МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

 

ФИЛИАЛ ФЕДЕРАЛЬНОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО БЮДЖЕТНОГО ОБРАЗОВАТЕЛЬНОГО УЧРЕЖДЕНИЯ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА (НИУ)

ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА» в г. ОРЕНБУРГЕ

 

Отделение «Химическая технология переработки углеводородного сырья и экология»

 

 

ЗАЧЕТНЫЙ РЕФЕРАТ

 

по дисциплине «Разработка и эксплуатация газовых месторождений»

на тему: «Способы подсчета запасов природного газа»

 

 

Выполнил: студентка группы ОХТ-15-01, направления подготовки 18.03.01 Химическая технология,

Ромашова А.О.

                  ______________________

                  «____»___________20__г.

 

Проверил: доцент Ершов М.О.

                  ______________________

                  «____»___________20__г.

 

 

 

Оренбург 2018

 

 

 

Содержание

Введение. 3

   1 Категории запасов перспективных и прогнозных ресурсов  нефти и газа и их назначение…………………………………………………………………………………………...4

   2 Общие исследования для подсчета запасов нефти и газа…………………………………....6

   3 Методы подсчета запасов газа…………………………………………………………………7

3.1 Объемный метод. 10

3.2 Метод подсчёта запасов газа по падению давления. 12

3.3 Подсчет запасов газа, растворенного в нефти. 13

3.4 Выбор метода подсчёта запасов газа. 14

Заключение. 16

Библиографический список. 17

 

 

 

Введение

 

Перед нефтяной и газовой промышленностью страны стоят ответственные задачи по наращиванию запасов углеводородного сырья.

Подсчет запасов нефти и газа лежит в основе проектирования разработки нефтяных месторождений. Он необходим для планирования направлений капитального строительства на каждом нефтяном промысле.

Подсчет запасов и оценка ресурсов нефти, газа и конденсата основывается на детальном изучении недр и синтезируют в себе все сведения, полученные в процессе поисков, разведки и разработки залежей: данные изучения минералогических и петрографических особенностей пород, физики пласта и физико-химических свойств флюидов, результаты полевых и промыслово-геофизических исследований, сведения об условиях формирования залежей нефти, газа и конденсата, о закономерностях размещения их в недрах и т.д., результаты промыслово-геологического изучения залежей и процессов, протекающих при их разработке. Решение этих задач в значительной мере зависит от достоверности осуществляемых подсчетов запасов месторождений и перспективных ресурсов, а также оценок прогнозных ресурсов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов. 

В данном реферате будут рассмотрены основные категории запасов углеводородов и способы подсчета природного газа в частности.

 

 

 

1 Категории запасов перспективных и прогнозных ресурсов нефти и газа и их назначение

 

Масса нефти и конденсата и объем газа на дату подсчета в выявленных, разведанных и разрабатываемых залежах, приведенные к стандартным условиям, называются запасами.

На подсчитанную величину запасов влияют объем и качество информации, полученной при поисковых разведочных работах и разработке, а также применяемые методы подсчета. Если объем и качество информации, получаемой по выявленным залежам в процессе поисков, разведки и разработки, увязать с определенными стадиями изученности залежей, то станет понятной сущность разделения запасов на категории.

Наряду с выявленными залежами, скопления углеводородов (УВ) могут содержаться в предполагаемых залежах в продуктивных, но не вскрытых бурением пластах на установленных месторождениях или на подготовленных к бурению площадях, а также в литолого-стратиграфических комплексах с доказанной и предполагаемой нефтегазоносностью в пределах крупных геоструктурных элементов.

Масса нефти и конденсата и объем газа на дату оценки, приведенные к стандартным условиям, в указанных выше объектах называются ресурсами.

Ресурсы по степени обоснованности разделены на категории, образующие с категориями запасов единый ряд А-D. Четкое разграничение ресурсов от запасов является свидетельством более низкой степени изученности и обоснованности, а, в конечном счете, и достоверности ресурсов.

Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, по степени изученности подразделяются на разведанные – категории А, В, С₁ и предварительно оцененные – категория С₂. Ресурсы этих же полезных ископаемых и содержащихся в них компонентов по степени их изученности и обоснованности подразделяются на перспективные – категория С₃ и прогнозные – D₁ и D₂.

Запасы полезных компонентов, содержащихся в нефти и газе в промышленных количествах, а также их перспективные и прогнозные ресурсы соответственно подсчитываются и оцениваются по тем же категориям и в тех же границах, что и содержащие их полезные ископаемые.

Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, подразделяются на две группы, подлежащие самостоятельному подсчету и учету:

Балансовые – запасы месторождений (залежей), вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически целесообразно.

Забалансовые – запасы месторождений (залежей), вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически нецелесообразно или технически и технологически невозможно, но которые в дальнейшем могут быть переведены в балансовые.

В балансовых запасах нефти, растворенного газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, подсчитываются и учитываются извлекаемые запасы.

Извлекаемые запасы – часть балансовых запасов, которая может быть извлечена из недр при рациональном использовании современных технических средств и технологии добычи с учетом допустимого уровня затрат и соблюдения требований по охране недр и окружающей среды.

 

 

2 Общие исследования для подсчета запасов нефти и газа

 

• Геологические исследования включают: проведение геолого-съемочных работ с составлением геологических карт различных масштабов, бурение скважин разного назначения и обработку полученной информации о строении и свойствах продуктивных пластов, а также параметрах залежей и местоскоплений нефти и газа.
• Дистанционные методы: аэрокосмические методы позволяют значительно сократить объем дорогостоящих геолого-съемочных и буровых работ, а также детализировать строение регионов и площадей.
• Геофизические методы: гравиметрическая съемка, электроразведка методами теллурических токов, сейсморазведка по профилям методами глубинного сейсмического зондирования преломленных и отраженных волн.
• Геофизические исследования скважин: радиометрия – изменение естественной радиоактивности пород, электрометрия, кавернометрия.
• Геохимические методы: газовая съемка, битумно-люминесцентный, радиохимический, микро бактериальный, газовый каротаж.
• Гидрогеологические исследования: замер давлений на устье и забое скважин, измерение температуры, отбор глубинных проб.
• Геотермические исследования проводятся с целью изучения теплового поля при тектоническом районировании территорий, при прямых поисках скоплений УВ.
• Математические методы, ЭВМ и программирование. С помощью ЭВМ можно быстро и просто создавать и корректировать графические модели нефтегазовых объектов, а с помощью встроенного микропроцессора обсчитывать их объем, площадь.

 

 

3 Методы подсчета запасов газа

 

Природные газы в земной коре встречаются в виде свободных газовых скоплений, а также растворенные в нефти, растворенные в воде и окклюдированные каменноугольными пластами. Наибольшее промышленное значение имеют первые две группы.

Газы, растворенные в подземных водах, вследствие малой концентрации практически почти нигде не используются, несмотря на большие абсолютные запасы. Газы каменноугольных пластов начали добывать только в самое последнее время, причем способы их эксплуатации весьма своеобразны и пока еще мало разработаны.

Условия залегания, разработка и методика подсчета запасов чисто газовых месторождений, газовых шапок и растворенных в нефти (попутных) газов нефтяных месторождений различны и поэтому запасы их должны подсчитываться и учитываться отдельно.

Природные газы – смесь различных углеводородов, основной и наиболее ценной составной частью которых являются горючие газы. Промышленное значение имеет также гелий, нередко присутствующий в природных газах. Азот и углекислота в природных газах представляют балласт, который при высоком содержании снижает их калорийность, а следовательно, и ценность. Сероводород составляет вредную примесь вследствие своей ядовитости и высокой коррозионной способности. Аргон является весьма важным геохимическим индикатором, определяющим степень обогащения природными газами данного участка земной коры.

Плотность, сжимаемость и теплотворная способность горючих газов, а также направление их промышленного использования зависят от состава входящих в них углеводородов.

При характеристике природных газов необходимо давать их химический состав с указанием содержания в объемных процентах метана, тяжелых углеводородов, сероводорода, углекислоты, азота, аргона и гелия. Обязательно надо приводить также плотность газа и его теплотворную способность. Для газов, характеризующихся повышенным содержанием тяжелых углеводородов, необходимо указывать содержание бензина в граммах на кубический метр, а для газоконденсатных месторождений - конденсата также в граммах на кубический метр.

 Особенности условий залегания газа определяются малой плотностью газа и большой его подвижностью, обусловливающие способность газа полностью заполнять свободный объем пор.

Значительная подвижность газа и малая плотность его при совместном нахождении в пластах газа и воды обеспечивают заполнение газом верхних частей пористых пород, и поверхность контакта газ – вода, как правило, представляет собой горизонтальную плоскость. Таким образом, граница газовой залежи обычно совпадает с изогипсой структуры, к которой приурочена залежь.

Эти особенности залегания газа обеспечивают установление границ залежи (при знании структуры продуктивного пласта) и положение контакта газ – вода по ограниченному числу пробуренных скважин. Данные о границах залежи газа и положении контакта газ – вода облегчают вычисление объема газовой залежи.

Чаще всего газ в газовой залежи находится под тем или другим напором краевых или подошвенных вод. Однако в ряде случаев вода может оказаться пассивной, тогда объем залежи газа в процессе разработки почти не меняется. Наконец, вода может быть активной, и в этом случае в процессе разработки залежи газа происходит продвижение контура газоносности (при наличии краевой воды) или контакта газ – вода (при наличии подошвенной воды).

 Давление  газовой залежи нередко вызывается присутствием напорных вод и определяется этим напором. Зная давление газа в скважине в пределах газовой шапки и давление воды в скважине за пределом контакта газ - вода, можно легко определить положение контакта газ – вода.

Таким образом, в отличие от нефти для газа, в силу его легкости и подвижности, возможно определение ряда важных для подсчета запасов показателей по сравнительно небольшому числу наблюдений.

Однако по данным геолого-поисковых работ и по полевым наблюдениям предсказать заранее наличие газового месторождения пока не представляется возможным. При благоприятных показаниях можно в ряде случаев предполагать наличие газонефтяного месторождения, но избирательно указать на газ можно лишь весьма ориентировочно.

В последнем случае возможность нахождения газовых месторождений в благоприятных структурах основывают на данных уже открытых структур и на том, что в пределах установленной газоносной провинции газовые месторождения обычно не бывают единичными.

Даже естественные выходы газа не всегда свидетельствуют о наличии в недрах промышленного газового месторождения. В ряде случаев они могут представлять собой проходящие газовые струи, не связанные с промышленными залежами. Не редко эти выходы газа служат показателем газонефтяного месторождения.

Исследования показывают, что в геосинклинальных областях, особенно в верхних интервалах разреза, преобладают чисто нефтяные залежи; чисто газовые залежи, а также нефтегазовые залегают на глубинах 1000-1500 м. Чисто газовые залежи чаще связаны с глубинами более 1500-2000 м, газоконденсатные - с глубинами более 2500-3000 м.

В платформенных областях наблюдается иная картина, а именно: в верхних интервалах разреза преобладают газовые залежи, нефтяные залежи начинают играть заметную роль лишь на глубинах 1000-1500 м и на глубинах более 1500 м значительно преобладают над газовыми залежами. Газоконденсатные залежи появляются в интервалах глубин 1000-1500 м и значительно возрастают в интервалах 2000-2500 и 2500-3000 м. Указанные ориентировочные закономерности могут помочь при поисках газовых залежей.

На основании геологических и геофизических исследований можно выделить перспективные участки и наметить благоприятные структуры для разведочного бурения, которое и должно установить, имеется ли на глубине чисто газовое месторождение или же газонефтяное.

Методически правильно организованные геологическая съемка, геофизические исследования и бурение дополняют друг друга и позволяют наиболее полно и точно установить геологическое строение газового месторождения и получить нужную характеристику газовой залежи для подсчета запасов газа. К подсчету запасов газа, на базе которого проектируется сооружение газовых предприятий или намечается строительство дальних газопроводов, должны предъявляться строгие требования.

В процессе эксплуатации газовых скважин иногда применяют метод приближенного расчета остаточных запасов газа по отдельным скважинам. Для этого необходимо иметь данные по скважине на две различные даты. Первая дата: забойное давление (определяемое на основе минутного замера на устье закрытой скважины) р₁; суммарное количество добытого газа с начала разработки на эту дату Q₁; среднесуточная добыча газа (при свободном дебите) на ту же дату равна q₁.

Вторая дата: те же данные по скважине на вторую дату соответственно равны p₂, Q₂ и q₂.

Тогда остаточные запасы газа V₁ и V₂ по скважине на вторую дату могут быть определены по одному из следующих соотношений:

где  и  – поправки на отклонение от идеальных газов для давлений р₁ и р₂;

Указанные расчеты для отдельных скважин могут быть применены только для пластов, полностью разбуренных, по которым эксплуатационное бурение закончено. В противном случае при бурении новых скважин явления взаимодействия скважин и условия миграции газа в пласте в связи с перераспределением давлении в залежи могут быть настолько сложными, что расчеты остаточных цифр запасов газа окажутся весьма неточными.

Сопоставление полученных цифр остаточного запаса газа по скважине по указанным соотношениям  может служить критерием точности полученных расчетов.

Сумма остаточных запасов по всем скважинам в целом позволяет определить остаточные запасы газа по всей залежи на дату расчета.

 

Существует несколько методов подсчета  запасов газа:

1) объемный;

2) по падению давления;

3) материального баланса;

4) карт изобар.

Основными методами подсчета запасов свободного газа являются: объемный метод и метод по падению давления.

3.1 Объемный метод

 

Первоначальное содержание газа в коллекторе при расчете запасов по объемному методу может быть определено на основе изучения геологических, физических и химических особенностей, характеризующих газовое месторождение.

Однако для расчета запасов газа, помимо коллекторских свойств пласта, условий распределения в нем газа и границ залежи, необходимо изучить физические особенности газа, его поведение в процессе изменения давления и температуры, а также определить пластовые давление и температуру, химический состав газа и процентное содержание отдельных составляющих его компонентов.

Для чисто газовых месторождений эти данные получить нетрудно, поскольку состав газа обычно однороден и постоянен. Изучение же химического состава газа и процентного содержания его компонентов при каких-либо изменениях осложняется в связи с тем, что изменения совершаются медленно и постепенно.

Такие изменения происходят в газовых залежах, подстилаемых водой, содержащей в растворе СО₂ и H₂S. В этом случае по мере снижения давления легко растворимые в воде СО₂ и H₂S выделяются из раствора и газ обогащается этими компонентами.

Изменение химического состава газа часто происходит также в газовых шапках газонефтяных месторождений. По мере эксплуатации таких залежей и снижения пластового давления газовой шапки газ может обогащаться более тяжелыми углеводородами, выделяющимися из нефти при снижении давления.

Объемный метод подсчета запасов газа широко применяется вследствие своей простоты, а также потому, что необходимые для него параметры можно получить в процессе разведки при пробной эксплуатации залежи газа.

 Объемная формула для подсчета запасов газа имеет следующий вид:

V = Fhmf (pα - p_kα_k)β_гη_{г ,}

где V – извлекаемые (промышленные) запасы газа на дату расчета, м³;

F – площадь в пределах продуктивного контура газоносности, м²;

h – мощность пористой части газоносного пласта, м;

m – коэффициент пористости;

р – среднее абсолютное давление в залежи газа на дату расчета, кГ/см²;

р_к – конечное, среднее, остаточное абсолютное давление, кГ/см², в залежи после извлечения промышленных запасов газа и установления на устье скважины абсолютного давления, равного 1 кГ/см²,

α и α_к - поправки на отклонение углеводородных газов от закона  Бойля-Мариотта соответственно для давлений p и р_к, равные α = ,

где  - коэффициент сжимаемости газа; f - поправка на температуру для приведения объема газа к стандартной температуре,

(t_ст = 20˚С, T = 273˚C); β_г – коэффициент газонасыщенности с учетом содержания связанной воды: η_г – коэффициент газоотдачи.

 

Пластовое давление в газовых скважинах определяется на основании данных о давлениях на устьях скважин (при временном их закрытии) с учётом силы тяжести столба газа.

Площадь газоносности, среднюю мощность пористой части пласта и средний коэффициент пористости определяют так же, как при подсчёте запасов нефти объёмным методом. Следует лишь иметь в виду, что поверхность контакта газ – вода обычно горизонтальная, границы её по кровле и подошве, как правило, следуют изогипсам подземного рельефа газоносного пласта.

Отклонение углеводородных газов от законов составления идеальных газов может быть определено по данным об отклонениях отдельных компонентов газовой смеси. Исследования показали, что отклонения тем больше, чем выше молекулярная масса газа; при повышении температуры они уменьшаются.

 Коэффициент газонасыщенности характеризует долю объёма открытых пор породы, занятых свободным газом в термобарических условиях пласта. Коэффициент газонасыщенности породы количественно оценивают по её водонасыщенности исходя из баланса несмешивающихся флюидов в порах породы. При продвижении вод и обводнении пласта наблюдается остаточная газонасыщенность, соответствующая количеству неподвижного газа (защемлённого в порах, разобщённого). Коэффициент газонасыщенности определяют в скважинах: по материалам промыслово-геофизических исследований (в основном по данным электрического каротажа) с привлечением сведений о петрофизических свойствах пород; по данным детальной газометрии в процессе бурения скважины с приведением к условиям залегания; на керне – исследованием равновесных и остаточной водонасыщенностей.

 

3.2 Метод подсчёта запасов газа по падению давления

 

Метод подсчёта запасов газа по падению давления применяют для пластов, в которых первоначальный объём пор, занятый газом, не изменяется по величине в процессе эксплуатации.

Формула подсчёта запасов по давлению основана на предположении о постоянстве количества газа, извлекаемого в кубических метрах на 1кГ/см² падения давления, во все периоды разработки газовой залежи.

Таким образом, если на первую дату из газовой залежи было добыто Q₁ объёмов газа и  давление в залежи составляло р₁, а на вторую дату было добыто Q₂  объёмов газа и давление в залежи равно р₂, то за период разработки от первой до второй даты на 1кГ/см² падения давления добыча газа составила в м³:

.

Полагая, что и в дальнейшем при падении давления до некоторой конечной величины р_k будет добываться то же количество кубических метров газа на 1 кГ/см²  снижения давления, получим следующую формулу для подсчета остаточных запасов газа на вторую дату по методу падения давления с учетом поправок на отклонение от законов идеальных газов α₁ и α₂:

,

где V – промышленные запасы газа, м³.                  

Метод подсчета по падению давления не требует знания площади, мощности и пористости газоносного пласта, однако неучет мощности и вообще объемной характеристики пласта (при вычислении средневзвешенного пластового давления) приводит иногда к большим погрешностям, особенно если давление в скважинах различно. Очевидно, что рассмотренный метод для единой залежи газа, не разбитой на отдельные участки.

При наличии напора воды в последнюю формулу следует ввести поправку на количество газа, вытесненное за данный интервал времени напором воды.

В этом случае формула примет следующий вид (для водонапорного режима остаточное давление учитывать нет необходимости):

 

,

где Q’- количество газа, вытесненное под напором воды.

Если количество газа, вытесненного напором воды, определить невозможно, запасы газа следует подсчитывать объёмным методом. Метод расчёта по падению давления требует систематического изучения давлений на устье скважин (при их закрытии хотя бы на короткий срок) и лабораторных исследований с целью установления отклонений углеводородного газа от закона Бойля – Мариотта.

Подсчет запасов газа методом падения давления допускается по залежам, в которых доказано отсутствие промышленных запасов нефти или когда намечается одновременная эксплуатация газа и нефти, а также по пластам (горизонтам), в которых отсутствует резко выраженный активный напор краевых вод.

 

3.3 Подсчет запасов газа, растворенного в нефти

 

Геологические запасы газа, растворённого в нефти, рассчитывают по формуле:

Q_г.геол = Q_н.геол Г₀ ,

Где      Q_г.геол , Q_н.геол – балансовые запасы газа, м³ , и нефти, т;

Г₀ – содержание газа и нефи при начальном пластовом давлении, м³/т.

Величина извлекаемых запасов газа, растворённого в нефти, зависит от режима работы нефтегазоносных пластов.

При водонапорном режиме (при котором разрабатывается подавляющее большинство месторождений России) газовый фактор в процессе эксплуатации залежи мало изменяется во времени, и извлекаемые запасы газа, растворённого в нефти, подсчитывают по упрощённой формуле:

Q_г.изв = Q_н.изв Г ,

где      Г – газовый фактор, м₃/т, замеренный на поверхности при давлении 0,1МПа;

Q_н.изв – извлекаемые запасы нефти, т;

Q_г.изв – извлекаемые запасы газа, растворенного в нефти, м³.

 

3.4 Выбор метода подсчёта запасов газа

 

Метод подсчёта запасов газа определяется степенью разведанности залежи и её режимом работы. Объёмный метод подсчёта запасов применяется на любой стадии разведанности залежи. Для использования метода по падению давления необходимо иметь данные опробования скважин. Продолжительность пробной эксплуатации в каждом конкретном случае устанавливают с учётом возможности получения в намечаемые сроки достоверных исходных данных, обосновывающих подсчёт запасов по методу падения давления.

При этом должны быть получены:

• точные данные о количестве газа, извлечённого за определённые периоды времени;
• все сведения о результатах замеров образцовыми манометрами пластовых давлений по скважинам за те же периоды времени;
• обоснованные величины среднего пластового давления на дату подсчёта;
• сведения о режиме работы залежи.

Объёмный метод применяется при любом режиме работы пласта, а метод по падению давления – при газовом режиме (режиме растворённого газа). Возможность использования метода подсчёта запасов газа по падению давления определяется расчётом количества полученного из залежи газа на 0,1 МПа падения давления в разные периоды разработки. Если количество газа, полученное на 0,1 МПа падения давления, в один интервал разработки равно количеству газа, полученному за другой период разработки, то можно применить метод по падению пластового давления.

 

В случае увеличения добытого газа на 0,1 МПа снижения давления в более поздние периоды разработки необходимо пользоваться формулой:

 

 

Заключение

 

В настоящее время в связи с намеченными темпами развития нефтяной и газовой промышленности перед промысловыми геологами поставлены высокие задачи.

Подсчёт запасов нефтяных и газовых месторождений – важнейшая из задач, на основе которой планируют добычу нефти и газа, объём и направление обустройства промыслов и нефтепроводов, а также строительство вспомогательных объектов.

На основе всесторонней изученности месторождений и залежей, пригодности и подготовленности их для промышленного освоения устанавливают принципы подсчёта и учёта запасов нефти и газа. 

В данной работе приведены категории запасов перспективных и прогнозных ресурсов  нефти и газа, общие исследования для подсчета запасов нефти и газа. Также рассмотрены основные методы подсчета запасов газа и правила их выбора в зависимости от изучаемого объекта.

 

 

Библиографический список

1. Амелин И. Д. Подсчёт запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов: Справочник / И. Д. Амелин, В. А. Бадьянов, Б. Ю. Вендельштейн.; Под ред. В. В. Стасенкова, И. С. Гутмана. – М. : Недра, 1989. – 270 с.
2. Гутман И. С. Методы подсчета запасов нефти и газа: Учебник для вузов. – М.: Недра, 1985 – 223 с.
3. Жданов М. А. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа. – М. : Недра, 1970. – 488 с.
4. Кузнецов Д. В. Подсчёт запасов нефти и растворённого газа: учеб. пособие / Д. В. Кузнецов, В. Е. Кулешов, А. С. Могутов. – Ухта: УГТУ, 2013. – 112 с.
5. Петерсилье В. И. Методические рекомендации по подсчёту геологических запасов нефти и газа объёмным методом / под ред. В. И. Петерсилье, В. И. Пороскуна, Г. Г. Яценко. – Москва; Тверь : ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003.
6. Разведка, добыча углеводородов и строительство. Электрон. дан. Режим доступа URL : https://gubkin.ru/ (Дата обращения: 15.03.2018)  
7. Статья Аглямовой А. Методы подсчета запасов нефти и газа. Электрон. дан. Режим доступа URL : http://docplayer.ru/ (Дата обращения: 08.03.2018) 

Скачать: referat.-sposoby-podscheta-zapasov-prirodnogo-gaza-1.rar