Влияние зависимости извлечения полезных ископаемых из недр на оседание земной поверхности наблюдается уже на протяжении многих десятков лет в различных районах Мира. Особенно значительное оседание, охватывающие большие территории, связано с добычей нефти, газа и воды.
О масштабах явления можно судить по таким примерам [1, 2, 3, 4, 5, 6], сведённым в таблицу 1.Проблема
Как отмечается в публикации [7], в настоящее время отсутствуют нормативные документы, определяющие способы и методики оценки сдвижений земной поверхности в пределах разрабатываемых месторождений нефти и газа, а также качественные и количественные параметры оценки опасных геодинамических процессов. Вместе с тем известно, что функционирование нефтегазового комплекса может инициировать развитие негативных и опасных геодинамических процессов, как в недрах, так и на земной поверхности, с формированием зон экологического риска.
Существуют две точки зрения на возникновение техногенных деформаций земной поверхности при разработке месторождений углеводородного сырья:
– при разработке газовых месторождений возникают обширные по площади просадки земной поверхности;
– добываемые нефть и газ в порах пород-коллекторов замещаются несжимаемой жидкостью водой, и поэтому никаких существенных техногенных оседаний земной поверхности вообще нет.
Для количественной оценки вертикальных деформаций земной поверхности в процессе эксплуатации залежей УВ разработан целый ряд методик. Все они построены на последовательном или одновременном решении двух задач:
- оценки сжимаемости коллектора в процессе разработки залежи и
- оценки обусловленных ей, возможных деформаций земной поверхности.
Необходимо также отметить, что часть деформаций, обусловленных уплотнением коллекторов, "гасится" в перекрывающих комплексах горных пород. Доля величины деформаций, достигших земной поверхности, зависит от многих факторов: глубины залегания залежи, соотношения разрабатываемой площади и глубины залегания, петрофизических и деформационных характеристик пород и др.[7].
По мнению авторов концепции «Геодинамическая безопасность освоения углеводородного потенциала недр России» [8], сжимаемости скелета пород-коллекторов способствует наличие высокой пористости, достигающей 30-35% и как следствие аномальных деформаций (просадок) земной поверхности.
Помимо этих двух задач [3], следует отметить ещё одну проблему, связанную с поверхностным образованием разломов, которые, как правило, развиваются внезапно и, следовательно, более разрушительны по отношению к объектам и системам обустройства нефтегазопромыслов.
Обобщение информации о разломообразованиях, происшедших в США, показало, что процесс разломообразования обычно возникает спустя 15-20 лет после начала разработки месторождений.
Авторами отмечается, что явление разломообразования может привести к срезанию на глубине обсадных колонн эксплуатационных скважин. Косвенным подтверждением тому может служить потеря сотен скважин на Самотлоре из-за смещения пластов на одной и той же глубине 500-600 метров.
Часть месторождений углеводородов Западноарктического шельфа России, включая Штокмановское газоконденсатное месторождение (ШГКМ), имеют условия, в общих чертах сходные с условиями залегания промышленных залежей месторождений Северного моря (на промыслах Экофиск, Берген, Элдфиск и др.)[9] .
Для них характерно наличие высокой пористости пород-коллекторов, что типично для многих интенсивно просевших месторождений углеводородов в мире. По данным [6]на месторождениях Виборг и Джухерст за 10-11 лет эксплуатации нефтяной залежи, кровля которой залегает на глубине около 3000 м, при снижении первоначального пластового давления (32 МПа) на 20-30 МПа произошло сжатие пород с уменьшением их мощности на несколько метров, что повлекло за собой прогибание поверхности дна на величину того же порядка.
Анализируя вышесказанное, можно выделить следующие основные условия возможного оседания поверхности морского дна в процессе разработки месторождений УВ:
- наличие высокой пористости;
- глубина залегания продуктивного пласта;
- соотношения разрабатываемой площади и глубины залегания,
- петрофизические и деформационные характеристики пород;
- наличие тектонических нарушений в продуктивном пласте и перекрывающей толщи пород;
- значительное снижении первоначального пластового давления в процессе извлечения полезного ископаемого.
В отношении ШГКМ ряд организаций проводил изучение данной темы. Так Институт проблем нефти и газа АН РФ провел исследования, рассмотрев два пласта месторождения, которые планируется разрабатывать в первую очередь. Эти исследования показали, что при длительной эксплуатации ШГКМ просадка дна примерно на 2 метра в целом обоснованна. Причём по истечении 30 лет величина опускания морского дна может составить 1,75 метра и это будет вызвано снижением внутрипластового давления. При этом наибольшее проседание дна прогнозируется в центре Штокмановского месторождения. Решить эту проблему предлагается путем проведения специального цементирования кровли пласта[10].
Специалисты ВНИИ Океанологии [11,12] предварительную оценку величины средней осадки донной поверхности в районе месторождения рекомендуют проводить балансовым методом из расчёта, что объём мульды оседания соответствует объёму извлечённого флюида:
Sср = Vф / F (1)
где Sср – средняя осадка по площади мульды оседания, м; Vф – объём извлекаемых флюидов в пластовых условиях, м3; F – площадь мульды оседания, м2
По предварительным оценкам, прогибание донной поверхности при эксплуатации ШГКМ приведёт через 15-25 лет эксплуатации (в зависимости от объёма извлечённых флюидов) к формированию мульды оседания глубиной в центральной части порядка 10м [8], а возможно и большей.
Как видно существует большой разброс значений в оценке масштабов рассматриваемого явления в отношении ШГКМ.
В связи с этим применительно к ШГКМ можно выделить следующие негативные последствия от регрессивного прогиба морского дна, которые могут оказать влияние на разработку месторождения:
- Деформация технологического оборудования и внутрипромысловых трубопроводов;
- Высвобождение неглубокозалегающих газовых линз и выход их содержимого на уровень дна с последующим распространением по водной толще вплоть до поверхности, что может привести к затоплению плавсредств.
- Обрушение - сдвиг горной породы внутри массива может привести к сжатию скелета коллектора и потере стволов наклонно-направленных скважин.
Кроме того в перспективе планируется рассмотреть вариант использования на фазе «падающего» давления подводных компрессоров, эффективная работа и ресурс которых связаны с их расположением без перекосов.
Таким образом, определение возможных проявлений оседания донной поверхности в процессе эксплуатации месторождений, особенно крупных и таких уникальных по запасам и размерам, как Штокмановское газоконденсатное месторождение, является весьма актуальным не только на стадии разработки, но уже и на стадии Проекта обустройства месторождения.
Объект
Штокмановское месторождение расположено на расстоянии приблизительно 550 км от поселка Териберка Мурманской области, где планируется разместить площадку строительства береговых объектов. Месторождение характеризуется суровыми природноклиматическими условиями, включая вероятность образования ледового покрова и айсбергов, полярную ночь и арктические циклоны (сильные, интенсивные штормы). Глубина моря в этом районе составляет приблизительно 320–340 м. Суммарные запасы газа на месторождении оцениваются в 3,9 трлн м3.
В тектоническом отношении Штокмановское газоконденсатное месторождение приурочено к северной части Южно-Баренцевской впадины на Восточно-Федынском выступе и представляет собой крупную куполовидную брахиантиклинальную складку, длинная ось которой ориентирована в ЮЗ-СВ направлении. Поднятие фиксируется по четырем отражающим горизонтам – от подошвы нижнего мела до подошвы нижней юры – кровли триаса. Размеры складки по юрским отложениям (о.г. В) 51х39 км (по замкнутой изогипсе –1975м), амплитуда 235м. Продуктивность месторождения связана с нижне-среднеюрскими терригенными отложениями. К настоящему времени в разрезе Штокмановского месторождения выявлены, разведаны и учтены Государственным балансом полезных ископаемых РФ четыре газоконденсатные залежи в отложениях средней юры: (сверху вниз) Ю0, Ю1, Ю2 и Ю3 (рисунок 1).
Коллекторы рассматриваемых продуктивных пластов Штокмановского месторождения характеризуются гранулярным типом пористости, четкими отрицательными аномалиями ПС, низкими значениями гамма-активности и в целом однозначно выделяются фиксацией прямых признаков фильтрации промывочной жидкости.
ФЕС пород коллекторов, определяемые по керну Штокмановского месторождения, представлены в таблице 2.
В результате интерпретации 3D сейсмики установлено, что ШГКМ разделено разломами. Несколько гигантских разломов северо-западного – юго-восточного направления, проходят через все месторождение. Эти разломы проходят через все уровни пластов-коллекторов. Высота разломов, как правило, менее 60 м.
По данным ООО «Газпром ВНИИГАЗ» предполагается, что эти, наиболее мощные разломы, открыты для перетока газа. Скорее всего тектонические нарушения в базовых залежах Ю0 и Ю1 не экранированы. Следует также отметить, что ни одна из пробуренных поисковых и разведочных скважин не вскрыла разлом. Поэтому отсутствуют детальные данные по характеристикам разломов, таким как мощность, деформация плоскости разлома и т.д. Вероятность того, что разломы частично или полностью экранированы в результате цементирования или смятия глин нельзя полностью исключать без дополнительной достоверной информации.
В настоящий момент существует несколько технологических схем разработки месторождения в три или более этапа (фазы) в течение 57 лет посредством подводных добычных систем, соединяемых с плавучим газодобывающим комплексом судового типа (ПНК СТ). Добытый газ будет проходить подготовку на борту ПНК СТ и затем транспортироваться на материковую часть России по подводному трубопроводу. Газ от береговой установки будет направляться в систему сухопутных трубопроводов или перерабатываться в сжиженный природный газ (СПГ) для дальнейшей транспортировки на объекты конечных потребителей. Конденсат предусматривается отгружать непосредственно с ПНК СТ на танкеры. Нами рассматривается вариант разработки Штокмановского ГКМ тремя фазами (этапами) 72-мя добычными скважинами с ожидаемой среднесуточной добычей для каждого этапа разработки 71,7 млн ст. куб. м/сут. Залежи пластов Ю0 и Ю1 являются отдельными объектами разработки. Залежи пластов Ю2 и Ю3 рассматриваются как один объект разработки, поскольку представляют единую гидродинамическую систему.
Моделирование
Определение масштабов прогиба поверхности морского дна в результате разработки ШГКМ предлагается оценить с помощью известного метода моделирования перемещений пластовых флюидов к эксплуатационным скважинам и изменений пластовых давлений ЭГДА. Он основан на изучении течений идеальной жидкости путём исследования течения электрического тока в проводнике (электропроводной бумаге). Кроме того, процесс движения газа в пористой среде более соответствует электрическим аналогиям, нежели движение жидкости, т.к. обладает меньшей вязкостью, что обуславливает большую подвижность. По сравнению с более современными методами моделирования, например цифровой фильтрационной моделью в среде ECLIPSЕ, предлагаемый метод отличается простотой, доступностью, меньшей стоимостью и вполне реалистичными результатами сопоставимыми с выше упомянутым методом.
Основной задачей моделирования является определение размеров и месторасположения областей наибольшего падения пластового давления по каждой залежи Ю0, Ю1, Ю2 и Ю3 в зависимости от расположения добычных скважин и в соответствии с перспективным вариантом системы разработки месторождения. На основе полученных результатов следует определить величины вероятного максимального прогиба морского дна (определение мест установки контрольных реперов).
Моделирование проводилось с учётом допущений:
- поверхности тектонических нарушений считаются проницаемыми для перемещения пластовой среды.
- рассматривается установившийся режим притока пластовой продукции ко всем 72 добывающим скважинам всех фаз разработки месторождения, соответствующий периоду начиная с 10 года эксплуатации.
Изначально на электропроводную бумагу наносился контур продуктивного пласта Ю1, как наибольший по площади. По контуру приклеивался медный проводник, а на поле внутри контура прикреплялись проводники имитирующие приёмные части эксплуатационных скважин, относящихся к этому пласту. Проводники «скважин» обвязывались между собой, и между ними и контуром создавалась разность потенциалов. Для удобства использования результатов моделирования разность потенциалов измерялась в процентном соотношении, т.е. на контур подавалось 100% напряжения, а на «скважины» 0%.
На поверхности электропроводной бумаги фиксировались напряжения, соответствующие 90, 80, 70 процентам и т.д. Это сделано для того, чтобы в последствии при поступлении данных о пластовом давлении от наблюдательных скважин эквипотенциалям в процентном исполнении можно было присваивать реальные значения пластовых давлений.
После проведения замеров по всей модели пласта Ю1 отстраивались эквипотенциали на плане месторождения (рисунок 2).
Эквипотенциаль, соответствующая 50% напряжения, проходит вблизи проводников имитирующих приёмные участки эксплуатационных скважин (обозначены красными отрезками в количестве 32 шт). Внутри очерченной области фиксировать распределение эквипотенциалей не имеет большого смысла, т.к мы рассматриваем установившийся режим притока газа к сформировавшемуся фонду скважин. Напряжения соответствующие 40 и 30% распределялись практически по всей внутренней площади. Падение напряжения ниже 20% отмечалось только в непосредственной близости к проводникам-«скважинам». Северо-восточная часть пласта Ю1 в районе разведочной скважины №3 не охвачена падением потенциала, т.е. данный участок характеризуется малыми оттоками моделируемой среды.
После регистрации показаний напряжения, соответствующих пласту Ю1, на поверхности электропроводной бумаги прикреплялся проводник по контуру следующего меньшего по размерам пласта Ю0 и располагались проводники имитирующие приёмные участки эксплуатационных скважин рассматриваемого пласта.
По характеру расположения эквипотенциалей моделируемого притока к скважинам в пласте Ю2 можно заметить, что юго-западный «куст» из 5 скважин работает менее эффективно, чем северо-восточный, состоящий из такого же количества скважин (рисунок 3) вокруг которого сформировалась область с бóльшим падением потенциала.
С целью определения степени влияния тектонических разломов на характер распределения эквипотенциалей, на используемой электрогидродинамической модели имитирующей продуктивный пласт Ю2 были выполнены разрезы на электропроводной бумаге, что выявило качественное отличие характера притока пластовой продукции к кустам эксплуатационных скважин (рисунок 4).
Из рисунка 4 видно, что тектонические разломы резко сужают область, вовлечённую в разработку, образуются застойные зоны в юго-западной части пласта в районе разведочной скважины №7 и в северо-восточной – в районе разведочной скважины №4.
Моделировать приток к скважинам пласта Ю3 не имеет особого смысла. В этом пласте, в соответствии с рассматриваемой схемой разработки, запроектировано 2 эксплуатационные скважины: одна в северо-восточной части залежи другая – в юго-западной. Последняя располагается почти на границе газоносности, что очевидно приведёт к выходу её из строя вскоре после ввода в эксплуатацию (рисунок 5). И в последующем залежь будет отрабатываться только одной скважиной, депрессионную область которой можно определить расчётным путём, как приток к единичной горизонтальной скважине по формуле Джоши.
Предполагается, что разработка ШГКМ будет осуществляться в упругом газовом режиме. Значения коэффициента извлечения газа при газовом режиме обычно высокие — 0,9—0,97.
В результате моделирования были выявлены депрессионные области по каждому пласту, контуры которых проходят вблизи добывающих скважин. Внутри этих областей пластовое давление изменяется с небольшим градиентом. Совмещение депрессионных областей продуктивных пластов Ю0 и Ю1, ограниченных эквипотенциалями с одинаковыми значениями на плане месторождения, позволило определить близость центров этих областей друг к другу, обозначенных треугольниками (рисунок 6).
В результате можно сделать предположение о том, что максимальное сжатие продуктивных пластов Ю0 и Ю1 из-за близости центров депрессионных областей можно рассматривать совместно.
Способ определения прогиба
Чтобы приближённо оценить величину, на которую может быть сжат продуктивный пласт под действием горного давления, нужно определить какой объём занимал извлечённый газ при исходных термобарических условиях на момент начала эксплуатации.
В отличие от нефти объем газа, содержащегося в залежи, кроме объема порового пространства, зависит от величины пластового давления, пластовой температуры, физических свойств и химического состава самого газа.
При расчете используют сведения, полученные при разведке и пробной эксплуатации.
Для подсчета балансовых запасов свободного газа Qг бал применяют известную формулу
Qг бал = F hг. kпо. kг. Кp. Кt, (2)
где F – площадь нефтеносности, тыс. м2; hг - средневзвешенная нефтенасыщенная толщина, м; kпо – коэффициент открытой пористости, доли ед.; kг – коэффициент газонасыщенности, доли ед.; Кp – коэффициент барический, доли ед.; Кt – коэффициент термический, доли ед.
В представленной формуле произведение F hг. kпо. kг равно объему свободного пространства пород-коллекторов не занятого скелетом пород и насыщенного свободным газом.
Объём извлечённого газа можно определить по выражению
Qг извл = F hг. kпо. kг.Кизвл Кp. Кt, (3)
где Кизвл – коэффициент извлечения газа
Произведение hг. kпо. kг.Кизвл является «толщиной слоя» добытого газа - S отнесённого к исходным условиям залегания, т.е. является высотой образовавшегося «пустого» пространства, в результате извлечения газа. Следовательно, можно предположить, что именно на эту величину может просесть кровля продуктивного пласта в процессе эксплуатации месторождения. Особенно, если принимать во внимание то, что к концу срока эксплуатации месторождения пластовое давление вблизи эксплуатационных скважин будет составлять 16-18 % от начального.
Поскольку депрессионные области пластов Ю0, Ю1, Ю2 и Ю3 по результатам моделирования располагается в центре залежи для определения величины S = hг. kп о. kг.Кизвл используем значения коэффициентов hг; kпо и kг по данным полученным в результате бурения разведочных скважин № 2 и № 6 из таблицы 3.
ШГКМ относится к низкоконденсатному типу месторождений, поэтому предварительную оценку возможного проседания кровли пластов можно произвести по количеству извлечённого газа без учёта объёма извлечённого конденсата и водяных паров. Тем более, что эти сопутствующие компоненты только увеличивают образующееся свободное пространство и, следовательно, степень оседания кровли. В соответствии с рассматриваемой технологической схемой разработки, коэффициент извлечения газа по годам представлен в таблице 4.
Таким образом для пласта Ю0 на 57 год разработки месторождения величина проседания кровли может соответствовать «толщине» слоя добытого газа
S = 67,1 · 0,24 · 0,85 · 0,81 = 11,09 [м]
Для остальных значений коэффициентов извлечения газа в зависимости от года эксплуатации расчётные значения представлены в таблице 5.
Проседание кровли пласта на данную величину не обязательно должно вызвать аналогичное проседание поверхности морского дна. Развитие сдвижений внутри массива выше кровли продуктивной залежи зависит от многих факторов, например, таких как физико-механические и реологические свойства вышерасположенных горных пород, тектонические нарушения и может носить затухающий характер. Для учёта этих факторов необходимо разработать геодинамическую модель развития перераспределения напряжений в массиве выше кровли продуктивного пласта во времени. Кроме того, в предложенном варианте расчёта величины проседания кровли, не учитывался остаточный объём конденсата в пласте, который образуется в результате снижения коэффициента извлечения конденсата из пластового газа при разработке месторождения на режиме истощения, и объёмное расширение скелета самого продуктивного пласта.
Хотя данные факторы обязательно будут присутствовать, можно предположить, что их влияние на определение величины – S будет не значительным.
По соотношению поперечных размеров газовых залежей ШГКМ и глубины их расположения можно провести аналогию с горными выработками неглубокого залегания.
Поэтому для оценки величины возможных максимальных сдвижений и деформаций поверхности морского дна, расположенных над депрессионной областью продуктивных пластов можно предложить использовать формулу [13]:
Применительно к размеру газовых залежей продуктивных пластов Штокмановского ГКМ Ю0, Ю1, Ю2 поперечные размеры площади газоносности составляют более 30 км, а для пласта Ю3 более 5 км. При глубинах расположения кровли продуктивных пластов над газосодержащими породами в пределах 2000 метров и более коэффициенты n1 и n2 будут больше 1. При значениях n1 и n2 больше единицы они принимаются равными единице.
Поскольку в нашем случае земной поверхностью является морское дно, на которое действует давление водяного столба высотой 350 метров, это только способствует проявлению деформации.
Несмотря на это, нельзя не учитывать возможность перераспределения напряжений внутри массива горных пород между кровлей продуктивных пластов и морским дном вследствие извлечения газа.
Поэтому в формуле (4) примем значение коэффициента q0 равным 0,7, как более оптимистичный.
Величина проседания морского дна ШГКМ в зависимости от срока эксплуатации представлена в таблице 6.
При расположении скважин в соответствии с рассматриваемой схемой разработки месторождения, извлечение газа из пластов Ю2 и Ю3 приведёт к смещению центра депрессионной области этих пластов в район разведочной скважины №6. Это видно по распределению эквипотенциалей на рисунке 3 и по расположению эксплуатационных скважин в пласте Ю3 (рисунок 5). В совокупности с расположением депрессионных областей пластов Ю0 и Ю1 можно предположить, что наибольшему проседанию подвергнется область морского дна в районе добычного подводного центра ПДК-W, который планируется расположить в непосредственной близости от разведочной скважины №6.
Наличие высокоамплитудных разломов на северо-востоке и западе от скважины № 6 может привести к развитию деформации до уровня морского дна с образованием мульды сдвижения с амплитудой 15,5 метров на 57 год разработки.
Такое развитие событий наиболее опасно на более ранних стадиях разработки месторождения, поскольку в этом месте обнаружены газовые линзы неглубокого залегания (рисунок 7).
А формирование мульды сдвижения в этом случае может спровоцировать выброс газа из этих линз на уровень морского дна, и дальнейшего его распространения в толще воды, что может привести к потере плавучести платформы и судов обеспечения или воспламенению.
Рекомендации
На основе проведённых исследований можно сделать следующие выводы и некоторые предположения:
- место наиболее вероятного максимального проседания морского дна располагается в центре депрессионной области всех продуктивных пластов, определяемом расположением скважин в соответствии с принятой системой разработки;
- максимальный прогиб морского дна может наблюдаться в районе расположения ПДК-W Фазы 3 разработки ШГКМ;
- добычная скважина, запроектированная на пласт Ю3 ПДК-V, находится на границе газоносности и выйдет из эксплуатации за короткий срок;
- распределение эксплуатационных скважин в пласте Ю1 в соответствии с рассматриваемой схемой разработки месторождения неэффективно охватывает северо-восточную часть залежи в районе разведочной скважины №3.
С целью контроля за развитием возможного прогиба морского дна следует:
- для наблюдения за скоростью деформациями морского дна запроектировать установку рабочих реперов в месте наибольшего вероятного проседания донной поверхности и опорных реперов вне зоны влияния мульды оседания;
- в первые годы эксплуатации месторождения следует провести исследования по гидропрослушиванию объектов разработки, определить гидродинамическую связь между скважинами, с целью уточнения характера проницаемости тектонических нарушений;
- по результатам исследования сделать вывод о необходимости деления продуктивных пластов на отдельные блоки с расположением в них добывающих скважин;
- рассмотреть возможность строительства пьезометричесих и наблюдательных скважин для определения скорости заполнения порового пространства законтурной пластовой водой по мере извлечения газа, поскольку все разведочные скважины пробуренные на площади ШГКМ утрачены для дальнейшего использования.
Наклонно-направленные скважины, пересекающие разлом, который находится в месте наибольшего градиента депрессионной области, могут быть потеряны, если плоскость разлома проходит через незацементированный участок, или скважины могут испытывать избыточные напряжения на сдвиг поперёк тела зацементированной обсадной колонны.
Поскольку одним из наиболее эффективных способов противодействия возможному прогибу морского дна является заполнение порового пространства законтурной пластовой водой, следует рассмотреть возможность сооружения водонагнетательных скважин для закачки отсепарированной пластовой воды и подготовленных сточных вод в пласт Ю3 (газовая залежь в этом пласте является «водоплавающей») с участком нагнетания, расположенным на границе газоносности.
Список использованных источников
1. Разумов Г.А., Хасин М.Ф., Тонущие города 1-е Изд. Наука, 1978 г.
2. Ященко В.Р. Вертикальное движение земной поверхности на нефтеносном Апшеронском полуострове по данным повторных геодезических измерений. Геодезия, картография и аэрофотосъёмка, 1978, №27. с. 155-158.
3. Александр Бурый, Лада Клокова, Сейсмоопасный бизнес, журнал "Компания" № 13, 1998 г
4. Эминов Р.А., Субботин И.Е. Анализ вертикальных смещений земной поверхности на нефтяных месторождениях Апшеронского полуострова. Геодезия и картография, 1984, №2. с. 43-45
5. Доклад «Гидрогеологические исследования при геодинамическом мониторинге Самотлорского месторождения» на XIX Совещании по подземным водам Сибири и Дальнего Востока) в институте геологии и геоинформатики ТюмГНГУ в 2009 году.
6. Мори В. Оседание буровых платформ на нефтяных промыслах Экофиск: проблема механики горных пород (причины и следствия оседаний, связанных с разработкой нефтяных залежей в Северном море). «Механика горных пород применительно к проблемам разведки и добычи нефти». М., Мир, 1994. с. 257-264.
7. Гридин В.А, Голованов М.П.Техногенная геодинамика на разрабатываемых газовых месторождениях Ставропольского края. 2007 УДК 551.553.248.2
8. Концепция «Геодинамическая безопасность освоения углеводородного потенциала недр России» // Сидоров В.А., Кузьмин Ю.О., Хитров А.М. М., Изд-во ИГиРГИ, 2000, 56 с
9. Сурков В.С., Жеро О.Г., Смирнов Л.В. Формирование юрских отложений и направление нефтегазопоисковых работ в Западной Сибири. Советская геология, 1987, №10. с. 21-26.
10. «Штокман сделает море глубже?», опубликованной на сайте 03 февраля 2010 г., 13:15 Neftegaz.RU278
11. Козлов С.А., Оценка устойчивости геологической среды на морских месторождениях углеводородов в Арктике. ВНИИОкеангеология МПР РФ, Санкт-Петербург, Нефтегазовое дело, 2005 http://www.ogbus.ru;
12. Козлов С.А., Неизвестнов Я.В. Криогенные и другие опасные геологические и природно-техногенные процессы на Южно-Баренцевской площади Государственного мониторинга геологической среды шельфа. Концептуальные проблемы геоэкологического изучения шельфа. СПб, ВНИИОкеангеология, 2000. с. 110-117
13. РД 07-166-97. Инструкция по наблюдениям за сдвижениями земной поверхности и расположенными на ней объектами при строительстве в Москве подземных сооружений
14. Зимина С.В., Пулькина Н.Э.Геологические основы разработки нефтяных и газовых месторождений. Учебное пособие, Ханты-Мансийск, 2008
15. Yerkes R., Castle R. Surfase deformation associated with oil and gas field operations in the USA. In 1st Intern. Land Subsidence Symposium Proceeding, Tokyo, 1969 // Intern. Assoc. of Hidrolog. Science Publ. 88, 1970, v. 1, p. 55-66.
