Литология, петрофизическая и промыслово-геофизическая характеристика доюрских отложений Южного Мангышлака



Статья посвящена литологии, петрофизической и промыслово-геофизической характеристике доюрских отложении Южного Мангышлака.

Ключевые слова: Южный Мангышлак, палеозой, пермь, триас, залежь,коллекторские свойства, литология, ГИС (геофизические исследования скважин), нефтегазоносность, пористость, проницаемость, трещиноватость

Изучение и анализ имеющегося геологического и промыслово-геофизического материала показывает, что разрез доюрских отложении вскрыт не на полную мощность на площадях и месторождениях Южного Мангышлака. Комплекс промыслово- геофизических исследований проводился не во всех скважинах. Запись каротажной информации осуществлялась в разных масштабах и с различными зондами.

После обнаружения залежей нефти и газа в доюрских отложениях на Южном Мангышлаке потребовалось изучение пород-коллекторов, а так же их выделение в продуктивной части разреза, оценка емкостно-фильтрационных свойств пород. Палеозойские отложения представлены плотными разностями пород — это метаморфизованные песчаники и аргиллиты на площади Северо-Ракушечная, плотные аргиллиты с прослоями алевролитов на площадях Саура, Саура-Сегенды и др., плотно сцементированные песчаники на площади Западный Тасбулат, туфолавы и туфы на площади Темирбаба и др. Лишь ограниченное количество образцов из этих толщ исследовано для характеристики коллекторских свойств.

На площади Оймаша (скв. 9) вскрыты отложения верхней перми, представленные сильно уплотненными алевролитами. В породах отмечаются трещиноватость и мелкая кавернозность, коллекторские свойства этих пород низкие. Открытая пористость их до 3 %, газопроницаемость 0,03 мд. Однако некоторые разности песчаников характеризуются сравнительно благоприятной емкостью. Их открытая пористость порядка 7,5 %, газопроницаемость 0,5 мд. При опробовании скв. 9 пластоиспытателем (инт. 3600–3640 и 3750–3788 м) получены слабые притоки нефти, что свидетельствует о наличии благоприятных песчаных коллекторов в разрезе пермских отложений [1].

На месторождении Северный Аккар поисковыми скважинами (1, 2, 3, 5, 6, 12, 13, 14) вскрыт разрез мезо-кайнозойских отложений максимальной толщиной 3570 м (скважина 5), представленных породами триасовой, юрской, меловой, палеоген-неогеновой и четвертичной систем 2, 3. Расчленение мезо-кайнозойского разреза проводилось по данным промыслово-геофизических исследований, так как большинство стратиграфических границ приурочены к четким, уверенно прослеживающимся каротажным реперам на месторождениях Южного Мангышлака.

Триасовый разрез месторождения представлен отложениями всех трех отделов. Повсеместное распространение получили отложения нижнего и среднего отдела, а верхнетриасовые отложения вскрыты лишь скважинами 5, 6, 2, 12. По условиям образования нижне- и верхнетриасовые породы сформировались преимущественно в континентальных условиях и сложены вулканогенно-терригенными породами, среднетриасовые же отложения образовались в условиях морского бассейна и сложены вулканогенно-карбонатными породами. Максимальная вскрытая толщина нижнетриасовых отложений составляет 131 м (скважина 1). Толщина отложений среднего триаса изменяется в пределах от 275 до 467 м. Для верхнетриасовых отложений характерно неравномерное распространение в пределах структуры и резкое колебание толщин, увеличивающихся в западном направлении до 225–248 м (в скважинах 6, 5) и сокращающихся до 19–65 м (в скважинах 12, 2), вплоть до полного выклинивания верхнетриасовых отложений на основном полусводе в районе скважин 1, 3, 11, 13, 14.

Промышленная нефтеносность на месторождении Северный Аккар связана с отложениями верхнего и среднего триаса. Промышленная продуктивность верхнетриасовых отложений месторождения Северный Аккар связана с полимиктовыми песчаниками, преимущественно неравномерно-зернистыми, крупно-среднезернистыми, переходящими в гравелиты. Учитывая структуру пустотного пространства, эти породы относятся к коллекторам порового типа. Общая толщина пластового резервуара изменяется от 22 м (скважина 6) до 36,4 м (скважина 5). В разрезе скважин выделено по 3 пласта-коллектора. Эффективные толщины пластов по геолого-геофизическим данным составляют 0,5–1,4 м (скважина 5), от 1,4 м до 1,6 м (скважина 6). Нефтенасыщенные пласты установлены только в скважине 6, суммарная эффективная нефтенасыщенная толщина которых составляет 3,0 м. Пласты-коллекторы в скважине 5 определены как водонасыщенные по ГИС. Нижний предел проницаемости поровых коллекторов верхнетриасовой залежи равен 0,5*10–³ мкм², нижний предел пористости равен 9 % 4. Покрышкой залежи является толща вулканогенно-терригенных отложений верхнего триаса. В продуктивном разрезе среднетриасовых отложений месторождения установлены как смешанные (каверново-поровые, порово-каверновые), так и простые (трещинные) коллекторы. Трещинные коллекторы не имеют значимой емкости, они лишь улучшают фильтрационные характеристики 2, 4, 5.

На месторождении Алатюбе скважинами вскрыт разрез палеозойских, мезозойских и кайнозойских отложений максимальной толщиной 4260 м [6, 7]. Залежи нефти выявлены в базальном горизонте верхнего триаса, а также в вулканогенно — доломитовой толще (залежи Б₁, Б₂) и в вулканогенно — известняковой толще среднего триаса (залежь А).

Коллектора в верхнетриасовых отложениях месторождения Алатюбе порового типа. Нижнее предельное значение проницаемости поровых коллекторов верхнего триаса принято равным 0,5*10–³мкм², а нижнее предельное значение пористости принято равным 9 % [4, 6, 7].

Залежь нефти в верхнем триасе связана с полимиктовыми песчаниками, а залежи нефти в среднем триасе связаны с известняками, туфоизвестняками, доломитами и туфодоломитами. Коллекторы залежей — сложные, пустотное пространство представлено порами, кавернами и трещинами с единой системой фильтрации, и только залежь в верхнем триасе имеет поровый тип коллектора. В залежах среднего триаса трещинным коллектором является вся продуктивная толщина, и в ней выделяются порово — каверновые (залежь А) и каверново — поровые (залежи Б₁ и Б₂) коллектора (толщины).

Средний триас: порово-каверновые коллекторы залежи А обладают высокими фильтрационными свойствами. Проницаемость их изменяется от 1,58 до 1318,15*10–³мкм², а среднее значение составляет 156,68*10–³мкм². Коэффициент вариации равен 3,338. Значения открытой пористости определены по ГИС и по керну. По данным 21 лабораторных анализов керна открытая пористость изменяется в широких пределах от 0,04 до 0,242, а среднее значение составляет 0,127. Коэффициент вариации равен 0,135. По 38 определениям по ГИС значения пористости меняются от 0,05 до 0,25, а среднее значение составляет 0,096. Коэффициент вариации равен 0,287. Коэффициент нефтегазонасыщенности коллекторов среднего триаса оценивался по керну косвенным методом, методом центрифугирования, и по данным промыслово-геофизических исследований скважин. Коэффициент нефтенасыщенности для трещинных коллекторов условно принят 0,85, учитывая, что матрица трещинных коллекторов оценивается как водонасыщенная, а это значит, что все тупиковые участки и субкапиллярные пустоты заняты водой, а трещины нефтью и газом.

Верхний триас: емкостные свойства поровых коллекторов верхнетриасовых отложений оценивались по керну в скважине 1 по 10 представительным образцам и по результатам интерпретации материалов ГИС. Среднее значение пористости по керну равно 0,128, а по ГИС — 0,137. Интервал изменения по керну — 0,097–0,171, по ГИС — 0,10–0,16. Поровые коллекторы верхнетриасовых отложений имеют невысокие фильтрационные свойства. Интервал изменения значения проницаемости от 0,667 до 16.70*10–³мкм², среднее значение параметра проницаемости по керну равно 5,03*10³мкм². Нефтенасыщенность верхнетриасовых поровых коллекторов оценивалась по комплексу ГИС и равна — 0,65, при колебаниях от 0,45 до 0,90 [8, 9].

Коллекторами на месторождении Ащиагар являются различные литологические разности: известняки, туфоизвестняки, туфопесчаники и песчаники [6, 10, 11, 13].

Коллекторами двух залежей, приуроченных к базальному пласту в подошвенной части верхнетриасовых отложений, являются туфопесчаники неравномерно-зернистые, крупно-среднезернистые, полимиктовые. По структуре пустотного пространства коллектора верхнетриасовой залежи относятся к поровому типу.

В продуктивном разрезе среднетриасовых отложений в вулканогенно-известняковой толще установлены смешанные (порово-каверновые) и простые (трещинные) коллекторы. Коллекторами для залежи нефти в среднем триасе являются известняки, туфоизвестняки. Пустотное пространство представлено порами, кавернами и трещинами с единой системой фильтрации. В этой залежи трещинным коллектором является вся продуктивная толщина, и в ней выделяются порово-каверновые коллекторы.

Таким образом, нефтенасыщенная толщина, представлена порово-каверновыми и трещинными коллекторами [4, 6, 10, 11, 12, 13, 14, 15].

При разделении пород на коллекторы и неколлекторы, в связи с отсутствием представительных анализов керна по залежам на месторождении Ащиагар, были использованы принятые нижние пределы проницаемости и пористости по аналогии с верхнетриасовой залежью месторождения Северное Карагие, а для среднетриасовой залежи — по аналогии с залежью А среднего триаса месторождения Алатюбе. Нижний предел проницаемости поровых коллекторов равен 0,5*10–³ мкм², нижний предел пористости равен 9 % [4,10, 11, 13, 15]. Нижнему предельному значению проницаемости 0,1*10–³ мкм² порово-каверновых коллекторов среднего триаса соответствует нижнее предельное значение открытой пористости 4 % [4, 6, 10, 11, 13, 15].

Емкостные свойства коллекторов и нефтенасыщенность по залежам определены только по данным ГИС.

Характеристика параметров пористости и нефтенасыщенности коллекторов по залежам приведены в таблице 1.

Таблица 1

Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности залежей

Метод определения	Наименование	Пористость, д. ед		Нефтенасыщенность, д. ед
		Т3(р-он скв. 5)	Т2	Т3(р-он скв. 5)	Т2
Лабораторные (керн)	Кол-во скважин Кол-во определ. Среднее значен. Коэф-т вариац. Инт-л изменения	нет	нет	нет	нет
Геофизические	Кол-во скважин Кол-во определ. Среднее значен. Коэф-т вариац. Инт-л изменения	6 10 0,13 0,034 0,09–0,16	4 16 0,06 0,152 0,04–0,09	5 9 0,68 0,062 0,4 9– 0,91	4 16 0,70 0,016 0,50–0,92
Гидродинами-ческие	Кол-во скважин Кол-во определ. Среднее значен. Коэф-т вариац. Инт-л изменения	нет	нет	нет	нет

Как видно из таблицы 1 значения открытой пористости по ГИС отражены для двух залежей — для залежи Т₃ (р-он скв. 5) и для залежи Т₂. Параметры для залежи Т₃ (р-он скв. 8) определены по одной скважине 8 и равны: пористость — 0,10, нефтенасыщенность — 0,74. На стадии поисково-разведочных работ в скважине 4 проводились гидродинамические исследования, согласно которым определялась фильтрационная характеристика коллекторов среднего триаса, вмещающих залежь. Проницаемость коллекторов в среднем составила 1,50*10–³мкм².

Промышленная продуктивность верхнетриасовых отложений месторождения Придорожное связана с песчаниками и туфопесчаниками средне и крупнозернистыми, гравелитистыми, полимиктовыми. Учитывая структуру пустотного пространства (межзерновые пустоты представлены порами, размер которых колеблется от 0,02 мм до 0,15 мм), оценки физических свойств (емкостную и фильтрационную среду формируют только поры), эти породы относятся к коллекторам порового типа.

В продуктивном разрезе вулканогенно-доломитовой толщи среднетриасовых отложений месторождения установлены каверново-поровые коллектора.

Петрографическое изучение пород в разрезе вулканогенно-доломитовой толщи в больших и стандартных шлифах показало, что емкостью рассматриваемых пород являются поры и каверны, причем поры преобладают. Исходя из строения пустотного пространства породы, вмещающие залежь, относятся к каверново-поровому типу.

Верхнетриасовая залежь нефти месторождения Придорожное приурочена к подошвенной части вулканогенно-терригенных отложений. Общая толщина поровых коллекторов продуктивной части изменяется от 4 до 14,8 м.

В среднетриасовых отложениях нефтяная залежь связана с вулканогенно-доломитовой толщей, Общая толщина продуктивного пласта составляет в пределах Основного блока — 42–70 м. В пределах Северо-западного блока — общая толщина продуктивного пласта составляет 59,6 м.

Емкостные свойства поровых коллекторов верхнетриасовых отложений оценивались по лабораторным исследованиям керна, а также по результатам интерпретации материалов ГИС. Проницаемость коллекторов, вмещающих верхнетриасовую залежь, оценивалась по образцам керна.

Коэффициент нефтегазонасыщенности коллекторов оценивался только по данным промыслово-геофизических исследований скважин.

По скважине 9 по 48 образцам из представленных 50 образцов были проведены исследования на емкостно-фильтрационные свойства. Исследования показали, что отобранные образцы керна обладают низкой открытой пористостью от 0,07 до 8,56 %, очень низкой проницаемостью, низким коэффициентом нефтенасыщенности до 0,38–0,37 (интервалы 3866,6–3866,7 м и на глубине 3845,12 м).

По скважине 12 по 39 образцам из представленных 40 образцов проведены были исследования на емкостно-фильтрационные свойства. Отобранные образцы керна из отложений верхнего триаса характеризуются значениями открытой пористости от 0,18 до 8,18 %, и в свою очередь обладают очень низкой проницаемостью.

Наибольшей открытой пористостью обладают исследованные образцы керна из отложений среднего триаса, представленные доломитами комковатыми, комковато-оолитовыми, от 14 до 17,6 % (интервалы 4003–4008, 4008–4013, 4013–4016, 4015–4016,2 м), а также они же обладают наибольшей проницаемостью от 15 до 75*10–³ мкм².

По исследованным 24 образцам на остаточную водонасыщенность лишь в трех случаях наблюдалось присутствие воды. При определении нефтенасыщенности пород наблюдалось низкое значение нефтенасыщенности. Представительных образцов, выделяемых по пределам пористости и проницаемости в среднетриасовой залежи, оказалось 5 [16, 17].

На месторождении Западный Жетыбай по данным интерпретации материалов комплекса геолого-геофизических исследований, было выделено 4 залежи: в терригенных отложениях верхнего триаса (горизонты Т₃1 и Т₃2); в карбонатных отложениях среднего триаса (горизонты Т₂А и Т₂Б).

Горизонт (T₃1) стратиграфически приурочен к отложениям верхнего триаса и вскрыт поисковыми скважинами 55, 58 и 59. Пласты-коллекторы представлены песчаником с глинисто-кремнистым цементом алевролитом с многочисленными карбонизированными остатками, не известковистым. По данным ГИС коллектора горизонта в скважинах 55, 58 и 59 оценивается, как нефтенасыщенные. Общие и эффективные нефтенасыщенные толщины в скважинах равны между собой и изменяются от 7,0 м до 8,6 м. Коэффициенты песчанистости и расчлененности по всем скважинам равны 1,0 д.ед. Лабораторные исследования керна и гидродинамические исследования не проведены. Коэффициент пористости по данным ГИС изменяется от 0,12 д.ед. до 0,20 д.ед. Коэффициент нефтенасыщенности изменяется по скважинам от 0,55 д.ед. до 0,89 д.ед.

Горизонт (T₃2) в стратиграфическом отношении приурочен к отложениям верхнего триаса, коллектора вскрыты поисковыми скважинами 55 и 58, а в скважине 59 — замещены глинами. Пласты-коллекторы представлены песчаником, алевролитом с глинистым цементом с многочисленными карбонизированными остатками, не известковистым. По шламу отмечаются пропластки доломита. По данным ГИС коллектора горизонта в скважинах 55 и 58 оценивается, как нефтенасыщенные. Общая толщина горизонта составляет по скважине 55–29,1 м и скважине 58–33,0 м, а эффективная нефтенасыщенная толщина соответственно 7,7 м и 9,5 м. Коэффициент песчанистости по скважине 55 составляет 0,26 д.ед. Коэффициент расчлененности по скважинам составляет 3–4. Лабораторные исследования керна и гидродинамические исследования не проведены. Коэффициент пористости по данным ГИС изменяется от 0,07 д.ед. до 0,09 д.ед. Коэффициент нефтенасыщенности изменяется по скважинам от 0,32 д.ед. до 0,45 д.ед.

Горизонт (T₂А) в стратиграфическом отношении приурочен к отложениям среднего триаса и вскрыт поисковыми скважинами 55, 58 и 59. Пачка «А» литологически сложена известняками доломитизированными до доломита с тонкими прослоями аргиллитов предположительно вулканогенного происхождения в нижней части и глинистыми, вулканогенно-глинистыми известняками до мергеля в верхней. По данным ГИС коллектора горизонта в скважинах 55, 58 и 59 оценивается, как нефтенасыщенные. Общая толщина горизонта изменяется от 70,6 (скважина 55) до 84,5 (скважина 59). Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 56,6 м (скважина 59) до 64,9 м (скважина 55). Коэффициент расчлененности по скважинам изменяется от 7 до 12. Лабораторные исследования керна и гидродинамические исследования не проведены. Коэффициент пористости по данным ГИС изменяется от 0,07 д.ед. до 0,27 д.ед. Коэффициент нефтенасыщенности изменяется по скважинам от 0,57 д.ед. до 0,70 д.ед.

Горизонт (T₂Б) в стратиграфическом отношении приурочен к отложениям среднего триаса и вскрыт всеми пробуренными поисковыми скважинами 55, 58 и 59. Литологически пачка «Б» представлена известняками серовато-бежевыми, бежевыми от пелитоморфных с редкими органогенными остатками до органогенно-детритовых), нередко оолитовыми, иногда до биогермных пород. Известняки в различной степени доломитизированы вплоть до доломита, перекристаллизованы до крипто- мелкокристаллических. По данным ГИС коллектора горизонта в скважинах оценивается, как нефтенасыщенные. Общая толщина горизонта изменяется от 119,8 м (скважина 55) до 174,1 м (скважина 59). Газонасыщенная толщина составляет 32,1 м (скважина 58), а нефтенасыщенная — изменяется от 70,6 м (скважина 58) до 93,7 м (скважина 55). Коэффициент расчлененности по скважинам изменяется от 13 до 29. По лабораторным исследованиям керна из скважин 55, 58 и 59 определена проницаемость, которая изменяется от 0,1 мД до 0,5 мД. Гидродинамические исследования не проведены. Коэффициент пористости по данным ГИС изменяется по скважинам от 0,06 д.ед. до 0,07 д.ед., а по данным лабораторных исследований — от 0,03 д.ед. до 0,04 д.ед. Коэффициент нефтенасыщенности изменяется по скважинам от 0,47 д.ед. до 0,69 д.ед. [18].

На месторождении Северное Карагие залежи нефти в верхнем триасе связаны с песчаным пластом-коллектором. Продуктивные пласты-коллекторы сложены полимиктовыми песчаниками. По строению пустотного пространства, оценке емкостной и фильтрационной среды, полимиктовые песчаники вулканогенно-терригенной толщи верхнего триаса относятся к коллекторам порового типа. Песчаная пачка, к которой приурочены залежи нефти в верхнем триасе, представлена, в основном, двумя пластами-коллекторами. Общая толщина залежи в Восточном блоке изменяется от 2,2 м до 19,6 м, среднее значение составляет 10,3 м.

Литолого-физические свойства пород коллекторов изучены по керну и по данным ГИС. В таблице 2 приведена характеристика нефтенасыщенности и коллекторских свойств по залежи.

Таблица 2

Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности

Вид исследований	Наименование	Параметры
		Проница-емость, 10-змкм2	Коэффициент открытой пористости, доли ед.	Коэффициент нефтенасы-щенности, доли ед.
Лабораторные (керн)	Количество скважин Количество определений Среднее значение Коэффициент вариации Интервал изменения	1 13 7,1 1,620 0,7–34,7	3 37 0,14 0,0245 0,095–0,187	1 13 0,67 0,0095 0,59–0,78
Геофизические	Количество скважин Количество определений Среднее значение Коэффициент вариации Интервал изменения		7 31 0,14 0,029 0,1–0,19	7 29 0,63 0,031 0,43–0,82
Гидродинамические	Количество скважин Количество определений Среднее значение Коэффициент вариации Интервал изменения	5 5 15,8 0,642 0,5–34,5

Пористость по залежи определена двумя методами: по данным ГИС и по результатам анализов керна. Пористость по керну изучена в трех скважинах на 37 образцах и проницаемость — в одной скважине по 13 определениям. Среднее значение коэффициента пористости по керну и ГИС составляют 0,14.

Среднее значение проницаемости, определенное по керну, составляет 7,1*10–³ мкм², а по результатам гидродинамических исследований — 15,6*10–3 мкм², что позволяет говорить о песчаных пластах как о низкопроницаемых коллекторах.

Начальная нефтенасыщенность песчаных коллекторов определялась геофизическими методами и по керну. Среднее значение нефтенасыщенности полученное, по керну и данным ГИС приведено в таблице 2. Начальная нефтенасыщенность меняется по разрезу от 0,43 до 0,82 и в среднем составляет 0,63 [19].

Геофизические исследования в открытом стволе включают методы позволяющие изучить электрические, радиоактивные и плотностные свойства пород слагающих продуктивный разрез и уверенно выделить в разрезах скважин пласты–коллекторы, определить их емкостно-фильтрационные свойства. Примененный комплекс геофизических исследований в открытом стволе скважин включает следующие методы: -метод бокового каротажного зондирования (БКЗ) зондами разной глубинности; — боковой каротаж многоэлектродными (пять, семь, девять) фокусированными зондами (БК), — микробоковой каротаж (БМК); — микрокаротажное зондирование (МКЗ); — индукционный каротаж (ИК) разноглубинными зондами (ЗИ 0.5, ЗИ 0.85, ЗИ 1.26, ЗИ 2.05); — метод самопроизвольной поляризации (ПС); — замер диаметра скважины (КВ); — гамма-каротаж (ГК); — нейтронный каротаж (ННК); — плотностной (литоплотностной) гамма-гамма каротаж (ГГК-п, ГГК-лп); — акустический каротаж (АК); — резистивиметрия; — термометрия; — инклинометрия — замер кривизны ствола скважины.

В технических и эксплуатационных колоннах проводился метод оценки качества цементирования обсадных колонн (АКЦ) в масштабе глубин 1:500.

Производство ГИС велось на каротажных станциях, оснащенных компьютерной техникой, применены модульные скважинные приборы, позволяющие проводить за одну спуско-подъёмную операцию запись практически всех методов ГИС. Регистрация методов исследования велась в цифровой форме.

Приведенные конкретные данные подтверждают широкое развитие доюрских, особенно триасовых отложений в пределах Южного Мангышлака и указывают на наличие мощных потенциальных коллекторов с соответствующими покрышками. В разрезах триаса на Южном Мангышлаке встречаются коллекторы — терригенные и карбонатные. Несмотря на ограниченность керновых данных и неравномерное их распределение по разрезу и площади, анализ изменения емкостно-фильтрационных свойств триасовых отложений показывает сохранение их значительных величин независимо от типа коллекторов.

Литература:

1. Кожахмет К. А. «Физические параметры пород-коллекторов доюрского комплекса в пределах Южного Мангышлака», Вестник Российской Академии естественных наук, 2012 г.
2. Крупин А. А., Соловьев В. В., Анисимова Н. А., Джубанышева Ж. Б., Нугиев М. А. и др. Подсчет запасов нефти и растворенного газа по месторождению Северный Аккар по договору № 239/16 (по состоянию на 01.01.2006 г.) в 5 книгах. – Актау, ТОО «НПЦ», 2006 г.
3. Нугиев М. А., Сатканбаев Х., Соловьев В. В., Исангильдеева Ф. А. и др. Технологическая схема разработки месторождения Северный Аккар по договору № 367/59 в 3 книгах. – Актау, ТОО «НПЦ», 2007 г.
4. Проняков В. А., Чербянова Л. Ф., Чагай Н. В. Изучение литолого-петрографических особеннностей и коллекторских свойств доюрских отложений Мангышлака в связи с их нефтегазоносностью. Отчет по договору № 66/92. — Актау: КазНИПИнефть, 1993 г.
5. Проняков В. А., Чербянова Л. Ф., Чагай Н.В, Федулова Н. В. Изучение литолого-физических свойств и нефтегазонасыщенности продуктивных отложений месторождений Мангышлака. Отчет по договору № 66/90. — Шевченко: КазНИПИнефть, 1990 г.
6. Коростышевский М. Н., Попова Л. А. «Подсчёт запасов нефти и газа группы месторождений Карагинской седловины Мангистауской области республики Казахстан по состоянию на 01.07.93 г». (отчет по договору 77/91). г.Актау, 1993 г. КазНИПИнефть.
7. Котов В. П., Дорофеева Л. Е., Андрейко Т. И. и др. «Подсчёт запасов нефти и газа месторождения Алатюбе (по состоянию на 01.01.2003 г.)». Отчет по договору № 7/186 в 5 книгах. г. Актау, 2003 г. ТОО «НПЦ».
8. Рабинович А. А., Котов В. П., Исангильдеева Ф. А. и др. «Проект поискового бурения на площадях Алатюбе». г. Шевченко, 1988 г. КазНИПИнефть.
9. Досмухамбетов Д. М., Котов В. П, Исангильдеева Ф. А. и др. «Дополнение к проекту поискового бурения на площади Алатюбе». г. Шевченко, 1988 г. КазНИПИнефть.
10. Котов В. П., Дорофеева Л. Е., Андрейко Т. И. и др. Подсчет запасов нефти по месторождению Ащиагар (по состоянию на 01.01.2004 г.). Отчет по договору 11/186 в четырех книгах. ТОО «НПЦ», г. Актау, 2004 г.
11. Кошмин В. Г., Кувандыкова З. А. и др. Подсчет запасов нефти и газа по месторождению Ащиагар (по состоянию на 01.01.2004 г.). Технико-экономическое обоснование коэффициента извлечения нефти. Отчет по договору 12/513 с АО «Мангистаумунайгаз». ТОО «НПЦ», г. Актау, 2004 г.
12. Протокол № 355–04-УЗаседания Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых от 09 декабря 2004 г. по рассмотрению отчета «Подсчет запасов нефти и газа по месторождению Ащиагар по состоянию на 01.01.2004 г». г. Кокшетау, 2004 г.
13. Котов В. П., Нугиев М. А., Костюнина В. С., Дорофеева Л. Е. и др. Технологическая схема разработки месторождения Ащиагар. Отчет по договору № 815/110 в трех книгах. ТОО «НПЦ», г. Актау, 2006 г.
14. Выписка из Протокола № 39Заседания Центральной комиссии по разработке нефтяных и газовых месторождений от 20 октября 2006 г. по рассмотрению отчета Технологическая схема разработки месторождения Ащиагар. г. Астана, 2006 г.
15. Единые Правила разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Республики Казахстан. г. Алматы, 1996 г.
16. Зонн М. С., Виноградова К. В. и др. Отчет «Комплексная аналитическая обработка керна с целью уточнения геологического строения и перспектив нефтегазоносности месторождения Придорожное», скважина № 9. Договор № 723 от 27.09.04 г. с ОАО «Мангистаумунайгаз». г. Москва, 2005 г.
17. Зонн М. С., Виноградова К. В. и др. Отчет «Комплексная аналитическая обработка керна с целью уточнения геологического строения и перспектив нефтегазоносности месторождения Придорожное», скважина № 12. Договор № 1227 от. с АО «Мангистаумунайгаз». г. Москва, 2007 г.
18. Проект пробной эксплуатации месторождения Жетыбай Западный (по состоянию изученности на 01.07.2014 г.). ТОО «НПЦ», г. Актау, 2014 г.
19. Дорофеева Л. Е., Крупин А. А., Анисимова Н. А. и др. Подсчет запасов нефти и растворенного газа по месторождению Северное Карагие (по состоянию на 01.01.2006 г.). Отчет по договору № 193/30. — г. Актау, ТОО «НПЦ», 2006 г.