USD ЦБ — 58,06 −0,06
EUR ЦБ — 69,15 +0,04
Brent — 56,15 −0,05%
четверг 21 сентября 13:44

Наука и технологии // Разведка и разработка

Особенности разработки месторождений Тишринской нефтегазоносной зоны

03 мая 2017 г., 10:38Еремин Н.А., Шабалин Н.А., Басниева И.К., Сарданашвили О.Н., Еремина И.А., Еремин Ал. Н.Neftegaz.RU1223

Сирия обладает существенным потенциалом производства нефти и газа в мире. Запасы нефти Сирии составляют около 0.1 % мировых запасов, запасы газа - 0.3%.

По разведанным запасам нефти Сирия занимает 33 место в мире, по запасам газа Сирия - на 36 месте.

Сирия является одним из основных нефтегазодобывающих стран Средиземноморского региона. Извлекаемые запасы нефти Сирии по оценке ВР (2015 г) составляют 350 млн т (или 2.5 млрд барр), извлекаемые запасы газа 250 млрд м3.

Почти вся добываемая в Сирии нефть отправлялась на экспорт; добываемый природный газ уходил на повторную закачку в нефтяные пласты для повышения нефтеотдачи либо использовался на ТЭС в качестве топлива.

Добыча нефти в Сирии осложнена рядом особенностей, вызванных специфическими свойствами нефти (около 1/3 объема геологических запасов нефти составляют тяжелые нефти, а объем их добычи не превышает 10% объема всей нефти, добываемой в стране), наличием газовых шапок и т.д.

События последних лет в Сирии также создают временные препятствия для развития нефтегазовой отрасли страны. Так, уровень добычи нефти в связи с военными действиями в Сирии сократился (спад составил примерно 90%). По некоторым оценкам, производство природного газа также сократилось вполовину. Как сегодня развивается нефтедобыча в Сирии и каковы особенности разработки сирийских месторождений?

Основная часть территории Сирии входит в нефтегазоносный бассейн Персидского залива. Узкая полоса побережья Средиземного моря с прилегающим шельфом относится к Восточно-Средиземноморскому нефтегазоносному бассейну, в котором выявлен ряд перспективных структур.

Шельф Сирии относится к Левантийскому нефтегазоносному мегабассейну. По данным Американской геологической службы (USGS) Левантийский шельфовый бассейн содержит перспективные ресурсы в следующих объемах: 3,5 трлн м3 газа и 0,24 млрд м3 нефти (см. рис. 1.а).

Сирийская часть Левантийского шельфового бассейна общей площадью 2190 км2 обладает весьма значительными перспективными извлекаемыми ресурсами газа - 600 -700 млрд м3 и нефти - 50 млн т (см. рис. 1.б). Он охватывает одноименную глубоководную впадину и ее южный шельф. Мощность осадочной толщи этого мегабассейна достигает 12-16 км. Осадочный чехол представлен 2-3 км палеозойских отложений, 5-7 км мезозойских отложений и 3-5 км кайнозойских отложений.

Побережье Средиземного моря Сирии с прилегающим шельфом относится к Восточно-Средиземноморскому нефтегазоносному бассейну. С точки зрения перспектив нефтегазоносности представляет интерес предполагаемая линейная дислокация Рауад, расположенная в пределах шельфовой зоны Восточного Средиземноморья, к юго-западу от г. Тартус. Представлена она системой островов, прослеживаемых вдоль берега почти до ливано-сирийской границы. Самый крупный остров - Рауад, южнее расположены острова Эль Аббас. Абоу-эль-Фарес, Макроуд. Каждый из этих островов представляет собой свод локального поднятия.

Целый ряд таких предполагаемых сводов погружены на дно моря на глубину около 10 м. Перспективы нефтегазоносности зоны шельфа, аналогично с соседними районами суши, связаны с отложениями триаса, нижней юры и более древних палеозойских образований.

С точки зрения перспектив нефтегазоносности территории на Сирии можно выделить три категории [2]:

1.Перспективные с доказанной промышленной нефтегазоносностью: северо-восточная переклиналь Месопотамского прогиба; Евфратская синеклиза, осложненная Туальба-Синжарской системой валообразных поднятий и южная часть Алеппского поднятия, - здесь разведана основная часть месторождений нефти и газа.

2.Перспективные с прямыми признаками нефтегазоносности: поднятие Рутба на юго-востоке страны. Прямые признаки углеводородов здесь получены в виде газопроявлений при бурении скважин на структурах Тенф и Суаб.

3.Перспективные, но малоизученные: Евфратская синеклиза и слабоизученная северная часть Алеппского поднятия в центральных районах страны.

В осадочной толще Сирии установлено 7 продуктивных толщ, связанных с отложениями палеозоя (2), мезозоя (3) и палеоген-неогена (2).

Сведения о строении осадочной толщи для различных районов Сирии неполны и разноречивы. Наиболее достоверными являются данные о строении отложений мезозоя и третичной системы для северо-восточных районов Сирии. Там пробурено большое количество глубоких скважин и выявлен ряд нефтяных и нефтегазовых месторождений. Нефтегазоносны пласты Джерибе, Чилоу, Шираниш, Массив, Бутма и Курачине. На остальной территории Сирии пробурены одиночные скважины в различных тектонических элементах и выявлены признаки нефти и газа в отложениях мезо- и кайнозоя, но промышленных залежей не выявлено. Основная часть нефтяных месторождений приурочена в северо-восточной и восточной частям страны. Это Румеланская, Тишринская, Джебиссинская, Тайемская НГЗ и Эль-Вардская НГЗ. Эль-Вардская НГЗ частично выходит за пределы Сирии и распространена в Ираке и Иордании [5, 6, 12-15]. Большая часть газовых месторождений расположена в Пальмирском нефтегазовом регионе (НГР).

Тишринская нефтегазоносная зона объединяет месторождения Тишрин, Эль-Хол, Джерибе, Сиром, Шейх Мансур.

Нефтегазовое месторождение Тишрин

Месторождение Тишрин приурочено к крупной брахиантиклинали с размерами 30´6 км и амплитудой около 300 м (см. рис.1). Нефтяные залежи связаны с отложениями свит Чилоу, Джаддала и Шираниш, газовая - с отложениями свиты Курачине. Это месторождение давало до 10% максимальной добычи нефти в Сирии.

РИС. 1. Обзорная карта местоположения месторождения Тишрин

Свита Чилоу. Нефтяная залежь обнаружена в западном куполе. Геологические запасы нефти - 48,32 млн м3. Глубина залегания залежи - 600 м. Вязкость нефти - 157 мПа*с, удельный вес - 0,947 г/см3. Начальное пластовое давление 90 атм, текущее - 75 атм. Давление насыщения - 20 атм.

Свита Джаддала. В нефтеносном горизонте Джаддала, представленном западным куполом, геологические запасы нефти составляют - 20,25 млн м3. Нефть тяжелая, удельный вес - 0,945 г/см3, вязкость пластовой нефти - 157 мПа*с. Газонефтяной фактор - 46 м33. Давление насыщения - 20 атм, глубина залегания - 800 м.

Свита Шираниш. В нефтяном горизонте Шираниш, представленным восточным куполом, геологические запасы составляют - 16.072 млн.м3. Глубина залегания залежи - 1100 м. Начальное пластовое давление -116 атм, текущее - 80 атм, давление насыщения - 44 атм. Нефть тяжелая с удельным весом 0,953 г/см3, вязкость пластовой нефти - 220 мПа*с, газонефтяной фактор - 44 м33.

Комплекс технологических мероприятий по повышению эффективности разработки

Рассматриваемые месторождения Тишринской нефтегазоносной зоны имеют достаточно сложное геологическое строение продуктивных горизонтов, а их запасы по российской классификации, относятся к трудноизвлекаемым (ТРИЗ), поэтому требуются специальные технологии нефтеизвлечения.

Применяемые технологии разработки на этих месторождениях ориентированы на естественные режимы разработки, что связанно с падением пластового давления. На месторождении Тишрин пока не наблюдается значительного падения текущих уровней добычи нефти, однако это достигается в основном за счет бурения новых скважин. При этом дебиты отдельных скважин во времени значительно снижаются. Об этом свидетельствуют данные по динамике изменения дебитов нефти по скважинам, например, на формации Джаддала. Месторождения содержат высоковязкую нефть. Разработка месторождений с высоковязкой нефтью на естественном режиме обычно характеризуется низкой нефтеотдачей. Искусственное воздействие на пласт в таких условиях связано с необходимостью преодоления неравномерной выработки запасов из-за крайне неоднородного характера распределения фильтрационно-емкостных характеристик коллектора. Неравномерность выработки по вертикали, свойственна трещинным коллекторам (Чилоу В23), тогда как неравномерность охвата воздействием по горизонтали присуща порово-трещинным резервуарам (Чилоу А+В1). Поэтому на месторождениях целесообразно применение смешанной системы размещения вертикальных, горизонтальных и бионических скважин. Вертикальные скважины будут обеспечивать в основном горизонтальный приток флюидов в порово-трещинных резервуарах, а горизонтальные и бионические - вертикальный в трещинных. Горизонтальные и бионические скважины будут вскрывать прикровельные части залежей, а вертикальные скважины - вскрывать в основном средние и нижние части залежей.

Анализ состояния разработки месторождений и изучение геологической информации показал, что применение комплекса технологических мероприятий позволит увеличить уровни добычи нефти и коэффициенты нефтеотдачи. При этом необходимо детальное изучение геологии разрабатываемых месторождений, анализ выработки запасов и состояния работы фонда скважин, новые подходы к формированию систем разработки месторождений, использование современных технических и информационно-коммуникационных систем. Для этого необходимы принципиально новые технологии воздействия на пласт и призабойные зоны скважин:

  1. Промысловые испытания паротепловой обработки скважин (ПТОС) со стационарными парогенераторами. Применение ПТОС позволит снизить вязкость нефти с сотен до единиц мПа*с и осуществить выравнивание профиля вытеснения нефти.
  2. Промысловые испытания паротепловой обработки скважин (ПТОС) с мобильными парогенераторами. При проведении промысловых испытаний ПТОС, предусмотрено использование мобильных парогенераторов с производительностью 10 тонн пара в час.
  3. Бурение горизонтальных и бионических скважин для увеличения охвата пласта воздействием и коэффициента нефтеотдачи.
  4. Зарезка боковых стволов с целью интенсификации добычи нефти и повышения полноты выработки запасов нефти.
  5. Опытно-промысловые испытания кислотного гидроразрыва пласта. В случае получения положительных результатов, гидроразрыв пласта предполагается использовать для интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи, в первую очередь, на малопроницаемых частях залежей.
  6. Применение различных модификаций соляно-кислотных обработок скважин и других методов интенсификации (форсированный отбор), в первую очередь на низкопроницаемых частях залежей.

Реализация комплекса перечисленных выше геолого-технических мероприятий по повышению эффективности разработки месторождения Тишрин позволит довести нефтеотдачу до 30-35 %, т.е. увеличить вдвое.

Пароциклические обработки скважин с применением стационарных парогенераторов

Паротепловая обработка призабойной зоны скважин является наиболее универсальным способом теплового воздействия на пласты Джаддала и Чилоу В23. Этот метод можно применять как самостоятельный способ разработки и воздействия, так и в сочетании с другими термическими методами (площадное нагнетание теплоносителя, создание в пласте различных тепловых оторочек с последующим их проталкиванием по пласту ненагретой водой). Технологический процесс ПТОС позволяет решать следующие задачи: интенсификацию добычи нефти; увеличение конечной нефтеотдачи; регулирование процесса разработки. Метод ПТОС обеспечивает быструю окупаемость вложенных средств, низкие эксплуатационные затраты на добычу 1 т нефти и значительный прирост дополнительной добычи нефти.

Сущность технологии ПТОС заключается в нагнетании в призабойную зону добывающей скважины определенного количества пара с прогревом пласта для снижения вязкости нефти и последующей эксплуатации этой скважины с повышенными дебитами.

Цикл технологии ПТОС состоит из 3х этапов.

1й этап - нагнетание пара в скважину

Теоретическими и промысловыми исследованиями установлено, что количество нагнетаемого пара составляет порядка 75-120 т на 1 м нефтенасыщенной толщины пласта и определяется для конкретных условий расчетами на модели процесса. Пар, нагнетаемый в пласт, вытесняет нефть и образует в пласте паровую и конденсатную зоны. При этом тепло передается скелету горной породы и окружающим породам, в том числе и непроницаемым. В течение периода нагнетания происходит повышение температуры нефти, скелета горной породы и окружающих пород, термическое расширение всех компонентов; начинается капиллярная пропитка и повышается давление в призабойной зоне скважины. Параметры теплоносителя на забое скважины зависят от качества вырабатываемого пара и условий его доставки на забой (степень сухости, темп нагнетания, степень теплоизоляции труб - подводящих и скважинных, забойного давления в скважине). Увеличение темпа нагнетания теплоносителя, в подавляющем большинстве случаев, приводит к повышению давления нагнетания, что, в свою очередь, способствует образованию трещин в пласте. Поэтому, при реализации процесса ПТОС рекомендуется проводить закачку пара с максимально возможным темпом. Объем закачки теплоносителя является одним из определяющих эффективность обработки. Абсолютная величина объема закачки не может являться показателем эффективности ПТОС, т.к. толщина обрабатываемых пластов колеблется в широких пределах. Правильнее и удобнее применять отношение объема закачки на 1 м вскрытой эффективной нефтенасыщенной толщины пласта (в дальнейшем - «удельный объем закачки») и расчетного радиуса прогрева. Поскольку скорость охлаждения пласта зависит, прежде всего, от его толщины, то в первом приближении объем закачки пропорционален толщине. На первом этапе нами рекомендована закачка пара с температурой на забое Тзак = 300°С и сухостью пара 0,7. Темп закачки был определен в соответствии с производительностью стационарного парогенератора и составил 240 м3/сут. Время закачки выбрано в соответствии с нефтенасыщенной толщиной и достигало 20 дней для месторождения Чилоу (89 м) и 60 дней для месторождения Джаддала (227 м).

2й этап - пропитка пласта паром

Прекращение нагнетания и выдержка скважины с целью теплообмена между макро- и микронеоднородными слоями пласта и снижения температуры в прогретой части призабойной зоны до технологически и энергетически целесообразного уровня для начала эксплуатации скважины. Обычно время выдержки скважины до начала эксплуатации определяется снижением температуры в призабойной зоне до 100-120ºС и составляет от 10 до 25 суток. В пласте происходит выравнивание температуры между паром, породами пласта и насыщающими его флюидами. В результате снижения температуры и давления, пар конденсируется и его объем занимает ранее вытесненная нефть, что приводит к снижению вязкости последней и термическому расширению, как нефти, так и пород. Одновременно происходит капиллярная пропитка, следствием чего является замещение нефти водой в тонких порах. На втором этапе параметром, определяющим эффективность разработки, является продолжительность «пропитки» (т.е. времени, в течение которого пар проникает в поровое пространство пласта). Продолжительность «пропитки» должна быть пропорциональна количеству введенного тепла. На втором этапе рассчитывалось время выдержки, необходимое для процесса капиллярной пропитки и теплообмена между закачиваемым паром, нефтью и скелетом пласта. Это время составило для месторождения Чилоу 10 дней и 30 дней для месторождения Джаддала.

3й этап - эксплуатация скважины

Эксплуатация скважины после обработки является самым продолжительным этапом и может составлять 8-12 месяцев. Есть примеры, когда после обработки скважины эксплуатировались в течение 2-4 лет с повышенными дебитами. Объяснением такого феномена является, помимо временного повышения температуры в призабойной зоне, преимущественно, снятие скин-эффекта паром в области ствола скважин. Продолжительность эффективного периода отбора зависит от скорости охлаждения пласта, которая в свою очередь определяется скоростью извлечения из пласта тепла вместе с добывающими флюидами и скорости потерь тепла в окружающие породы. Важным моментом является величина дебита нефти, при достижении которой следует приступать к следующей обработке. В России принят критерий достижения дебита до обработки. На залежах с трещинными коллекторами возможна интерференция обработанных и необработанных скважин, т.е. соседние, необработанные скважины, будут работать с повышенным дебитом. На 3м этапе оценивалось время отбора, которое определялось в соответствии со снижением пластовой температуры до близкой к начальному значению (Т0 = 40°С). Время отбора составило 900 дней и 2500 дней для залежей Чилоу и Джаддала, соответственно.

После проведения первого цикла в полном объеме, осуществляется второй цикл и так далее. В условиях месторождений высоковязких нефтей обычно реализуются 3-4 цикла процесса, максимально зафиксированное число циклов равно 22. При этом достигается кратное увеличение текущих отборов нефти, иногда в 5-8 раз. Наиболее эффективные обработки могут быть реализованы в зонах с низким пластовым давлением, т.к. давление является определяющим параметром затрат энергии на получение теплоносителя заданной кондиции.

При определении возможности реализации тепловых методов, необходимо учитывать существующие ограничения на геолого-физические параметры пластовой системы. Эти ограничения связаны с получением незначительного эффекта при определенных значениях параметров: вязкость пластовой нефти должна находиться в пределах 50-1000 мПа·с, начальная водонасыщенность не должна превышать 50%, проницаемость пласта должна быть выше 0,2 мкм2, толщина пласта должна превышать 6 м для закачки пара, пласт не должен располагаться ниже 1200 м. По вышеперечисленным критериям предложенные объекты разработки - Чилоу В23, Джаддала - удовлетворяют критериям применимости метода закачки пара. Единственным параметром, вызывающим беспокойство, является процентное содержание глин, которое не должно превышать 10%, а по данным, приведенным для залежей Чилоу и Джаддала, процентное содержание глин указано в пределах 20-30%. В таблице определены основные объекты применения методов повышения нефтеотдачи и интенсификации притока жидкости к скважинам.

Результаты, полученные при расчете технологических показателей пароциклической обработки скважин, приведены на рис. 2 и 3. В случае проведения пароциклической обработки скважин по залежи Чилоу, может быть дополнительно добыто 92 тыс м3 нефти, а по залежи Джаддала - 260 тыс м3.

РИС. 2. Динамика накопленной добычи нефти по пласту Чилоу В23

РИС.3. Динамика накопленной добычи нефти по пласту Джаддала

Бурение горизонтальных и бионических скважин

На поздней стадии разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами (ТРИЗ) бурение вертикальных скважин становится неэффективно. Одной из перспективных эффективных технологий интенсификации разработки месторождений высоковязких нефтей является технология с бурением горизонтальных скважин (ГС) и бионических скважин (БиоС). Применение горизонтальной и бионической технологии бурения скважин позволяет перевести эти объекты в число рентабельных. Особую актуальность это приобретает для месторождений на поздней стадии разработки, со сложным геологическим строением залежей с повышенной и высокой вязкостью нефти. Данные промысловых и геофизических исследований добывающих и нагнетательных скважин указывают на неравномерность выработки запасов по разрезу и по площади. На месторождениях, содержащих вязкие и высоковязкие нефти, рекомендуется бурение горизонтальных и бионических скважин и боковых горизонтальных стволов на невыработанные пласты и линзы с остаточной нефтью. Увеличение нефтеотдачи оценивается в 5-15%, в зависимости от геолого-физических параметров залежи.

Комплекс термогидродинамических исследований

При применении тепловых методов, процесс разработки нефтяных залежей значительно усложняется. Наряду с показателями, сходными с показателями при заводнении, такими как объем нагнетаемого агента и его давление, при паротепловом воздействии на пласт параметром, определяющим нефтеотдачу, является энтальпия теплоносителя на забое и степень его сухости (в случае нагнетания водяного пара). Эти параметры сложнейшим образом зависят от различных факторов: гидродинамической характеристики пластов, систем распределения пара, настройки генераторов тепла и исходных параметров, состояния изоляции паропроводов, распределения отборов жидкости из эксплуатационных скважин и т.д. и т.п. Объектом регулирования при тепловом воздействии на пласт является не только нефтяная залежь, а вся система: залежь, эксплуатационные скважины, система распределения теплоносителя, источник тепла, объединенные одной целью управления.

Гидротермодинамические исследования паронагнетательных скважин и скважин, вовлеченных в тепловую обработку, имеют своей целью определить:

-техническое состояние эсплуатационной колонны и нагнетательных труб;

-интервалы приемистости;

-распределение пара по принимающим пропласткам;

-забойное и пластовое давления;

-тепловые потери, энтальпию пара и степень сухости пара на забое скважин;

-устьевые параметры и количество нагнетаемого тепла.

Средством для проведения этих исследований является станция контроля для тепловых методов, выпускаемая в России. В обязательный комплекс исследований при ПТВ входят следующие гидротермодинамические исследования: замеры устьевого, забойного и пластового давлений, устьевой и пластовой температуры; исследование методом установившихся отборов (в том числе и на одном установившемся режиме) с построением индикаторных диаграмм; исследование методом восстановления давления с определением коэффициента гидропроводности пласта и количественной оценкой приведенного радиуса скважины; исследование методом гидропрослушивания с определением осредненного значения коэффициента пьезопроводности пласта в районе исследуемых скважин и наличия взаимосвязи между скважинами; дебитометрия вдоль фильтра работающей скважины; снятие профиля температуры в интервале продуктивного пласта.

ТАБЛИЦА 1. Основные объекты применения методов повышения нефтеотдачи и интенсификации притока жидкости к скважинам

NN

Методы повышения нефтеотдачи и интенсификации притока к скважинам

Объект, месторождение

1.

Паротепловая обработка вертикальных скважин стационарным парогенератором

Чилоу В23, Джаддала

2.

Паротепловая обработка горизонтальных скважин стационарным парогенератором

Чилоу В23, Джаддала

3.

Паротепловая обработка вертикальных скважин мобильным парогенератором

Шейх Мансур

4.

Паротепловая обработка горизонтальных скважин мобильным парогенератором

Шейх Мансур

5.

Бурение горизонтальных скважин

Чилоу В23, Джаддала, Шираниш

6.

Зарезка боковых стволов

Чилоу В23, Джаддала, Шираниш

7.

Кислотный гидроразрыв пласта в вертикальных скважинах

Чилоу А+ В1

8.

Кислотный гидроразрыв пласта в горизонтальных скважинах

Чилоу В23, Джаддала, Шираниш

9.

Применение различных модификаций соляно-кислотных обработок вертикальных скважин

Чилоу В23, Джаддала, Шираниш

10.

Зональная оптимизация работы скважин, включая интенсификацию притока продукции к забоям скважин (форсированный отбор)

Чилоу В23, Джаддала, Шираниш

Заключение

Применение тепловых методов воздействия, бурение горизонтальных и бионических скважин позволит увеличить нефтеотдачу на месторождениях Тишринской нефтегазоносной зоны на 5-15%.

Литература

  1. Пономарева И.А., Богаткина Ю.Г., Еремин. Н.А. Экономическая оценка остаточных запасов нефти и газа одного из месторождений Сирии // Нефтяное хозяйство, № 4, 2005, с.14-17.
  2. Еремин Н.А., Зиновкина Т.С. Перспективы нефтегазоносности Сирии // М., РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Сб. тр. X Всероссийская научно-техническая конференция «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России», 10-12 февраля 2014г., с.20.
  3. Еремин Н.А., Пономарева И.А., Богаткина Ю.Г. Технико-экономическая оценка остаточных запасов нефти одного из месторождений Ближнего Востока // Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России. VI научно-техническая конференция, посвященная 75-летию РГУНГ им. И.М. Губкина, 26-27 января 2005 г. / Тезисы докладов, том 2, М: ГЕОС, 2005, с. 541-542.
  4. Зиновкина Т.С., Еремин Н.А. Определение начальной отметки водонефтяного контакта залежи нефти «Массив» месторождения Алиан // Георесурсы. Геоэнергетика. Геополитика., 2011, вып.1 (3); с.11.
  5. Еремин Н.А., Пономарева И.А., Богаткина Ю.Г. Экономическая оценка месторождений Среднего Востока по модели BY BACK. Нефтяное хозяйство, -2004; №7. - с.74-75.
  6. Еремин Н.А., Сурина В.В. Совершенствование систем разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах // В книге: Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности (теоретические и прикладные аспекты) Тезисы докладов Всероссийской конференции. Редактор: А.Н. Дмитриевский. М., 2007. С. 92-93.
  7. Еремин Н.А., Акран Али Салем, Зиновкина Т.С. Модель тектонических нарушений на месторождении Эль-Боури. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2009. № 12. С. 26-29.
  8. Еремин Н.А., Акран Али Салем, Зиновкина Т.С. Современное состояние нефтегазовой промышленности Ливии. // Нефть, газ и бизнес, 2009. № 10. С. 27-29.
  9. Еремин Н.А., Богаткина Ю.Г., Лындин В.Н. Особенности экономической оценки газоконденсатных месторождений Алжира на условиях СРП. // Нефть, газ и бизнес, 2002. № 2. С. 23-24.
  10. Еремин Н.А., Зиновкина Т.С., Шабалин Н.А. Нефтегазоперспективность мальтийского шельфа. // Деловой Журнал Neftegaz.Ru, №1-2, 2016 г., с. 12-15.
  11. Еремин Н.А.,Зиновкина Т.С., Шабалин Н.А., Акран Али Салем Нефтегазоносность Ливийского шельфа // Труды РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, № 3/284, 2016, с.30-41.
  12. Еремин Н.А., Еремин А.Н., Балкер Н. Вопросы разработки залежей углеводородов Иордании. // М., Нефть и газ, 2004, 121 с.
  13. Еремин Н.А., Григорьева В.А., Балкер Наель Особенности геологического строения и перспективы нефтегазоносности территории Иордании // Нефтепромысловое дело N3, март 2000, с.4-7.
  14. Еремин Н.А., Григорьева В.А., Балкер Наель Оценка запасов нефти месторождения Хамза Иордании объемным методом // Нефтепромысловое дело N6, июнь 2000, с.5-6.
  15. Еремин Н.А., Григорьева В.А., Балкер Наель Определение сжимаемости порового объема пород продуктивных горизонтов месторождения Хамза в Иордании // Нефтепромысловое дело N7, июль 2000, с.13-14.

Neftegaz.RU context