Добавил:

ivanov666 Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Башкирский Государственный Аграрный Университет

Предмет:

[НЕСОРТИРОВАННОЕ]

Файл:

книги из ГПНТБ / Сохранов Н.Н. Машинные методы обработки и интерпретации результатов геофизических исследований скважин

.pdf

Скачиваний:

Добавлен:

25.10.2023

Размер:

14.73 Mб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 1920 / 2420 21 22 23 24 > Следующая >>>

Рассматривая зависимости удельного сопротивления от типа пес чаников и величины их глинистости можно установить следующие особенности.

1. Удельное сопротивление и коэффициенты увеличения сопро тивления глинистого коллектора изменяются в зависимости от гли нистости Сгя, соотношения удельных сопротивлений чистой и гли нистой компоненты а = Рчрпв/рп, и типа глинистого коллектора.

2. С увеличением глинистости Сгп удельное сопротивление нефте газоносных пластов и коэффициент увеличения сопротивления резко

			Е Е З ^
Рис. 75. Сравнешіс областей изменения коэффициента Q и отношения						р п / р г л для нефтегазонос
			ных пластов.
а — тонкослоистый		коллектор; б — ГЛИНИСТЫЙ коллектор		с рассеянным глинистым			материа
лом, р п	определено по формуле		(144); в — т о ж е , по	формуле		(143); / — Q,	Р П в =
= 0,05	Ом • ы; II	— то же, р П в =	0,2 Ом • м; III — р п / р г л		Шифр кривых — а.
уменьшаются. При значениях глинистости Сгл					> 0,3 (слоистый кол
лектор) и Сгл		< 0,2 (рассеянная глинистость)			и	отношении	а > 1

(пресная	пластовая вода) величина коэффициента О уменьшается
до двух и ниже,		а величина Q' =	р п / р в п . ч Для слоистого песчаника
может стать меньше единицы.
3. Диапазон		изменения коэффициента Q от величины а		значи
тельно	больше,	чем диапазон	изменения отношения	р п / р г л

(см. рис. 75). Большой диапазон изменения коэффициента увеличения сопротивления глинистых коллекторов затрудняет оценку нефтегазо носное™ глинистых коллекторов по этому коэффициенту, особенно тонкослоистых.

4. Удельное сопротивление р п н нефтегазоносного песчаника с рас сеянной глинистостью всегда больше удельного сопротивления р п .г л

190

песчаника, поры которого полностью заполнены глинистым мате риалом:

Р п н > Р п . гл = РчРгл. р.

(146)

5. Коэффициенты увеличения сопротивления Q и О' для песчаника со слоистой глинистостью всегда больше единицы. Для нефтегазо носных песчаников величины 0„ и QÛ больше Ов и Q'B водоносных песчаников (рис. 76):

		0'я>0„>0'а^Ов,					(147)
если	Сг л . р <	0,65/сп. ч ; а ^			5.
Неравенство (147) показывает, что оценка
нефтегазоиосности глинистых песчаников с рас
сеянным материалом может производиться так
же по коэффициентам О и Q'.
6. Для песчаников с рассеянной глини
стостью							(148)
							(148)
Неравенство (148) может служить крите
рием	определения		типа	глинистости.
Из	выше	указанных		особенностей			чистых		]/	ЕЕЗ^
и глинистых		коллекторов			видно, что		оценка	Рис. 76.	Значение		коэф
нефтегазоиосности			пластов		должна	произво		фициентов		увеличения
диться раздельно для чистых и глинистых								сопротивления для песча
диться раздельно для чистых и глинистых								ника с рассеянной гли-
коллекторов. Чистые коллекторы следует оце								пнстостыо.			Шифр
нивать по коэффициентам увеличения сопро								I - Q,	II -	Q'.	Шифр
нивать по коэффициентам увеличения сопро								кривых — а.
тивления и водонасыщенности. Для						определе

ния нефтегазоиосности тонкослоистых глинистых коллекторов более целесообразно использовать отношение удельных сопротивлений пласта и глинистой компоненты. Характер насыщения песчаников с рассеянным глинистым материалом можно оценить как по вели чине Рп/Ргл. р> т а к и п 0 значению О'.

27. К Р И Т Е Р И И О Ц Е Н К И НЕФТЕГАЗОИОСНОСТИ ЧИСТЫХ К О Л Л Е К Т О Р О В

Под чистыми (неглинистыми) пластами подразумеваются пласты с низким содержанием глинистого материала — не больше некоторой предельной величины. За предельное значение объемной глинистости

можно принять величину С г л . п р ,			удовлетворяющую следующим ус
ловиям.
1. Коэффициент увеличения сопротивления Q должен быть больше
критического значения		его С к р	для чистых коллекторов.		Вели
чина С к р	соответствует	критической водонасыщенности кв_ к р ,			ниже
которой пласт отдает чистую нефть. По данным работ				[28, 29], зна
чение кв. к р для чистого песчаника равно 0,3—0,35 и				соответственно
этому Окр	10.		коэффициента нефтегазонасыщѳн-
2. Погрешность определения
ности кпг	коллектора с глинистостью, равной предельному значению,

191

по формуле Арчи ие должна превышать погрешность определения его с учетом фактической глинистости. Кривые зависимости предельной

глинистости Сгл. прі	от а > полученные для коллектора с	рассеянной и
слоистой глинистостью при Q = С к р = 10 показаны на		рис. 77.
Для определения	предельной глинистости Сгл. ПР2 песчаника

с рассеянным глинистым материалом по второму условию потреоуем, чтобы

Vir

0,1,

(149)

(• гл) (1 — Іі'п, гл)

'''п. ч

Рис.

77.

Предельные

значения

глинисто-

т п

с г л . пр-

о — коллектор

рассеянным глинистым

материалом;

б — топкослонстып

коллек

тор; J — С г л

п р

1 ,

удовлетворяющее

пер

вому условию;

— С г л _

п р 2 ,

удовлетворя

ющее

второму

условию — формулы

(150)

(151);

— С г л

п р ,

удовлетворя

ющее обоим условиям.

где

к„ Q — коэффициент нефтегазонасыщенностн по коэффициенту О;

кК

— коэффициент нефтегазонасыщенностн, определенный

по фор

муле

Комарова

( 1 — Сгл) ( 1 — Ап

г л

) /гП -

(150)

где

кп

= Cr j l An . гл +

1/Сгл!

^п.гл — пористость

глинистой

компо

ненты;

кп, ч — пористость чистой компоненты.

имеет

следу

Для

слоистого глинистого коллектора

это условие

ющий вид:

1- •

• 1

0,1.

(151)

( 1 - С г л ) ( 1 - / , - п . г л )

Как

видно из

рис.

77, а, кривые

Сгл.

п р 1

Сг л . п р

для

глинистого песчаника с рассеянным глинистым материалом пере секаются. Предельное значение глинистости для этого песчаника следует определять по левой ветви кривой Сгл. n P 2 (до точки пере сечения) и правой части кривой Сг л . п р 1 (после точки пересечения). Величина Сгл. п р слоистого песчаника (см. рис. 77, б, кривая Сг л . п р 2 ) целиком определяется точностью оценки коэффициента его нефтегазо насыщенностн. Значение Сгл. п р существенно меняется в зависимости от типа коллектора и величины а.

Оценку нефтегазоносности чистых коллекторов производят по величине удельного сопротивления пласта. Кроме того, для оценки

192

характера насыщения пластов необходимо иметь значение крити ческого сопротивления р к р пласта (или критического коэффициента увеличения сопротивления QKp), пористости кп (или удельного сопро тивления зоны проникновения) и удельного сопротивления пласто вой воды р п в . В зависимости от наличия этих данных применяются те или иные приемы оценки иефтегазоносности. По нашему мнению, исходя из необходимости перехода на автоматическую интерпрета цию данных каротажа, можно различать следующие случаи опре деления характера насыщения чистых коллекторов [21 ].

1. Чистые пласты, р 1 ф или QKp известно.

2.Чистые пласты, пористость известна.

3.Чистые пласты, имеется удельное сопротивление зоны про никновения, удельное сопротивление пластов известно.

4.Чистые пласты, имеется удельное сопротивление зоны про

никновения, удельное сопротивление пластов неизвестно.

5. Чистые пласты, пористость и удельное сопротивление зоны проникновения неизвестны.

Рассмотрим методы оценки нефтегазоносное™ пластов в указан

ных случаях. При этом ограничимся гранулярными						коллекторами.
Ч и с т ы е	п л а с т ы ,	р к р и л и		QKP	и з в е с т н о .		Оценка
характера насыщения пласта сводится к следующему.
1. Известно	р к р . Сравнивают удельное				сопротивление пласта			р п
с критическим	р к р . Пласт нефтегазоносен,				если
		Рп ^ ( 1 +	6) рк р.				(152)
Здесь ô характеризует		величину	26 — область неопределенности
решения, выбираемую в зависимости от точности определения							р п и р к р .
Пласт водоносен, если
		р„ ^ ( l - ô )		р к р .			(153)
Характер насыщения пласта трудно определить						при
	(1 — о)Рк Р <Ргі<(1 + о)Ркр-						(154)
2. Известно р в п . Определяют Q и сравнивают его с критическим
значением QKp.	Характер	насыщения		оценивают проверкой нера
венств (152), (153), (154) путем подстановки в них Q вместо р п и								QKP
вместо р к р .	п л а с т ы , п о р и с т о с т ь и х					и з в е с т н а .
Ч и с т ы е

При заданной пористости пласта нефтенасыщенность чистого кол лектора определяется следующим способом.

Находят удельное сопротивление пласта при 100%-ной водонасыщенности

Рвп^-^Рпві

где Р — 1/кп — относительное сопротивление.

Определяют коэффициент водонасыщенности кв при помощи из вестного выражения

13 Заказ 111

193

При оценке нефтегазоносное™ руководствуются тем, что в чистых нефтегазоносных коллекторах водонасыщенность меньше критиче ского значения. Исходя из этого для разделения чистых коллекторов на водоносные и нефтегазоносные можно принять следующие кри терии.

Пласт нефтегазоносен, если

	К<.К.кр-				(156)
Пласт	водоносен, когда
	К > 0 , 5 .		•		(157)
Характер насыщения определить затруднительно при к а =					0,5-^-
~Г ^Р. кр-
Ч и с т ы е п л а с т ы , у д е л ь н ы е				с о п р о т и в л е н и я
з о н ы	п р о н и к н о в е н и я	п л а с т о в		и з в е с т н ы .	Рас

смотрим случай, когда данных о пористости пласта нет, но известно удельное сопротивление зоны проникновения, или промытой зоны. По удельному сопротивлению зоны проникновения (промытой зоны) можно приближенно определить пористость пласта, вычислить его водонасыщенность по формуле (155) и после этого оценить нефтегазо носное™ по критериям (156) п (157). Однако определение пористости в этом случае является излишней операцией, вносящей дополнитель ную погрешность. Поэтому описанный этап можно исключить, вос пользовавшись величиной

Рп Рф

где Рф — удельное сопротивление фильтрата бурового раствора. Величина ß представляет отношение удельных сопротивлений

зоны проникновения л пласта, приведенных к одному и тому же удель ному сопротивлению насыщающей породу воды. Она определяет характер насыщения пластов. Отсюда получаем следующие крите рии для оценки нефтегазоносности пластов.

Пласт	нефтегазоносен,	если
Пласт	водоносен, когда	ß < ß „ .						(159)
Пласт	водоносен, когда	ß > ß „ -						(160)
		ß > ß „ -						(160)
Характер насыщения определить			затруднительно			при	ß	= ßH-f-
-f- ßb . В водоносном пласте соблюдается					следующее	условие:
	р	Р" _	Рзп
		Р п в	Рф<7	'
где q — поправочный коэффициент			на	наличие остаточной				пласто
вой воды в зоне проникновения.						= q.
В соответствии с этим для водоносных пластов ßB						= q.	Согласно
данным С. Дж. Пирсона,		за наименьшее			значение	можно		принять

194

q = 0,5. Отсюда получаем наименьшее значение ßB для водоносных пластов, равное 0,5. В нефтеносных пластах, согласно [21],

кІІ0

(l-*i.o)n '

где

— остаточная

нефтеиасыщенность

зоне

проникновения.

Принимая

в соответствии

указанными

выше

критериями

кв

за наибольшее значение для нефтегазоносного пласта

А„ — 0,3

считая, что к,,0

sc 0,4,

получим ß„

0,18

(здесь и далее будем пред

полагать п —• m = 2). Значения

ßn и ß„ необходимо уточнять в

каж

дом

районе.

Для

месторождений Днепровско-Донецкой

впадины

Д. Е. Коваленко рекомендует

значения

ß„ и ßB ,

приведенные

Т а б л и ц а

в табл.

23.

как

установле

Граничные значения ß„ п ßD

После

того

для

песчаников

с различным

но,

что

пласт

нефтегазоносен,

характером

н а с ы щ е н и я

(Сгл <С0,45)

можно подсчитать его водона-

сыщенность по формуле (155).

Месторождение

Результаты определения неф

тегазоиосности

пластов

по

Пролетарское

0,15

0,25

удельным сопротивлениям пла

ста

и зоны

проникновения

Глписко-Р озбашевское

0.20

0,30

Кочановское

0,07

0,15

ряде случаев

получаются более

достоверными,

чем при исполь

зовании

значений

пористости. Однако применение

метода

оценки

нефтегазоиосности по удельному сопротивлению пласта и зоны проникновения ограничивается тем, что не всегда удается получить значение удельного сопротивления зоны проникновения (промытой зоны).


Ч и с т ы е п л а с т ы , у д е л ь н о е		с о п р о т и в л е н и е
з о н ы п р о н и к н о в е н и я	и з в е с т н о , у д е л ь н о е с о
п р о т и в л е н и е п л а с т о в	н е и з в е с т н о . Принципиально

нефтегазоносность пласта можно установить и по одному лишь удель ному сопротивлению зоны проникновения. Для этого необходимо знать этот параметр в случае полной водонасыщенности пласта. Величина р з п . в может быть получена одним из следующих способов.

1.Определена по диаграмме электрического каротажа против заведомо водоносных пластов с такой же геолого-геофизической ха рактеристикой, как и исследуемый пласт. Если в пласте имеется

водо-нефтяной контакт, то лучше в качестве р, п . „ взять удельное сопротивление зоны проникновения в том же пересечении пласта ниже водо-нефтяного контакта.

2.Подсчитана по формуле

Рзп.в "

Очевидно, что в нефтегазоносном пласте

Рзп	1	(161)
Рзп.	9(1 — А но)

•13*

Д ля оценки нефтегазоносности в этом случае следует восполь


зоваться величиной			отношения р з п / р 3 п . и-
Наиболее		вероятный диапазон		значений g по С. Дж. Пирсону
будет	1—0,5,	а ЛІ І 0 — 0,15—0,4. В		соответствии	с этим	из равен
ства	(161) получаем,		что для нефтегазоносных		пластов	отношение
Рзп/Рзп. n = 1,4-^-5,6,			а для водоносных 0,5-4-2. В		качестве критериев

для разделения пластов на нефтегазоносные и водоносные можно

взять следующие значения р з п /Рзп . в-
Пласт	нефтегазоносен, если
	Рзп/Рзп. в = 2.	(162)
Пласт	водоносен, когда	(163)
	Рзп/Рзп.в=1А	(163)
Характер насыщения определить затруднительно		при р з п / р 3 п в =

=1 , 4 - 2 .

Оценка нефтегазоносности по удельному сопротивлению зоны проникновения менее надежна, чем по удельному сопротивлению пласта. Это связано с тем, что диапазоны значения р з п / р з п . в Д л я нефте газоносных и водоносных пластов перекрываются. Оценку нефтегазо носности по удельному сопротивлению зоны проникновения следует проводить лишь в том случае, если нет возможности получить удель ное сопротивление пластов.

Ч и с т ы е	п л а с т ы ,	п о р и с т о с т ь и	у д е л ь н о е
с о п р о т и в л е н и е з о н ы		п р о н и к н о в е н и я		н е и з
в е с т н ы .	Если нет данных	о пористости пласта	и	неизвестно

удельное сопротивление зоны проникновения (промытой зоны), за дача оценки нефтегазоносности в общем случае не может быть решена, так как нельзя установить, какова водонасыщенность пласта, и, следовательно, определить, занята ли часть порового пространства нефтью (газом). Можно лишь разделить пласты на две группы: не нефтегазоносные и те, среди которых могут быть нефтегазоносные.

К числу заведомо ненефтегазоносных пластов могут быть отнесены малопористые пласты, не являющиеся коллекторами, и пласты, ко торые по данным электрического каротажа явно водоносные. К мало пористым пластам, не являющимися коллекторами, следует отнести те, удельное сопротивление которых превышает максимальное зна чение удельного сопротивления нефтегазоносных пластов. За по

следнее	можно принять удельное	сопротивление высокопористого
(например, к„ = 0,2) коллектора		при	остаточной	водонасыщен-
ности кв0	= 0,05
	Р т г х = 10 0 0 0 р п		в .	(164)

Явно водоносными можно считать пласты, удельное сопротивле ние которых меньше удельного сопротивления водоносной породы высокой пористости (например, к„ = 0,2). Считая, что водонасыщен ность кв э= 0,5, получим:

p m i n = 100pn n .

(165)

Таким образом, нефтегазоносными пластами могут быть лишь пласты с удельным сопротивлением в диапазоне (100—10 000) р п п .

196

28.К Р И Т Е Р И И О Ц Е Н К И ІІЕФТЕГАЗОНОСІІОСТИ

ГЛ И Н И С Т Ы Х КОЛЛЕКТОРОВ

Для оценки нефтегазоносное™ глинистых коллекторов при по мощи ЭВМ вместо формул (142) и (143) более удобно пользоваться полученными из них асимптотическими выражениями для нефтенос ных и водоносных пластов — соотношениями, являющимися не посредственными признаками (критериями) водоносности или нефтегазоносности пласта. Асимптотические выражения позволяют легко выделить из множества коллекторов заведомо нефтегазоносные. При менение асимптотических выражений позволяет во многих случаях оценить характер насыщения пластов при отсутствии некоторых данных (например, характера глинистости, пористости и др.).

Асимптотические выражения для нефтегазоносных и водоносных глинистых тонкослоистых коллекторов были получены Э. 10. Миколаевским путем анализа формулы (142) и кривых зависимости удель ного сопротивления (см. рис. 75, а) нефтегазоносных и водоносных пластов от объемной глинистости при различных значениях удель ного сопротивления глинистого материала. На их основе им рекомен дованы следующие критерии:

для нефтегазоносного коллектора

P n ^ - g ^ ;	(166)
<-тл. т
для водоносного коллектора
Р п < Р г л . т-	(167)
Для оценки коллектора с рассеянной глинистостью	целесообразно

использовать неравенства (146) или (152)—(154) в зависимости от

имеющихся исходных данных [рг л .р , С к р = ф (Рчрпр/ргл, Сгл. р и др.) ]. Критерии (146), (166) и (167) являются достаточными, чтобы при

выполнении их отнести глинистый коллектор к нефтегазоносному или водоносному.

Для оценки пластов с промежуточным удельным сопротивлением

^гл < Р п < Р г л / С гл

предложено использовать среднеарифметическое или среднегеометри

ческое из расчетных значений		р н п и р в п . Более целесообразно			при
менять среднегеометрическое		из значений удельного сопротивления
нефтегазоносного р п п и водоносного р в п			пластов.
Пласты с удельным	сопротивлением		больше предельного		(рп >
> р п р ) следует относить	к нефтегазоносным,			а с р„ < р п р — к	водо
носным.			Рч
Если относительное	сопротивление			неизвестно (нет данных

о пористости пласта), то для разделения глинистых тонкослоистых пластов на водоносные и нефтегазоносные можно воспользоваться средним из предельных значений удельного сопротивления для

197

нефтегазоносного	и	водоносного	пласта,	определяемых	крите
риями (166) и (167):
Рпр -	V	Ргл. т	= Ргл. т Y	" Г — •	< 1 6 8 >

Подсчитанные по формуле (168) средние, вследствие неточности исходных параметров, будут отличаться от истинного среднего зна чения. Очевидно, что значения р п р в пределах относительного вероят ного отклонения <5 расчетного значения от истинного не являются достоверными и не могут быть использованы для оценки нефтегазо носное™ пласта. В соответствии с этим критерий оценки нефтегазоносностп по среднему из предельных значений удельного сопротив ления р п р формулируется следующим образом.

Пласт нефтегазоносен при

p „ > ( l - i - ô ) p n p ;		(169)
Пласт водоносен при
Р „ < ( - 1 - б ) р п р .		(170)
Из сопоставления полученных критериев нефтегазоносности и во
доносности глинистых коллекторов и кривых зависимости		р,;П /ргл 1 1
Роп/Ргл °т Сгл на рис. 74, 75 и 77 видно, что	для оценки	нефтегазо
носности глинистых коллекторов должны	применяться	различные

критерии в зависимости от типа коллекторов и величины Сгл. При этом необходимо различать следующие случаи.

1. Глинистый коллектор с рассеянным глинистым материалом. Критерием определения типа глинистости являются геологические

данные. Проверкой может служить условие
С г л . п р < С г л . р < 0 , 9 А п . ч .	(171)

Оценку нефтегазоносности целесообразно производить по кри терию (146), если известны значения р г л . р и /сп . ч (Рч ). В тех случаях, когда рг л . р и кп_ ч неизвестны, характер насыщения коллектора сле дует определять по коэффициенту увеличения сопротивления О', используя следующие критерии.

Пласт нефтегазоносен, если

			Ç ' > ( l + Ô)<?np.	(172)
Пласт водоносен, когда
			Ç ' < ( l - f i ) Ç „ p ,	(173)
где С п Р	— предельный коэффициент увеличения сопротивления для
коллекторов		с рассеянной	глинистостью.	при О' =
Характер		насыщения	определить затруднительно	при О' =
= (1 ±	Ö) <?л Р .

Можно считать, что удельное сопротивление рг л . р рассеянного материала меньше удельного сопротивления водоносной чистой ком поненты и равно (0,2—0,5Рч )рп в . На этом основании в качестве пре-

•198

дельного значения коэффициента увеличения сопротивления Опр сле дует использовать значения Q, вычисляемые по формуле

С=--Р.,п(5)/Рвп(5),

(174)

где рн п (5) и Рвп (°) — удельные сопротивления соответственно нефте газоносного и водоносного глинистого песчаника, полученные по формуле (143), для Сгл, р , равной глинистости интерпретируемого пласта, в предположении, что Рчрпв = 5рг л . р .

2. Тонкослоистый глинистый коллектор. Тип глинистости опре деляется по геологическим данным. Для проверки можно исполь зовать условие

^гл. т > ^ п . ч-

(175)

При оценке тонкослоистого глинистого коллектора следует раз личать следующие случаи:

а) большая минерализация пластовых вод, -РчРпг/Рг.-т. т ^ 1- Оценка нефтегазоносное™ производится по критериям (166)—(170). Основными из них являются критерии (169) и (170). Среднее зна

чение	р п в , необходимое для их		применения,	определяется по фор
муле	(168);
б)	пресные	пластовые воды,	-Рч Рпв/Ргл. ч-	Разделение пластов на
водоносные и		нефтегазоносные	осуществляется по основным крите

риям (169) и (170). Среднее значение определяется в этом случае по формуле

	Рср= -- 1/Рнп(1) - Рвп(2)Ргл .				('176)
г Д е Рвп (2) — удельное		сопротивление водоносного			тонкослоистого
коллектора	при ^ ч р п в / р г л =		2; р„п (1) — то же,	для	нефтеносного
коллектора	при .РцРпв =	Ргл-	За удельное сопротивление р г л при
нимается удельное сопротивление окружающих				пласт глин.

Для оценки характера насыщения коллектора со смешанной гли нистостью и с неизвестным типом глинистости целесообразно исполь зовать критерии оценки тонкослоистого глинистого песчаника, если Сг л . т іаг Сгл. р. За удельное сопротивление глинистого материала принимается удельное сопротивление окружающих пласт глин. Эта рекомендация вытекает из сопоставления значений удельных сопро тивлений р в п / р г л и рНп/Ргл> рассчитанных для глинистого коллек тора с рассеянной, слоистой и смешанной глинистостью (см. рис. 74).

29. О П Р Е Д Е Л Е Н И Е НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ

На основе описанных выше критериев определения характера насыщения пластов разработан алгоритм оценки нефтегазоносности, показанный на рис. 78. Алгоритм включает следующие операции.

1.Поиск коллектора в таблице результатов интерпретацип РИ.

2.Анализ имеющихся данных о пласте:

a) H ^ Нг, р п определено уверенно [АО ^ 4 м, р п 2 > р п 1 (пере

сечение) ]	— данные удовлетворительные, определение нефтегазо
носности;

199

<<< < Предыдущая 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 1920 / 2420 21 22 23 24 > Следующая >>>

Соседние файлы в папке книги из ГПНТБ