1. Обоснована оптимальная система разработки юрских отложений Харампурского месторождения - обращенная пятиточечная система размещения с избирательным (адаптивным) размещением элементов, учитывающих разломно-блоковое строение залежи, что позволяет увеличить эффективность выработки на 8,5%.
2. Результаты диссертационной работы использованы в проектных технологических документах "Дополнение к технологической схеме разработки Харампурского месторождения" и "Дополнение к технологической схеме разработки Фестивального месторождения", утвержденных Центральной комиссией по разработке (ЦКР). Полученные расчетные КИН превышают ранее принятые значения на 2,3 % по Харампурскому и на 0,25 % по Фестивальному месторождениям. Дополнительная добыча нефти за счет адаптированных систем разработки, а также запланированных геолого-технологических мероприятий по Харампурскому месторождению составит 11254,6 тыс. т. (7,01 %), по Фестивальному - 3952,6 тыс. т. (8,9 %).
Апробация результатов исследований
Основные положения диссертационной работы докладывались на: Международной научной конференции "Проблемы развития нефтяной промышленности Западной Сибири" (Тюмень, 2004 г.), VI Международном технологическом симпозиуме "Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышения нефтегазоотдачи" (Москва, 2007 г.), рабочем заседании департамента разработки нефтяных и газовых месторождений в ОАО "ЦГЭ", на заседаниях ЦКР Роснедра, на семинарах и заседаниях кафедры "Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений" ТюмГНГУ, научно – технического совета ТюмГНГУ (2009 г.).
Публикации
Результаты выполненных исследований отражены в 8 печатных работах, в том числе 2 статьи в изданиях, рекомендованных ВАК РФ.
Объем и структура работы
Диссертационная работа изложена на 165 страницах машинописного текста, содержит 17 таблиц, 73 рисунка. Состоит из введения, 4 разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников, включающего 102 наименования.
Содержание работы
Во введении показана актуальность темы диссертационной работы, сформулированы цель и основные задачи.
В первом разделе анализируется опыт разработки и проектные решения по 11 месторождениям Пур-Тазовской нефтегазоносной области, содержащим юрские отложения. Вопросам изучения образования и развития дизъюнктивных нарушений посвящены работы ведущих отечественных и зарубежных ученых и исследователей, таких как: Ю.Е. Батурин, Е.Б. Бачурин, Н.С. Богданов, B.C. Вышемирский, Г.Н. Гогоненков, С.И. Грачев, С.Б. Денисов, А.С. Кашик, А.Э. Конторович, А.С. Лаврик, Р.Р. Лукманов, Р.И. Медведский, И.П. Попов, А.П. Телков, А.И. Тимурзиев, А.А. Трофимук, В.С. Черняк, С.С. Эльманович, Artur G. Sylvestr, Yaroszewski Wojciech и др. Несмотря на то, что технологические документы разрабатывались различными проектными институтами, основные проектные данные совпадают: плотность сетки скважин колеблется от 20 до 49 га/скв (в среднем 32 га/скв), расстояние между скважинами от 500 до 1000 м (в среднем 600 м), системы размещения скважин преимущественно активные площадные пяти- или семиточечные, также присутствуют рядные с применением горизонтальных скважин.
Из анализа состояния разработки Харампурского месторождения определено, что основная проблема эксплуатации - это преждевременное обводнение скважин. В результате обводнения добывающих скважин (более 40%) происходит их выбытие из системы разработки. В результате, упорядоченная проектная система превращается в бессистемную (выборочную, неупорядоченную). Появляются зоны остаточной нефти (целики), не охваченные разработкой, или трудноизвлекаемые запасы. На Харампурском месторождении трехрядная система с соотношением добывающих и нагнетательных скважин 3:1, не учитывающая разломы и энергетическое состояние отдельных блоков, вызвала резкое понижение пластового давления, что в совокупности с низкой проницаемостью приводит к потере запасов.
При прогнозе показателей добычи Харампурского месторождения по общеизвестным характеристикам вытеснения выявлено, что утвержденные ГКЗ РФ извлекаемые запасы не достигаются по Северному куполу на 44%, по Южному - на 35%. Изначально неверное представление разработчиков проектного документа о геологическом строении объекта (в связи с отсутствием информации), и, как следствие, внедрение не рациональной системы размещения скважин, бесспорно можно назвать одним из основополагающих факторов неудовлетворительной выработки. Исходя из оцененного характера выработки запасов по юрским залежам, можно сделать вывод о неэффективности реализуемых регулярных систем разработки, которые не адаптированы к реальным геологическим моделям пластов. Следовательно, на аналогичных малоизученных месторождениях эффективнее внедрять избирательную систему размещения. В этой связи в первом разделе детально рассмотрены особенности геологического строения юрских отложений Харампурского месторождения. Установлена высокая расчлененность пластов, широкий диапазон изменения эффективных толщин, низкие значения пористости, проницаемости, песчанистости, высокая остаточная нефтенасыщенность.
По результатам интерпретации сейсморазведки 3D на Харампурском месторождении выявлен особый тип разломов осадочного чехла, связанный с оперяющими системами кулисных сбросов (взбросов) горизонтальных сдвигов фундамента. Генетической основой систем кулисообразных нарушений в осадочном чехле являются зарождающиеся (малоамплитудные) горизонтальные сдвиги в толще консолидированных пород фундамента. Выделены две системы сдвигов – одна с азимутом северо-запад 40 ¸ 50°, вторая северо-восток 30 ¸ 40°. Вызванные горизонтальными сдвигами фундамента разрывы в осадочном чехле являются разрывами растяжения и образуют мощные вертикальные каналы миграции углеводородов из глубокозалегающих материнских пород в расположенные выше ловушки.
В пределах изучаемой территории преимущественно распространены ступенчатые сбросы. По высоте проникновения встречаются разрывы, затухающие на верхней границе доюрского комплекса, и разрывы, проникающие в чехол и затухающие в различных горизонтах мезозойско-кайнозойского комплекса.
Таким образом, проведенный анализ позволил выявить факторы, влияющие на эффективность разработки юрских залежей на примере Харампурского месторождения.
Во втором разделе приведены результаты определения эффективных (перспективных) зон разработки на основе выявления разломов (сдвигов) путем построения детальных параметрических геологических моделей резервуаров на основе комплексного изучения сейсмических и промыслово - геофизичеких данных.
Параметрические детальные цифровые геологические модели целевых объектов Ю11, Ю12, Ю13 и Ю14 Харампурского месторождения строились и рассчитывались с применением комплекса программ DV-Discovery (ЦГЭ) и Tigress (фирма PGS). Для построения моделей использовались петрофизические параметры в межскважинном пространстве. Для повышения достоверности данных применена технология совместного расчета сейсмических атрибутов и статистического анализа корреляционных связей сейсмических атрибутов и эффективной толщины (Нэф), коэффициента проницаемости (Кп) в процессе седиментационного анализа кубов сейсмических атрибутов (совместно с ведущими специалистами ОАО "ЦГЭ").
Основные этапы использованной методики следующие:
1. Выбор оптимального предварительного положения палеогеоизохронной поверхности (седиментационного слайса) в пределах пласта путем совместного анализа временных разрезов, карт атрибутов, принципиальных (седиментационных) моделей пластов по данным ГИС и статистических зависимостей сейсмических атрибутов от петрофизических свойств, полученных при интерпретации данных ГИС.
2. Локальная коррекция положения палеогеоизохронной поверхности в окрестности каждой скважины с одновременным анализом седиментационного слайса сейсмического куба (куба атрибута) и кросс-плота зависимости значений слайса и Нэф, Кп.
3. Расчет осредненных во временном окне карт сейсмических атрибутов.
4. Совместный визуально-качественный анализ полученных карт сейсмических атрибутов и принципиальных геологических моделей с целью проведения дальнейшего статистического анализа методом множественной регрессии.
В ходе работы также был проведен анализ 295 промыслово-геофизических исследований (ПГИ), выполненных в 212 скважинах. Сводная информация по исследованиям ПГИ представлена в таблице 1.
Таблица 1 - Сводная таблица по результатам интерпретации ГИС по перфорированным пластам горизонта Ю1
| Типы исследований | Скважины | % от скважин с ПГИ | ||
| Добывающие | Нагнетательные | Всего | ||
| кол-во скв./иссл. | кол-во скв./иссл. | кол-во скв./иссл. | ||
| Негерметичность | 4/4 | 2/2 | 6/6 | 3/2 |
| Заколонная циркуляция | 36/40 | 7/8 | 43/48 | 20/16 |
| Прорыв закач.воды | 13/14 | -/- | 13/14 | 6/5 |
| Неработающие прослои | 80/96 | 12/18 | 92/114 | 43,4/38,6 |
Обобщая полученную по данным ПГИ информацию, можно сделать вывод, что основными источниками обводнения являются:
- прорыв закачиваемых вод по пласту от нагнетательных скважин к добывающим;
- поступление воды в продукцию из нижележащих неперфорированных водонасыщенных пластов по заколонному пространству;
- свободная вода, поступающая из пласта Ю13, так как он расположен ближе всего к водонефтяному контакту.
Было проведено изучение возможности существования трещинных коллекторов и зон АВПД в отложениях Харампурской группы месторождений путем: фиксации поглощений промывочной жидкости и газонефтеводопроявлений, отмеченных в процессе бурения скважин; обнаружения потенциала течения ПС; сравнения скоростей распространения волн различной длины; сравнения горизонтального горного давления с пластовым давлением; анализа результатов испытаний объектов и их гидродинамических исследований.
Анализ геолого-геофизической информации, имеющейся в "ЦГЭ" по разведочным скважинам Харампурского месторождения, показал следующее. В процессе разбуривания юрских отложений поглощения промывочной жидкости и газонефтеводопроявления ни в одной из скважин не отмечены. Это указывает либо на отсутствие открытой трещиноватости в разрезе, либо на поглощения в незначительных объемах, не отмеченных при бурении.
Для 8 произвольно выбранных скважин, вскрывших отложения юры, произведена оценка статического потенциала и сравнение с зарегистрированными аномалиями кривой ПС. Расчеты и сопоставление показали, что зарегистрированные аномалии ПС по величине несущественно отличаются от статических потенциалов. Таким образом, открытая трещиноватость по данным ПС не выявлена.
Детальный анализ имеющихся индикаторных диаграмм и результатов обработки гидродинамических исследований по объектам испытания горизонта Ю1 показал, что расчетные гидропроводности удаленной части пласта и призабойной зоны отличаются друг от друга несущественно. Соответственно, проницаемости обеих зон также близки. Отсюда следует, что призабойная зона не засорена шламом вследствие процесса бурения. Часть индикаторных диаграмм представляют собой прямые, что свидетельствует о линейном характере фильтрации флюидов.
Таким образом, обоснована уточненная геологическая модель исследуемого месторождения, которая позволила провести вычислительные эксперименты при помощи гидродинамических моделей и характеристик вытеснения с целью адаптации системы разработки к сложному геологическому строению залежи.
В третьем разделе представлены результаты применения комплексного подхода к проектированию размещения скважин на Харампурском месторождении с целью повышения эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов нефти в связи с дизъюнктивными деформациями юрской залежи.
Было выделено шесть девятиточечных, семь семиточечных, и одиннадцать пятиточечных элементов системы разработки, на которых оценивалась прогнозная выработка запасов по характеристикам вытеснения. Выявлено, что оптимальной системой разработки юрских отложений Харампурского месторождения будет являться обращенная пятиточечная система размещения с избирательным размещением элементов, учитывающих разломно-блоковое строение залежи. Таким образом, реализуемую в настоящий момент трехрядную систему размещения предложено транспонировать, а в зонах нового бурения заложить новую систему - пятиточечную.
По известному рисунку каркаса разломов, выделенному по результатам исследований второго раздела работы, проведено восстановление ориентировки осей напряжений. Для этого привлекались данные по закономерностям азимутального распределения, генетические и кинематические характеристики разломов. Ориентировка осей напряжений определялась путем восстановления кинематики вертикальных и горизонтальных движений (по кубу 3D), выраженных в углах встречи оперяющих кулис к плоскости сдвига и анализа углов скола в системе материнский сдвиг – оперяющий сброс.
Восстановлено положение оси σ1max главных нормальных сжимающих напряжений (горизонтальное сжатие): меридиональное ССЗ 350-360° – ЮЮВ 170-180°. Генеральные направления простирания осей главных нормальных сжимающих (σ1max) и растягивающих (σ3min) напряжений в пределах площади взаимно ортогональны и ориентированы в створе меридиональных и широтных азимутов. При этом выяснилось, что ориентировка осей напряжений и направление основного тектонического нарушения сдвигового типа совпадают. Полученные дополнительные данные промысловых экспериментов по гидропрослушиванию и трассерным исследованиям позволили в пласте Ю1 выявить как проницаемые, так и многочисленные непроницаемые экраны.
Так как непроницаемые экраны гидродинамически разделяют месторождение на несколько блоков (фильтрационные потоки в районе экранов подвергаются искривлению, и, как следствие, давление передается значительно медленнее), в работе представлены результаты вычислительных экспериментов в пределах определенного блока с целью распространения полученных результатов на остальные зоны пласта, где выделены непроницаемые экраны. В качестве опытного участка был выбран южный участок горизонта Ю1 Харампурского месторождения, а адаптация его системы разработки проведена с применением современного программного продукта "HydraSym", разработанного творческим коллективом ТюмГНГУ (А.В. Стрекалов и др.)
Эффективность разработки нефтяного месторождения принято оценивать конечным коэффициентом извлечения нефти (КИН). Для сравнения классической и адаптивной системы разработки кроме конечного за время эксперимента КИН, использована также динамика КИН. В разделе сравниваются показатели разработки пятиточечной системы размещения, определенной на Харампурском месторождении как оптимальной, и адаптивной сетки скважин.
Сформулированы принципы адаптации сетки к условиям сдвиговых дислокаций:
1) под адаптивной понимается сетка скважин, где нагнетательные скважины расположены непосредственно вдоль и по обе стороны непроницаемого экрана, с целью выравнивания профиля нагнетания, посредством отражения гидравлических потоков от непроницаемых экранов. Добывающие скважины размещаются в окрестности нагнетательных скважин на расстоянии, соответствующем принятой в проекте разработки плотности сетки скважин. Ориентировка рядов добывающих скважин – субмеридиональная (вдоль оси максимальных нормальных сжимающих напряжений);
2) частичное перепрофилирование нагнетательных и добывающих скважин – с учетом разломов на разбуренных участках;
3) изменение геометрии сеток добывающих и нагнетательных скважин – переход на квадратную пятиточечную систему;
4) приведение направления стволов эксплуатационных скважин в соответствие с ориентировкой осей напряжений и направлением фильтрационных токов методами ГТМ и МУН: ЗБС и ЗБГС, ГС скважин должны иметь субмеридиональное простирание (параллельно оси максимальных нормальных сжимающих напряжений).
5) проектный фонд скважин на неразбуренном участке Харампурского месторождения расставляется с учетом полученной зависимости безводной добычи нефти от пространственного расположения забоя скважины относительно разлома.
Количество нагнетательных и добывающих скважин для пятиточечной адаптивной сетки одинаковое (всего скважин в блоке – 38). Фильтрационно-емкостные свойства также одинаковы и приняты на основании обоснованной геологической модели. При прогнозных расчетах определилось, что падение давления в районе расположения непроницаемых экранов существенно выше, чем в удаленных от экранов зонах. По фактической динамике пластового, забойного давлений и коэффициента продуктивности по действующим скважинам горизонта Ю1 выявлена прямая зависимость коэффициента продуктивности от пластового давления (рисунок 2): со снижением пластового давления снижается коэффициент продуктивности. Такое заметное реагирование коэффициента продуктивности, рост газового фактора с первых лет разработки, переход работы скважин на режим растворенного газа, подтверждающийся наличием зон с повышенным газосодержанием, позволяет предположить, что давление насыщения нефти газом на месторождении было принято ниже действительного, реальное давление насыщения по месторождению выше, и, вероятно, составляет порядка 24,5-24,8 МПа.
Таким образом, в условиях разработки юрских отложений Харампурского месторождения в зонах, где пластовое давление близко к давлению насыщения, необходимо поддержание энергетического состояния залежи на первоначальном уровне.
Рисунок 2 - Динамика пластового, забойного давлений и коэффициента продуктивности по действующим скважинам (горизонт Ю1)
Поэтому, добывающие скважины, расположенные вдоль непроницаемых экранов, предлагается перевести под нагнетание уже после 365 суток эксплуатации. Вводить в эксплуатацию систему поддержания пластового давления позже не рекомендуется, так как в последствии возможно образование техногенных трещин от нагнетательных скважин к добывающим и, в результате, резкий прорыв воды.
После эксплуатации блока в течение 1000 суток адаптивное расположение скважин дает преимущество. Для пятиточечной системы характерны следующие особенности: три нагнетательные скважины, расположенные в северо-восточной части блока, используются не рационально, то есть они не участвуют в формировании фронта вытеснения. Непроницаемый экран, расположенный в северо-восточной части месторождения, нарушает гидродинамическую связь между рядом нагнетательных и добывающих скважин, и, как следствие, возникает: аномально высокое пластовое давление в радиусе нагнетания данных скважин, падение пластового давления в добывающих скважинах, а нагнетательные скважины работают в "холостую". Нагнетательные скважины третьего ряда также работают не эффективно, то есть непроницаемый экран нарушает гидродинамическую связь между третьим рядом нагнетательных и третьим рядом добывающих скважин. В результате, невозможно сформировать равномерный фронт вытеснения, и в третьем ряду добывающих скважин образуется область низкого пластового давления. По распределению нефтенасыщенности после 2000 суток эксплуатации четко видно, что в районах непроницаемых экранов невозможно добиться равномерного фронта вытеснения, и контур нагнетания для скважин системы поддержания пластового давления усечен как раз в области непроницаемых экранов. Это позволило сделать вывод о неэффективности эксплуатации стандартной схемы размещения скважин в данных геологических условиях (рисунок 3а, 3б).
Рисунок 3 - Карты текущего пластового давления (а) и текущей нефтенасыщенности (б) по варианту 1 (стандартная пятиточечная система размещения скважин)
Совершенно противоположная ситуация наблюдается при адаптивной системе. Здесь характерно равномерное распределение пластового давления и текущей нефтенасыщенности практически по всему блоку, т.е. нагнетательные скважины, расположенные вдоль непроницаемых экранов, создают равномерный фронт вытеснения нефти водой (рисунок 4а, 4б).
Суммарный дебит нефти, полученный в ходе эксплуатации данного блока, для адаптивной сетки скважин выше, чем для стандартной на протяжении всего времени его эксплуатации. Накопленная добыча нефти для адаптивной сетки скважин составила 2945,7 тыс. тонн (текущий КИН=0,137), для стандартной сетки - 2699,9 тыс.тонн (текущий КИН=0,126). То есть при разработке блока адаптивной сеткой скважин вовлекается большее количество извлекаемых запасов, дополнительная добыча составит 245,8 тыс.тонн нефти за 2000 суток, или 8,5% от всей добычи нефти стандартной сеткой скважин. Нагнетательные скважины, расположенные вдоль разлома, позволяют добыть больший объем нефти за период отработки, что также было продемонстрировано ранее.
Таким образом, проведенные вычисления показали:
1. При моделировании месторождений со сложным геологическим строением, представленных непроницаемыми экранами, из-за отсутствия гидродинамической связи по всей протяженности пласта, необходимо разбивать объект разработки по гидродинамическим блокам.
2. Классический подход к разработке месторождений не эффективен. Более высокую эффективность показывает "не стандартная" – адаптивная система разработки, то есть сетку скважин необходимо размещать с учетом расположения непроницаемых экранов. В данной системе разработки предлагается расположить нагнетательные скважины непосредственно вдоль линии непроницаемых экранов. Гидродинамические потоки в этом случае будут отражаться от экранов, что будет способствовать выравниванию фронта нагнетания.
3. Исходя из результатов вычислительного эксперимента, можно сделать вывод, что при эксплуатации адаптивной сетки скважин происходит вовлечение в разработку большего числа остаточных запасов, чем при эксплуатации стандартной системой, для месторождений, структура которых обусловлена непроницаемыми экранами.
Рисунок 4 - Карты текущего пластового давления (а) и текущей нефтенасыщенности (б) по варианту 2 (адаптивная система размещения скважин)
Рисунок 5 - Динамика среднесуточного дебита для двух вариантов разработки.
В четвертом разделе проанализированы подходы к выбору технологии и методу воздействия на остаточные запасы путем ГТМ и МУН, осуществлено практическое внедрение разработанного комплексного подхода для адаптации разработки Харампурского и Фестивального месторождений. Сложность геологии объекта (наличие тектонических нарушений, разломно - блоковое строение, характерное для юрских отложений Пуровского района) является основным фактором, играющим первостепенную роль при выборе стратегии разработки и влияющим на ее эффективность в дальнейшем. Присутствие обширной сети разломов на месторождении приводит к необходимости введения "рамок", ограничивающих внедрение систем размещения проектных скважин. В частности, равномерные рядные системы с геометрически равномерным расположением сетки скважин в каждый выделенный сетью разломов блок залежи, обеспечивают различным количеством добывающих и нагнетательных скважин, что в свою очередь приводит к неравномерному их соотношению и невозможности поддержания проектного уровня компенсации в одном блоке, либо его превышению в другом блоке.
Дисбаланс и последующая потеря первоначальной энергетики юрских пластов приводит в дальнейшем к трудно восполнимым потерям углеводородного сырья. В частности, на примере газовых сеноманских залежей Западно-Таркосалинского и Ямбургского месторождений установлена связь абсолютно свободного дебита с расстоянием до тектонической зоны. Доказано, что степень воздействия тектонической зоны на продуктивность скважин для сеноманских отложений поддается количественной оценке: приразломная часть характеризуется резким увеличением продуктивности в 2-4 раза, в сравнении со скважинами, находящимися на расстоянии более 2 км от разлома.
В четвертом разделе выявлена степень влияния разломов осадочного чехла, связанных с оперяющими системами кулисных сбросов (взбросов) горизонтальных сдвигов фундамента, на эффективность работы скважин. Чем ближе забой скважины пласта Ю1 Харампурского месторождения расположен к разлому (1-1,5 км), тем выше фильтационно-емкостные характеристики (ФЕС) в данном районе и выше безводная добыча (от 72 до 40 тыс.т./скв). На расстоянии 1,7-2,2 км от разлома, безводная добыча скважин кратно ниже от 19,5 до 4,9 тыс.т./скв. Приразломная зона (1-1,5км) характеризуется повышенными ФЕС, более высокими значениями коэффициентов нефтенасыщенности, и, как следствие, лучшими параметрами эффективности эксплуатации скважин (безводная добыча нефти, средние и удельные дебиты нефти и жидкости). С расстояния 2,2 км и более - параметры работы скважин ухудшаются (рисунок 6).
На основе выявленной зависимости получено итоговое уравнение, дающее возможность прогнозирования расчетной продуктивности проектных скважин, расположенных вблизи разломов сдвигового типа:
Qбд(L)=11071e-3.6153L, (1)
где: Qбд – безводная добыча нефти на 1 скважину, тыс.т/скв. L – расстояние забоя скважины до тектонического нарушения сдвигового типа, км
Рисунок 6 - Зависимость средней безводной добычи и проводимости от расстояния забоев скважин до разлома.
Таким образом, появляется возможность учета зависимости (1) при первоначальном проектировании системы разработки или, как в случае с Харампурским месторождением, оптимизации уже существующей системы разработки. Принимая во внимание полученные в ходе исследования результаты, при планировании ГТМ и МУН на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами возникает вопрос сопоставимости эффективности проведенных ГТМ на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами и ГТМ, проведенных на месторождениях с обычными условиями. Итак, на примере Барсуковского месторождения, характеризующегося благоприятными условиями разработки, изучена эффективность выполненных мероприятий, и проведено сравнение с результатами эффективности ГТМ на месторождении с трудноизвлекаемыми запасами. Выявлено, что:
1. На Харампурском месторождении средний удельный технологический эффект выше, чем на Барсуковском месторождении по всем основным ГТМ (гидравлический разрыв пласта и зарезка боковых стволов др.).
2. Эффективность строительства и эксплуатации боковых стволов на Харампурских залежах выше на 67 %, чем на Барсуковском месторождении.
Таким образом, определены элементы комплексного подхода к проектированию разработки месторождений, осложненных сдвиговой тектоникой, что в результате влияет на конечную нефтеотдачу. Для эффективной эксплуатации объектов со сложной морфологией, интенсивной дизъюнктивной нарушенностью и блоковым строением требуется научно обоснованная и надежная геологическая модель разломов, отражающая структуры горизонтального сдвига, на базе которой возможно построение реальных моделей фильтрационных потоков. Научно – методические результаты диссертационной работы использованы в проектных технологических документах "Дополнение к технологической схеме разработки Харампурского месторождения" и "Дополнение к технологической схеме разработки Фестивального месторождения", прошедших защиту на Центральной комиссии по разработке (ЦКР) и согласованных в Федеральном агентстве по недропользованию (Роснедра).