Особенности бурения через соляные отложения. Анализ применения роторных управляемых систем для бурения через соляные структуры



В настоящее время бурение скважин на нефть и газ — процесс, требующий высокотехнологичного забойного оборудования, построения сложных геологических моделей и точного следования заданной траектории ствола скважины. Подавляющее большинство разрабатываемых месторождений углеводородов приурочено к сложным горно — геологическим и литологическим условиям. Особый интерес представляет процесс строительства скважин, приуроченных к залежам, осложнённым соляной тектоникой. Бурение и проводка скважин через соляные отложения сопряжена с проблемой подвижности солей ввиду их высокой пластичности, из-за чего забойная компоновка может потерять устойчивость и перестать следовать заданной траектории. Результат — риск попадания в зоны АНПД (АВПД), поглощения бурового раствора, или прорыв газа из скоплений через соленосную толщу ввиду трещиноватости отложений. В данной работе рассмотрены наиболее распространенные типы ловушек нефти и газа, генетически связанные с солянокупольными структурами, основные сложности, возникающие при бурении, а также опыт использования роторных управляемых систем, способных оптимизировать в режиме realtime параметры бурения под конкретный интервал и обеспечить контроль инклинометрии во избежание осложнений во время бурения.

Ключевые слова: роторная управляемая система, наклонно-направленное бурение, бурение в осложнённых условиях, траектория ствола скважины, солянокупольные структуры, ловушки нефти и газа, раствор на водной основе.

Большинство известных на данный момент месторождений углеводородов приурочено к разного рода литологическим и структурным неоднородностям, участкам выклинивания продуктивных пластов, замещения проницаемых пород непроницаемыми и другим особенностям залегания углеводородов, которые создают значительные трудности при бурении поисково-оценочных и эксплуатационных скважин. Многие залежи нефти и газа возникают в результате интрузии глубинных пород, в частности, каменной соли, в вышележащие отложения. Соляные штоки являются одними из наиболее благоприятных структурных ловушек для аккумуляции нефти и газа. По мнению большинства ученых-геологов [4] соляные купола находятся в районах, расположенных вблизи крупных магматических скоплений или, что чаще всего, в районах, фундамент которых слагают денудированные и погрузившиеся горные системы с крупными магматическими реликтами в своих глубинах. Образование солянокупольных структур есть результат выжимания пластичных пород вследствие большого статического давления. Каменная соль является весьма пластичной породой, способной течь при больших давлениях. Процесс образования штока следующий: отложение осадков на дислоцированной неровной поверхности вызывает неравномерное их накопление; в депрессионных частях происходит осадконакопление, отложения достигают большой мощности и оказывают большое давление на соль, что вызывает её перемещение в зоны поднятий — зоны меньших давлений; возникает своеобразное внутриформационное перемещение; перетекание пластичных масс каменной соли вызывает возникновение соляного штока [4].

Возникают так называемые «солянокупольные месторождения» в результате активного поднятия масс каменной соли и одновременным поднятием прилегающих к штоку пластов, где благодаря флюидоупорным свойствам солей возникают скопления нефти или газа. Такие залежи распространены повсеместно по всему земному шару и в течение многих лет успешно ведется их промышленная разработка. Причастность соляных структур к скоплениям углеводородов была впервые установлена в результате бурения разведочной скважины на холме Шпиндлтоп близ Бомонта, штат Техас, в 1900 году. Тогда были получены огромные дебиты нефти, а также установлена газоносность залежи. Наиболее крупные «солянокупольные области» — известная нефтегазоносная провинция Галф Коста в США близ Мексиканского залива, штаты Техас, Луизиана (США), Эмбенская нефтеносная область в Северном Прикаспии (Казахстан). На шельфе Бразилии в последние десятилетия успешно ведется разработка методик бурения скважин через толстые слои соли мощностью более 2,5 км. в нефтегазоносном бассейне Сантос. Множественные солянокупольные залежи нефти обнаружены в Мексике, Северной Германии. Большинство крупных нефтегазовых месторождений Габона связаны с непрорванными соляными куполами и диапиризмом. На территории России распространен солянокупольный бассейн в зоне сочленения Соль-Илецкого свода, Прикаспийской синеклизы и Предуральского краевого прогиба (Оренбургский тектонический узел), однако в настоящее время геологоразведочные работы и эксплуатационное бурение на этих участках не ведутся.

Советскими учеными выделено достаточно много типов залежей углеводородов, связанных с соляными куполами [1].

Таблица 1

Основные типы залежей нефти и газа, генетически связанных с солянокупольными структурами.

	Типы залежей нефти и газа	Степень продуктивности	Условия разведки и разработки	Примеры
	Залежи пластовые сводовые над глубоко погребенными криптодиапировыми структурами	Наиболее высокая	Простые	СССР (Буранкуль, Прорва, Мартыши) США (Конрой, Ван, Вебстер, Вест Ренч, Гастингс, Томпсон, Хавкинс)
	Залежи, экранированные сбросами	Невысокая	Очень сложные	СССР (Байчунас, Доссор, Каратон, Косчагыл, Нармунданак, Сагиз, Тентяксор, Тюлюс) США (Дженнингс, Соур Лейк, Винтон) ФРГ (Витце, Терен, Хайде, Хоне) Габон(М'Бега, Озури, Паунт-Клеретт) Мексика (Эл-План)
	Залежи пластовые сводовые над неглубокими соляными штоками	Высокая	Простые	СССР (Макат, Искине, Жолдыбай) США (Шагерленд) Габон (Кап-Лопес, Озури, Паунт-Клеретт)
	Залежи экранированные соляным ядром	Высокая	Сложные	СССР (Кулсары, Мунайли, Ю. Кошкар) США (Барберс-Хилл) ФРГ (Везендорф, Форхоп)
	Кепроковые залежи	Достаточно высокая	Очень сложные	США (Батсон, Соур-Лейк, Спиндлтоп, Хамбл)
	Козырьковые (оверхенговые) залежи	Достаточно высокая	Очень сложные	США (Барберс-Хилл, Хай Айленд, Хокклей) ФРГ (Адольфглюк, Айклинген, Винхаузен, Хадемшторф)
	Линзовидные литологические залежи	Невысокая	Очень сложные	СССР (Бекбеке, Доссор) Мексика (Рабон-Гранде) Габон (М'Бега)
	Залежи экранированные несогласно кроющими сериями	Невысокая	Очень сложные	СССР (Косчагыл, Ю. Кошкар) ФРГ (Витце, Эра, Эдессе) Габон (Анимба)
	Залежи под соляными линзами	Высокая	Сложные	ФРГ (Альте)

Немногие из таких залежей обладают высоким нефтегазогенерационным потенциалом. Опыт разработки месторождений и объёмы добычи позволяют выделить лишь несколько таких типов.

1. Пластовые сводовые залежи над глубоко погребенными криптодиапировыми структурами. Самые продуктивные и одновременно самые простые для разработки залежи. Соляные диапиры находятся значительно ниже подошвы пласта и не оказывают существенного влияния на разработку. Кроме того, они редко осложнены разрывными нарушениями, а мощность продуктивной толщи может составляет сотен или даже тысяч метров.

2. Пластовые сводовые залежи над неглубокими соляными штоками. Подобные залежи ненарушенного строения встречаются достаточно редко, однако обладают высокой продуктивностью и относительно просты для разведки и разработки.

3. Экранированные соляным ядром приконтактные залежи. Такие залежи образуются в результате прорыва соляного ядра через осадочный чехол. Нефтегазонасыщенные пласты при этом перекрываются практически непроницаемым для углеводородов экраном из каменной соли, что создает условия для аккумуляции нефти и газа на крыльях куполов. Данные залежи, несмотря на сложные условия разведки и разработки, обеспечивают большие дебиты с единицы площади.

4. Кепроковые залежи. Большая часть соляных куполов сверху покрыта водонепроницаемым экраном — кепроком, сложенным различными породами — гипсом, ангидритом, известняком, песчано-глинистыми отложениями. Как правило, такие неоднородные структуры характеризуются большой трещиноватостью, которая и создает благоприятные условия для нефтегазонакопления. Разведка и бурение в кепроковых залежах трудны ввиду сложностей, возникающих при разработке линзовидных коллекторов, однако объемы добычи делают их одними из самых перспективных для разведки структур.

5. Оверхенговые (козырьковые) залежи. Многие купола имеют своеобразные навесы из непроницаемых гипсо — ангидритовых отложений — оверхенги. При подъёме соляного купола проницаемые пласты изгибаются и под козырьками упираются в кепрок. С течением времени в эти пласты происходит миграция и аккумуляция нефти и газа. Характеризуются такие залежи как высокопродуктивные, однако их масштабы их разработки пока невелики и требуют развития технологий наклонно-направленного бурения.

6. Залежи под соляными линзами. Сейчас известно крайне мало подобных залежей, однако исследования ученых позволяют сделать вывод о повсеместности их распространения и о потенциально высоких дебитах нефти из таких коллекторов. Совершенствование сейсморазведки и интеграция геофизических методов исследований могут способствовать разработке сложных соляных структур.

С развитием технологий наклонно-направленного бурения, бурения сложных скважин 3D-профиля и одновременным истощением «простых» для разведки и бурения залежей углеводородов, перед учеными остро стоит вопрос о вовлечении в разработку залежей, связанных с крупными соляными скоплениями, характеризующихся сложным строением и условиями бурения, требующими постоянного контроля множества параметров и траектории ствола. В частности, это может касаться оверхенговых, кепроковых, приконтактных и линзовидных залежей — тогда, когда возникает необходимость бурить либо «через соль», либо проводить наклонно-направленный ствол или скважину сложного пространственного профиля. При бурении в солях могут возникать следующие осложнения:

– Непреднамеренное отклонение породоразрушающего инструмента от траектории ввиду пластического течения солей, возникает риск попадания в зоны АВПД или АНПД, вероятность прихвата инструмента и колонны;

– Поглощение бурового раствора в сильно трещиноватых покровных фациях;

– Прорыв газа в ствол скважины из макроскоплений в соляной толще, проникновение рассола в ствол скважины;

– Растворение солей и образование карстов, осыпей и обвалов, вследствие этого — потеря устойчивости ствола;

– Вероятность попадания в битуминозные прослои, подвижные битумы и твердые включения.

Успешное использование роторных управляемых систем и гидравлических забойных двигателей нашло свое применение в бурении сквозь соляные структуры, в частности, в Мексиканском заливе, в результате чего в 90-х годах XX века там были вскрыты глубоководные подсолевые продуктивные пласты с высокими запасам нефти и газа, зарекомендовавшие себя как коммерчески выгодные для эксплуатации. В 1990 году на глубину 1 326 м была пробурена первая коммерческая скважина на месторождении Мика в блоке 211 в Миссисипи-Каньоне. Эта глубоководная скважина прошла сквозь соляную толщу мощностью 1021 м, а затем вошла в пласт-коллектор, содержащий по оценкам от 100 до 200 млн барр. в нефтяном эквиваленте. А уже в 2004 году было открыто крупнейшее на тот момент месторождение в Мексиканском заливе и одно из крупнейших в США — Тандер Хорс (Thunder Horse), запасы нефти которого превышают миллиарда барр. (140 млн. тонн) нефти.

В числе первых открытых промышленных месторождений на Мексиканском шельфе отмечают [8]:

– Махогани (Mahogani). Это первая коммерческая разработка в подсолевом комплексе Мексиканского залива;

– Чимичанга (Chimichanga). Второе коммерческое подсолевое месторождение; пробурен соляной пласт мощностью 396 м; испытание на приток показало дебит порядка 2 100 барр./сутки нефти и почти 570 тыс. м ³ /сутки газа;

– Гемини (Gemini). Третье коммерческое месторождение, запасы которого сосредоточены в нефтеносных песках плиоцена и миоцена.

Современные роторные управляемые системы находят широкое применение в бурении сквозь соляные отложения, сводя к нулю некоторые из возможных осложнений. К основным преимуществам РУС отностят:

– Улучшенный контроль траектории скважины на входе в соляной пласт и выходе из него за счёт возможности непрерывного изменения инклинометрических параметров в режиме реального времени (в том числе противодействие так называемым «загибами-гуляниям» КНБК);

– Контроль над изменением литологического состава проходимых интервалов благодаря наддолотным датчикам гамма-каротажа (ГК), в частности, датчикам ориентированного (азимутального) ГК;

– Более гладкий ствол скважины, отсутствие желобов и эффективная очистка забоя ввиду непрерывного вращения колонны, а также более высокая механическая скорость бурения вкупе с ГЗД;

– Снижение износа долота, ударных нагрузок и вибраций за счёт почти мгновенной корректировки параметров режима бурения (в т. ч. скорости проходки) в режиме realtime и использования РУС в комплексе с другими приборами и оборудованием (центраторы, стабилизаторы, расширители ствола).

На глубоководных подсолевых месторождениях Мексиканского залива более чем десять лет назад произошел переход от разведочного бурения к широкомасштабному эксплуатационному. Вскрытие глубоководных продуктивных зон здесь приурочено к комплексу трудностей, среди которых HTHP — пласты, расположенные вблизи крупных соляных структур (и под ними), которые часто характеризуются изменяющимися от площади к площади значениями температурного градиента. Галитные толщи Мексиканского залива характеризуются как очень чистые (содержание галита NaCl свыше 97 %, однако встречаются прослои тахигидрита и карналлита), поэтому их пластическое течение обычно представляют как течение чистого галита. Текучесть «чистой» соли является функцией не только напряжения, но и температуры, поскольку при t >225˚ по Фаренгейту соль становится очень пластичной, а при t> 400˚ по Фаренгейту уже становится настолько текучей, что малейший перепад давления приводит либо к сужению ствола, либо к проникновению соли в ствол и даже выбросам рассола на дневную поверхность. Температурная зависимость ползучести соли показана на рис.1.

Рис. 1 Влияние температуры на ползучесть соли [9]

Многие проблемы бурения в подобных отложениях решаются использованием в КНБК комплекса РУС и ГЗД и подбором особой рецептуры промывочного агента. В частности, первостепенной задачей инженеры-бурильщики считают прогнозирование местоположений и углов входа в соль и выхода из неё, поскольку неправильный выход из толщи соли в зону низких (или высоких) давлений или в зону дробления влечет за собой серьёзные осложнения. В компоновку РУСа, как правило, входят приборы MWD и LWD, что обеспечивает контроль инклинометрии (зенитного угла и азимута), и одновременную запись данных с каротажных приборов. У большинства компаний-операторов глубоководных проектов в Мексиканском заливе уже приняты регламенты норм выхода из соляных пластов [8]. Бурильщики стараются выбирать для выхода горизонтальные или минимально наклоненные участки подошвы пласта. Если же это оказывается невозможным, то угол между подошвой соляного пласта и осью ствола на выходе стараются удерживать близко к 90°. Для достижения этого часто приходится производить набор зенитного угла в самом соляном пласте. При приближении к заранее установленной точке выхода снижается механическая скорость бурения, начинается отслеживание и стабилизация таких параметров бурения, как крутящий момент, нагрузка на долото, температура на забое, эквивалентная циркуляционная плотность (ЭЦП). В случае линзовидных включений углеводородов, в том числе при бурении сквозь соляные линзы, эффективным решением оказывается забойная компоновка с включенным в её состав датчиком ориентированного (азимутального) гамма-каротажа (ГК), что дает возможность не только оценить неоднородность пласта, наличие в соли глинистых и иных включений и литологический состав, но и довольно четко оконтурить залежь нефти. Таким образом, возможность «предугадать» наличие осложнений в виде литологических включений с помощью датчика ориентированного ГК и контроля инклинометрии помогает не только избежать попадания в зону осыпей и неоднородностей, но и спрогнозировать заранее выход из пласта под нужным углом.

Не менее важным аспектом при бурении в соленосных отложениях является обеспечение гладкого ствола скважины на всем протяжении её траектории и минимизация ударных нагрузок и вибраций (шоков) на КНБК [8]. Нередко ввиду включений битумов, интервалов осыпей и обвалов, трещиноватых и кавернозных пород, возникает необходимость обойти данные осложнения, при этом траектория ствола становится более извилистой и сложной, могут появляться заклинивания, большие углы перегиба приводят к появлению винтовых желобов, последующая установка обсадных колонн и цементирование становятся очень трудными, практически невыполнимыми задачами ввиду не выдержанного по стволу диаметра. Вдобавок к возможному «сползанию» соляного массива после обсадки колонна деформируется, нередко происходит даже ее смятие вплоть до обрыва, и скважина может быть потеряна. Применение ВЗД не может быть решением задачи, поскольку гидравлические забойные двигатели не способны обеспечить требуемый резкий набор или падение зенитного угла, а также его стабилизацию в осложненных условиях бурения в соли, также они оставляют на стенках скважины винтовые желобы, ухудшая её качество, а в дальнейшем — качество обсадки и тампонирования. Например, эффективным решением компании Schlumberger на проектах в Мексиканском заливе стало использование совмещенной РУС и расширителя ствола скважины, что позволило провести скважину J-образного профиля за один рейс, сократив время строительства и затраты, одновременно увеличив прибыль. В состав КНБК были включены приборы MWD и каверномеры на кабеле. РУС обеспечивала плавный набор зенитного угла или его удержание в зависимости от конкретного интервала бурения, а приборы регистрировали изменение диаметра ствола, ударных нагрузок. В результате были получены данные и вибрациях и ударных нагрузках на долото, которые показали почти полное их отсутствие. При этом угол отклонения долота от плановой траектории сохранялся равным всего 0,4˚ на протяжении всего интервала. Все это говорит о преимуществе использования РУС в комплексировании с другим забойным оборудованием. В таблице 2 отражено сравнение основных эксплуатационных характеристик РУС-ов [8].

Таблица 2

Сравнительный анализ эффективности применения компоновки с РУС ( PowerDrive от Schlumberger ) и компоновки ГЗД с бицентричным долотом при зарезке боковых стволов (ЗБС) ниже подошвы соляного пласта

Параметры бурения	КНБК с PowerDrive	КНБК с бицентричным долотом
Скважина	Big Foot № 2 ST01BP00	Big Foot № 3 ST01BP00
Буровая платформа	Cajun Express	ENSCO 7500
Диаметр ствола	12 ¼ дюйма	12 ¼ дюйма х 13 ½ дюйма
Долото	RSX 130 (RHC)	QDS 42(Smith)
Дата спуска КНБК	04.01.2006 г.	24.07.2007 г.
Дата извлечения КНБК	12.01.2006 г.	02.11.2007 г.
Общее время в скважине	~ 8 суток	~9 суток
Глубина начала интервала	5337 м	5829,3 м
Глубина окончания интервала	6765,7 м	6313,9 м
Длина интервала	1428,7 м	484,6 м
Время бурения	74 ч	77 ч
Механическая скорость проходки	19,2 м/ч	6,1 м/ч
Зенитный угол на входе	0,1˚	1,65˚
Зенитный угол в точке окончания интервала	31˚	6,3˚
Средняя интенсивность искривления ствола	0,1˚/30 м	0,29˚/30 м
Максимальная интенсивность искривления ствола	3,9˚/30 м	0,57˚/ 30 м

Как видно, применение в КНБК роторной управляемой системы вместо комплекса ГЗД + бицентричное долото позволило достичь следующих показателей:

– увеличения проходки почти в 3 раза за один рейс инструмента;

– сокращения время бурения на 3 часа;

– увеличения механической скорости проходки более чем на 13 м/ч;

– увеличения средней интенсивности искривления ствола (dogleg severity) с 0,29˚/30 м до 2˚/30 м, максимальная же интенсивность искривления с РУС составила 3,9˚/30 м (при ГЗД это значение составило всего 0,57˚/30 м);

– уменьшения общего времени пребывания компоновки в скважине; время на проходку 1483 метров при использовании РУС составило порядка 7 суток, на проходку 485 метров при использовании ГЗД — около 8 суток.

Таким образом, при необходимости строительства скважин, в том числе и зарезки боковых стволов (ЗБС) в соляных структурах, преимущество, безусловно, остаётся за КНБК с РУС. В частности, при ЗБС необходимо как можно быстрее обеспечить требуемый набор зенитного угла и увести боковой ствол от материнского, что с лёгкостью обеспечивается использованием компоновки с роторной управляемой системой.

Что касается промывочной жидкости при бурении в соленосных толщах, то отдельное внимание уделяют подбору оптимальной рецептуры бурового раствора. В настоящее время активно применяются соляные растворы на водной основе (WBM), а также, хотя гораздо реже, синтетические очистные агенты (растворы на основе синтетических масел SBM, или, например, на основе парафина), используемые, к примеру, при проходке непосредственно продуктивных коллекторов или интервалов сланцеватых пород или глин. Другие причины редкого использования SBM при бурении в эвапоритах заключаются в следующем: во-первых, в процессе бурения ввиду различной подвижности солей, слагающих разрез, могут возникать прихваты колонны или бурильного инструмента, что требует введения в буровой раствор «таблеток» с пресной водой для освобождения от заклинивания, а это невозможно в случае использования инвертных эмульсий или синтетических растворов, поскольку таблетки не будут растворяться. Во-вторых, частицы выбуренной соли не будут стабильны в таком растворе, будет происходить их оседание, и, как следствие, прихваты, заклинивания труб и долота. В-третьих, использование синтетических очистных агентов предполагает наличие центрифуг, устройств очистки от шлама, который затем сбрасывается в море и захоранивается; центрифуги на морской добывающий платформе являются очень дорогим в эксплуатации оборудованием, также подобные комплексы представляют опасность для персонала буровой платформы. Нередко ввиду того, что строительство скважин приурочено к дорогостоящим глубоководным морским проектам, применение находит модифицированная морская вода. В целом же, любой раствор на водной основе с добавлением соли должен обладать следующими свойствами:

– быть инертным по отношению к отложениям соли (и достаточно концентрированным, однако важно избегать перенасыщения), а также предотвращать её растворение (выщелачивание);

– иметь оптимальную плотность, которую можно будет регулировать в процессе бурения под конкретный интервал (например, добавлением инертного утяжелителя);

Чаще всего исследователи предлагают использовать поваренную соль NaCl или бишофит в качестве добавки к водным растворам при бурении в галитовых толщах, поскольку такие растворы, как изначально предполагается, достаточно инертны к отложениям при проходке соленасыщенных толщ. При этом в случае добавления бишофита вместо галита требуется в два раза меньше моль соли для получения раствора одинаковой концентрации. Однако раствор бишофита дороже в приготовлении, нежели раствор поваренной соли, и вывод о экономической эффективности использования агента с хлоридом магния должен учитываться при проектировании раствора. Сложности возникают, когда в интервалах бурения имеются пропластки с активными солями — тахигидритом или карналлитом, которые обладают более высокой (чем NaCl) растворимостью в воде, поэтому при бурении может возникать проблема расширения стенок скважины, потерь циркуляции и проблем со стабильностью ствола в целом. В последние годы ученые совершенствуют свои знания в области химии растворов, физической химии, химической технологии, и работают над синтезом соединений, которые при добавлении в водный раствор способны ингибировать диссоциацию особенно подвижных и растворимых в воде солей.

При проектировании дизайна раствора необходимо учесть такие параметры, как скорость проходки (ROP, rate of penetration), скорость потока раствора (mud flow rate), и соответствующую концентрацию соли в растворе. При использовании соленасыщенного раствора увеличение скорости проходки приводит к выбуриванию большего количества соляного шлама, а значит, больше соли растворяется в растворе, что приводит в конечном итоге к выравниванию градиентов концентраций между соляным пластом и раствором и уменьшению размыва стенок скважины. Поэтому очень важно подбирать такую скорость бурения, которая обеспечит требуемое повторное насыщение промывки выбуренным шламом. Одновременно с ROP не менее важным фактором является скорость циркуляции бурового раствора и удаления выбуренной породы: чем больше расход очистного агента, тем больше соли будет удаляться из скважины, а значит, более интенсивным будет размыв стенок скважины и более велика вероятность непреднамеренного увеличения диаметра ствола. Необходимо также тщательно подходить к выбору оптимальной концентрации соли, поскольку выбор слабо минерализованного раствора с целью снижения затрат неизбежно приводит к размыву ствола и поглощениям больших объёмов очистного агента.

Литература:

1. Л. В. Каламкаров, Ю. М. Васильев, М. М. Чарыгин. Особенности распространения нефти и газа в солянокупольных областях — 1963.

2. Баклан В. Ю., Блайда И. А. Клады Черного моря: перспективы использования ресурсов гидрата метана и сероводорода // Энергосбережение (Украина). — 2011. — № 9. — С.33–35

3. Eremin N. A., Mogucheva E. A., Lazutkina N. E., Srebrodolskaya M. A. Construction of wells in salt dome structures. Actual problems // Neftegaz.Ru Business Journal, No. 2 (134), 2023, p. 92–95

4. Лунин П. И. Труды института геологических наук. Выпуск 60. Геологическая серия. О генетической связи соляных и нефтеносных погребенных структур Приуралья // Издательство Академии наук СССР, Москва, 1941 г., 37 с

5. Образование соляных куполов, грязевых вулканов и связанных с ними газообразных углеводородов и нефти. — Текст: электронный // Строительно-информационный портал fccland.ru: [сайт]. — URL: https://fccland.ru/osnovy-geologii-goryuchih-iskopaemyh/11463-obrazovanie-solyanyh-kupolov-gryazevyh-vulkanov-i-svyazannyh-s-nimi-gazoobraznyh-uglevodorodov-i-nefti.html (дата обращения: 08.10.2023)

6. Соляное ядро, кепрок и солематеринская толща. — Текст: электронный // industrial-wood.ru: [сайт]. — URL: https://industrial-wood.ru/osnovy-neftyanoy-geologii/36629-solyanoe-yadro-keprok-i-solematerinskaya-tolscha.html (дата обращения: 08.10.2023).

7. Воробьев А. Е., Каукенова А. Е. Проблемы при бурении подсолевых отложений на углеводороды. Труды VIII Международной научно-практической конференции «Инженерные системы — 2015" // Российский университет дружбы народов, Москва, 2015, с. 327–332

8. «Нефтегазовое обозрение» корпоративный журнал Schlumberger, осень 2008. — 82 с.

9. Barker, J. W., Feland, K. W., and Y-H. Tsao. «Drilling Long Salt Sections Along the U. S. Gulf Coast // « SPE Drill & Completion» 9 (1994): 185–188.

10. Lomba, Rosana Fatima Teixeira, Rubens Ribeiro Pessanha, Walter Francisco Cardoso Jr, Bruno Lomba, Mauricio Folsta, Jose Thomaz Goncalves, Gleber T. Teixeira. Lessons Learned in Drilling Pre-Salt Wells With Water Based Muds // OTC-24355-MS. — Rio de Janeiro, Brazil: OTC, 2013.