в пористых средах. В кн.: Сборник аспирантских работ УфНИИ. Уфа,1970,вып.4, с.297-306.

24. Глинский Б.И.Оценка неоднородности пластов по данным исследования глубинным расходомером. НТС ВНИИОЭНГ.Сер.Нефтепромысловое дело. М.,1970, $ 7, с.16-18.

25. Гмурман В.Е. Теория вероятностей и математическая статистика. М.:Высшая школа,1972, 368 с. с ил.

26. Гурьба П.К. Роль трещин на Бориславском месторождении нефти. Геология нефти и газа. М., 1959, $ I, с.52-57.

27. Дементьев Л.Ф.Статистические методы обработки и анализа промыслово-геофизических данных,М.:Недра,1966, 206 с. с ил.

28. Единый тарифно-квалификационный справочник работ и профессий рабочих.Вып.6.Разделы: Бурение скважин»добыча нефти и газа. М.:ВНИИтруда, 1970,76 с.

29. Кужиков В.Л.Фильтрование.Теория и практика разделения суспензий.М.:Химия,1968, 411 с. с ил.

30. Звягин Г.А.,Шустеф И.Н.Изучение трещиноватости продуктивных пластов методом индикаторов. РНТС ВНИИОЭНГ.Сер.Нефтегазовая геология и геофизика.Ы. ,1975, № 8, с.11-15.

31. Изучение механизма фильтрации закачиваемой в пласт воды по данным промысловых исследований./В.Г.Лейбсон,Г.Б.Выжигин, А.А.Пилов,И.И.Ханин. -НТС ВНИИОЭНГ.Сер.Нефтепромысловое дело.1. М.,1974, № I, с.5-9.

32. Изучение неоднородности карбонатного коллектора турней-ского яруса Дерюжевского месторождения./К.Б.Аширов,В.А.Громович,

33. Н.И.Данилова,В.С.Ковалев,0.А.Малахова,В.М.Пряхина,Л.Г.Югин. В сб.:Геология и разработка нефтяных месторождений.М. :Недра,1967, с.202-211 (Тр.Гипровостокнефти,вып.П).

34. Исследование профиля приемистости нагнетательной скважины в процессе закачки сточной воды./И.И.Редъкин,А.А.Пилов, Б.К.Селиванов,В.В.Вироцкий.- НТО ВНИИОЭНГ.Сер.Нефтепромысловое дело, М.,1971, $ 7, с.5-8.

35. Карелин Я.А.,Соколов А.Г. 0 качестве вод,закачиваемых в продуктивные пласты. Нефтяное хозяйство, М. ,1963, № 12,с.40-45.

36. Ковалев В.С.Определение трещиноватости карбонатного пласта А^ Кулешовского месторождения. В сб.:Геология и разработка нефтяных месторождений, М.: Недра, 1965, с.95-101 (Тр. Гипровостокнефти,вып,9).

37. Классификация нефтяных залежей для нормирования качества воды при заводнении./И.И.Редъкин,А.Г.Соколов,П.А.Палий, У.М.Байков. Неытяное хозяйство, M.,I978, JS 5, с.41-44.

38. Коллинз P.E.Течение жидкостей через пористые материалы. М.:Мир, 1964, 350 с. с ил.

39. Комплексное обустройство Покровского нефтяного месторождения НПУ Бузулукнефть. П очередь. Фонды института Гипро-востокнефть, Куйбышев, 1968, объект Jk 5366 .

40. Котяхов Ф.И.,Серебрянников С.А. Оценка распределения трещин в коллекторах нефти и газа при помощи глубинного фотографирования. Геология нефти и газа, М., 1964, II,с.26-36.

41. Котяхов Ф.И. Приближенный метод определения запасов нефти и газа в трещиноватых породах. Нефтяное хозяйство, ГЛ.,1956, № 4, с.40-46.

42. Кощавцев В.Е.,0пурин Н.В. Выявление межпластовых перетоков нефти в процессе разработки продуктивных пластов. НТО ВНИИОЭНГ.Сер.Нефтепромысловое дело, М., 1970, № I, с. 13-17.

43. Кривоносов И.В.,Макеев Г.А. Об оценке работы пластов по данным глубинных расходомеров-дебитомеров. НТС ВНИИОЭНГ. Сер.Нефтепромысловое дело. М., 1973, 7, с.6-9.

44. Крупнов Н.К.,Байков У.ГЛ.,Каган Я.М. Нагнетание нефильтрованной воды в процессе поддержания пластового давления. -Нефтяное хозяйство, М., 1963, 4, с.31-35.

45. Кузмичев Д.Н. Уравнение притока жидкости в скважины из трещиноватого коллектора. В сб.: Вопросы бурения скважин и добычи нефти.М.:Гостоптехиздат,1961, с.68-77 (Тр.ГрозНИИ,вып.Ю).

46. Лебединец Н.П. ,1Лайдебор В.Н. ,Посташ Ф.ГЛ. »Чеховская Г.Ю. Использование кривых восстановления пластового давления для изучения трещиноватости коллекторов. В сб.: Бурение скважин и добыча нефти.М.:Гостоптехиздат, 1962, с.132-136 (Тр.ГрозНИИ,вып.13).

47. Логинов А.Ф.Трещины в пластах девонских песчаников Шкаповской площади и их влияние на приемистость нагнетательных скважин. Нефтяное хозяйство, М. ,1963, $ 3, с.36-4-2.

48. Логинов А.Ф. К вопросу об оценке факторов,влияющих на приемистость нагнетательных скважин,на примере Шкаповской площади. Нефтяное хозяйство, 1964, ^ 4, с.42-48.

49. Материалы 26 съезда КПСС. ГЛ.; ГосПолитиздат, 1981,223 с.

50. Майдебор В.Н.,Наказная Л.Г. О раскрытости и протяженности трещин в коллекторе месторождения Карабулак-Ачалуки. В сб.: Бурение скважин и добыча нефти. М.: Гостоптехиздат, 1962 , с.I27-I3I (Тр.ГрозНИИ, вып.13).

51. Майдебор В.Н. О создании теории проектировашш разработки нефтяных месторождений с трещинными коллекторам!. В кн.: Тр.П-го Всесоюзного совещания по трещинным коллекторам нефти и газа,М.:Недра,1965, с.410-412.

52. Майдебор В.Н.Схема строения трещинной среды. В сб.: Разработка нефтяных месторождений с трещинными коллекторами,М.: Недра, 1967, с.57-59 (Тр.СевКавНИИ, вып.З).

53. Максимович Г.К.Гидравлический разрыв нефтяных пластов, ГЛ.: Гостоптехиздат, 1957, 88 с. с ил.

54. Медведский Р.И.Роль трещиноватости в поглощении закачиваемой воды. В сб.: Геология и разработка нефтяных месторождений,Тюмень, 1977, с.60-65 (Тр.Гипротюменнефтегаз,вып.29).

55. Метод потенциальных функций в теории обучения машин. /М.А.Айзерман,Э.М.Браверман,Л.и.розоноэр.м.:Наука,1970,384 с. с ил.

56. Методика изучения трещиноватости горных пород и трещинных коллекторов нефти и газа.Л.: Недра,1969,129 с. с ил. (Тр. ВНЙГРИ,вып.276).

57. Методика нормирования качества вод для поддержания пластового давления в трещинных карбонатных пластах./Г.Н.Волобуев,

58. П.И.Кулаков,Н.А.Кузнецова.Л.Е.Сокирко,Н.М.Вельс, Л.Н.Толмачева, З.М.Скиба. В кн.: Состояние и перспективы развития техники и технологии сбора,подготовки нефти,газа и воды в отрасли,М.: ВНИИОЭНГ, 1975, с.81-84.

59. Минчева P.M.,Геров Л.Г.,Христова В.С.Использование поверхностно-активных веществ для контроля за заводнением Долни-дыбникской нефтяной залежи. РНТС ВНИИОЭНГ.Сер.Нефтепромысловое дело. М., 1974, & 2, с.32-37.

60. Михайлов Л.П.Исследование фильтрации вод,содержащих твердые частицы,через трещиноватую среду. В кн.:Теория и практика применения новых методов увеличения нефтеотдачи.Уфа,1978, с. 128-134 (Тр.БашНШШнефти,вып.53).

61. Михайлов Л.П.К методике создания моделей элемента трещиновато-пористой среды. В сб.: Нефтепромысловое дело.Уфа,1973,с.9 5-102. (Тр.БашНИПИнефти,вып.37).

62. Михайлов Л.П.Создание моделей трещиновато-пористых сред. В сб.:Совершенствование системы заводнения нефтяных месторождений. Уфа,1975, с.50-57 (Тр.БашНИПИнефти ,вып.42).

63. Муравьев И.М.,Абдулин Ф.С.Освоение и исследование нагнетательных скважин. М.:Гостоптехиздат,1963, 156 с. с ил.

64. Муравьев И.М. ,Байков У.М. Определение допустимых норм содержания примесей в закачиваемой воде. Нефтяное хозяйство, М.:Недра, 1967, 3, с.47-49.

65. Мюллер П.,Нойман П.,Шторм Р.Таблицы по математической статистике.М.:Финансы и статистика,1982,271 с. с ил.

66. Некоторые результаты заводнения горизонта ПКп южной складки острова Артем./Т.Н.Сараджев, А.Р.Ахундов, Т.М.Мехтиева, М.Н.Дадашев. Азербайджанское нефтяное хозяйство,Баку, 1968, 2, с.5-8.

67. Нечай А.М.Оценка продуктивности и коллекторских свойств трещинных карбонатных пород. В сб.¡Прикладная геофизика.М.: Гостоптехиздат,1960, с.149-185 (Тр.ВНИИгеофизика,вып.26 ).

68. Опыт использования сточных вод при заводнении месторождений Куйбышевской области./П.А.Палий, В.Е.Гавура,И.И.Редышн , А.Г.Соколов . НТС ВНИИОЭНГ.Сер.Нефтепромысловое дело.М.,1970, J2 10, с.6-9.

69. Опыт промышленной закачки сточных вод в продуктивные пласты карбона и девона месторождений Самарской Луки./И.И.Редькин, А.А.Новиков, А.С.Кондратьев, С.Г.Минкин. НТС ВНИИОЭНГ.Сер. Нефтепромысловое дело. М.,1967, JS 10, с.9-15.

70. Особенности разработки нефтяных пластов в связи с их не однородн ос тью./И. Л. Ханин,П.А.Палий, В.Е.Гавура,В.Г.Лейбе он. -В сб. Разработка нефтяных месторождений^. : Недра, 1973, с.16-41 (Тр.Гипровостокнефти,вып.18).

71. Орлов Л.И.,Малинина В.Ф. Лабораторный метод изучения структуры порового пространства карбонатных пород. В сб.:Раз-ведочная и промысловая геофизика.М. :Гостоптехиздат,1962,с.126-130 (Сб.ВНИИгеофизики,вып.44).

72. Палий П.А.,Швецов И.А.Исследование фильтрации малоконцентрированных суспензий через пористые среды. В сб.:Нефтепромысловое дело.Куйбышев,1974, с.65-75 (Тр.Гипровостокнефти,вып. 22).

73. Перевалов В.Г.»Алексеева В.А.Очистка сточных вод нефтепромыслов. М.:Недра, 1969, 223 с. с ил.

74. Пилатовский В.П.Об уравнениях фильтрации в трещиноватых горных породах. В сб.НТО ВНИИ по добыче нефти.М. :Гостоптехиз-дат, 1960, }Ь 10, с.23-29.

75. Пирсон С.Д.Учение о нефтяном пласте.М.:Гостоптехиздат, 1961,570 с. с ил.

76. Последствия закачки сточных вод с повышенным содержанием механических примесей на Кулешовском месторождении./И.И.Редышн, Б.К.Селиванов, С.И.Борисов,В.М.Рябов. РНТС ВНИИОЭНГ.Сер.Нефтепромысловое дело.М.,1982, № 5, с.17-19.

77. Правила разработки нефтяных месторождений и эксплуатации скважин.Утверждено Государственным комитетом химической и нефтяной промышленности при Госплане СССР 25 октября 1963, М. ,1964, 166 с.

78. Прогнозное определение качества сточных вод для заводнения месторождений Оренбургской области./И.И.Редышн, А.С.Злобин, А.Г.Соколов,А.П.Моргунов, У.ГЛ.Байков. РНТС ВНИИОЭНГ.Сер.Нефтепромысловое дело.М., 1982, гё 2, с.31-32.

79. Промысловые исследования ПАВ для освоения и увеличения приемистости нагнетательных скважин./А.Б.Тумасян, Ш.И.Валеев,

80. Г. А. Бабалян, Н.Е.Лаптев. В сб.¡Применение ПАВ и других химических реагентов в нефтедобывающей промышленности.М.:Недра,1970, с. 135-141 (Тр. БашНШШнефти, вып. 4).

81. Регуш В.А. Трещиноватость девонских терригенных отложений Ромашкинского и Елховского месторождений. В сб.:Вопросы геологии и разработки нефтяного месторождения,гидродинамики и физики пласта.Л.,1965, с.167-174. (Тр.ТатНИИ,вып.8).

82. Редькин И.И.Исследование процесса фильтрации загрязненной воды через модель трещины с проницаемой стенкой. В сб.: Нефтепромысловое дело.Куйбышев,1974, с.53-65 (Тр.Гипровостокнефти, вып. 22) .

83. Редышн И.И.Исследование трещиноватости призабойных зон скважин по кривым восстановления забойного давления. В сб.: Обезвоживание нефти и очистка сточных вод.М.:Недра,1971,с.113-118 (Тр.Гипровостокнефти,вып.13).

84. Редышн И.И. К вопросу о прогнозном нормировании качества сточных вод для заводнения. В сб.¡Нефтепромысловое дело. Куйбышев,1975, с.51-59 (Тр.Гипровостокнефти,вып.26).

85. ЗШ.Редышн И.И. Экономическая эффективность применения метода прогнозного нормирования качества сточных вод для заводнения. В сб.¡Экономические вопросы разработки и обустройства нефтяных месторождений.Куйбышев,1976, с.66-70 (Гр.Гипровосток-нефти,вып.28).

86. Ю8.Смехов Е.М. Проблема трещиноватости коллекторов нефти и газа и состояние ее изученности в СССР. Тр.Всесоюзного совещания по трещинным коллекторам нефти и газа.Л.:Гостоптехиздат, 1961, с.5-15.

87. Соколов А.Г.,Редькин И.И.Исследование состава механических примесей,содержащихся в сточных пластовых водах нефтепромыслов Куйбышевской области. В сб.:Обезвоживание нефти и очистка сточных вод.М.:Недра,1971,с.58-66 (Тр.Гипровостокнефти,вып.13).

88. НО.Соколов А.Г.,Редькин И.И.»Моргунов А.П.К вопросу закачки вод,содержащих взвешенные вещества,в трещиновато-пористые пласты.- В сб.:Геология и разработка нефтяных месторождений.Куйбышев, 1969,с.209-215 (Тр.Гипровостокнефти,вып.12).

89. Соколовский Э.В.Результаты исследования движения жидкости в коллекторе трещинного типа. Нефтяное хозяйство,М., 1964, J* 8, с.27-32.

90. Соколовский Э.В.Применение радиоактивных изотопов для контроля за разработкой нефтяных месторождений.М.:Недра,1968, 108 с. с ил.

91. Соколовский Э.В.,Зайцев В.М.Применение изотопов на нефтяных промыслах.М.:Недра, 1971,160 с. с ил.

92. П4.Татаринов И.В.»Позиненко Б.В.Сравнение роли пор и трещин в фильтрации нефти на Ярегском месторождении. В сб. .'Исследование трещиноватости горных пород и трещинных коллекторов нефти и газа.Л. :Недра, 1964,с.155-162 (Тр.ВНЙГРИ,вып.228).

93. Трапезников Р.К.Влияние повышения давления нагнетания на характер изменения профиля приемистости в нагнетательных скважинах Арланского месторождения. Нефтяное хозяйство. М. ,1971, JS 12, с.29-32.

94. Пб.Требин Г.Ф.Фильтрация жидкостей и газов в пористых средах.М.:Гостоптехиздат,1959, 155 с. с ил.

95. Туманова Н.М.Литолого-петрографичеекая характеристика и трещиноватость пород пласта BI турнейского яруса Сосновского месторождения. В сб.:Геология нефтяных месторождений.М.: Недра, 1973, с.96-100 (Тр.Гипровостокнефти,вып.17).

96. Укрупненные нормы водопотребления и водоотведения для различных отраслей промышленности.М. :Стройиздат,1978, 590 с.

97. Унифицированные технологические схемы комплексов сбора и подготовки нефти,газа и воды нефтедобывающих районов. Руководящий документ.Шститут'Типровостокнефть'.'/В.И.Кузин и др.РД 39-I-I59-79.Куйбышев,1979,51 с. с ил.

98. Установка по обезвогжванию нефтей Алакаевского и Ново-Запрудненского месторождений НПУ "Ставропольнефть". Проектное задание.Куйбышев,1965, объект J5 7273 (Фонды ин-та "Гипровосток-нефть").

99. Ханин И.Л.,Палий П.А.,Гавура В.Е.Эффективность разработ-1Ш литологически неоднородных коллекторов нефтяных месторождений

100. Куйбышевского Поволжья.Куйбышев,1974, 247 с. с ил.

101. Хегай С.Д. Применение радиоактивного трития для контроля за движением воды,нагнетаемой в пласт. В кн.:Тез.докл.семинара по ядерной геофизике.Географические методы контроля разработки нефтяных месторождений. Уфа:Башгосуниверситет,1969,71 с.с ил.

102. Хегай С.Д.»Ахмедов З.М.Применение метода меченых жидкостей для изучения процесса обводнения пластов на Ромашкинском месторождении.- Нефтяное хозяйство.М. ,1969, I, с.63-67.

103. Хегай С.Д.,Ракутин 10.В.Изучение движения нагнетаемых вод с помощью индикатора трития. В сб.:Вопросы геологии,разработки нефтяных месторождений,гидродинамики и физики пласта.М.: Недра, 1968, с.222-231 (Тр.ТатНИИ, вып.12).

104. Хорнеш Я.,Шимон Ш.,Эри В. Опыт форсированного отбора жидкости на нефтяных месторождениях Венгрии.- Нефтяное хозяйство, М.,1968, № 5, с.59-63.

105. Шехтман Ю.М.Фильтрация малоконцентрированных суспензий. М.:Изд-во АН СССР, 1961, 212 с. с ил.

106. Шишигин С.И. О трещинных коллекторах нефти и газа.- В кн.:Научные записки Львовского политехнического института,вып. ХЬ У1.Сер.геологоразведочная.Львов, 1956, .15 I, с.145-155.

107. Шишигин С.И. О трещинных коллекторах нефти и газа в Восточных Карпатах.- В кн.:Научные записки Львовского политехнического ин-та, вып.ХЬУ1.Сер.геологоразведочная.Львов,1956, гё I, с.156-161.

108. Шустов В.А.Природа трещинного коллектора нефти и газа. -Изв.АН Таджикской ССР,отделение физико-технических и химических наук.Душанбе: Изд-во АН Таджикской ССР,1965, в.З (16),с.94-109.

109. Pirson S.J. Performance of Fractured Oil Reservoirs.-"Bull. Am. Ass. Petrol. Geol.", v. 37, No 2, 1953, p. 232-244.133* Pollard P. Evolution of Acid Treatments from Pressure Build-Up Analysis.- "J. of Petrol. Technol.", March, 1939, p. 38-43«

110. Массив выборки данных,характеризующих нефтяные залежи,сложенные порово-трещинными коллекторами и их поисковые признаки

111. Бариновское Бо 69 19,0 0,290 3,10 10,71 31,00 1,79 7,22 3,95

112. Бариновское ДШ 67 16,2 0,199 3,54 3,11 13,00 0, 26 6,47 0,58

113. Герасимовское Б2 103 17,8 0,211 3,40 3,00 0,80 6,60 0,90

114. Горбатовское Д1 76 18,1 0,197 2,43 11,15 37,00 1,56 4,16 3,14

115. Дерюжевское а2+а3 64 20,6 0,345 1,92 12,00 32,00 1,95 5,35 1,41

116. Дмитриевское дп 63 16,0 0,200 2,42 4,83 17,00 0,82 4,43 1,14

117. Западно-Сте-пановское Б2 20,0 0,147 3,60 9,50 29,80 2,10 4,34 1,49

118. Курманаевское % 107 16,0 0,191 2,80 4,90 14,0- 0,70 7,30 1,80

119. Лебяжинское ДШ 70 16,0 0,076 4,96 2,22 28,40 17,50 0,31 6,65 0,47

120. Мухановское дп 34 17,1 0,194 2,04 4,90 16,00 0,77 6,01 1,34

121. Мухановское ДШ 35 17,0 0,188 3,22 2,29 12,00 0,44 6,60 0,36

122. Бариновское Бо 810,0 5,81.10~~3 45,7 I 2260,0 54,24 15 39,4 0,726

123. Бариновское М 692,0 0,99. Ю"3 184,9 I 3230,0 77,52 15 49,9 0,644

124. Герасимовское % 772,3 1,96.10-3 28,8 I 2793,0 67,03 15 45,2 0,674

125. Горбатовское Д1 788,0 4,76.10""3 46,6 I 2890,0 69,36 15 46,2 0,666

126. Дерюжевское А2+А3 679,0 I,18.10"3 П,1 I 1200,0 28,80 10 23,0 0,799

127. Дмитриевское дп 690,0 1,34.10""3 173,2 I 2940,0 70,56 12 43,8 0,621

128. Западно-Сте-пановское Б2 810,0 1,25.Ю~3 47,5 I 1587,0 38,09 10 27,1 0,712

129. Курманаевское % 791,8 2,51.10"3 25,7 I 2690,8 64,58 15 44,1 0,683

130. Лебяжинское дш 678,0 0,96.Ю"3 175,1 I 3200,0 76,80 15 49,6 0,646

131. Мухановское дп 710,0 1,75.10~3 120,0 I 2800,0 67,20 15 45,2 0,673

132. Мухановское дш 679,0 5,36.10~3 161,8 I 2820,0 67,68 15 45,5 0,672iго го -зI

133. Никольское % 79 17,6 0,320 2,87 6,50 23,00 0,93 5,75 1,02

134. Ново-Аманак- Д1 83 15,0 0,218 3,15 5,46 22,00 0,88 4,20 0,92ское

135. Ново-Запруд- 0,140 0,86 5,13 1,33ненское Д1 36 18,0 4,56 5,69 20,00 1. Ново-Запруд- ненское дл 37 16,0 0,085 2,82 6,65 22,00 1,16 5,46 ' 2,071. Ново-Запруд- ненское Дк 58 18,0 0,08 4,20 8,63 20,00 1,26 5,34 1,61

136. Пономаревское Д1 94 16,0 0,10 6,40 14,32 28,62 1,08 3,94 2,18

137. Рассветское Д1 18,0 0,215 2,60 7,40 29,00 1,70 2,70 5,00

138. Сосновское Д1 51 18,1 0,277 2,55 4,97 15,00 0,45 5,20 1,47

139. Тарханское Д1 18,0 0,279 3,50 7,88 45,00 1,52 5,29 4,07

140. Тверское дш 78 13,9 0,090 3,40 3,02 10,00 0,25 6,56 0,34

141. Уваровское CI 60 19,4 0,129 4,45 6,18 16,00 1,02 6,90 0,92

142. Уваровское Cía 105 19,5 0,202 3,20 6,50 20,00 1,04 5,16 0,51

143. Никольское % 767,9 1,71 Л О"3 76,1 I 2400,0 57,60 15 40,9 0,710

144. Ново-Аманак-ское Д1 753,0 2,36 Л 0~3 74,0 I 2200,0 52,80 15 38,8 0,735

145. Ново-Запруд-ненское Д1 755,0 2,46Л0~3 87,7 I 2740,0 65,76 12 41,6 0,633

146. Ново-Запруд-ненское дп 756,0 2,97 Л О""3 86,4 I 2785,0 66,84 12 42,1 0,630

147. Ново-Запруд-ненское Дк 758,0 2,63 Л О""3 85,2 I 2740,С 65,76 II 40,6 0,617

148. Пономаревское Д1 767,8 2,20Л0"3 52,4 I 2200,0 52,80 12 35,7 0,676

149. Рассветское Д1 823,8 7,27 Л0"3 41,7 I

150. Сосновское Д1 688,0 0,87ЛО"3 208,4 I 2360,0 56,64 15 40,5 0,715

151. Тарханское Д1 824,0 3,80ЛО"3 43,3 I 2350,0 56,45 II 36,4 0,645

152. Тверское дш 704,4 1,02 Л 0~3 165,5 I 3110,0 74,64 15 48,6 0,651

153. Уваровское CI 815,0 1,08Л0-3 27,6 I 2250,0 54,00 15 39,3 0,728

154. Уваровское Cía 769,0 4, 02 Л О"3 55,0 I 2300,0 55,2С 15 39,8 0,721iго го соI

155. Уваровское СП 61 18,5 0,157 4,60 6,63 15,75 1,18 6,84 0,52

156. Уваровское С1У 62 21,0 0,1984 3,10 6,50 16,00 1,09 6,47 0,52

157. Чеховское Д1 82 17,4 0,200 2,15 9,70 10,00 0,43 5,40 8,40

158. Алакаевское А4 I 20,6 0,650 2,10 7,60 23,00 1,32 6,40 1,30

159. Алакаевское Б2 59 22,5 1,100 1,50 6,75 18,20 1,37 5,65 0,60

160. Бариновское Б2 68 18,9 0,382 1,93 7,10 24,00 1,52 6,28 3,50

161. Ветлянское Б2 18,1 0,640 1,50 5,16 — 1,62 5,00 6,40

162. Горбатовское % 21,2 2,224 1,20 7,81 29,00 1,66 7,68 1,10

163. Дерюжевское Д1 48 19,1 0,360 1,62 2,70 25,50 0,57 6,30 0,20

164. Дмитриевское СУ 19,0 0,600 1,50 8,30 — 1,10 6,66 1,50

165. Кулешовское Б2 74 18,0 0,500 1,56 11,56 24,00 1,52 6,18 1,55

166. Красноярское (объединение "Оренбург-недэть") Б2 86 19,96 0,858 1,58 7,76 43,00 2,10 5,45 1,18Iго со0рг

167. Уваровское СП 784,0 4,20Л0~3 135,6 I 2325,0 55,80 15 40,1 0,719

168. Уваровское С1У 719,0 0,45.I0"3 136,4 I 2350,0 56,40 15 40,4 0,716

169. Чеховское Д1 671,0 0,72.Ю~3 241,3 I 2457, 3 58,97 15 41,5 0,704

170. Алакаевское а4 805,0 4,34.Ю~3 38,8 2 1395,0 33,48 6 21,1 0,630

171. Алакаевское Б2 823,0 2,22.Ю~3 65,3 2 1836/ 40,06/ 6 25,8/ 0,586/4,58.I0-3 1939 46,54 26,9 0,578

172. Бариновское Б2 798,0 43,3 2 2260,0 54,24 15 39,4 0,726

173. Ветлянское Б2 782,0 1,73.КГ3 33,8 2 2440,0

174. Горбатовское Б2 815,0 4,50. КГ3 20,6 2

175. Дерюжевское Д1 668,0 0,85.Ю"3 212,6 2 2371,0 56,90 15 40,6 0,714

176. Дмитриевское СУ 775,0 5,40.ПГ3 77,0 2 2370,0

177. Кулешовское Б2 774,0 5,43.Ю"3 67,1 2 2290,0 54,92 II 35,7 0,650

178. Красноярское (объединение "Оренбург-нефть4') Б2 830,0 II,87.IÓ~E 41,2 2 1630,0 39,12 10 27,6 0,706го со

179. Ле бакинское % 71 17,0 0,600 2,42 7,23 24,00 1,42 5,59 2,02

180. Михайловско-Коханское Cía 18,0 0,730 1,40 5,58 — 0,94 7,20 0,21

181. Михайловско-Коханское СП 19,0 0,500 1,65 3,07 0,68 5,88 0,04

182. Мухановское CI 85 20,3 1,003 1,48 5,48 2,20 1,25 7,16 0,93

183. Мухановское ста 33а 19,6 0,466 2,19 8,50 32,0 1,47 5,40 2,33

184. Мухановское С1У6 336 22,0 0,441 2,26 7,57 32,0 1,55 8,23 1,40

185. Неклюдовское Cía 19,6 0,423 1,50 4,29 13,0 1,09 — —

186. Неклгодовское СП 19,55 0,559 1,45 3,84 15,0 1,09 — —

187. Ново-Ключев-ское CI 18,4 0,455 1,70 4,48 0,88 7,35 0,70

188. Подгорненское СП 20,0 0,690 1,40 5,90 — 0,81 — —

189. Покровское (объединение "Куйбышев-недэть") Бо 57 20,6 0,744 2,50 6,29 36,0 0,94 6,38 0,63iго со гоI

190. Лебяжинское Б2 787,0 3,77. ИГ3 42,9 2 2214,0 53,14 15 38,5 0,732

191. Михайловско-Коханское Cía 780,0 5,05.10"3 40,0 2 2335,0

192. Михайловско-Коханское СП 750,0 2,60.10~3 62,0 2 2350,0

193. Мухановское CI 801,0 4,16.Ю"3 37,4 2 2030,0 48,72 15 36,9 0,757

194. Мухановское С1Уа 800,0 5,44.Ю"3 69,2 2 2185,0 52,44 15 38,6 0,736

195. Ивановское С1У6 774,0 3,30.Ю"3 74,3 2 2230,0 53,52 15 39,1 0,731

196. Неклюдовское Cía 726,0 1,89Л0~3 108, С 2

197. Неклюдовское СП 733,0 2,23.Ю"3 93, £ 2

198. Ново-Ключев-ское CI 801,0 3,80.Ю"3 30, С 2

199. Подгорненское СП 747,0 1,80.10~3 95,7 2

200. Покровское (объединение "Куйбышев-нефть") Бо 803,0 6,42.Ю~3 39,4 2 1600,0 38,40 6 23,3 0,607i