Каротаж самопроизвольной поляризации

 

Метод основан на изучении электрических полей, возникающих вследствие протекания на границах между породой и глинистым раствором электрохимических процессов, так как пластовая вода, находящаяся в коллекторе, и фильтрат бурового раствора обладают разной минерализацией.

В результате разности концентраций солей в пластовой воде и промывочной жидкости происходят диффузионные, диффузионно-адсорбционные и фильтрационные процессы, порождающие электродвижущие силы. При этом ионы Na+ и Cl- мигрируют из зоны повышенной минерализации в зону пониженной минерализации. Скорость ионов Cl- больше, чем у Na+. Это влечет за собой преобладание отрицательно заряженных частиц со стороны бурового раствора. Глина же, которая служит флюидоупором для коллектора и граничит с вмещающей породой, наоборот из-за кажущегося отрицательного заряда своей решетки не пропускает через себя анионы Cl-, а пропускает преимущественно положительные заряды Na+. Так возникает потенциал собственной поляризации, который регистрируется при помощи каротажа ПС.

В каротаже ПС измеряют только изменения потенциала поляризации, а не его абсолютные значения. Поэтому записывается масштаб разности потенциалов (мВ/см) и не указывается начало отсчета. Точку отсчета принято брать в районе залегания мощных пластов глин. На графиках каротажа ПС от этой точки проводится прямая, которая названа “линией глин” и уже от этой линии регистрируются отклонения.

Для измерения потенциалов самопроизвольной поляризации используются два измерительных электрода: M и N. Электрод М опускаться в скважину и движется вдоль ее оси, а электрод N остается неподвижно на поверхности земли, неподалеку от устья скважины. Таким образом, регистрируется разность потенциалов между этими электродами.

В случае возникновения электрических помех, запись ПС ведется методом градиента потенциалов. В ходе этого по стволу скважины движутся оба электрода, а расстояние между ними не меняется (1-2 м).

На результаты показаний ПС влияют:

•   Мощность пласта – чем меньше мощность пласта, тем ниже показания ПС

•   Разности между кажущиеся сопротивлениями бурового раствора и пластовой воды, чем они больше, тем больше амплитуда ПС.

•   Разрешение графиков ПС лучше в пластах с высокой пористостью, нежели чем в пластах с низкой.

Метод ПС применяется в необсаженных скважинах. Он служит для:

• литологического и стратиграфического расчленения разреза;

• выделения пластов мощностью порядка 1-15 м;

• выделения пластов-коллекторов в комплексе с другими геофизическими методами;

• корреляции разрезов скважин.

Для песков, песчаников характерны минимальные значения ПС, для алевролитов, глинистых песчаников – средние и для глин или плотных непроницаемых пород – максимальные значения. Это помогает в выявлении плохо проницаемых сланцев, глин и хорошо проницаемых песков, пористых известняков, выделения сульфидных, полиме-таллических руд, угля, графита.

Для точной оценки рассеянной глинистости пород пласта строится корреляционная связь между относительной амплитудой СП (aпс) и коэффициентом глинистости, известном из керновых исследований.

Относительная амплитуда ПС (aпс) - является отношением статической амплитуды ПС данного пласта к максимальной амплитуде наиболее глинистого коллектора (линии глин) и определяется по формуле:        

,

где Еs ― амплитуда ПС для данного пласта, исправленная за мощность пласта;

Еs,max ― статическая (приведенная) амплитуды ПС для опорного пласта с макси-мальной амплитудой СП.

Каротаж сопротивлений

Каротаж сопротивлений (КС) – так же, как и каротаж ПС, очень распространенный электрический метод ГИС, но основывается он не на изучении естественных электрических полей, а на искусственных. Целью измерений метода является кажущееся сопротивление пород, измеряемое в Ом*м.

Метод основан на изучении кажущегося электрического сопротивления прискважинной зоны. Применяется главным образом на нефтяных, газовых и угольных месторождениях.

Значение кажущегося электрического сопротивления зависит от вещественного состава пород, пористости, состава и кажущегося сопротивления флюидов, заключенных в горную породу.

Среда, в которой создается электрическое поле в скважине, неоднородна и большое влияние на состояние пород влияет глинистый раствор, образующий глинистую корку, толщина которой зависит от проницаемости горной породы. Поэтому электрическое сопротивление, измеренное в скважине, принято называть кажущимся (ρк) (рис. 4).

В каротаже сопротивлений используются два вида зондов: градиент- и потенциал-зонд. В отличие от потенциал-зондов, градиент-зонд характеризуется относительно меньшим расстоянием между парными электродами (измерительными – M и N, или питающими- А и В) по отношению к непарным. У потенциал-зондов парные электроды располагаются заметно дальше, чем непарные.

 

 

Рис.4 Схема строения зоны проникновения в проницаемом пласте с межзерновой пористостью (Итенберг, 1987):

1-неизмененная проникновением часть пласта, 2- глинистый пласт, 3- зона проникнове-ния промывочной жидкости или бурового раствора, 4- промытая часть зоны проникно-вения, 5- глинистая корка, 6- промывочная жидкость; ρпз, ρс, ρгк; ρгл - кажущиеся сопротивления соответственно промытой зоны, промывочной жидкости, глинистой корки и глинистого пласта.

Зонды могут быть как однополюсными (один питающий электрод А или В находится на поверхности рядом со скважиной), так и двухполюсными (все четыре электрода находятся внутри скважины).

Помимо этого, градиент-зонды делятся на две разновидности:

•     последовательный (подошвенный) – парные электроды находятся в нижней части зонда, под непарным и по максимуму отбивают подошву пласта с высоким сопротивлением;

•     обращенный (кровельный) – парные электроды находятся в верхней части зонда, выше непарных и по максимуму отбивают кровлю пласта с высоким сопротивлением.

Потенциал-зонды лучше использовать для пластов с большой мощностью, так как пласты малой мощности он не замечает и “игнорирует” скачок аномалии кажущегося сопротивления породы на графике.

Для градиент-зондов пласты малой мощности не являются проблемой.

Для пластов, насыщенных водой, свойственно иметь низкие показатели по сопротивлению. А нефте- и газонасыщенные породы отображают высокие значения сопротивления.

Радиальный градиент удельного сопротивления определяется по данным разноглубинных зондов КС (разной длины). Чем больше длина зонда, тем больше радиус его исследования. Применение комплекта зондов различной длины позволяет исключить влияние бурового раствора на величину кажущегося сопротивления, изучить характер изменения сопротивления от стенок скважины в глубь пласта, определить глубину проникновения фильтрата бурового раствора в пласт и найти истинное сопротивление пласта. Поэтому наличие градиента является качественным признаком коллектора.

Свидетельством того, что пласт проницаем и буровой раствор проникает в пласт, является изменения показаний КС. Если буровой раствор проникает в водоносный пласт, то кажущиеся удельное сопротивление растет, а если фильтрат бурового раствора попадает в нефтеносный пласт, то заметно понижение сопротивления. 

Боковой каротаж

 

Боковое каротаж используется для более точного определения истинных удельных электрических сопротивлений горных пород.

Каротаж сопротивления обычными зондами неэффективен в случае тонкослоистого разреза со значительной дифференциацией пластов с низким и высоким сопротивлением и скважины, заполненной высокоминерализованным глинистым раствором.  При утечке тока в пласты с низким сопротивлением или утечке тока по скважине с высоким сопротивлением, кажущиеся сопротивление в несколько раз отличается от истинного. Главное отличие БК от КС: фокусировка тока, исходящего из центрального электрода. В следствии чего, влияние скважины и вмещающих пород на результаты измерений сопротивления заметно ниже.

Боковой каротаж (БК) проводят трех-, семи- и девятиэлектродными зондами с автоматической фокусировкой тока.

Наибольшей глубинностью обладают семиэлектродные зонды. Глубинность исследования возрастает с увеличением общей длины зонда (Lоб) и q. С их увеличением уменьшается влияние скважины и зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости, но возрастает 7 влияние мощности пласта на ρк, т. е. уменьшается разрешающая вертикальная способность зонда.

На диаграммах БК пласты, в том числе пласты малой мощности, выделяются гораздо более четко, чем на диаграммах зондов без фокусировки тока. Влияние мощности пласта начинает сказываться при h = 4 d _С. Кривые БК на диаграммах часто представляют в логарифмическом масштабе.

Задачи, решаемые БК.

Боковой каротаж — более совершенный метод, чем метод КС, для разрезов с понижающим проникновением фильтрата бурового раствора в пласт, с заполнением скважины достаточно соленым раствором (ρ_С < 0,1 Ом ∙ м), для изучения разрезов, сложенных породами высокого удельного сопротивления, а также при исследовании пластов малой мощности. Зонды БК обладают более высокой расчленяющей способностью. В результате обычно удается хорошо обработать пласты мощностью до 1 м (рис.5).

Данные бокового каротажа используют для:

· детального расчленения геологического разреза,

· выделение пластов коллекторов и определения геологического разреза,

· выделения пластов-коллекторов и определения истинных значений сопротивлений пласта и зоны проникновения

Рис. 5 Схематичное распределение токовых линий в скважине (а) и однородной среде (б, в)

 (Мараев И.А, 2013)

а — трехэлектродный (БК-3); б — семиэлектродный;
в — девятиэлектродные (левая и правая части русунка).

 

2.3 Микрокаротаж

Микрокаротажное зондирование является одной из модификаций каротажа сопротивлений. Он основан на регистрации кажущегося сопротивления прискважинной зоны зондом, размещенным на башмаке. Для исключения влияния скважины башмак прижимается к стенке скважины и управляется рычажной системой.

Используется для:

•определения кажущегося электрического сопротивления части пласта, непосредственно прилегающей к скважине, и детального расчленения разреза;

• выделения коллекторов, литологического расчленения разреза;

• определения эффективной толщины пластов;

• определения кажущегося электрического сопротивления промытой зоны;

• оценки сопротивления промывочной жидкости в интервале каверн;

• расчленения разреза с высокой точностью.

Микрозонд представляет собой установку небольшого размера. Она состоит из башмака, выполненного из изоляционного материала (например, резины). На внешней стороне башмака расположены три точечных электрода — N, М и А, расстояние между которыми обычно выбирают равным 2,5 см. Внешняя сторона башмака специальной пружиной (рессорой), соединенной с металлическим корпусом прибора, прижимается к стенке скважины, обеспечивая экранирование зонда от бурового раствора и снижение влияния скважины на результаты измерений.

При использовании микрозондов важно обратить внимание на расхождения кривых потенциал- и градиент-зондов.

Радиус исследования МПЗ в 2–2,5 раза больше его длины и составляет 10–12 см, радиус исследования МГЗ примерно 3,5 см. Поэтому образующаяся в коллекторах глинистая корка влияет на показания МПЗ меньше, чем на показания МГЗ. Так как удельное сопротивление глинистой корки меньше, чем промытой зоны, то показания МГЗ в проницаемых пластах меньше, чем для МПЗ. Положительное расхождение (приращение) чаще всего отмечается в проницательных песчано-алевритовых пластах, против которых образуется тонкая глинистая корка, сопротивление которой в несколько раз меньше сопротивления зоны проникновения. Это служит важным диагностическим признаком коллектора, причем в нефтегазонасыщенных породах расхождение в показаниях микрозондов может быть еще более значительным за счет влияния остаточной нефтегазонасыщенности на показания МПЗ (рис. 6).

При наличии толстой глинистой корки (25 мм и более) кажущиеся сопротивления, полученные микрозондами, оказываются заниженными, близкими к сопротивлению глинистой корки, и положительного приращения почти не наблюдается.

Рис. 6 Применение МКЗ на терригенном разрезе

(https://present5.com/interpretaciya-dannyx-gis-soderzhanie-petrofizicheskie-svojstva-gornyx/)

 

2.4 Индукционный каротаж

Индукционный каротаж (ИК) первоначально был предназначен для электрических исследований в сухих скважинах или скважинах, бурящихся на непроводящих (нефтяных) растворах. Может применяться в случае обсадки скважин асбоцементными, пластмассовыми или стеклопластиковыми трубами. Особенно хорошие результаты дает при изучении пластов низкого сопротивления (от 0 до 50 Ом·м).

Индукционные методы принципиально отличаются от методов с гальваническим способом возбуждения электрического поля (КС, БК, ТК, МЗ и др.). Если в этих методах электрическое поле в горных породах возбуждается током, стекающим с электродов зонда, то в индукционных методах такие электроды не нужны, так как электрическое поле в породах возбуждается магнитным полем переменного тока, протекающего по генераторной катушке.

Зонды ИК. В самом простом варианте зонд ИК состоит из двух катушек индуктивности — генераторной (Г) и приемной (П), расположенных на определенном расстоянии друг от друга на непроводящем стержне.

В зондах ИК расстояние между центрами генераторной (главной) и приемными (основной) катушками принимают за длину зонда (L), а точкой записи (О) обычно считается середина расстояния между катушками. Электронная схема прибора обеспечивает питание катушки Г переменным током частоты 20–50 кГц в зависимости от прибора. Переменный ток, протекая по катушке Г, создает в окружающей среде первичное переменное магнитное поле. Это поле порождает в окружающем пространстве вихревые токи (явление электромагнитной индукции). В однородной среде линии вихревых токов представляют собой окружности с центрами, расположенными на оси прибора. Вихревые токи, в свою очередь, создают вторичное магнитное поле (явление самоиндукции). Таким образом, первичное и вторичное магнитные поля создают в приемной катушке ЭДС. Созданная первичным полем Э.Д.С. не несет информации о горных породах, поэтому ее компенсируют (исключают из измерения), например, с помощью компенсационной катушки К, включенной «навстречу» приемной катушке П.

Различают множество зондов ИК по их длине и количеству катушек, например 6Ф1,0; 8И1,4; 4Ф1,0 и т. д., где первая цифра – число катушек, вторая – длина зонда.

Обычная аппаратура ИК измеряет активную составляющую Э.Д.С. При невысокой электропроводности среды эта составляющая Э.Д.С. прямо пропорциональна электропроводности среды (σ):

e = c ∙ σ,

где с- постоянная, зависящая от конструкции зонда, а также от силы и частоты тока в генераторной катушке, e – значение ЭДС.

Целью индукционного каротажа является дальнейшее вычисление удельной электропроводности, обратно пропорциональной удельному сопротивлению пород (σ=1/ρ). Единица измерения удельной электропроводности выражается в Сименсах на метр (См/м).

При этом измеренная электропроводность имеет смысл кажущейся электропроводности σк, поскольку еѐ величина зависит не только от электропроводности пласта, но еще и от электропроводности промывочной жидкости, зоны проникновения и вмещающих пород, а также от длины зонда, диаметров скважины и зоны проникновения и от мощности пласта.

Метод ИК целесообразно применять при малых отношениях ρ_П/ρ_C и повышающей зоне проникновения, а также при больших значениях ρ_C. Эффективность использования метода значительно снижается в случае ρ_П >50 Ом ∙ м, понижающем проникновении и ρ_C < 0,1 Ом ∙ м. В целом с помощью индукционного каротажа детально изучают разрезы, сложенные породами низкого удельного сопротивления: глины, песчаники и карбонаты, насыщенные сильноминерализованной пластовой водой, рудоконтролирующие и угленосные слои. Метод широко применяют для выделения и изучения нефтегазовых коллекторов в скважинах, пробуренных на слабоминерализованных и непроводящих промывочных жидкостях, обсаженных непроводящими трубами. Метод ИК часто применяют в комплексе с обычными зондами КС или зондом БК.

 

2.5 Ядерно-геофизический каротаж

Радиометрические, точнее, ядерно-физические методы (ЯФМ) исследования скважин, или радиоактивный каротаж (РК), — совокупность методов, основанных на изучении ядерных свойств горных пород с помощью естественных и искусственно созданных радиоактивных излучений.

Большое практическое значение имеют следующие виды каротажа:

• гамма-каротаж (ГК) и спектрометрический гамма-каротаж (СГК);

• гамма-гамма- плотностный каротаж (ГГК-П) и гамма-гамма- селективный (литологический) каротаж (ГГК-С);

• нейтронный гамма-каротаж (НГК), нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым (ННК-НТ) и надтепловым нейтронам (ННК-Н), а также спектрометрический нейтронный гамма-каротаж (СНГК);

2.5.1 Гамма-каротаж

Гамма-каротаж (англ. Gamma Ray Log (GR)) – регистрирует естественную ра-диоактивность (гамма-активность) пород в результате излучения породами радиоактив-ных изотопов. Это присуще породам, содержащим радиоактивные минералы, в том числе и к глинам. Это обуславливается содержанием в них: калиевого полевого шпата (K[AlSi3O8]), слюд и иллита (в которых главным образом сконцентрирован радиоактив-ный изотоп K₄₀) и фосфатов, у которых можно обнаружить U₂₃₈ и Th₂₃₂.

Главным предназначением гамма-каротажа является выделение глинистых пород, благодаря их относительно высокой радиоактивности, что и позволяет отбивать интервалы потенциальных коллекторов с низкой радиоактивностью. Так глины и битуминозные глины имеют высокие показатели радиоактивности, в то время как чистые песчаники, доломиты, известняки, ангидриты и уголь проявляют низкую радиоактивность. Однако не все чистые песчаники могут гарантировать пониженные данные. Например, аркозовые песчаники тоже, как глины проявляют высокую гамма-активность. Все потому, что они являются продуктом разрушения гранитов, гнейсов и близких к ним по составу по-род и в состав которых включены зерна полевых шпатов, слюды, глауконита или тяжелых металлов (рис.7).

С помощью гамма-каротажа можно:

•   оценить литологию;

•   выделить интервалы коллекторов;

•   оценить глинистость пород (лучший метод для оценки глиносодержа-ния)

Мощность пласта (чем меньше мощность пласта, тем меньше показания гамма-каротажа) и наличие каверн (каверны занижают значения ГК) влияют на показания ка-ротажных работ. Метод работает, как в обсаженных стволах скважины, так и не в обса-женных.

Рис.7  Пример расчленения пластов горной породы методом ГК

(https://www.geolib.net/gis/gamma-karotazh.html)

 

2.5.2 Нейтронный гамма-каротаж

Метод НГК основан на облучении горных пород быстрыми нейтронами и регистрации гамма-излучения, возникающего при захвате тепловых нейтронов в породе. НГК часто используется для выделения коллекторов и оценки пористости, нефте-, газо- и водонасыщенности коллекторов, пластов угля в обсаженных и необсаженных скважинах.

Минимальные показатели НГК у пород с повышенным водородосодержанием, (потому что водород сильный замедлитель тепловых нейтронов). Они наблюдаются у глин, так как у глин большое количество воды заключено в капиллярах.

Терригенные коллекторы обладают средними показателями; карбонатные коллекторы – максимальными показаниями НГК. Примесь глинистого материала понижают амплитуду кривой.

Для газонасыщенных пород максимальные значения НГК, для нефтенасыщен-ных характерны промежуточные значения кривой, а для водонасыщенных пластов значения чуть больше, чем у нефтенасыщенных из-за наличия в воде минералов хлора (при захвате нейтронов атомами хлора выделяется большое количество гамма-квантов.

На показания НГК влияют:

•   глинистая корка – снижает показания

•   промывочная жидкость – повышает показания из-за наличия хлора

•   диаметр скважины – чем он больше, тем ниже показания

•   зона проникновения – занижает показания газонасыщенного пласта

2.6 Акустический каротаж

Основан на регистрации упругих колебаний при распространении волн от источника к приемнику прибора. Метод работает в необсаженных скважинах. Метод позволяет изучить:

1. Литологию

2. Зоны трещиноватости

3. Пористость пород

4. Интервалы коллекторов

Основу акустического каротажа по скорости составляет измерение интервального времени:

∆t = 1/ Vп (мкс / м),

где Vп- скорость распространения упругой волны, которая определяется по формуле:

Vп = S / (t2 – t1),

где S- мощность пласта, t1 – время начала прохода упругой волны через слой, t2 – время завершения прохода слоя.

Скорость распространения упругой волны в пласте при выполнении АК называют пластовой, а ∆t – интервальным временем пробега упругой волны. Для пористых и газонасыщенных пород характерно увеличение интервального времени, а для плотных наоборот уменьшение.

Коэффициент поглощения (ослабление) – это величина, отображающая уменьшение амплитуды колебаний волны по мере удаления от приемника. Увеличение этого коэффициента сигнализирует о трещиноватости породы.

 

 

2.7 Кавернометрия

Кавернометрия – один из методов геологического исследования скважин, предназначенный для определения диаметра скважины в зависимости от глубины при помощи каверномера.

Помимо определения диаметра скважины, кавернометрия помогает в уточнении разреза пластов и выявлении потенциальных пластов коллекторов. Особенность метода заключается в том, что при бурении скважины не всегда диаметр скважин равен диаметру долота. Например, при прохождении соляных и глинистых толщ диаметр скважины может увеличиваться, а при бурении проницаемых пластов песчаников наоборот уменьшаться. Это объясняется образованием толстой глинистой корки в зонах пористой породы. При вскрытии твердых и непроницаемых пластов, например известняков и доломитов диаметр скважины остается номинальным.

Также кавернометрия полезна при определении затрубного пространства при расчете объема цемента, требуемого для цементажа колонны.

 

 

Глава 3. Имеющиеся материалы каротажа

Практическое изучение месторождения будет проводиться по геофизическим данным четырех скважин: 50, 55, 62 и 68 (рис.9).

В работе будут рассматриваться методы каротажа самопроизвольной поляризации (ПС), кавернометрии, микрозондов каротажа сопротивлений (КС), гамма-каротажа (ГК), акустического каротажа (АК), нейтрон-гамма каротажа (НГК) и индукционного каротажа (ИК). При обработке данных каротажа будет использована программа Petrel 2017.

Рис. 9 Контур Песчаноозерского месторождения и расположение скважин 50 55, 62, 68. (Проект поисково-оценочного бурения, 2017)

 

Глава. 4 План выполнения дальнейших работ

В настоящий момент пишется глава о методиках выделения коллекторов и оценки их свойств, а именно литологическое расчленение разрезов скважин, выделение коллекторов и оценка характера их насыщения, изучение строения коллекторов, определение глинистости, пористости, проницаемости и нефтенасыщенности. Планируется закончить эту главу до середины июня 2021-го года.

Так же в разработку начата практическая часть работы. Все каротажные данные загружены в программу Petrel, проведена визуальная обработка кривых, данные, которые по умолчанию устанавливаются в международных единицах измерения переведены в российскую систему измерения, например: дюймы в миллиметры для кавернометрии, мкс/фут в мкс/метр для акустического каротажа.

Рис. 10 Планшет скважины №62

Обоснование комплекса каротажа – глава, в которой будет обосновываться возможность применения или наоборот неэффективность каждого метода для оценки фильтрационно-ёмкостных свойств пород, должна будет готова концу осени  и финальная глава с подведением итогов использования комплекса методов каротажа на Песчаноозерском месторождении будет написана в начале марта.

 

Список использованной литературы

Опубликованная литература

1. Балабанов Ю.П. Зинатуллина И.П. Геофизические методы изучения геологопромысловых характеристик продуктивных пластов, Казанский федеральный университет, 2017, 56с

2. Богацкий В.И.. Прищепа О.М., Чумакова О.В., Перспективы нефтегазоносности Малоземельско-Колгуевской нефтегазоносной области, ВНИГРИ, Санкт-Петербург, 2009, 19с

3. Блох С.С., Ефимова Г.Х., Кульпин Д. Л., Негативный опыт разработки многопластового нефтегазоконденсатного Песчаноозерского месторождения на острове Колгуев в Баренцевом море, Разработка и эксплуатация месторождений, 2019, с.60-68

4. Добрынин В. М. Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А., Африкян А.Н. Геофизические исследования скважин: Учеб. для вузов. М., ФГУП Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. 2004. 400 с.

5. Дузин, В.И.; Кропотов, О.Н; Орлов, Л.И.; Топорков, В.Г., Особенности порового пространства граувакковых коллекторов Песчаноозерского месторождения, 1989, С.43-46

6. Итенберг С.С. Интерпретация результатов геофизических исследований скважин: Учеб. пособие для вузов. 2-е изд., перераб. и доп. М.: Недра, 1987, 375 с

7. Куранова Л.В., Косенкова Н.Н., Мельников В.С., Плехоткина Л.А. Геологическое строение и условия формирования Песчаноозерского газоконденсатно-нефтяного месторождения, 1997, с. 27-31

8. Мараев И.А, Комплексная интерпретация результатов геофизических исследований скважин. Учебное пособие. - М.; МГРИ-РГГРУ, Москва, 2013. – 95 с

9.  Мурзин Р.Р., Шишлов Э.В., Месторождения углеводородного сырья западной части российского шельфа Арктики: геология и закономерности размещения, ФГУП НИИморгеофизика, 2001, с.1-3

Фондовая литература

1. Проект поисково-оценочного бурения на верхнепалеозойских отложениях Песчаноозерского месторождения”, написанным компанией ОАО "Арктикморнефтегазразведка", 2017