Геологическая характеристика Сосновского месторождения, тектоника и нефтегазоносность. Анализ структуры фонда скважин, технологические показатели разработки и эксплуатации; пластовое давление в зонах отбора и закачки; выработка запасов нефти из пластов.
Аннотация к работе
Анализ текущего состояния разработки Сосновского месторождения 2.1 Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации, технологических показателей разработки, пластового давления в зонах отбора и закачкиВ тектоническом отношении Сосновская площадь расположена в пределах Речицко-Вишанской ступени поднятий Северной структурно-тектонической зоны Припятского прогиба. Структурно-тектоническое строение месторождения весьма сложное, поскольку здесь присутствуют элементы как разрывной, так и пликативной тектоники, связанные с движением блоков кристаллического фундамента и с проявлением соляного тектогенеза. Подсолевая структура месторождения представлена двумя блоками: западным и восточным.Пластовые воды елецкого горизонта межсолевого гидрогеологического комплекса Сосновского месторождения, отобранные из скважин №№13, 14, 15, 19, 21, 25, 36, 39, 40, 41, 42, 57 на глубинах 2761-3170 м, являются высокоминерализованными рассолами хлоридно-кальциевого типа. Значения общих показателей химического состава (минерализация, плотность, реакция среды), а также содержания основных компонентов приведены в таблице 1.1 Попутная вода из скважин, эксплуатирующих залежь нефти елецкого горизонта (скважина №36s2, проба воды от 06.10.2010), по химическому составу является близкой к закачиваемой в пласт соленой подтоварной воде (таблица 1.2). Пластовые воды воронежского, семилукского и саргаевского горизонтов подсолевых карбонатных отложений Сосновского месторождения, отобранные из скважин 14, 28, 29, 30, 31, 35, 57 на глубинах 3304-3514 м, являются высокоминерализованными рассолами хлоридно-кальциевого типа. Попутная вода из скважин, эксплуатирующих залежь нефти семилукского горизонта (скважины 32, 62s2, усредненный химический состав), по химическому составу близка к закачиваемой в пласт соленой подтоварной воде (таблица 1.4).В связи со спецификой технологических процессов и физико-химическими свойствами нефти и газа, нефтегазодобывающая промышленность оказывает отрицательное воздействие на окружающую среду, что обусловливает необходимость проведения комплекса природоохранных мероприятий в процессе поисков, разведки и разработки нефтяных месторождений. Строительство скважин и разработка месторождений должны осуществляться при полном соблюдении мер по охране недр и окружающей среды в соответствии с документами: · Законом об охране окружающей среды РБ, · Законом об охране атмосферного воздуха, · Законом о питьевом водоснабжении, · Законом об отходах, · действующими положениями Минприроды РБ и другими нормативными документами. Так как территория Сосновского месторождений представляет собой заболоченную, залесенную равнину с хорошо развитой речной сетью, поэтому при строительстве скважин необходимо обеспечить долговечность и герметичность крепи скважин, герметичность обсадных колонн и межколонных пространств, обеспечить изоляцию флюидосодержащих горизонтов друг от друга и от проницаемых пластов по всему разрезу до устья скважин. Проектами на строительство скважин на рассматриваемых месторождениях предусмотрено создание шламовых амбаров с герметично изолированными стенками, куда осуществляется сбор отработанных буровых растворов, шламов, сточных вод с территории буровой площадки согласно требованиям, предъявленным в “Инструкции по проектированию и строительству…”. Согласно “Правил безопасности…”, проектами на строительство скважин предусматривается план ликвидации аварийных ситуаций, который должен содержать указания по оповещению персонала и спецслужб, участвующих в ликвидации аварии, перечнем необходимых технических средств и аварийного запаса обезвреживающих реагентов, способами защиты персонала (в особо опасных случаях для населения), способами сбора, удаления загрязняющих веществ и обезвреживания территории, а также объектов водопользования в случае их загрязнения.По состоянию на 1.01.2012 г. залежи нефти восточного блока саргаевского горизонта, западного блока семилукского горизонта, западного и восточного блоков воронежского горизонта не разрабатываются. В настоящее время в разработке находятся залежи нефти восточного блока семилукского горизонта и 1-го и 2-го блоков елецкого горизонта. Всего на 01.01.2012 г. из залежи отобрано 85,3 тыс. т нефти, что составляет 65,1% от начальных извлекаемых запасов, остаточные извлекаемые запасы - 45,7 тыс.т, текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,280 при проектном 0,429. Текущая компенсация отбора жидкости закачкой составляет 91,8%, накопленная - 138,8% (с учетом закачки в скважину 61) и 9,9% (без учета закачки в скважину 61). Таким образом, по состоянию на 1.01.2012 года на блоке сложилась система разработки с поддержанием пластового давления во внутриконтурную скважину 54, добыча осуществляется двумя добывающими скважинами 39 и 67.
План
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
1. Геологическая характеристика Сосновского месторождения
1.1 Стратиграфическая и литологическая характеристика
1.2 Тектоника
Вывод
Тема дипломной работы «Детализация геологического строения и рекомендации по доразведке Сосновского нефтяного месторождения».
Цель дипломной работы - анализ текущего состояния разработки и обоснование на ее основе доразведку месторождения.
В данной дипломной работе рассмотрели геологическое строение Сосновского месторождения. Пришли к выводу, в тектоническом отношении Сосновская площадь расположена в пределах Речицко-Вишанской ступени поднятий Северной структурно-тектонической зоны Припятского прогиба.
Структурно-тектоническое строение месторождения весьма сложное, поскольку здесь присутствуют элементы как разрывной, так и пликативной тектоники, связанные с движением блоков кристаллического фундамента и с проявлением соляного тектогенеза.
Подсолевая структура месторождения представлена двумя блоками: западным и восточным. Межсолевая структура Сосновского месторождения представлена двумя блоками, которые разделены субширотным бескорневым нарушением, имеющим амплитуду от 30 м до 90 м.
Стратиграфически промышленная нефтеносность на Сосновском месторождении связана с подсолевыми (саргаевский, воронежский и семилукский горизонты) и межсолевыми (елецкий горизонт) отложениями.
Во второй главе рассмотрели текущее состояние разработки Сосновского месторождения.
По состоянию на 1.01.2012 г. залежи нефти восточного блока саргаевского горизонта, западного блока семилукского горизонта, западного и восточного блоков воронежского горизонта не разрабатываются. В настоящее время в разработке находятся залежи нефти восточного блока семилукского горизонта и 1-го и 2-го блоков елецкого горизонта.
Залежь нефти первого блока елецкого горизонта
Всего на 01.01.2012 г. из залежи отобрано 85,3 тыс. т нефти, что составляет 65,1% от начальных извлекаемых запасов, остаточные извлекаемые запасы - 45,7 тыс.т, текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,280 при проектном 0,429. Удельный отбор нефти на 1 скважину добывающего фонда 28,4 тыс. т.
Текущая компенсация отбора жидкости закачкой составляет 91,8%, накопленная - 138,8% (с учетом закачки в скважину 61) и 9,9% (без учета закачки в скважину 61). В целом, выработку запасов нефти следует оценить как эффективную. Существующая система разработки залежи с предложенными геолого-техническими мероприятиями обеспечит выработку запасов и достижение проектного КИН.
Таким образом, по состоянию на 1.01.2012 года на блоке сложилась система разработки с поддержанием пластового давления во внутриконтурную скважину 54, добыча осуществляется двумя добывающими скважинами 39 и 67.
Сложившуюся на 1.01.2012 года систему разработки можно характеризовать как эффективную. При отборе из залежи 65,1% от начальных извлекаемых запасов обводненность продукции составляет 10,2%.
Предусматривается в 2013 году бурение второго ствола скважины 61s2, ввод в добычу, предварительно выполнив в ней СКР. Бурение скважины 67s2 и ввод в ППД, предварительно выполнив в ней СКР.
Залежь нефти второго блока елецкого горизонта
По состоянию на 01.01.2012 г. в залежь закачано 297,4 тыс.м3 воды. Накопленная компенсация отбора закачкой- 68,8%, текущая - 71,2%.
Таким образом, на залежи сформирована система разработки с поддержанием пластового давления во внутриконтурные нагнетательные скважины 60, 65 добыча нефти осуществляется также двумя добывающими скважинами - 66 и 68. По состоянию на 01.01.2012 г. из залежи добыто 249 тыс. т нефти, остаточные извлекаемые запасы - 46 тыс. т, достигнутый коэффициент нефтеизвлечения 0,363 при проектном 0,43. От свода к крыльям залежи происходит ухудшение коллекторских свойств, что в свою очередь отразилось на объемах добычи нефти по скважинам.
Существующую на блоке систему разработки можно назвать эффективной. Учитывая текущую производительность действующих добывающих скважин достижение проектного коэффициента нефтеизвлечения на блоке реально.
Предусматривается после полного обводнения бурение бокового ствола из скважины 66. Перед бурением скважины 66s2 намечается выполнить ШПНП в скважину 66.
Залежь нефти восточного блока семилукского горизонта
На 01.01.2012 года разработка залежи осуществляется добывающей скважиной 32 с закачкой воды в скважину 64. В связи с обводнением скважина 32 работает в периодическом режиме с дебитом нефти 6,4 т/сут, жидкости - 8,2 т/сут, обводненностью добываемой продукции - 22%. Текущее пластовое давление в скважине 23,8 МПА (замер от 25.11.2008 г.). Всего скважиной добыто 387,2 тыс. т нефти.
По состоянию на 01.01.2012 г. накопленная добыча нефти из восточного блока семилукской залежи составляет 413,6 тыс. т (92,1% от начальных извлекаемых запасов), текущий КИН 0,498 при проектном 0,54. Пластовое давление в среднем по залежи на начало 2012 года составляет 24,3 МПА. Текущая компенсация отбора жидкости закачкой в пластовых условиях - 19%, накопленная - 48,4%.
Существующая система разработки недостаточна эффективна, так как выработка запасов изначально осуществлялась одной скважиной 32, пробуренной в своде залежи, затем пробурили и ввели в эксплуатацию скважины 62 и 63, расположенные на крыльях и вскрывшие кровлю залежи гипсометрически ниже на ~60 м, что привело к преждевременному обводнению скважин 62 и 63.
Список литературы
ВВЕДЕНИЕ
Тема дипломной работы «Детализация геологического строения и рекомендации по доразведке Сосновского нефтяного месторождения».
Цель дипломной работы - анализ текущего состояния разработки и обоснование на ее основе доразведку месторождения.
Задачи дипломной работы: - изучение геологического строения месторождения, его особенностей;
- изучение текущего состояния разработки;
- изучение мер по охране окружающей среды и недр.
В административном отношении Сосновское месторождение расположено в Светлогорском районе Гомельской области Республики Беларусь.
Ближайшими промышленными центрами, расположенными вблизи месторождения, являются города Светлогорск (в 16 км на север), Калинковичи (в 42 км на юго-запад) и Речица (в 42 км на юго-восток) с железнодорожными узловыми станциями и речным портом в городе Речица.
Ближайшие нефтяные месторождения, находящиеся в эксплуатации: на западе - Давыдовское в 4 км, на востоке - Осташковичское в 1 км, на юге - Славаньское в 1 км.
Дорожная сеть представлена преимущественно грунтовыми дорогами, труднопроходимыми транспортом в осенне-весенний период. Ближайшие шоссейные дороги: Мозырь-Бобруйск, проходящая западнее месторождения (на расстоянии 4 км), и Речица-Светлогорск, проходящая севернее территории Сосновского месторождения (на расстоянии 12 км). В 5 км от месторождения проходит железная дорога Калинковичи - Жлобин. Ближайшая железнодорожная станция - Останковичи, расположенная в 7 км от скважины №13 Сосновской.
В орографическом отношении Сосновское месторождение приурочено к северо-восточной части Припятского Полесья, представляющего собой заболоченную, залесенную равнину, значительная часть которой засажена хвойными и лиственными лесами. Абсолютные отметки поверхности земли над уровнем моря колеблются в пределах от 136 м до 144 м.
Гидрографическая сеть представлена реками Ведрич и Сведь, ближайшая судоходная река - Березина. Непосредственно на территории имеется ряд небольших озер, сеть мелиоративных каналов и небольших водоемов, которые мелеют и пересыхают в летний период. Вблизи месторождения расположено Светлогорское водохранилище.
Климат района умеренно-континентальный, влажный. Средняя температура января составляет -6,6°С, июня 18°С. Среднегодовая температура воздуха 7°С. Среднегодовое количество осадков находится в пределах 550-650 мм. Глубина промерзания грунта - 0,8-0,9 м. Господствующие направления ветров в холодный период года - западные и северо-западные; летом - чаще юго-восточные. Ветры, в основном, несильные и редко достигают скорости 10-15 м/с.
В экономическом отношении район преимущественно сельскохозяйственный. Развито земледелие и животноводство. Промышленность развита в ближайших городах, где имеются предприятия пищевой, машиностроительной, деревообрабатывающей, строительной и химической промышленности. Из полезных ископаемых местного значения в районе работ имеются строительные пески, торф.
В 31 км на юго-восток от месторождения проходит нефтепровод «Дружба». Сбор и транспортировка нефти осуществляется по герметизированной системе через установку подготовки нефти в Речице, где доводится до товарной кондиции, и сдается в нефтепровод «Дружба». По нефтепроводу снабжается сырьем крупнейший в Республике Беларусь Мозырский нефтеперерабатывающий завод. Попутный газ поступает на Белорусский ГПЗ в г. Речица.
Стратиграфически промышленная нефтеносность на Сосновском месторождении связана с подсолевыми (саргаевский, воронежский и семилукский горизонты) и межсолевыми (елецкий горизонт) карбонатными отложениями.
Сосновское нефтяное месторождение открыто трестом «Белнефтегазразведка» в мае 1973 г. скважиной 13, пробуренной в пределах западного блока подсолевой структуры. Промышленные притоки нефти были получены из воронежских и семилукских отложений.
Первооткрывательницей подсолевых залежей нефти на восточном блоке явилась скважина 32, пробуренная в 1975 году, в которой промышленные притоки нефти получены из воронежских, семилукских и саргаевских отложений дебитами 15-581 м3/сут при испытании в открытом стволе и 120-355 м3/сут на 10 мм штуцере при опробовании в колонне.
В декабре 1975 года скважиной 36 открыта елецкая залежь: получены промышленные притоки нефти дебитами 14-103 м3/сут при испытании в открытом стволе и дебитом 210 м3/сут на 10 мм штуцере при опробовании в эксплуатационной колонне
Пробная эксплуатация месторождения начата в декабре 1973 г. вводом в эксплуатацию поисковой скв. 13.
На Сосновском месторождении всего 7 залежей: 2 межсолевых и 5 подсолевых. В плане межсолевые и подсолевые залежи не совпадают.
По состоянию на 01.01.2012 г. накопленная добыча нефти с начала эксплуатации составила: - елецко-задонский горизонт, всего - 327 тыс. т (1-й блок - 83 тыс. т, 2-й блок - 244 тыс. т);
- воронежский горизонт, всего - 115 тыс.т. (зап. блок - 33 тыс. т, вост. блок - 82 тыс. т);
- семилукский горизонт, всего - 434 тыс.т (зап. блок - 22 тыс. т вост. блок - 412 тыс.т).
1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА СОСНОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
1.1 Стратиграфическая и литологическая характеристика
В геологическом строении Сосновского месторождения, как и всего Припятского прогиба, принимают участие породы кристаллического фундамента архейско-нижнепротерозойского возраста и осадочного чехла, представленные верхнепротерозойскими, девонскими, каменноугольными, пермскими и мезокайнозойскими образованиями.
Кристаллический фундамент (AR-PR1) частично вскрыт четырьмя скважинами №№20, 23, 25, 32 и сложен гранитами темно-серыми с красноватым оттенком, трещенноватыми, а также гранито-гнейсами серыми, темно-серыми, крупнокристаллическими. Вскрытая толщина пород фундамента изменяется от 9.5 м в скв. №20 Сосновской до 24.5 м в скв. №32 Сосновской.
Верхний протерозой (PR2) представлен переслаиванием пестроцветных песчаников и алевролитов с прослоями глин. Толщина его 141,5 м в скв. №32 Сосновской.
Витебско-пярнусский, наровский и старооскольский горизонты (D2vtb pr, D2nr и D2st) сложены чередованием песчаников, алевролитов с прослоями глин, аргиллитов, иногда мергелей, доломитов и ангидритов. Толщины их составляют соответственно 18 м, 58,5 м и 134,5 м в скв. №32 Сосновской.
Ланский горизонт (D3ln) представлен песчаниками, алевролитами и глинами. Толщина горизонта изменяется от 14 м в скв. №16 Сосновской до 55 м в скв. №18 Сосновской.
Подсолевой карбонатный комплекс сложен отложениями саргаевского, семилукского, речицкого, воронежского и кустовницких слоев евлановского горизонтов.
Саргаевский горизонт (D3sr) представлен, в основном, доломитами темно-серыми с коричневым оттенком, кавернозными, трещиноватыми, с признаками нефтегазоносности. В нижней части разреза преобладают глинистые доломиты. Встречаются редкие прослои известняка, ангидрита. Толщина горизонта колеблется в пределах от 36 м в скв. №16 Сосновской до 47 м в скв. №29 Сосновской.
Семилукский горизонт (D3sm) представлен доломитами мелко-среднезернистыми, реже крупнозернистыми, неравномерно кавернозными, трещиноватыми. Более крупные каверны заполнены ангидритом, кальцитом, некоторые - со слабыми выпотами нефти. Толщина горизонта изменяется от 13 м в скв. №51 Сосновской до 39 м в скв. №21 Сосновской.
Речицкий горизонт (D3rch) сложен глинами и мергелями. Толщина его изменяется от 2.5 м в скв. №29 Сосновской до 11.5 м в скв. №26 Сосновской.
Воронежский горизонт (D3vr) сложен доломитами мелко-среднезернистыми, трещиноватыми, кавернозными с прослоями известняков неравномерно глинистых, иногда сильно доломитизированных. Толщина горизонта изменяется от 42 в скв. №51 Сосновской до 61 м в скв. №№24 и 63 Сосновских.
Кустовницкие слои евлановского горизонта D3ev(kst) представлены чередующимися известняками, доломитами, ангидритами и мергелями. Толщина слоев изменяется от 14 м в скв. №31 Сосновской до 44 м в скв. №57 Сосновской. Отложения являются «переходной» пачкой между подсолевым и нижнесоленосным комплексами.
Нижнесоленосный комплекс евлано (анисимовские слои) - ливенского возраста (D3ev(an)-D3lv) представлен каменной солью с прослоями глин, мергелей, глинистых известняков, доломитов и ангидритов. Толщина отложений изменяется от 218.5 м в скв. №19 Сосновской до 356 м в скв. №21 Сосновской.
Межсолевой комплекс включает отложения домановичского, задонского, елецкого и петриковского горизонтов.
Домановичские отложения (D3dm) представлены мергелями, глинами с прослоями известняков и ангидритов. Толщина отложений изменяется в пределах от 5.5 м в скв. №16 Сосновской до 27 м в скв. №17 Сосновской.
Разрез задонского горизонта (D3zd) представлен чередованием известняков, доломитов и их глинистых и сульфатизированных разностей. Толщина горизонта изменяется в широких пределах от 38.5 м в скв. №72 Сосновской до 193 м в скв. №15 Сосновской.
Литологический состав елецкого горизонта (D3el) в составе туровских и дроздовских слоев, в основном, представлен известняками, реже доломитами. Толщина горизонта изменяется от 76 м в скв. №61 Сосновской до 185 м в скв. №57 Сосновской.
Петриковский горизонт (D3ptr) сложен мергелями, известняками, доломитами и их глинистыми разностями. Толщина горизонта изменяется в широких пределах от 11 м в скв. №65 Сосновской до 34 м в скв. №30 Сосновской.
Верхний соленосный комплекс делится на галитовую и глинисто-галитовую подтолщи. Галитовая подтолща, включающая отложения лебедянского горизонта (D3lb) и найдовских слоев оресского горизонта D3or(nd), сложена каменными солями и несолевыми прослоями. В пределах месторождения отложения подтолщи подвержены интенсивному соляному тектогенезу. Толщина подтолщи колеблется в пределах от 72 м в скв. №24 Сосновской до 1953 м в скв. №55 Сосновской.
Глинисто-галитовая подтолща представлена чередованием каменных солей и несолевых пород (глин, мергелей, ангидритов, известняков глинистых). Толщина подтолщи изменяется от 405 м в скв. №16 Сосновской до 2254 м в скв. №18 Сосновской.
Надсолевая толща сложена верхнедевонскими, каменноугольными, пермскими и мезокайнозойскими образованиями. Представлена толща терригенно-карбонатными породами: известковистыми глинами с прослоями и линзами песчаников, алевролитов и известняков, кварцево-глауконитовыми песками и кварцево-полевошпатовыми песками, мергельно-меловыми породами и обуглившимися растительными остатками. Мощность толщи - до 1720.5 м (скв. №27).Опубликованная
1. Правила разработки нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений Республики Беларусь. - Гомель; 2005. - 96 с.
2. ТКП 077-2007 (09100). Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений. Введ. с 1.09.2007 г. - Минск: Концерн «Белнефтехим», 2007.- 99 с.
4. СТП 09100.17015.082 - 1990. Технология вскрытия проницаемых пород с принудительной кольматацией.- Введен 01.03.1991. - Гомель: ГО УКРГИПРОНИИНЕФТЬ, 1990. - 58 с. - Изменение №1 к СТП 09100.17015.082 - 1990.
5. СТП 09100.17015.080-1989. Испытание и освоение скважин. - Взамен СТП 00-028-62; Введен 01.02.1990. - - Гомель: ГО УКРГИПРОНИИНЕФТЬ, 1990. - 50 с.
6. СТП 09100.17015.029-1998. Технология воздействия на пласт при интенсификации притока в карбонатных пластах. - Введен с 01.01.2000. - Гомель: БЕЛНИПИНЕФТЬ, 2000. - 77 с.
7. СТП 09100.17015.035-1999. Временная инструкция по технологии интенсификации притока нефти в пластах с терригенным коллектором. - Введен 11.12.2000. - Гомель: БЕЛНИПИНЕФТЬ, 2000. - 45 с.
8. Составление технологических схем, проектов разработки и пробной эксплуатации нефтяных месторождений объединения "Белоруснефть". Проект пробной эксплуатации Сосновского месторождения: Отчет о НИР (промежуточный) / УКРГИПРОНИИНЕФТЬ; Руководители А.К. Гончарова, Г.И. Гурьянов. - Киев, 1984. - 95 с.
9. Составление технологических схем, проектов разработки и пробной эксплуатации нефтяных месторождений объединения "Белоруснефть". Технологическая схема разработки Сосновского месторождения: Отчет о НИР (заключительный) / УКРГИПРОНИИНЕФТЬ; Руководители А.Н. Березаев, Н.К. Карташ. - Киев, 1990. - 235 с.
10. Составление технологических схем, проектов разработки и пробной эксплуатации нефтяных месторождений ПО "Белоруснефть". Этап 2. Уточнение технологических показателей разработки месторождений, находящихся в пробной эксплуатации: Отчет о НИР/БЕЛНИПИНЕФТЬ; Руководители А.Н. Березаев, Н.К. Карташ. - Гомель, 1991. - 91 с.
11. Пересчет запасов нефти и растворенного газа Сосновского месторождения (книга 1): Отчет о НИР/БЕЛНИПИНЕФТЬ; Руководитель А.А. Пахольчук. - Гомель, 1997. - 245 с.
12. Составление проектов и технологических схем разработки нефтяных месторождений ПО "Белоруснефть". Проект разработки Сосновского месторождения: Отчет о НИР / БЕЛНИПИНЕФТЬ; Руководитель Н.А. Веремко. - Гомель, 1999. - 191 с.
13. Составление проектов и технологических схем разработки нефтяных месторождений ПО "Белоруснефть". Уточненный проект разработки Сосновского месторождения (временный): Отчет о НИР / БЕЛНИПИНЕФТЬ; Руководитель Л.Г. Мельникова - Гомель, 2008. - 284 с.
14. Пересчет запасов нефти и растворенного газа подсолевых карбонатных залежей Сосновского месторождения: Отчет о НИР/БЕЛНИПИНЕФТЬ; Руководитель А.Л. Цукарева. - Гомель, 2005. - 232 с.
15. Пересчет запасов нефти и растворенного газа Сосновского и Пожихарского месторождений (книга 1): Отчет о НИР/БЕЛНИПИНЕФТЬ; Руководитель А.С. Мохорев. - Гомель, 2009. - 375 с.
16. Закон Республики Беларусь об охране окружающей среды от 26.11.92 №1982-XII (в ред. от 06.05.2010 №127-З)
17. Закон Республики Беларусь «Об охране атмосферного воздуха» от 16.12.2008 №2-З
18. Закон Республики Беларусь «Об обращении с отходами» от 20.07.2007 №271-З
19. Закон Республики Беларусь «О растительном мире» от 14.06.2003 №205-3 (в ред. от 28.12.2009 №96-З)
20. Водный кодекс Республики Беларусь от 15 июля 1998 г. №191-З (в ред. от 04.01.2010 №109-З)
21. Кодекс РБ о недрах от 14 июля 2008 г. №406-3 (в ред. от 04.01.2010 №109-З)
22. СТП 09100.17015.078-2006 «Технологические мероприятия по обработке отходов бурения с целью снижения загрязнения окружающей среды при строительстве скважин на месторождениях РУП «ПО Белоруснефть». - Взамен СТП 09100.17015.078-1989; Введен 29.12.2006. - Гомель: БЕЛНИПИНЕФТЬ, 2006. - 70 с.
23. САНПИН «Гигиенические требования к организации СЗЗ предприятий, сооружений и иных объектов, являющихся объектами воздействия на человека и окружающую среду» Постановление Минздрава №78 от 30.06.2009
24. Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности. Минск, 1994 г.
25. Постановление Минприроды №39 от 09.06.2009 «Инструкция о порядке регулирования выбросов ЗВ в атм. воздух в период неблагоприятных метеорологических условий»
26. Указ Президента Республики Беларусь №214 от 07.05.2007 «О некоторых мерах по совершенствованию деятельности в сфере лесного хозяйства»