USD 73.7532

-0.23

EUR 89.6691

+0.01

BRENT 66.25

+0.06

AИ-92 44.29

+0.01

AИ-95 48.17

0

AИ-98 53.68

0

ДТ 48.76

0

17 мин
614

К вопросу о геолого-физической и геохимической роли газоэвапоригенной влаги

 

К вопросу о геолого-физической и геохимической роли газоэвапоригенной влаги

Согласно представлениям С.Л. Шварцева [1], на планете Земля существуют четыре глобальных круговорота воды, к которым приурочены четыре генетических группы подземных вод (таблица. 1).
В приведенной генетической классификации в климатическом круговороте воды выделены
конденсационные воды. В данном случае речь идет о зоне аэрации, в которой в поры пород проникает водяной пар и, конденсируясь, превращается в конденсационную воду.
Среди специалистов газового профиля уже давно известны конденсационные воды другого генезиса. Эти воды, как правило, получают в поверхностных сепарационных установках при переработке газа.
Еще в начале ХХ века (1919 г.) Р.Миллсом и Р.Уэллсом была обнаружена способность газов поглощать молекулярную влагу [6]. Позже способность газов растворять воду при различных термобарических условиях была детально изучена Р. Олдсом, В. Сейджем, У.Лесли (1942 г.), Р.Кобаяши, Д.Катцем (1953 г.), М.И. Гербер (1957 г.), Т.П. Жузе (1960 г.), Б.И. Султановым, В.Г. Скрипкой, А.Ю. Намиотом (1971 г.) и др. [6].

 

Конденсационные воды впервые были описаны Б.И. Султановым в 1961 году [6]. В последующие годы генезису, солевому составу и свойствам конденсационных вод была посвящена обширная научная литература многих исследователей. С научными публикациями выступали: по конденсационным водам Азербайджана Б.И. Султанов, 1963, 1966 гг.; М.С. Агаларов, Б.М. Листенгартен, А.Р. Ахундов, 1965 г.; Б.С. Молдавский, 1965 г.;
Т.Х. Мустафаев, 1966 г.; М.З. Рачинский, 1966 г.; Ф.И. Самедов, 1966 г.; А.Б. Цатурянц, М.З. Рачинский, 1966 г.; Б.И. Султанов, Б.С. Молдавский, 1966 г.; Ш.Ф. Мехтиев, 1967 г.; Ш.Ф. Мехтиев, А.Р. Ахундов, Б.М. Листенгартен, 1970 г. и др.; по водам Средней Азии и Крыма — В.В. Колодий, 1968 г., 1970 г.; В.В. Колодий, Ю.В. Добров, 1969 г., О.Д. Штогрин, Е.С. Гавриленко, 1969 г.; по водам Калмыкии — О.С. Серебряков, И.В. Тронько, 1970 г.;
О.И. Серебряков, 1971 г.
В Западном Предкавказье пресные воды, получаемые на поверхности с добываемым газом (термин “ конденсационные” появился несколько позже), впервые были получены в 1956 г. В.И. Петренко при исследовании безводных скважин газовых горизонтов Анастасиевско-Троицкого нефтегазового месторождения. Уже тогда было обращено внимание на отличие солевого состава этих вод от солевого состава законтурных пластовых вод, и впервые на Кубани это отличие было применено для обнаружения поступления законтурных и подошвенных вод в эксплуатационные скважины. Так появился гидрохимический метод
контроля за обводнением газовых и газоконденсатных скважин и залежей.
В середине 1958 г. гидрохимический метод контроля был использован при исследовании первых скважин Ленинградского газоконденсатного месторождения (ГКМ), затем на том же месторождении за короткий срок с помощью данного метода впервые в СССР было изучено крайне неравномерное обводнение многопластовой залежи. На Ленинградском ГКМ были окончательно отработаны все детали применения гидрохимического метода контроля за обводнением газовых и газоконденсатных скважин и залежей [7, 9–13], и
он, начиная с месторождений Кубани, сравнительно быстро был распространен на все газодобывающие регионы СССР [2–6, 8 и др.].
Быстрому внедрению гидрохимического метода контроля способствовали его простота,
информативность, оперативность, дешевизна. Благодаря простоте и дешевизне применения метода были отобраны тысячи проб конденсационных вод на сотнях газовых и газоконденсатных залежей СССР, приуроченных к различным коллекторам и характеризующихся широким диапазоном термобарических параметров. Внедрение гидрохимического метода контроля обусловило детальное изучение минерализации и
солевого состава этих вод, их физико-химических свойств. Таким образом еще раз было подтверждено, что пластовые смеси любого газового или ГКМ, а также пластовые смеси газовых шапок нефтегазовых месторождений содержат газовую фазу воды, и что конденсационные воды являются дериватом этой фазы, а их солевой состав значительно отличается от солевого состава остаточных вод и солевого состава законтурных и
подошвенных пластовых вод. Обращает на себя внимание особый генезис газовой фазы воды газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных залежей, а также газовой фазы воды гомогенных скоплений любых других газов. Заключается он в следующем.
На Земле мало районов, в которых в зонах земной коры с докритической температурой для воды последняя может присутствовать в виде пара. Известны только три геотермальные системы – в Лардерелло (Италия), в Гейзерах (США), в Мацукава (Япония) — в которых из пробуренных на большой площади скважин получают пар (А.Джеймс Эллис, 1982) при температурах приблизительно 230–250°С (зона І, рисунок 1).
Вообще же во всей земной коре флюидное давление настолько велико, что на любых отметках, вплоть до глубины распространения критической температуры для чистой воды (374,1°С) и ее растворов (450–700°С), вода может находиться только в жидком виде. Имеется, однако, удивительное исключение из этого “ правила”: в случае наличия в земной коре газового скопления любого размера, от критического пузырька до газовой
залежи, сформированного любым газом или смесью газов (СО2, СН4 и его гомологи, N2, H2, H2S, SO2, CO, He, NH3), в нем присутствует водяной пар. Газ испаряет воду (интраиспарение воды в газ [3]), превращая ее в пар в “ запретной” для его присутствия зоне, охватывающей всю земную кору от глубин распространения критических температур для воды и ее растворов до земной поверхности (зона ІІ на рисунке). Известно, что все породы земной коры насыщены водой (В.И. Вернадский, 1983) и ее количества достаточно для полного насыщения влагой любых по размерам гомогенных скоплений природных газов.
Таким образом, все газовые скопления в земной коре, включая месторождения газообразных углеводородов, представлены парогазовыми смесями. Водяной пар таких смесей является газоэвапоригенной влагой или газоэвапоригенной водой, т.е. водой, превратившейся в пар благодаря интраиспарению подземной воды в скопление свободного газа. Водяной пар в виде газоэвапоригенной влаги природных парогазовых
смесей сильно отличается по своим физико-химическим свойствам от водяного пара над чистой водой. Превращение части жидкой воды в пар в “ запретной” для водяного пара области земной коры есть спонтанное стремление подземной флюидной системы перейти в состояние с большей энтропией (П.Эткинс, 1987).
Газоэвапоригенные воды участвуют в геологическом, мантийном и мантийно-океаническом круговоротах воды. В геологическом круговороте газоэвапоригенные воды выступают как седиментационные (погребенные) воды в виде составной части парогазовых смесей свободных газовых скоплений; в мантийном круговороте эти воды являются составной частью ювенильных вод, так как при температурах ниже критической для воды и ее растворов соотношение водяного пара и природных газов в отделяющемся от магматического расплава флюиде контролируется влагонасыщенностью газов; в мантийно-океаническом кругово- роте эти воды выступают в роли субдукционных вод, так как в поддвигаемой плите сохраняются залежи природных газов, представленные парогазовыми смесями.

Рис. 1. Схема размещения месторождений углеводородов в зоне земной коры с докритическими параметрами для чистой воды в зависимости от термобарических условий в залежах. Зоны: І– вода не в смеси с газом может находиться только в жидкой фазе; ІІ– вода может находиться только в газовой фазе (пар). К– критическая точка для чистой воды. В скобках обозначены месторождения: Г– газовые, Н– нефтяные, ГН– газонефтяные, ГК– газоконденсатные, ГКН– газоконденсатнонефтяные, НГК– нефтегазоконденсатные. Месторождения: 1– Коробковское (Г), 2– Покровское (Г), 3– Верховское (Г), 4-Нижнезагладинское (Г), 5-Измаилов- ское (Г), 6-Родинское (ГКН), 7-Русское
(ГН), 8-Кыласовское (Н), 9-Ириновское (ГН), 10-Совхозное (ГК), 11-Нибельское (Г), 12-Бей-Маршанд (?), 13-Зимовское (Г), 14-Марковское (ГК), 15-Кыдыланьи (НГК), 16-Долинное (Г),17-Сенгилеев- ское (Г), 18-Убеженское (Н), 19-Николаевское (Г), 20-Шебелинское (ГК), 21-Глебовское (ГК), 22-Пунгинское (ГК), 23-Вуктыльское (ГК), 24-Северо-Ставропольское (Г), 25-Карачаганакское (НГК), 26-Трехозерное (Н), 27-Черч-Пойнт (?), 28-Пиктон (?), 29-Восточный Шатлык (ГК), 30-Мирненское (ГК), 31-Махачкала (Н), 32-Малосса (ГК), 33-Дип-Лейк (?), 34- Гипотетическое І, 35-Гипотетическое ІІ. Шкала глубин нанесена для геотермического градиента 3,5°С/100 м.
Обычно изучают конденсационную воду, представляющую собой дериват водяного пара сложной по составу парогазовой смеси, зачастую даже не предполагая о геолого-физической и геохимической роли газоэвапоригенной влаги. А роль эта весьма значительна. Наши исследования последних лет [3, 15] свидетельствуют о том, что газоэвапоригенная влага (водяной пар парогазовых смесей) влияет на проявления многих природных процессов как в месторождениях углеводородов, так и за их пределами, т.е. в земной коре. В земной коре газоэвапорационная влага:
1. Ускоряет эмиграцию газа из области его генерации. Чтобы образовавшееся из ОВ гомогенное скопление газа эмигрировало в коллектор, требуется некоторый критический объем этого скопления. В нашем представлении уже на стадии зарождения критического газового пузырька он заполнен парогазовой смесью. По мере роста газового пузырька в нем из-за снижения лапласова давления увеличивается доля газоэвапоригенной
влаги, которая, в свою очередь, уменьшает плотность и вязкость парогазовой смеси и таким образом ускоряет эмиграцию газа.
2. Обусловливает вертикальный газофазный массоперенос веществ, включая многие химические элементы (В.И. Петренко, С.С. Заводнов, 1986). Скорость газофазного массопереноса на порядок выше массопереноса в жидкой фазе. Согласно расчетам Г.И. Войтова (1980), в течение года из мантии в атмосферу и в воды Мирового океана в составе углеродистых газов поступает 830 млн. т углерода и одновременно в породах осадочного чехла при метаморфизме ОВ образуются углеродистые газы, содержащие 5,5 млн. т углерода. В докритической зоне земной коры для воды углеродистые газы
транспортируют огромные объемы газоэвапоригенной влаги с растворенными в ней веществами [3]. По мере миграции через земную кору и снижения температуры парогазовой смеси происходит конденсация водяного пара с растворенными в нем веществами.
3. Влияет на газонасыщенность подземных вод, уменьшая количество водорастворенных газов в единице объема воды по мере роста температуры с глубиной. Известно, что давление насыщения жидкости газом представляет сумму парциальных давлений отдельных газов, находящихся в равновесии с жидкостью. Поскольку над жидкостью всегда присутствуют ее пары, то парциальное давление этих паров также входит в
сумму парциальных давлений газов над жидкостью. В газовом пузырьке, образующемся в подземной воде, обязательно присутствует газоэвапоригенная влага с присущим ей парциальным давлением, причем по мере увеличения температуры парциальное давление парообразной влаги возрастает. Следовательно, критический пузырек газа образуется в подземной воде при флюидном давлении, превышающем сумму парциальных
давлений чистых газов на давление насыщенного пара в пузырьке при данных термобарических условиях. По мере роста пузырька парциальное давление газоэвапоригенной влаги возрастает и достигает как минимум давления насыщенного пара при данной температуре. Все это обусловливает не только более раннее
формирование критических парогазовых пузырьков, но и более раннее перемещение газового скопления в поровом пространстве пород. Водяной пар как бы выталкивает водорастворенные газы из жидкости, способствуя дегазации подземных вод [3].
4. Как уже отмечалось выше, в газоэвапоригенной влаге происходит относительное концентрирование рудных элементов. Концентрирование элементов обусловлено наличием неорганических и органических лигандов (Х.Л. Барнс, 1982). Следовательно, при продолжительном газофазном переносе химических элементов со сбросом газоэвапоригенной влаги с растворенными в ней веществами возможно формирование
стратиформных рудных месторождений. При этом по аналогии с высокотемпературными гидротермами (Б.Д. Вейсберг и др., 1982) из газоэвапоригенной влаги могут выпадать самородные металлы.

5. Увеличивает ореолы рассеяния элементов вокруг рудных месторождений. Отделяющаяся от магматического расплава или от остывающего интрузива газовая смесь, представленная в основном Н2Опар, СО2, Н2S, HCl, HF и H2 (Б.Р. Доу, Р.Е. Зартман, 1982), при снижении температуры до критической для чистой
воды и ее растворов (374 и 450–700°С) не теряет всю газовую фазу воды, которая в виде газоэвапоригенной влаги продолжает мигрировать в составе смеси. По мере снижения температуры смеси парообразная влага конденсируется вместе с растворенными в ней веществами, увеличивая ореол рассеяния элементов.
В месторождениях углеводородов газоэвапоригенная влага:
1. Повышает флюидное давление в газовых залежах как минимум на величину парциального давления насыщенного водяного пара при данных термобарических параметрах и минерализации воды. В залежи 2-го пласта Мирненского ГКМ при начальных значениях давления Рн=24,98 МПа и температуры Тн=143°C парциальное давление газоэвапоригенной влаги составляло Рпв= 0,36 МПа, в газоконденсатной залежи
месторождения Арун в Индонезии при Рн= 49МПа, Тн=178°С парциальное давление парообразной влаги составляло Рлв=0,93 МПа, а в газовой залежи, вскрытой в скв. 1 Бенавадее на глубине 7266 м при Тн=291°С, парциальное давление газоэвапоригенной влаги составляет Рпв= 7,2 МПа.
2. Повышает газо- и конденсатоотдачу залежей. Это повышение обусловлено испарением остаточной воды и возрастанием молярной доли водяного пара в пластовой смеси по мере изотермического снижения пластового давления а, следовательно, и увеличением парциального давления водяного пара. Газоэвапоригенная влага как бы выталкивает углеводородную часть пластовой смеси из залежи. При этом, так называемое давление забрасывания зависит от пластовой температуры, и по величине близко
к давлению насыщенного пара для этой температуры.
3. Влияет на состав углеводородной части пластовых парогазовых смесей. Это обусловлено как различной растворимостью углеводородов в водяном паре [15], так и различным взаимодействием молекул воды с молекулами отдельных углеводородов. Экспериментальные исследования, выполненные во ВНИГРИ [1], показали, что влажный углекислый газ, пропущенный через мергель, в значительно большем количестве в
сравнении с “ сухим” СО2 извлекает хлороформенного битумоида, а в его составе ароматических углеводородов, масел и асфальтенов.
4. Влияет на микроэлементный состав пластовой парогазовой смеси. В конденсационных водах газовых и ГКМ обнаружено 27 элементов и комплексных ионов (приведены по уменьшению концентрации): Fe, Cl, HCO3 -, Na, Ca, SO4 2-, I, Zn, Cu, Mg, Si, K, Mn, Ba, Sr, Al, Ni, Cd, Pb, Co, Ga, Br, Li, Bi, Cz, Ti, V (В.И. Петренко, Н.В. Петренко, 1997). При этом происходит относительное обогащение парогазовой смеси многими металлами. Так, для пластовой системы ГКМ Хасси Р’ Мель (Алжир) нормированные по Na коэффициенты
фракционирования (обогащения) Cu, Fe, Al, Ni, Cr между пластовой водой и газоэвапоригенной влагой составляют соответственно 7385, 1590, 1450, 488, 178 [3]. Есть все основания предполагать, что в эвапоригенной влаге растворено значительно большее число химических элементов. Например, в высокотемпературных газовых струях на 95% представленных водяным паром обнаружено 68 элементов (М.А. Коржинский и др., 1996).
5. Влияет на фазовые переходы пластовых парогазоконденсатных смесей ГКМ и, в конечном итоге, на конденсатоотдачу залежей [3]. Возрастание конденсатоотдачи обусловлено повышением общего давления в залежи на парциальное давление газоэвапоригенной влаги, увеличением объема пластового газа за счет испарения остаточной воды (при изотермическом снижении пластового давления), повышенной
растворимостью некоторых углеводородов в водяном паре по сравнению с их растворимостью в газе-носителе [1].
6. Способствует образованию в пласте эмульсии 2-го рода при ретроградной конденсации С5+высшие. Образование такой эмульсии было установлено на Ленинградском и Староминском ГКМ: при прохождении вала газоконденсата через призабойные зоны скважин перед их обводнением получали в повышенных количествах конденсационную воду пониженной минерализации. Пониженная минерализация воды в эмульсии
обусловлена более частым соударением с образовавшейся критической глобулой газоконденсата молекул чистой воды, т.е. молекул, не отягощенных ионами солей. Наш предварительный расчет показал, что в залежи Ленинградского ГКМ образовавшаяся в пластовом газе глобула газоконденсата размером 1 нм в секунду испытывает 1,97Ч1039
соударений с молекулой чистой воды, а с молекулой воды, имеющей связь с двумя ионами хлора, глобула газоконденсата соударяется 0,66Ч1039 с-1. Таким образом, в результате захвата глобулами газоконденсата молекул газоэвапоригенной влаги происходит сопряженная ретроградная конденсация С5+высшие и водяного
пара.
7. Обусловливает более раннее вытеснение ретроградного газоконденсата внедряющейся в залежь пластовой водой. Вызвано это увеличением объема ретроградной жидкости за счет захвата газоэвапоригенной влаги и образования эмульсии 2-го рода. На Ленинградском ГКМ конденсация 1000 м3 высококипящих УВ (газовая фаза) сопровождалась конденсацией 886 м3 водяного пара. Захват газоэвапоригенной влаги
конденсирующимися углеводородами отмечен также на Староминском ГКМ и на ГКМ Хасси Р’ Мель [3].
8. Ускоряет сегрегацию защемленного водой газа в обводненной зоне. Чем выше пластовая температура и чем на большую величину снижено давление в зоне вытеснения, тем значительнее влияние газоэвапоригенной влаги на ускорение сегрегации защемленного газа [3].
9. Повышает конденсатоотдачу при сайклинг-процессе в результате растворения части высококипящих УВ в газоэвапоригенной влаге, образующейся при испарении остаточной воды. Особенно заметное увеличение конденсатоотдачи будет наблюдаться в высокотемпературных залежах, а также при нагнетании в пласт СО2
(повышенная влагонасыщенность по сравнению с другими газами).
10. Повышает нефтеотдачу при нагнетании в нефтяную залежь СО2. Высокая смесимость последнего с УВ нефтяного ряда в значительной степени обусловлена образованием в пласте углекислой парогазовой смеси.
11. Повышает нефтеотдачу при применении способа внутрипластового горения на нефтяных месторождениях. Повышение нефтеотдачи обусловлено растворением части УВ в закритическом и докритическом водяном паре (газоэвапоригенная влага), образующемся перед фронтом горения и после него, и переносом УВ к забоям добывающих скважин.
12. Способствует проявлению “ внутреннего водонапорного режима” (отжатие поровой воды из неколлекторов в коллекторы залежи). Понижение давления в неколлекторах вызывает образование в них пузырьков газа, что обусловливает дополнительное вытеснение поровой воды. Газоэвапоригенная влага обусловливает образование критических пузырьков газа при большем флюидном давлении.
13. Обусловливает более быстрое проникновение газов к земной поверхности над газоводяными и водонефтяными контактами залежей углеводородов. Эмпирические данные свидетельствуют о наличии над залежами углеводородов газовых геохимических аномалий (С.Г. Саркисян и др., 1982), причем наиболее контрастные аномалии отмечаются над контактами УВ-Н2О. Механизм их образования не раскрыт. В нашем представлении при разрушении залежей УВ мигрирующий в гидродинамическую систему газ проходит через пузырьковую стадию (энергетически выгодное образование) в зоне контакта УВ-Н2О и критические пузырьки исчезают с проявлениями пневмоконденсационной кавитации (В.И. Петренко, А.Я. Доготь, 1987), при которой в кровельную часть пласта со скоростью в несколько десятков метров в секунду выбрасывается микроструя
жидкости с растворенным в ней газом. Происходит своеобразное нагнетание газа в кровлю залежи.
14. Обусловливает формирование оторочек опресненных вод под нефтяными оторочками
нефтегазоконденсатных месторождений. При разрушении залежей УВ поступающие в законтурную зону пузырьки газа, схлопываясь, сбрасывают газоэвапоригенную влагу, которая с нефтью образует эмульсию 2-го рода (вода в нефти). Нефть, выступающая в роли дисперсионной среды, не позволяет контактировать опресненной воде с подстилающей залежь минерализованной водой. На месторождении Хасси Р’ Мель
обнаружена оторочка воды с минерализацией 25 г/л, подстилаемая рассолом с минерализацией 360 г/л [15]. Эмульсии подобного рода не разрушаются благодаря спонтанному проявлению пневмоконденсационного коллапса.
15. Ускоряет продвижение внедрившейся в газовую залежь пластовой воды из зоны вытеснения в оставшуюся газонасыщенную область в случае снижения давления в зоне вытеснения. Это обусловлено некоторым увеличением газонасыщенности порового пространства в зоне вытеснения в связи с повышением влагонасыщенности окклюдированного газа (газовой эмульсии по В.И. Вернадскому) и наличием градиента давления, направленного от периферии залежи к ее центру. Чем выше температура в пласте, тем заметнее влияние газоэвапоригенной влаги на внедрение воды в залежь.
16. Увеличивает обьем внедряющейся в газовую залежь законтурной пластовой воды на величину объема сжатой газоэвапоригенной влаги при текущих термобарических условиях в случае выделения водорастворенного газа в свободную фазу в приконтурной зоне. Как и в предыдущем случае, влияние газоэвапоригенной влаги зависит от пластовой температуры: чем выше температура, тем больший объем законтурной воды внедряется в залежь из-за большего присутствия водяного пара в парогазовой смеси.
В подземных хранилищах газа (ПХГ):
1. При нагнетании газа в результате испарения остаточной воды объем нагнетаемого газа увеличивается на объем образующейся газоэвапоригенной влаги. Испарение остаточной воды обусловливает повышение проницаемости пласта-коллектора, уменьшение плотности и вязкости пластового газа и, как следствие этого, увеличение его дебита. Однако в случае высокой пластовой температуры возрастание дебита пластового газа
может происходить не за счет увеличения в нем доли углеводородной фракции, а за счет увеличения доли газоэвапоригенной влаги.
2. При отборе газа в ПХГ, эксплуатирующемся при газовом режиме (например, хадумская залежь Северо-Ставропольского ПХГ), происходит выделение из остаточной воды водорастворенного газа в виде парогазовых пузырьков, часть из которых (примерно 50%), достигнув раздела остаточная вода – пластовый газ, схлопывается с выделением энергии. Газоэвапоригенная влага повышает энергию схлопывания пузырьков. Фронт схлопывания перемещается по пласту от скважины вглубь залежи по мере снижения пластового давления. Если при нагнетании газа пластовое давление превышает давление
насыщения, что характерно для периода заполнения ПХГ, то должна наблюдаться
пневмоконденсационная кавитация оставшихся парогазовых пузырьков. В этом случае фронт схлопывания газовых пузырьков также движется от скважины вглубь залежи.
 

ЛИТЕРАТУРА
1 Шварцев С.Л. Общая гидрогеология. М.: Недра, 1996. 425 с.
2. Белецкая С.Н. Первичная миграция нефти. М.: Недра, 1990. 288 с.
3. Влияние обводнения многопластовых газовых и газоконденсатных месторождений на их разработку / Г.В. Рассохин, И.А. Леонтьев, В.И. Петренко и др. М.: Недра, 1973. 264 с.
4. Взаимосвязь природных газов и воды / В.И. Петренко, Н.В. Петренко, В.Г. Хадыкин, В.Д. Щугорев. М.: Недра, 1995. 279 с.
5. Гидрогеологический контроль за разработкой газовых месторождений / А.Л. Козлов, А.С. Тердовидов, Н.Е. Чупис, В.А. Терещенко / Обзор. М.: ВНИИЭгазпром, 1978. Вып.8. 52 с.
6. Дюкалова Е. В., Дюкалов С.В. Результаты гидрохимического контроля за разработкой Медвежьего газового месторождения / Разр. и экспл. газов. и газоконд. м-ний, 1977. Вып. 7. С. 7–11.
7. Карцев А. А., Никаноров А.М. Нефтегазопромысловая гидрогеология. М.: Недра, 1983. 199 с.

8. Контроль за процессом обводнения газовых и газоконденсатных месторождений по гидрохимическим показателям / И.А. Леонтьев, В.И. Петренко, Г.В. Рассохин и др. /Обзор. М.: ВНИИОЭНГ, 1967. 48 с.
9. Лубянская М. Г., Андреева Л.Ю. Гидрохимический способ оценки степени обводнения скважин // Газовая промышленность, 1983. № 7. С. 39–40.

10. Петренко В. И., Пикало Г.И. Характер и причины обводнения Ленинградского газоконденсатного месторождения // Особенности эксплуатации газоконденсатных месторождений при водонапорном режиме / Обзор. М.: ЦНИИТЭнефтегаз, 1965. С. 5–35.
11. Петренко В. И., Рассохин Г. В., Леонтьев И.А. Контроль за обводнением газоконденсатных скважин с помощью наблюдений за минерализацией пластовых вод // Газовое дело. 1966, № 2. С. 10–16.
12. Петренко В. И., Соломахин В.И. Опыт применения постоянных породоуловителей на Ленинградском месторождении Краснодарского края // Газовое дело, 1962. № 8. С.7–10.
13. Петренко В. И., Соломахин В.И. Организация и методика проведения комплексного исследования газоконденсатных скважин (на примере Ленинградского месторождения Краснодарского края) // Газовые и газоконденсатные месторождения / Обзор. М.: ЦНИИТЭИнефтегаз, 1963. С. 23–65.
14. Разработка газоконденсатных месторождений при упруговодонапорном режиме / Г.В. Рассохин, П.Т. Шмыгля, В.И. Петренко, Г.И. Пикало // Газовое дело, 1966. № 3. С. 5–8.
15. Mechanism of Liquid Hydrocarbon Gas-phase Transfer / V.I. Petrenko, V.D. Schugorev, N.V. Petrenko, S.N. Beletskaya // Аbstracts of 18th International Organic Geochemistry. — Amsterdam: Pergamon, 1997. P. 169–170.

Источник : Нефть и газ