Технологический прогресс в области геологии и добычи нефти и газа в последние десятилетия сконцентрирован в двух направлениях – освоении так называемых «нетрадиционных» коллекторов и сверхглубоких проектах. Ранее воспринимавшиеся как альтернативные друг другу, они в последнее время сближаются, поскольку сложнопостроенные (нетрадиционные) разрезы на больших глубинах перестают рассматриваться как малоперспективные. Это вызвано главным образом тем, что на сверхглубинах установлены области развития высокоемких коллекторов и выдвинуты гипотезы о способах их прогнозирования. Кроме того, было доказано, что нефтегазоматеринские толщи остаются производящими на глубинах свыше 9000 м. Для оценки потенциала глубокозалегающих комплексов требуется привлечение новых методик, в том числе моделирования общей (полной) УВС, учитывающей вклад нетрадиционных и плотных/сложнопостроенных разностей. Необходимо разработать теоретические (физико-химические и математические) подходы к моделированию процессов реализации генерационного потенциала материнскими толщами с высоким содержанием керогена, формирования и изменения фильтрационно-емкостных свойств пород коллекторов и покрышек, поскольку именно они демонстрируют максимальную устойчивость в условиях сверхглубин, а также аномально высоких температур и давлений. Успешный опыт моделирования тех или иных сложных систем должен досконально изучаться и тиражироваться на объекты-аналоги.

Список литературы

1. Cheng-Zao Jia, Xiong-Qi Pang, Yan Song. Whole petroleum system and ordered distribution pattern of conventional and unconventional oil and gas reservoirs //

Petroleum Science. – 2023. – V. 20. – Issue 1. – P. 1–19. – http://doi.org/10.1016/j.petsci.2022.12.012

2. Cheng-Zao Jia, Xiong-Qi Pang, Song Yan. Basic principles of the whole petroleum system // Petroleum Exploration and Development. – 2024. – V. 51 (4). –

780–794. – http://doi.org/10.1016/S1876-3804(24)60506-9

3. Tao Hu, Xiongqi Pang, Fujie Jiang. Whole petroleum system theory and new directions for petroleum geology development // Advances in Geo-Energy Research. – 2024. – V. 11 (1). – http://doi.org/10.46690/ager.2024.01.01

4. Zhijun Jin. Hydrocarbon accumulation and resources evaluation: Recent advances and current challenges // Advances in Geoenergy Research. – 2023. – V. 8 (1). – http://doi.org/10.46690/ager.2023.04.01

5. An overview of the differential carbonate reservoir characteristic and exploitation challenge in the Tarim Basin (NW China) / Lixin Chen [et al.] // Energies. – 2023. – V. 16. – https://doi.org/10.3390/en16155586

6. Косенкова Н.Н., Сынгаевский П.Е., Хафизов С.Ф. Обзор современных представлений о процессах формирования залежей углеводородов на больших глубинах // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 5. – С. 6–12. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-5-6-12

7. Origins of pressure dependent permeability in unconventional hydrocarbon reservoirs / J. Valenza, P. Kortunov, S. Alzobaidi [et al.] // Sci Rep. – 2023. – V. 13 (1). – https://doi.org/10.1038/s41598-023-33601-5

8. The place of natural hydrogen in the energy transition: A position paper / E.C. Gaucher, I. Moretti, N. Pélissier [et al.] // Eur. Geol. – V. 55. – P. 5–9. – http://doi.org/10.5281/zenodo.8108239

9. Natural hydrogen: sources, systems and exploration plays / O. Jackson, S.R. Lawrence, I.P. Hutchinson [et al.] // Geoenergy. – 2024. – 2 (1). – https://doi.org/10.1144/geoenergy2024-002

10. Critical condition of the depth limit of oil accumulation of carbonate reservoirs and its exploration significance in the lower Ordovician of the Tazhong area in the Tarim basin / Wenyang Wang, Pang Xiong, Wang Yaping [et al.] // American Chemical Society. – 2024. – http://doi.org/10.1021/acsomega.3c07793

11. Geological conditions, reservoir evolution and favorable exploration directions of marine ultra-deep oil and gas in China / Jianzhong LI, Xiaowan Tao, Bin Bai [et al.] // Petroleum Exploration and Development. – 2021. – V. 48. – Issue 1. – P. 60–79. – http://doi.org/10.1016/S1876-3804(21)60005-8

12. Juan He. Factors controlling the development of carbonate reservoirs of Ordovician Yingshan formation in the Gucheng area, Tarim Basin // Energy Geoscience. – 2023. – V. 4. – Issue 3. – doi.org/10.1016/j.engeos.2022.100147

13. Characteristics and Genesis of Carbonate Weathering Crust Reservoirs: A Case from the Ma5Member of Ordovician in Gaoqiao Area, Ordos Basin, China / Qiang Ren, Zhen Sun, Hu Wang [et al.] // ACS Omega. – 2024. – V. 9(32). – P. 34329–34338. – https://doi.org/10.1021/acsomega.4c00292

14. Differential evolution and main controlling factors of inner-platform carbonate reservoirs in restricted–evaporative environment: A case study of O2m56 in the Ordos Basin, North China / Mengying Yang, Xiucheng Tan, Zhaolei Fei [et al.] // Minerals. – 2025. – V. 15(3). – https://doi.org/10.3390/min15030236/

15. Delaminated fracturing and its controls on hydrocarbon accumulation in carbonate reservoirs of weak deformation regions: A case study of the Yuanba ultra-deep gas field in Sichuan Basin, China / Wang Xinpeng, Chen Shuping, Feng Guimin [et al.] // Frontiers in Earth Science. – 2022. – V. 10. – http://doi.org/10.3389/feart.2022.884935

16. Опыт моделирования баженовской свиты Западной Сибири как нетрадиционного источника углеводородов / С.В. Малышева, В.Е. Васильев, Д.К. Комиссаров [et al.] // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 12. – C. 14-17.

17. Deepest oil in Asia: Characteristics of petroleum system in the Tarim basin, China / Guangyou Zhu, Milkov A., Li Jingfei [et al.] // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2021. – V. 199. – http://doi.org/10.1016/j.petrol.2021.108246

18. Kiswaka E.B., Mshiu E.E. Mafia deep basin: Basin development and petroleum system elements // Journal Sediment. Environ. – 2023. – No. 8. – P. 153–173. –https://doi.org/10.1007/s43217-023-00128-8

19. Li Guoyu. World atlas of oil and gas basins. – Wiley-Blackwell, 2011. – 496 p. – https://doi.org/10.5860/choice.48-6656

20. The depth limit for the formation and occurrence of fossil fuel resources / Xiongqi Pang, Chengzao Jia, Kun Zhang [et al.] // Earth System Science Data Discussions. – 2019. – http:// doi.org/10.5194/essd-2019-72

В рамках исследования проведено объемное бассейновое моделирование углеводородных систем Куршской впадины, изучена история ее геологической эволюции. Определено время вхождения нефтегазоматеринских отложений в главную зону нефтеобразования, начало и объемы интенсивной генерации углеводородов, показано положение нефтегазоматеринских толщ в зонах генерации углеводородов в настоящее время. Рассмотрены основные элементы углеводородных систем и процессы, протекающие в них. Определены и описаны основные тектонические вехи в геологической истории формирования Куршской впадины. Дана оценка перспектив нефтегазоносности. Основным источником углеводородов в осадочном чехле Куршской впадины являются породы нижнего отдела кембрийской системы (айсчайская серия) и лландоверийского отдела силурийской системы. Генерация углеводородов началась в раннем девоне и продолжается до настоящего времени. Сгенерированные углеводороды аккумулируются в ловушках структурного типа, приуроченных к породам дейменской свиты кембрийской системы. Основные перспективы связаны с региональным резервуаром среднекембрийского возраста. Проведенное моделирование подтвердило перспективы нефтегазоносности территории, а также позволило сопоставить результаты с выявленными в результате сейсморазведочных работ структурами. Результаты бассейнового моделирования дают возможность прогнозировать углеводородное насыщение в выявленных структурах. Построенная бассейновая модель Куршской впадины способствует повышению эффективности нефтегазопоисковых работ в пределах акватории Куршского залива.

Список литературы

1. Oils and hydrocarbon source rocks of the Baltic sineclyse / S. Kanev, L. Margulis, J.A. Bojesen-Koefoed [et al.] // Oil & Gas Journal. – 1994. – July. – Р. 69–73.

2. Аверьянова О.Ю. Нефтегазовые системы некоторых осадочных бассейнов Европы // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2015. – Т. 10. – № 2. – С. 1–25.

3. Зарипова Р.Р., Дорофеев Н.В. Подход к прогнозированию перспективных на нефть и газ структур на основе анализа генерационно-миграционных процессов системы // Нефтепромысловое дело. – 2021. – № 6 (630). – С. 17–21. – https://doi.org/10.33285/0207-2351-2021-6(630)-17-21

4. Отмас А.А. (старший), Волченкова Т.Б., Богословский С.А. Глинистые толщи силура в Калининградской области как возможный объект поиска углеводородного сырья // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2013. – Т. 8. – № 3. – http://doi.org/10.17353/2070-5379/30_2013

5. Геохимия органического вещества и генерация углеводородов в нижнесилурийских отложениях Калининградской области / Т.К. Баженова, А.И. Шапиро, В.Ф. Васильева, А.А. Отмас (старший) // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2012. – Т. 7. – № 2. – 3 с.

6. Десятков В.М., Отмас А.А., Сирык С.И. Нефтегазоносность Калининградского региона // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2006. – № 8. – С. 24–30.

7. Kosakowski P., Zakrzewski A., Waliczek M. Ordovician and Silurian Formations of the Baltic Syneclise (NE Poland): An Organic Geochemistry Approach // Lithosphere. – 2022. – No. 1. – https://doi.org/10.2113/2022/7224168

Васюганская свита в южных частях Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции является одним из самых значимых нефтегазоносных комплексов. В районе исследования, приуроченном к тектонической зоне сочленения Юганской мегавпадины с Нижневартовским сводом, пласт Ю11 представляет наибольший интерес для проведения геолого-разведочных работ и пополнения ресурсной базы. В связи с полифациальным строением изучаемого резервуара и наличием различных гидродинамических барьеров, влияющих на характер насыщения пласта и разобщающих структурные элементы III-IV порядков, к которым приурочены нефтяные залежи, сформирована региональная концептуальная геологическая модель с детализацией особенностей и эволюцией осадконакопления позднеоксфордской палеодельтовой системы посредством комплексирования сейсмических и скважинных данных. Прослеживание миграционных трансгрессивно-регрессивных событий дало возможность выявить фациальные особенности строения и провести типизацию и ранжирование песчаных объектов пласта Ю11. Установлены и закартированы песчаные фации устьевых баров дельты, распределительных каналов и аккреционных комплексов, трансгрессивных барьерно-островных систем. Показана значимость сформированных в региональном масштабе закономерностей строения пласта Ю11 при разработке программы поисково-разведочного бурения. Предлагаемый подход к концептуальному моделированию можно применять на схожих геологических объектах.

Список литературы

1. Комплексный подход к сейсмогеологическому моделированию и фациальному анализу сложнопостроенных объектов на примере пласта ЮВ11 васюганской свиты / Н.А. Полюх, А.С. Бузилов, И.В. Евдокимов [и др.] // Геофизика. – 2024. – № 3. – С. 21–28. – https://doi.org/10.34926/geo.2024.91.35.003

2. Белозеров В.Б. Роль седиментационных моделей в электрофациальном анализе терригенных отложений // Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов. – 2011. – Т. 319. – № 1. – С. 116–123.

3. Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел - литологических ловушек нефти и газа. – Л.: Недра. – 1984. – 260 с.

4. Шурыгин Б.Н., Пинус О.В., Никитенко Б.Л. Сиквенс-стратиграфическая интерпретация келловея и верхней юры (васюганский горизонт) юго-востока Западной Сибири // Геология и геофизика. – 1999. – Т. 40. – № 6. – С. 843–862.

5. Бейзель А.Л. Изменения интенсивности сноса осадков – основной фактор образования осадочных комплексов (на материале юры Западной Сибири) // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2006. – № 5–6. – С. 34–44.

6. Обстановки формирования бат-верхнеюрских отложений Западно-Сибирского бассейна: пространственно-временные закономерности и факторы эволюции / П.А. Ян, Л.Г. Вакуленко, О.В. Бурлева [и др.] // Новые вызовы фундаментальной и прикладной геологии нефти и газа – XXI век. – 2021. – С. 57–60.

Основные месторождения Узень-Жетыбайской ступени имеют высокую степень истощения запасов углеводородов, приуроченных к отложениям мезозойского возраста. В связи с этим поиск новых залежей для восполнения сырьевой базы становится важной задачей для региона. Кроме мезо-кайнозойской части разреза продуктивность отложений установлена и в нижележащих палеозойских комплексах. Поэтому расширение перспективных территорий и обнаружение новых скоплений углеводородов за счет изучения глубокозалегающих отложений палеозоя с использованием новейших данных становятся актуальными направлениями работ. В статье приведено описание процессов генерации, возможной миграции и последующего заполнения потенциальных структурных ловушек. Кроме того, было изучено развитие площадей дренирования и их пространственно-временное соотношение с очагами генерации. Показаны различные сценарии функционирования углеводородных систем – наличие нефтегазоматеринских толщ (НГМТ) только в мезозойских отложениях, а также сценарии, учитывающие влияние предполагаемой палеозойской НГМТ, рассмотренной по аналогии с отложениями на восточном борту Прикаспийской впадины, и воздействие дополнительного локального прогрева НГМТ. Наличие только мезозойских НГМТ не позволяет добиться наблюдаемого по фактическим данным насыщения, в том числе по фазовому составу. Дополнительные сценарии позволили приблизить результаты моделирования к наблюдаемому характеру насыщения уже установленных залежей.

Список литературы

1. Милетенко Н.В., Федоренко О.А. Атлас литолого-палеогеографических, структурных, палинспастических и геоэкологических карт Центральной

Евразии. – Алматы: Научно-исследовательский институт природных ресурсов ЮГГЕО, 2002. – 26 с.

2. Галушкин Ю.И. Моделирование осадочных бассейнов и оценка их нефтегазоносности. – М: Научный мир, 2007. – 456 с.

3. Burnham A.K. Global chemical kinetics of fossil fuels: How to model maturation and pyrolysis. – Springer International Publishing, 2017. – 315 p. – https://doi.org/10.1007/978-3-319-49634-4

4. Burnham A.K., Braun R.L. Global Kinetic Analysis of Complex Materials // Energy Fuels. - 1999. - V. 13. - № 1. - P. 1-22. - https://doi.org/10.1021/ef9800765

5. Фомин А.Н. Катагенез органического вещества и нефтегазоносность мезозойских и палеозойских отложений Западно-Сибирского мегабассейна. – 

Новосибирск: ИНГГ СО РАН, 2011. – 331 с.

6. Гидротермально-метасоматическая проработка осадочного чехла как один из факторов формирования залежей нефти и газа / Г.А. Калмыков, Е.В. Карпова, Н.С. Балушкина [и др.] // Фундаментальные, глобальные и региональные проблемы геологии нефти и газа: материалы Всероссийской научной конференции, посвященной 90-летию со дня рождения академика РАН А.Э. Конторовича, 2024. – С. 79–81.

7. Геохимические характеристики флюидных включений как индикаторы степени преобразованности органического вещества из юрских отложений Ем-Еговской вершины (Красноленинский свод, Западная Сибирь) / М.Р. Латыпова, В.Ю. Прокофьев, Н.С. Балушкина [и др.] // Вестник Московского университета. Серия 4: Геология. – 2023. – № 2. – С. 79–92. – https://doi.org/10.55959/MSU0579-9406-4-2023-63-2-79-92

Балтийский регион является одним из наиболее изученных нефтяных бассейнов Российской Федерации, где в настоящее время ведется разработка месторождений, но существует ряд неопределенностей, касающихся эволюции осадочного разреза и формирования коллекторов кембрийско-ордовикского нефтяного комплекса. Целью данной работы является выполнение бассейнового моделирования для построения цифровых моделей эволюции осадочного бассейна, а также генерации, миграции и аккумуляции углеводородов в пределах Балтийской самостоятельной нефтеносной области. Для создания корректной бассейновой модели были определены такие параметры, как литологический состав, геохимические характеристики нефтегазоматеринских пород и термические характеристики разреза. В результате бассейнового моделирования были получены наиболее вероятные объемные модели генерации, миграции и аккумуляции углеводородов в исследуемом разрезе, позволяющие проследить этапы начала нефтегазогенерации, оценить зрелость нефте- и газоматеринских пород и проследить закономерности распределения углеводородных залежей в исследуемой акватории. Выбранные параметры и граничные условия являются корректными, а полученные результаты хорошо согласуются с данными бурения и могут послужить основой для более детального бассейнового моделирования. Результаты моделирования позволили подтвердить нефтеносность исследуемой площади на региональном уровне, а также определить приоритетные направления дальнейших геолого-разведочных работ.

Список литературы

1. Мусихин К.В. Условия формирования и сохранения коллекторских свойств пород и залежей углеводородов нижне-среднеюрских отложений Фроловской мегавпадины: дис. ... канд. геол-мин. наук. – M., 2020.

2. Отмас А.А. (старший), Волченкова Т.Б., Богословский С.А. Глинистые толщи силура в Калининградской области как возможный объект поиска углеводородного сырья // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2013. – Т. 8. – № 3. - http://doi.org/10.17353/2070-5379/30_2013

3. Отмас А.А. (старший), Маргулис Л.С., Отмас А.А. Перспективы нефтегазоносности шельфа Балтийского моря // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2017. – Т. 12. – № 1. – https://doi.org/10.17353/2070-5379/4_2017

4. Левашкевич В.Г. Закономерности распределения геотермического поля окраин Восточно-Европейской платформы (Баренцевоморский и Белорусско-Прибалтийский регионы): Автореф. дис. … докт. геол.-мин. наук. – М.: МГУ, 2005. – 42 с

В работе описаны методологические особенности выполнения седиментационного моделирования в программном обеспечении (ПО) DionisosFlow™, а также приведены результаты проведенного исследования по подсолевым отложениям Северного борта Прикаспийской впадины. Моделирование в ПО DionisosFlow™ позволяет с высокой вертикальной разрешающей способностью получить детальные прогнозные карты фаций. В основе метода лежит уравнение диффузии с учетом пространства аккомодации, поступления осадочного материала и образования карбонатов. В результате создается детальная фациальная модель на основе комплексной оценки различных параметров, моделируемых в ПО (палеобатиметрия, речная разгрузка, карбонатная и песчаная составляющая). Полученные результаты отражают основные этапы формирования девонско-нижнепермских отложений осадочного чехла Прикаспийской синеклизы. Центрально-Прикаспийская депрессия на протяжении всей истории геологического развития охватывала наиболее погруженные части бассейна седиментации, где были сосредоточены глубоководные и наиболее удаленные от источников сноса фации осадков. В бортовых зонах развиты карбонатные платформы, рифовые массивы. Мощные палеорусловые системы обеспечивали поступление обломочного материала вглубь впадины и формировали клиноформный комплекс. В работе представлены карты распределения фациальных обстановок на основных этапах формирования осадочного чехла, которые могут быть использованы для дальнейшего бассейнового моделирования в пределах Северной бортовой зоны Прикаспийской впадины.

Список литературы

1. Snedden J.W., Liu Ch. A compilation of Phanerozoic sea-level change, coastal onlaps and recommended sequence designations // AAPG Search and Discovery. – 2010. – V. 40594. – No. 3

2. Абилхасимов Х.Б. Особенности формирования природных резервуаров палеозойских отложений Прикаспийской впадины и оценка перспектив их нефтегазоносности. – М.: Академия Естествознания, 2016. – 244 с.

3. Карбонатные резервуары подсолевых отложений Прикаспийской синеклизы / В.А. Жемчугова, Е.Ю. Макарова, Ю.В. Наумчев [и др.] // Георесурсы. – 2017. – Спецвыпуск. Ч. 2. – С. 194–207. DOI: http://doi.org/10.18599/grs.19.20

4. Коноваленко С.С. Палеогеоморфология юго-востока Русской плиты (Оренбургская область) от рифея до турне в связи с поисками нефти и газа: автореф. дис. …докт. геол.-минерал.наук. – Самара, 1999.

5. Schlager W. The paradox of drowned reefs and carbonate platforms // Geological Society of America Bulletin. – 1981. – V. 92. – No. 4. – Р. 197–211. – https://doi.org/10.1130/0016-7606(1981)92%3C197:TPODRA%3E2.0.CO;2

6. Гибшман Н.Б. Стратиграфия и фациальные особенности докунгурских отложений нижней перми северной бортовой зоны Прикаспийской впадины по фауне фораминифер: Геология и нефтегазоносность подсолевого палеозоя Прикаспийской синеклизы // Труды МИНХ и ГП им. И.М. Губкина. − 1983. − Вып. 170. − С. 5−12.

7. Ляпунов Ю.В., Стрелков А.А. Перспективы нефтегазоносности палеозойских отложений Погадаево-Остафьевского прогиба и прилегающих к нему территорий Прикаспийской впадины // Труды РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. – 2009. – № 3(256). – С. 13–21.

Соленосные отложения оказывают значительное влияние на распределение температур в пределах осадочного чехла нефтегазоносных бассейнов. Обладая высокой теплопроводностью, толщи каменных солей оказывают охлаждающее воздействие на подсолевые отложения, что способствует росту катагенетической зрелости. Кроме того, эвапоритовые толщи подвержены вязко-пластичному течению. Это приводит к формированию крупных соляных диапиров в одних частях бассейна и зон отсутствия галогенных отложений в других. Поэтому при построении флюидодинамической модели важно корректно воспроизвести все этапы формирования соленосных отложений, а также их последующие трансформации, вызванные развитием соляной тектоники. Раннепермские соленосные отложения Прикаспийского нефтегазоносного бассейна выступают в качестве одного из ведущих факторов формирования нефтегазоносности территории. В настоящее время не существует единого мнения об условиях образования такой мощной галогенной толщи. Одни ученые утверждают, что накопление соленосных пород происходило в условиях глубоководной впадины в результате проникновения высокоминерализованных растворов в полуизолированный бассейн в пределах Прикаспийской депрессии. Другие исследователи предполагают осадконакопление в мелководном бассейне на дне впадины. Разные глубины воды при формировании эвапоритовых толщ предполагают разные температуры и давления осадконакопления, что в свою очередь может повлиять на углеводородные системы, действующие в Прикаспийском нефтегазоносном бассейне. В данной работе предпринята попытка смоделировать различные сценарии образования раннепермского комплекса и сравнить полученные результаты катагенетической зрелости подсолевых нефтегазоматеринских отложений.

Список литературы

1. Беленицкая Г.А. Соли и нафтиды: глобальные пространственные и кинетические взаимосвязи // Региональная геология и металлогения. – 2014. – № 59. – С. 97–112.

2. Стратиграфия и сейсмостратиграфия пермской эвапоритовой формации солеродной провинции Каспийского региона: проблемы и решения / М.П. Антипов, В.А. Быкадоров, Ю.А. Волож [и др.] // Стратиграфия. Геологическая корреляция. – 2023. – T. 31. – № 2. – С. 40–58. – http://doi.org/10.31857/S0869592X23020011

3. Комиссарова И.Н. Основные черты древнего и современного соленакопления на территории Прикаспийской впадины // Новые данные по геологии соленосных бассейнов Советского Союза / Отв. ред. А.Л. Яншин, Г.А. Мерзляков. – М.: Наука. – 1986. – С. 171–180.

4. Бассейновое моделирование углеводородных систем Прикаспийской впадины / О.А. Емельяненко, М.Т. Деленгов, Е.В. Ильмукова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – №5. С. 21–25. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-5-21-25

5. Оренбургский тектонический узел: геологическое строение и нефтегазоносность / М.П. Антипов, В.А. Быкадоров, Ю.А. Волож [и др.] – М.: Научный мир, 2013. – 291 с.

В статье приводятся результаты исследования горизонта песчаников, расположенных в верхней части разреза блиновской свиты в районе г. Майкоп, рядом с плотиной ГЭС. В результате сброса воды в обводной канал ГЭС был обнажен участок русла р. Белой, что позволило изучить песчаники толщиной до 50 м, чередующиеся с прослоями мергелей. Песчаники имеют известковистый состав, серый и зеленовато-серый цвет, а также косослоистую текстуру. Исследование показало, что они подстилаются среднесарматскими озерными отложениями трансгрессивной стадии развития позднесарматского моря. Проба 1D-24 отобрана из средней части горизонта, имеет аркозовый состав с высоким содержанием кварца и полевых шпатов, а также карбонатные включения. В работе представлены результаты U–Pb датирования зерен dZr из верхнесарматских песчаников, которые указывают на преобладание «северного» источника сноса детритового материала, характерного для Восточно-Европейского региона. Отсутствие значимых проявлений U–Pb датировок ранне- и среднеюрского времени и наличие мезопротерозойских датировок свидетельствуют о различиях в провенанс-сигнале по сравнению с «южным» источником. В условиях трансгрессии позднесарматского моря, когда формировались исследуемые песчаники, детритовый материал поступал с севера, в то время как признаки участия орогена Большого Кавказа в качестве источника обломочного вещества в позднесарматском бассейне выявлены не были. Породы доальпийских структурных этажей Большого Кавказа не представлены на поверхности в позднем сармате.

Список литературы

1. Клавдиева Н.В. Тектоническое погружение кавказских краевых прогибов в кайнозое: дис. … канд. геол.-минер. наук. ‒ М.: МГУ. − 2007. − 263 с.

2. Копп М.Л., Щерба И.Г. Кавказский бассейн в палеогене // Геотектоника. − 1998. − № 2. − С. 29‒50.

3. Леонов М.Г. Дикий флиш Альпийской области. – М.: Наука, 1975. − 149 с.

4. Милановский Е.Е. Новейшая тектоника Кавказа. – М.: Недра, 1968. − 482 с.

5. Верхнемолассовая белореченская свита Западного Предкавказья (верхний плиоцен - нижний плейстоцен) в контексте новейшей тектоники и палеогеографии региона) / Я.И. Трихунков, Д.М. Бачманов, А.С. Тесаков, [и др.] // Стратиграфия. Геологическая корреляция. – 2024. – Т. 32. – № 4. – С. 21–49. – http://doi.org/10.31857/S0869592X24040024

6. Avdeev B., Niemi N.A. Rapid Pliocene exhumation of the central Greater Caucasus constrained by low-temperature thermochronometry // Tectonics. – 2011. –

V. 30. – P. 1–16. – http://doi.org/10.1029/2010TC002808

7. Oligocene uplift of the Western Greater Caucasus; an effect of initial Arabia-Eurasia collision / S.J. Vincent, A.C. Morton, A. Carter [et al.] // Terra Nova. – 2007. –

V. 19. – P. 160-166. – http://doi.org/10.1111/j.1365-3121.2007.00731.x

8. К вопросу о тектонической природе Западно-Кубанского прогиба / Н.Б. Кузнецов, Т.В. Романюк, К.И. Данцова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 9. – С. 78‒84. – http://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-9-78-84

9. О тектонической природе и механизме заполнения Западно-Кубанского прогиба / К.И. Данцова, Н.Б. Кузнецов, И.В. Латышева [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 10. – С. 54–57. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-10-54-57

10. Тектоно-гравитационные детачменты альпийского чехла северного склона Большого Кавказа и Западно-Предкавказского прогиба (Адыгейский сегмент) / С.Ю. Колодяжный, Н.Б. Кузнецов, Е.И. Махиня [и др.] // Геотектоника. – 2024. – № 6. – С. 44–76. – https://doi.org/10.31857/S0016853X24060022

11. Постникова И.С., Патина И.С., Горкин Г.М. Строения и формирования эрозионной структуры верхнемиоценовых отложений Западного Предкавказья // Литология и полезные ископаемые. – 2024. – № 5. – С. 517–525. – https://doi.org/10.1134/S0024490224700676

12. Муратов М.В. Избранные труды. Тектоника и история геологического развития древних платформ и складчатых геосинклинальных поясов. – М.: Наука, 1986. – 392 c.

13. Возрасты детритового циркона из песков белореченской свиты (Западное Предкавказье): предварительные выводы о ее возрасте и о времени начала образования новейшего орогена Большого Кавказа / Н.Б. Кузнецов, Т.В. Романюк, А.В. Шацилло [и др.] // Тектоника и геодинамика Земной коры и мантии: фундаментальные проблемы-2024б. – 2024. – Т. 1. – С. 244–249.

14. Демина Л.И., Копп М.Л., Короновский Н.В. Большой Кавказ в альпийскую эпоху / Под ред. Ю.Г. Леонова. – М.: ГЕОС, 2007. – 368 с.

15. Олигоценовые и неогеновые отложения долины реки Белой (Адыгея) / Е.В. Белуженко, И.Г. Волкодав, М.Г. Деркачева [и др.] // Майкоп: АдыгГУ, 2007. – 110 с.

16. Государственная геологическая карта Российской Федерации масштаба 1:200 000. Издание второе. Серия Кавказская. Лист L‑37-XXXV (Майкоп). Пояснительная записка / C.Г. Корсаков, И.Н. Семенуха, Е.В. Белуженко [и др.]. – М: Московский филиал ВСЕГЕИ, 2013. – 308 с.

17. Поздневендские комплексы в структуре метаморфического основания Передового хребта Большого Кавказа / В.А. Камзолкин, А.В. Латышев, Ю.П. Видяпин [и др.] // Геотектоника. – 2018. – № 3. – С. 42–57. – https://doi.org/10.7868/S0016853X18030037

18. The age of the Urlesh Formation (a basal level of the Paleozoic section of the northern slope of the Greater Caucasus) and the sources of its clastic materials / N.B. Kuznetsov, A.A. Razumovsky, I.V. Latysheva [et al.] // Doklady Earth Sciences. – 2025. – V. 521(1). – http://doi.org/10.1134/S1028334X24604309

19. Somin M. Pre-Jurassic basement of the Greater Caucasus: brief overview // Turkish J of Earth Sci. – 2011. – Vol. 20. – No 5. – P. 545–610. - https://doi.org/10.3906/yer-1008-6

20. Белуженко Е.В. Стратиграфия средне-верхнемиоценовых и плиоценовых отложений междуречья Псекупс – Белая (Северо-Западный Кавказ). ‒ Ст. 1. ‒ Средний миоцен // Бюлл. МОИП. Отд. геол. 2002 а. – Т. 77. – Вып. 1. – С. 47‒59.

21. Стеклов А.А. Наземные моллюски неогена Предкавказья и их стратиграфическое значение. – М.: Наука, 1966. – 262 с.

22. Белуженко Е.В., Письменная Н.С. Континентальные отложения верхнего миоцена – эоплейстоцена Западного Предкавказья // Стратиграфия. Геологическая корреляция. – 2016. – Т. 24. – № 4. – С. 82–101. – https://doi.org/10.7868/S0869592X16040025

23. Природа Пучеж-Катункской импактной структуры (центральная часть Восточно-Европейской платформы): результаты изучения U–Th–Pb изотопной системы зерен детритового циркона из эксплозивных брекчий / С.Ю. Колодяжный, Н.Б. Кузнецов, Т.В. Романюк [и др.] // Геотектоника. – 2023. – № 5. – С. 3–29. – http://doi.org/10.31857/S0016853X23050041/

24. Hoskin P.W., Schaltegger U. The composition of zircon and igneous and metamorphic petrogenesis // Reviews in Mineralogy and Geochemistry. – 2003. –

V. 53 (1). – P. 27‒62. – http://doi.org/10.2113/0530027

25. Sands of West Gondwana: an archive of secular magmatism and plate interactions – a case study from the Cambro-Ordovician section of the Tassili Ouan Ahaggar (Algerian Sahara) using U–Pb-LA-ICP-MS detrital zircon ages / U. Linnemann, K. Ouzegane, A. Drareni [et al.] // Lithos. – 2011. – V. 123 (1–4). P. 188–203. – https://doi.org/10.1016/j.lithos.2011.01.010

26. Skublov S.G., Berezin A.V., Berezhnaya N.G. General relations in the trace-element composition of zircons from eclogites with implications for the age of eclogites in the Belomorian mobile belt // Petrology. – 2012. – V. 20. – № 5. – P. 427‒449. – http://doi.org/10.1134/S0869591112050062

27. Белов А.А. Тектоническое развитие Альпийской складчатости в палеозое. М.: Наука, 1981. – 212 с.

В статье рассмотрены результаты реконструкции истории нефтегазообразования и нефтегазонакопления в Терско-Каспийском прогибе на основе объемного моделирования углеводородных систем. Охарактеризованы нефтегазоносные системы Центрального и Восточного Предкавказья, а также рассмотрены факторы, влиявшие на их формирование. Выявлены главные очаги генерации на каждом стратиграфическом уровне на основании результатов изучения существующих и предполагаемых нефтегазоматеринских пород. Следует отметить их высокую зрелость и выработанность в центральных частях Терско-Каспийского прогиба, в свою очередь, бортовые зоны отличаются невысокими значениями данных параметров и продолжают активно генерировать углеводороды. Залежи нефти и газа в коллекторах структурного типа были сформированы за счет латеральной и вертикальной миграции флюида из разных материнских пород. Совпадение большинства открытых газовых и нефтяных месторождений с полученными в процессе трехмерного моделирования аккумуляциями говорит о хорошей сходимости результатов. В процессе моделирования оконтурены наиболее перспективные локальные структуры с возможными залежами углеводородов. Одним из объектов возможного прироста запасов рассмотрен клиноформный комплекс майкопа, наименее изученный сейсморазведкой вследствие ориентированности геолого-разведочных работ на более глубокие отражающие горизонты. Результаты, полученные по итогам двумерного моделирования, указывают на благоприятные условия для генерации, миграции, аккумуляции и сохранности углеводородов в ловушках неструктурного типа.

Список литературы

1. Лебедько Г.И., Кузин А.М. Геолого-геофизическая интерпретация флюидоносных зон земной коры Северного Кавказа. Монография. – Ростов-на-Дону: СКНЦ ВШ ЮФУ АПСН, 2010. – 302 с.

2. Геохимия углеводородов Терско-Каспийского прогиба / Н.Ш. Яндарбиев, Е.В. Козлова, Н.П. Фадеева [и др.] // Георесурсы. − 2017. − Спецвыпуск, Ч.2. − С. 227–239.

3. Уточнение перспектив нефтегазоносности и приоритетных направлений геологоразведочных работ в Северо-Кавказском федеральном округе по результатам региональных направлений геологоразведочных работ 2020−2022 гг. и ранее проведенных исследований / Н.И. Немцов, А.Е. Березий, Г.Н. Гогоненков [и др.] // Геология нефти и газа. − 2023. − № 4. − С. 176–190. − http://doi.org/10.47148/0016-7894-2023-4-176-190

4. Геология и геохимия хадумской свиты Предкавказья – как потенциального источника «сланцевых» углеводородов / Н.Ш. Яндарбиев, Н.П. Фадеева,

Е.В. Козлова, Ю.В. Наумчев // Георесурсы. − 2017. − Спецвыпуск, Ч. 2. − С. 208–226.

5. Атлас палеогеографических карт. Шельфы Евразии в мезозое и кайнозое. Том 2. Карты. Масштаб: 1:7500000 и 1:5000000. − М.: Геологический институт Академии Наук СССР / Робертсон Груп плк. Лландидно. Гвинедд. Великобритания, 1992. − 104 с.

6. Условия накопления олигоцен-нижнемиоценовых майкопских клиноформ Центрального и Восточного Предкавказья как ключевой критерий прогноза природных резервуаров / Е.О. Бабина, А.В. Мордасова, А.В. Ступакова [и др.] // Георесурсы. − 2022. − Т. 24. − С. 192–208. − https://doi.org/10.18599/grs.2022.2.18

В статье представлены результаты геохимических исследований проб донных отложений, отобранных на лицензионных участках компании ПАО «НК «Роснефть» на шельфе моря Лаптевых. Для выявления газовых аномалий, которые могут свидетельствовать о миграции углеводородов из залежей нефти и газа, выполнен комплекс лабораторных исследований по изучению компонентного состава газов методом равновесных концентраций (Headspace Analysis) и определен изотопный состав углерода газовых компонентов методом масс-спектрометрии изотопных соотношений с использованием газового хроматографа GC-C-IRMS. По результатам комплексных геохимических исследований получены доказательства миграции глубинных флюидов в донные отложения. На это указывает широкая изменчивость изотопного состава углерода метана (-73-102 ‰), что обусловлено смешением термогенного изотопно-тяжелого (-30-50 ‰) метана с микробиальным газом (-100-110 ‰), наличие в газах дегазации гомологов метана (С2-С5), а также обнаружение изотопно-тяжелого (термогенного) этана. Данные, полученные в результате проведенных исследований, свидетельствуют о наличии в осадочном разрезе моря Лаптевых зрелых нефтегазоматеринских толщ, которые могут являться основными источниками выделенных УВ термогенного генезиса, что подтверждает представление о существенном нефтегазовом потенциале акватории.

Список литературы

1. Яшин Д.С., Ким Б.И. Геохимические признаки нефтегазоносности Восточно-Арктического шельфа России // Геология нефти и газа. – 2007. – № 4. – С. 25–29.

2. Евдокимова Н.К., Яшин Д.С., Ким Б.И. Углеводородный потенциал отложений осадочного чехла шельфов восточно-арктический морей России (Лаптевых, Восточно-Сибирского и Чукотского) // Геология нефти и газа. – 2008. – № 2. – С. 3–12.

3. Формирование УВ-систем и прогноз нефтегазоносности шельфа моря Лаптевых / Н.А. Малышев, А.А. Бородулин, В.В. Обметко [и др.] // Материалы конференции «Нефть и газ арктического шельфа». Мурманск, 12–14 ноября, 2008 г. ‒ Мурманск: ММБИ КНЦ 552 РАН. – 2008. – С. 32‒37.

4. Осадочный чехол шельфа моря Лаптевых и его нефтегазовый потенциал / Б.И. Ким, Н.К. Евдокимова, Л.Я. Харитонова [и др.] // Геология нефти и газа. – 2011. – № 6. – С. 116–131.

5. ГРР в Арктике, ресурсный потенциал и перспективные направления / П.Н. Мельников, М.Б. Скворцов, М.П. Кравченко [и др.] // Neftegaz.ru. – 2020. – Т. 97. – № 1. – С. 22–30.

6. Качественная и количественная оценка перспектив нефтегазоносности шельфа моря Лаптевых / М.Б. Скворцов, А.Д. Дзюбло, О.В. Грушевская [и др.] // Геология нефти и газа. – 2020. – № 1. – С. 5–19. – https://doi.org/10.31087/0016-7894-2020-1-5-19

7. Age model and core-seismic integration for the Cenozoic Arctic Coring Expedition sediments from the Lomonosov Ridge / J. Backman, M. Jakobsson, M. Frank [et al.] // Paleoceanography. – 2008. – V. 3. – https://doi.org/10.1029/2007PA001476

8. Стратиграфическое бурение на северо-востоке моря Лаптевых: основные результаты и дальнейшее развитие проекта / Н.А. Малышев, В.Е. Вержбицкий, С.М. Данилкин [и др.] // Геология и геофизика. – 2025. –Т. 66. – № 2. – С. 160–179. – https://doi.org/10.15372/GiG2024153. – EDN JRIZGV

9. Петухов А.В., Старобинец И.С. Основы теории геохимических полей углеводородных скоплений. – М.: Недра, 1993. – 332 с.

10. Геохимия органического вещества донных отложений провинции Центрально-Арктических поднятий Северного Ледовитого океана / В.И. Петрова, Г.И. Батова, А.В. Куршева, И.В. Литвиненко // Геология и геофизика. – 2010. – Т. 51 (1). – С. 113–125.

11. Литологические особенности донных осадков и их влияние на распределение органического материала на территории Восточно-Сибирского шельфа / Е.В. Панова, А.С. Рубан, О.В. Дударев [и др.] // Изв. Томского политехнического университета. – 2017. – Т. 328. – № 8. — С. 94–105.

12. Органическое вещество донных осадков моря Лаптевых и Восточно-Сибирского моря: обзор результатов пиролиза / Е.В. Гершелис, А.С. Рубан, Д.В. Черных [и др.] // Изв. Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2023. – Т. 334. – № 4. – С. 149–162.

13. Характерные особенности молекулярного состава органического вещества осадков моря Лаптевых в районах аномального выброса метана / А.А. Гринько, И.В. Гончаров, Н.Е. Шахова [и др.] // Геология и геофизика. – 2020. – № 4. – С. 560–585. – https://doi.org/10.15372/RGG2019150

14. Геохимические особенности донных осадков в областях разгрузки метансодержащих флюидов на внешнем шельфе моря Лаптевых / А.С. Рубан, М.А. Рудмин, А.К. Мазуров [и др.] // Изв. Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2021. – Т. 332. – № 12. – С. 76–89.

15. Hachenberg H., Schmidt A.P. Gas Chromatographic Headspace Analysis. – London: Heyden & Son, 1977. – P. 81–116.

16. Тиссо Б., Вельте Д. Образование и распространение нефти. – М.: Мир, 1981. – 504 c.

17. The East Siberian Arctic Shelf: Towards further assessment of permafrost-related methane flux and role of sea ice / N. Shakhova, L. Semiletov, V. Sergienko [et al.] // Philos Trans A Math Phys Eng Sci. – 2015. – No 373 (2052). – https://doi.org/10.1098/rsta.2014.0451

18. Current rates and mechanisms of subsea permafrost degradation in the East Siberian Arctic Shelf / N. Shakhova, I. Semiletov, O. Gustafsson [et al.] // Nature Comms. – 2017. – No 8. – https://doi.org/10.1038/ncomms15872

19. Панкина Р.Г., Мехтиева В.Л. Происхождение H2S и CO2 в углеводородных скоплениях (по изотопным данным) // Геология нефти и газа. – 1981. – №12. – С. 44–48.

20. Bacterial ethane formation from reduced, ethylated sulfur compounds in anoxic sediments / R.I. Oremland, M.J. Whiticar, F.E. Strohmaier, R.P. Kiene // Geochimica et Cosmochimica Acta. – 1988. – V. 52. – P. 1895–1904. – https://doi.org/10.1016/0016-7037(88)90013-0

21. Шакиров Р.Б., Сорочинская А.В., Обжиров А.И. Газогеохимические аномалии в осадках Восточно-Сибирского моря // Вестник КРАУНЦ. Науки о земле. – 2013. –

№ 1. – Вып. 21. – C. 231–243.

22. Природа углеводородных флюидов месторождений севера Западной Сибири (геохимический аспект) / И.В. Гончаров, М.А. Веклич, Н.В. Обласов [и др.] // Геохимия. – 2023. – Т. 68. – № 2. – С. 115–138. – https://doi.org/10.31857/S0016752523020048

23. Исследование состава органического вещества донных осадков моря Лаптевых с применением метода Rock-Eval / Е.В. Гершелис, Р.С. Кашапов, А.С. Рубан

[и др.] // Изв. Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2020. – Т. 331. – № 8. – С. 189–198. – https://doi.org/10.18799/24131830/2020/8/2780

24. Биогеохимические процессы в Чукотском море / А.Ю. Леин, А.С. Саввичев, И.И. Русанов [и др.] // Литология и полезные ископаемые. – 2007. – № 3. – C. 247–266.

25. Peters K., Walters C, Moldowan J. The biomarker guide. – Cambridge: Cambridge University Press, 2005. – 1155 p.

26. Surface geochemical exploration and heat flow surveys in fifteen (15) frontier Indonesian basins / B.B. Bernard, J.M. Brooks, P. Baillie [et al.] // Indonesia petroleum association, 2008.

27. Нефтегазоматеринские толщи Лаптевоморского региона / А.А. Бородулин, З.А. Темботов, Н.А. Малышев [и др.] // Геология нефти и газа. – 2025. – № 2. – С. 91–103. – https://doi.org/10.47148/0016-7894-2025-2-91-103

Месторождения Предкавказья, большинство которых введено в эксплуатацию в начале - середине XX века, находятся на завершающей стадии разработки или к настоящему времени полностью выработаны. Снижение фонда экономически рентабельных промысловых объектов предопределяет необходимость решения задач по повышению эффективности доразработки объектов эксплуатации и доразведки месторождений. Поиск пропущенных залежей углеводородного сырья является особенно актуальным направлением для данного региона. Впервые более чем за 20 лет сотрудниками ПАО «НК «Роснефть» и его дочерних обществ ООО «НК «Роснефть-НТЦ» и АО «Грознефтегаз» на территории Чеченской Республики в пределах Хаян-Кортовского лицензионного участка открыты и введены в разработку две залежи нефти в новом для данного региона стратиграфическом диапазоне - в отложениях нижнего майкопа. Исторически нецелевой статус майкопских отложений в совокупности с максимально сложными условиями проводки скважин и значительного объема утерянных данных в пределах Терско-Каспийского прогиба предопределил его низкую геолого-геофизическую изученность. Это привело к необходимости применения нестандартного комплексного подхода к обоснованию интерпретационной петрофизической модели и оценке подсчетных параметров. Методически решение задач основано на создании матрицы данных с характеристиками по залежам майкопа Северо-Кавказкой нефтегазоносной области, последующем их ранжировании по степени соответствия параметров и максимальной релевантности геологической ситуации объекта подсчета запасов. С привлечением дополнительных сведений это позволило выполнить калибровку методики интерпретации каротажных данных, обосновать принятые граничные значения, установить диапазон их изменения.

Список литературы

1. Майкопские (олигоцен-нижнемиоценовые) отложения западной и центральной частей Северного Кавказа / Е.В. Белуженко, М.П. Голованов, О.Л. Донцова [и др.]. – Краснодар: Кубанский государственный университет, 2021. – 507 с.

2. Итенберг С.С. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. – М: Недра, 1972. – 312 c.

3. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом / Под ред. В.И. Петерсилье, В.И. Пороскуна,

Г.Г. Яценко. – М. – Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003. – 261 с.

4. Пупон А., Лой М.Е., Тиксье М.П. К интерпретации диаграмм электрометрии скважин в глинистых песках // В Сб. Вопросы промысловой геофизики. –

М.: Гостоптехиздат, 1957.

5. Barlai Z. Some principle questions of the well logging evaluation of hydrocarbonbearing sandstones with a high silt and clay content experience acquired by the field application of a new method // The Log Analyst. – 1971. – V. XII. – № 3. – SPWLA-1971-vXIIn3a2

В статье приведены результаты исследований крупного стратиграфического несогласия в основании меловых отложений на закрытых территориях Западной Сибири. Благодаря новым данным, полученным в ходе работ по обоснованию нефтегазового потенциала меловых толщ, уточнены объем и площадное распространение стратиграфического несогласия в разрезе меловых отложений внутренних районов Западной Сибири. Выполнена оценка стратиграфического объема отложений, отсутствующих в разрезе в результате их ненакопления/размыва в предваланжинское время. На основе новых данных по биостратиграфии, магнитостратиграфии, седиментологии, результатов геофизических исследований скважин в северных районах Западно-Сибирского региона установлено частичное или полное выпадение отложений рязанского яруса на территории Пур-Тазовского междуречья. Предложена методика выявления признаков стратиграфических несогласий на закрытых территориях внутренних районов Западно-Сибирского осадочного бассейна. Установлено, что возникновение предваланжинского несогласия связано с регрессивной последовательностью фаций. Формирование перекрывающей поверхность несогласия толщи отражает трансгрессивный этап осадконакопления. Стратиграфическое положение подошвы толщи изменяется в пределах возрастного интервала накопления трансгрессивной толщи, что фиксируется стратиграфическими методами. Поскольку возрастной интервал формирования трансгрессивной толщи, перекрывающей поверхность перерыва, намного меньше, чем объем стратиграфического несогласия, поверхность может рассматриваться как квазизохронная. В соответствии с требованиями стратиграфического кодекса России наличие стратиграфического несогласия предлагается отражать на региональных стратиграфических схемах.

Список литературы

1. Изучение стратиграфических перерывов при производстве геологической съемки / Е.Ю. Барабошкин, А.Б. Веймарн, Л.Ф. Копаевич, Д.П. Найдин. – М.: МГУ, 2002. – 163 с.

2. Стратиграфический кодекс России. – СПб.: ВСЕГЕИ, 2019. – 96 с.

3. Сакс В.Н., Ронкина З.З. Юрские и меловые отложения Усть-Енисейской впадины// Труды Ин-та геологии Арктики. – Т. 90. – Л.: Госгеолтехиздат,

1957. – 232 с.

4. Биостратиграфия и условия формирования нижнего мела Малохетского структурно-фациального района (Западная Сибирь) / В.А. Маринов, О.Н. Злобина [и др.] // Геология и геофизика. – 2015. – Т. 56. – № 10. – С. 1842–1853.

5. Заглинизированная берриас-готеривская толща на Ямале и связанные с ней перспективные ловушки выклинивания / А.А. Куркин, Н.В. Янкова, В.И. Кузнецов, С.К. Стуликов // Изв. вузов. Нефть и газ. – 2018. – № 1. – С. 13–21.

6. Нежданов А.А., Кулагина С.Ф., Герасимова Е.В. Влияние позднекиммерийской складчатости на стратиграфию ранненеокомских отложений Западной Сибири // Экспозиция Нефть Газ. – 2017. – № 7 (60). – С. 18–22.

7. Маркирующие горизонты меловой системы Западной Сибири как основа региональной корреляции / В.А. Маринов, С.Е. Агалаков, Л.А. Дубровина [и др.] // Меловая система России и ближнего зарубежья: проблемы стратиграфии и палеогеографии: материалы XII Всероссийского совещания. 7-11 октября 2024 г., г. Южно-Сахалинск. – Южно-Сахалинск: ООО «Индиго», 2024. – С. 143–146.

8. Признаки субаэральной экспозиции на границе абалакской и тутлеймской (баженовской) свит / А.С. Потапова, А.П. Вилесов, К.Н. Чертина [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2018. – № 11. – С. 13–19. – https://doi.org/10.30713/2413-5011-2018-11-13-19

9. Яновстанская свита Западной Сибири: внутреннее строение и результаты районирования / Л.В. Лапина, М.В. Лебедев, О.С. Левкович [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 8. – С. 48–53. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-8-48-53

10. Результаты стратиграфического расчленения нижнемеловых отложений Пайяхской зоны нефтегазонакопления Енисей-Хатангской нефтегазоносной области (Западная Сибирь) / Г.Л. Розбаева, С.Е. Агалаков, В.А. Маринов [и др.] // Геология нефти и газа. – 2025. – № 2. – C. 37–51. – https://doi.org/10.47148/0016-7894-2025-2-57-71

11. Алейников А.Н., Куцман А.Н. Биостратиграфия нижнехетской свиты Ванкорского нефтегазового месторождения // Региональная геология. Стратиграфия и палеонтология фанерозоя Сибири. – Новосибирск: СНИИГГиМС, 2009. – С. 130–141.

12. Характеристика пограничных юрско-меловых отложений Большехетской структурной террасы (Западная Сибирь) / В.А. Маринов, И.В. Кислухин,

В.П. Меркулов [и др.] // Меловая система России и ближнего зарубежья: проблемы стратиграфии и палеогеографии. Материалы девятого Всероссийского совещания. 17–23 сентября 2018 г. – Белгород. 2018. – Белгород: Политерра. – С. 178–182.

С точки зрения химических свойств известняк является нестабильной горной породой и подвержен растворению водой. Вторичные пустоты обладают сложной непредсказуемой геометрией, неоднородностью распространения, разнообразностью масштабов и позволяют создать полезный объем для аккумуляции углеводородов. В данной работе исследовался карбонатный коллектор объекта A нефтяного месторождения X, которое расположено в пределах Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Установлено, что по условиям осадконакопления коллекторы фаменского яруса можно разделить на две основные зоны: барьерная - на юге и зарифовая лагуна - на севере. В зарифовой лагуне доминирует матричный тип коллектора, отсутствуют разрывные нарушения, трещиноватость и карстообразование. Барьерная зона (рифовый массив) характеризуется высокой трещиноватостью и интенсивным карстообразованием. Модель, учитывающая объем коллектора, выделенного путем отсечения интервалов ниже граничных значений, не отвечает историческим данным. Для выделения интервалов с кавернозной составляющей был проведен анализ данных бурения (поглощения бурового раствора), микроимиджера (FMI) и промыслово-геофизических исследований. В межскважинном пространстве карст (после ремасштабирования кривой карста на ячейки сетки) распространяется методом Sequential Indicator Simulation в пределах барьера. Пористость в ячейках модели с карстом получена на основе анализа результатов исследований Porospect (на основе FMI) и NMR (Nuclear Magnetic Resonance) на керновых образцах. Модель, учитывающая каверны, показывает лучшую сходимость с историческими данными.

Список литературы

1. New insights into the carbonate karstic fault system and reservoir formation in the Southern Tahe area of the Tarim Basin / Lu X.B., Wang Y., Tian F., Li X.H.,

Yang D.B. [et al.] // Marine and Petroleum Geology. – 2017. – V. 86. – С. 587‒605. – http://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2017.06.023

2. Hollis C. Diagenetic controls on reservoir properties of carbonate successions within the Albian-Turonian of the Arabian Plate // Petroleum Geoscience. –2011. –

V. 17(3). – С. 223‒241. – http://doi.org/10.1144/1354-079310-032

3. Carbonate Karstified Oil Fields Geological Prediction and Dynamic Simulation Through Equivalent Relative Permeability Curves / V. Tarantini, C. Albertini, H. Tfaili

[et al.] // SPE-207462-MS. – 2021. – http://doi.org/10.2118/207462-MS

4. Karst architecture characterization of deep carbonate reservoir using image logs in Tarim Basin, West China / L. Yang, Zh. Li, M. Zhang [et al.] // Geological Journal. – 2023. – V. 58(2). – http://doi.org/10.1002/gj.4821

В настоящее время при строительстве нефтяных и газовых скважин наиболее частыми и значительными осложнениями являются несовместимые зоны бурения, которые необходимо перекрывать секциями обсадных колонн. Основные причины образования зон несовместимости бурения - стабильность ствола и поглощение буровых и тампонажных растворов. Наиболее часто это связано со свойствами геологического строения отложений, к которым приурочены месторождения углеводородов, но в настоящее время этот вид осложнения появляется на зрелых месторождениях, где пластовое давление в пластах в процессе эксплуатации становится ниже гидростатического. Предупреждение и ликвидация данного осложнения значительно увеличивает цикл строительства скважин. Одним из возможных решений, направленных на уменьшение числа разноразмерных промежуточных колонн, является разработка и совершенствование технологии крепления стволов трубами одного диаметра. Эта технология предполагает использование расширяемых обсадных трубных секций, которые позволяют поддерживать постоянный внутренний диаметр скважины от верхних интервалов до проектного забоя, что обеспечивает снижение материальных затрат и упрощает логистику строительства. Технологически данный способ включает разработку и использование обсадных колонн из пластичных сталей, специального вспомогательного инструмента и смазочно-охлаждающих жидкостей.

Список литературы

1. Kupresan D. Experimental Investigation of Improved Cement Isolation by Expandable Technology // Expandable Tubular Forum, 4–5 November, 2011. – Houston, Texas.

2. Исследование смазочных добавок для развальцевания расширяемой трубы в скважинах монодиаметра / Ю. Абусал, А.Р. Яхин, Л.Ф. Юсупова, Н.М. Али // Нефтегазовое дело. – 2024. – Т. 22. – № 1. – С. 25–33. – https://doi.org/10.17122/ngdelo-2024-1-25-33

3. Kupresan D. Development of a New Physical Model for Experimental Assessment of Expandable Casing Technology Effect on Wellbore cement Integrity //

32nd International Conference on Ocean, Offshore and Arctic Engineering, 9–14 June, 2013. – Nantes, France. – http://doi.org/10.1115/OMAE2013-10846

4. Kupresan D., Heathman J., Radonjic M. Experimental Assessment of Casing Expansion as a Solution for Microannular Gas Migration // 17th Annual Gulf of Mexico Deepwater Technical Symposium, 21–22 August, 2013. – New Orleans, Louisiana. – http://doi.org/10.2118/168056-MS

5. Kupresan D. In-situ Mechanical Manipulation of Wellbore Cements as a Solution to Leaky Wells // AGU Fall Meeting, 9–13 December 2013. – San Francisco, California.

6. Kupresan D. Application of a New Physical Model of Expandable Casing Technology in Mitigation of Wellbore Leaks // Journal of Canadian Energy Technology & Innovation (CETI). – 2013. – V. 1. – No. 5.

7. Геолого-технические особенности строительства скважин с применением технологии расширяемых хвостовиков / В.И. Маршев, Э.В. Ахметова, Л.И. Каримова, И.Х. Саитов // Столыпинский вестник. – 2022. – № 3. – https://stolypin-vestnik.ru/wp-content/uploads/2022/08/58.pdf

8. Radonjic M., Heathman J., Kupresan D. Analysis of Defect-Free Wellbore Cement Microstructure Created by In-Situ Mechanical Manipulation // 21st Annual International Conference on Composites/Nano Engineering, 21–27 July, 2013. – Tenerife, Spain.

9. Kupresan D. Experimental Assessment of Casing Expansion as a Solution to Microannular Gas Migration // Proceedings of IADC/SPE Drilling Conference,

4–6 March, 2014. – Fort Worth, Texas. – http://doi.org/10.2118/168056-MS

10. Radonjic M. Remediation of Gas Leakage by Mechanical Manipulation of Wellbore Cement // 48th US Rock Mechanics / Geomechanics Symposium, 1–4 June, 2014. – Minneapolis.

11. Oyibo A. The Use of Expandable Casing Technology as a New Remediation Tool for Microannular Gas Migration // 5th International Conference on Porous Media and Its Applications in Science, Engineering and Industry, 22–27 June, 2014. – Cona Hawaii.

12. Мулюков Р.Р., Имаев Р.М., Назаров А.А. Принципы получения ультрамелкозернистых материалов // Научно-технические ведомости СПбГПУ. Физико-математические науки. – 2013. – № 4–1(182). – С. 190–203.

Статья посвящена решению ключевых проблем бурения горизонтальных скважин в карбонатных коллекторах Восточной Сибири, отличающихся сложной геологической структурой: трещинно-кавернозными коллекторами, аномально низким пластовым давлением и развитой сетью тектонических нарушений. Основной акцент сделан на минимизацию геолого-технических рисков за счет интеграции сейсмогеологического анализа (СГА) и технологии бурения с регулируемым давлением (БРД). Методология СГА охватывает ретроспективное изучение исторических данных для выявления закономерностей, предбуровое планирование траекторий на кустовых площадках, детальную адаптацию проектов к индивидуальным скважинам, оперативный мониторинг в режиме реального времени и верификацию результатов. Внедрение подхода позволило достичь значительных улучшений ключевых показателей: повышение эффективности проходки за рейс компоновки низа бурильной колонны, сокращение сроков строительства горизонтальных участков и снижение частоты осложнений, связанных с поглощениями бурового раствора. Технология БРД обеспечила гибкое управление параметрами бурения в зонах повышенного риска, идентифицированных с помощью атрибутов сейсмических данных, таких как Ant-Tacking. Особое внимание уделено актуальным задачам, возникшим при переходе к освоению зон палеоврезов ванаварской свиты, включая неопределенности в границах врезов и осложнения в нестабильных породах. Для их преодоления предложены адаптация критериев выделения геологических зон и оптимизация длины горизонтальных стволов. Исследование демонстрирует, что комбинация методологии СГА и технологии БРД не только повышает надежность бурения, но и формирует основу для его устойчивого развития в сложных геологических условиях.

Список литературы

1. Влияние геологических условий на износ долот в интервале рифейских отложений Юрубчено-Тохомского месторождения / А.В. Пивовар, В.А. Колесов, С.А. Калистратов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 1. – С. 50–53. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-1-50-53

2. Оперативный сейсмогеологический анализ при сопровождении бурения – первый шаг к эффективности разработки месторождения / Д.О. Крючков, А.В. Пивовар, Л.С. Кузнецова, П.Л. Кизимов // Нефтепромысловое дело. – 2024. – № 4. – С. 34–42. – EDN WAFYYG.

3. Пивовар А.В., Филатова В.П., Дмитриев Е.М. Роль сейсмогеологического анализа при планировании и сопровождении бурения горизонтальных

скважин // Материалы VI научно-практической конференции «Горизонтальные скважины 2024». – 13–16 мая 2024 года. – М: ООО «Геомодель Развитие», 2024. – С. 198–203. – EDN FXYMWS.

4. Черепанов Е.Н., Сошников С.С. Выработка критериев для заложения скважин эксплуатационного фонда рифейского карбонатного коллектора Юрубчено-Тохомского месторождения по данным 3D сейсморазведки // Материалы IV научно-практической конференции «Горизонтальные скважины – 2021. Проблемы и перспективы». – М., 2021. – https://doi.org/10.3997/2214-4609.202154030

В статье рассматривается проблема преждевременного обводнения добывающих скважин, обусловленная подтягиванием конуса подошвенной воды. Проблема особенно актуальна для карбонатных коллекторов, где высокая неоднородность усложняет изоляцию водонасыщенных интервалов. В рамках исследования предлагается применение термотропных гелеобразующих составов (ТГС) для проведения большеобъемных ремонтно-изоляционных работ (РИР). В работе приведены результаты реализованной программы опытно-промысловых работ на одном из карбонатных нефтяных месторождений Тимано-Печорской провинции. Рассматриваются критерии отбора скважин-кандидатов, характеристики используемых ТГС и дается описание технологии проведения работ. Акцентируется внимание на важности выбора оптимального состава ТГС, базирующегося на результатах лабораторных исследований и опытно-промысловых испытаний. Кроме того, анализируется методика оценки технологической эффективности РИР. В статье сравниваются традиционные методы РИР и большеобъемных РИР, при этом показано, что использование ТГС способствует значительному увеличению коэффициента нефтеотдачи, а также снижению обводненности. Благодаря оптимизации дизайна работ и использованию ТГС имеется потенциал для повышения экономической и технологической эффективности водоизоляционных работ. Результаты опытно-промысловых испытаний могут быть применены для повышения рентабельности разработки нефтяных месторождений, подверженных раннему обводнению.

Список литературы

1. Ланчаков Г.А., Ивакин Р.А., Григулецкий В.Г. О материалах для ремонтно-изоляционных работ газовых и нефтяных скважин // Вести газовой науки. – 2011. – № 2 (7). – С. 52–68.

2. Большеобъемная закачка гелеобразующих составов как способ изоляции конуса обводнения в карбонатных пластах / А.М. Петраков, А.В. Фомкин,

А.Н. Степанов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 2. – С. 33–37. – http://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-2-33-37

3. Степанов А.Н., Фурсов Г.А., Пономаренко Д.М. Большеобъёмные ремонтно-изоляционные работы – эффективный способ борьбы с конусообразованием // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2023. – N 8(2). – C. 105–111. – https://doi.org/10.51890/2587-7399-2023-8-2-105-111

4. Кубрак М.Г. Опыт применения ремонтно-изоляционных работ на Самотлорском месторождении // Нефтегазовое дело. – 2011. – № 2. – С. 82–94. – http://www.ogbus.ru/authors/Kubrak/Kubrak_1.pdf

5. Фурсов Г.А., Пономаренко Д.М. Опыт проведения ремонтно-изоляционных работ на месторождениях Центрально-Хорейверского поднятия с применением различных изолирующих гелеобразующих составов // В сб. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений.– , 2017. – С. 75–87. – EDN YQXAKB.

6. Макаршин С.В. Оценка возможностей применения гелей на основе солей алюминия для регулирования фильтрационных потоков в карбонатных коллекторах / С.В. Макаршин, Т.С. Рогова, Ю.А. Егоров [и др.] // Тр. ин-та / ВНИИнефть. – 2016. – Вып. 155. – С. 22–36.

7. Пат. RU 2820437 C1. Состав для изоляции водопритока к добывающим нефтяным скважинам / А.В. Корнилов, Т.С. Рогова, Ю.В. Лобова, Д.А. Антоненко, Г.В. Сансиев; патентообладатель АО «Зарубежнефть»; № 2022133340; заявл. 19.12.2022; опубл. 03.06.2024.

8. МТ РД-04.0-20 3.00. Методические указания по расчету пусковых приростов от геолого-технических мероприятий от 19.09.2024 г. – М.: АО «Зарубежнефть», 2024. – 73 с.

Предложена методика определения эффективных толщин продуктивного разреза, основанная на получении кривой восстановления давления различными способами в зависимости от типа разреза и условий пласта. Решение поставленной задачи выполнялось с помощью серии вычислительных экспериментов на секторной гидродинамической модели, построенной для прогноза дебита по результатам опробования пласта на кабеле и гидродинамического каротажа (ОПК-ГДК) с учетом данных геофизических исследований скважин (ГИС). Методы ГИС обладают высокой разрешающей способностью, поэтому на них нужно ориентироваться, так как даже в высокопроницаемых интервалах с высокой вертикальной анизотропией проницаемости импульс давления распространяется вертикально до гидродинамических границ прослоя и не ограничивается только высотой входного порта прижимного радиального или пакерного модуля испытателя пластов на кабеле. При настройке модели получено совпадение данных из истории изменения давления с аналогичными данными по ОПК с учетом фильтрационно-емкостных свойств пласта. На основании проведенных исследований доказана состоятельность разработанного подхода комплексирования результатов ОПК - ГДК с данными ГИС в газонасыщенных интервалах изучаемых объектов арктического шельфа. Предложенный подход к определению эффективной толщины пласта позволяет значительно повысить точность построения геологических и гидродинамических моделей, используемых для проектирования разработки продуктивных пластов

Список литературы

1. Шагиев Р.Г. Исследование скважин по КВД. – М.: Наука, 1998. – 304 с.

2. Возможности количественных оценок промысловых параметров нефтегазовых залежей испытателями пластов на кабеле / В.В. Рыбальченко, Н.Р. Ситдиков, В.Н. Хоштария [и др.] // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2016. – № 12. – С. 32–40.

3. Повышение эффективности подготовки месторождений углеводородов арктического шельфа к промышленному освоению / А.В. Овечкин, С.Н. Меньшиков, С.С. Чужмарев [и др.] // Нефтяное хозяйство. 2024. – №. 5. – С. 91–97. – http://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-5-91-97

4. Flaum C., Galford J. E., Hastings A. Enhanced Vertical Resolution Processing of Dual Detector Gamma-Gamma Density Logs. – Houston: Schlumberger Well Service, 1989. – 11 p.

5. Овечкин А.В., Хоштария В.Н., Фоминых О.В. Результаты применения гидродинамического моделирования для прогноза продуктивности скважин месторождений арктического шельфа // Булатовские чтения. – 2024. – Т. 1. – С. 205–207.

При разработке месторождений углеводородов, особенно в условиях морской добычи, ограниченным эксплуатационным фондом скважин достаточно часто возникает необходимость объединения пластов в единый объект разработки. Это влечет за собой дополнительные требования к контролю и управлению разработкой пластов за счет комплекса различных методов. В случае гидродинамической связи между пластами-коллекторами и при возникновении перепада давления в процессе разработки могут происходить межпластовые перетоки, которые осложняют контроль выработки и локализацию остаточных запасов, настройку гидродинамических моделей и в целом управление разработкой эксплуатационным объектом. Идентификация и мониторинг межпластовых перетоков в межскважинном пространстве связаны с определенными сложностями их регистрации методами прямых измерений, особенно, если переток происходит в пределах одной фазы (газа, нефти или воды). Как правило, факт перетоков устанавливается по косвенным признакам: нетипичному поведению эксплуатационных скважин, расчетам материального баланса, адаптации гидродинамических моделей. В данной работе рассматривается метод идентификации и мониторинга межпластовых перетоков в межскважинном пространстве с применением геохимического анализа нефти, дополненный другими геолого-промысловыми и аналитическими данными, на примере Пильтун-Астохского нефтегазоконденсатного месторождения. Геохимический анализ позволяет определять наличие нефти другого пласта в продукции и количественно оценивать его долю в добыче скважины.

Список литературы

1. Nooruddin H.A., Rahman N.M. А New Analytical Procedure to Estimate Interlayer Cross-Flow Rates in Layered-Reservoir Systems Using Pressure-Transient Data, марта 2017 г. – Paper presented at the SPE Middle East Oil & Gas Show and Conference, Manama, Kingdom of Bahrain, March 2017 // SPE-183689-MS. – 2017. – https://doi.org/10.2118/183689-MS

2. Особенности программы исследований морских месторождений на примере Пильтун-Астохского нефтегазоконденсатного месторождения проекта «Сахалин-2» / А.В. Марченко, А.В. Моисеенков, А.М. Парфенов, А.В. Хабаров // Актуальные проблемы нефти и газа. – 2023. – № 2 (41). – http://doi.org/10.29222/ipng.2078-5712.2023-41.art15

3. Особенности контроля разработки месторождений с морских платформ / Р.Ю. Дашков, Т.Н. Гафаров, А.А. Сингуров [и др.] // Газовая промышленность. – 2022. – № 7 (835). – С. 28–38.

4. Павлов Д.В., Васильев А.С. Технология геохимического анализа нефти – «oil fingerprinting» для управления скважинами и пластами // SPE-187781. –2017. – https://doi.org/10.2118/187781-MS

5. Геохимическая характеристика нефтей Пильтун-Астохского нефтегазоконденсатного месторождения / Д.В. Павлов, Т.Н. Гафаров, Р.Г. Облеков

[и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2025 – № 3 – С. 80-85. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2025-3-80-85

6. Методика количественного определения вклада пластов в добычу с помощью геохимического анализа нефти на примере Пильтун-Астохского месторождения / Д.В. Павлов, Т.Н. Гафаров, Р.Г. Облеков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2025 – № 4 – С. 82-88. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2025-4-82-88

7. Подходы к обоснованию ценности доизучения не введенных в эксплуатацию объектов, разрабатываемых на шельфе / С.А. Песоцкий, А.В. Марченко,

Т.Н. Гафаров [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 6 (1208). – С. 50–54. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-6-50-54

8. Уточнение трехмерной геолого-гидродинамической модели с учетом данных 4D-сейсмомониторинга / Т.Н. Гафаров, Р.Г. Облеков, А.В. Хабаров

[и др.] // Территория Нефтегаз. – 2023. – № 5–6 (835). – С. 14–18.

9. Improved Integrated Approach in Reservoir Modeling by the Example of the Astokh Field / D. Pavlov, N. Fedorov, O. Timofeeva, A. Vasiliev // SPE-196719. – 2019. – https://doi.org/10.2118/196719-MS

В статье рассматривается применение акустического метода для оценки целостности крепления скважины. Актуальными задачами для компаний и государственных учреждений являются улучшение и оптимизация уже существующих подходов к оценке состояния объектов, а также их компьютерное моделирование. Несвоевременное выявление дефектов крепления скважин, таких как трещины и каналы, может привести к образованию заколонных и межпластовых перетоков, что в свою очередь увеличивает риски потери продукции и возникновения грифонов. С учетом недостатков имеющихся технологий разрабатывается новая методика, которая сможет оптимизировать процесс эксплуатации производственных объектов и в дальнейшем позволит интегрировать в принятую модель строительства скважин новые ультразвуковые системы мониторинга целостности протяженных объектов из цементного камня кольцевой формы. В статье приведены результаты применения импульсного метода прохождения акустической волны на протяженных (до 8 м) объектах с целью выявления продольных каналов и поперечных трещин. Полученные данные сопоставлены с результатами моделирования в специализированном ПО COMSOL Multiphysics и испытаний с использованием геофизического цементомера АКЦ-48. Рассмотрены образцы с изоляционным материалом и образцы с контактом по всей поверхности трубы, что позволило оценить эффективность метода для обнаружения трещин и зазоров на контакте обсадной колонны и цементного камня.

Список литературы

1. Бриганте М., Сумбатян М.А. Акустические методы в неразрушающем контроле бетона: обзор зарубежных публикаций в области экспериментальных исследований // Дефектоскопия. – 2013. – № 2. – C. 52–67.

2. Мышкин Ю.В. Методы и средства повышения эффективности акустического контроля труб: автореф. дис. ... канд. техн. наук. – Санкт-Петербург, 2020.

3. Новые подходы к применению акустического метода для непрерывного мониторинга герметичности крепления скважины / Э.И. Трунов, А.Х. Оздоева, А.И. Блоцкая [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 2. – С. 38–42. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-2-38-42

4. Lamb wave analysis for non‐destructive testing of concrete plate structures / N. Ryden, C.B. Park, P. Ulriksen, R.D. Miller // Proceedings of Symposium on the Application of Geophysics to Engineering and Environmental Problems, 2003. - https://doi.org/10.4133/1.2923224

5. Лабораторные исследования возможности определения полноты контакта цементного камня с обсадной колонной методом импульсного прохождения акустической волны и сравнение с результатами моделирования / А.И. Блоцкая, М.А. Караваев, А.С. Кулькова [и др.] // Территория НЕФТЕГАЗ. –2024. – № 9–10. – С. 44–49. – EDN: KUZBQD

6. Ермолов И.Н., Ланге Ю.В. Неразрушающий контроль: Справочник в 7 т. Под общ. ред. В.В. Клюева, Т.З. – М.: Машиностроение, 2004. – 864 с.

Стремление к повышению эффективности разработки нефтяных месторождения требует создания детальных математических моделей, которые способны описать все процессы, происходящие в единой системе добычи, как в недрах, так и на поверхности, а следовательно, необходимо внедрение передовых инструментов, направленных на получение комплексных и наиболее точных характеристик горной породы фактически в каждой скважине. Так, для развития инструментов прогнозирования процессов, происходящих в пласте при применении физико-химических методов увеличения нефтеотдачи (МУН), необходимо иметь детальную и наиболее точную оценку фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) горных пород. Это требует внедрения высокотехнологичных методов геофизических исследований скважин, позволяющих получить комплексную характеристику продуктивного объекта. В статье дано описание комплексного подхода к разработке и применению современной аппаратуры АИНК-ПЛ и математического моделирования процессов при планировании и применении физико-химических МУН. АИНК-ПЛ позволяет получить более детальную и надежную оценку ФЕС горных пород, чем стандартные методы, что особенно важно при математическом моделировании различных физико-химических МУН для прогноза их эффективности и оптимизации параметров. Совместное применение передовых технологий геофизических исследований и математического моделирования позволяет достичь синергетического эффекта и повысить эффективность разработки нефтяных месторождений.

Список литературы

1. Методические указания ПАО «НК «Роснефть»  № П1-01.03 М-0089 версия 1.00, Критерии применимости методов увеличения нефтеотдачи для обоснования опытно-промышленных работ на месторождениях Компании. – 2014. – 43 с.

2. Критерии эффективного применения технологий выравнивания профиля приемистости пласта в условиях разработки месторождений ОАО «Газпром нефть» / Р.А. Гималетдинов, В.В. Сидоренко [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 5. – С. 78–83.

3. Развитие и применение физико-химических методов повышения нефтеотдачи в Ноябрьском регионе / Р.Н. Мухаметзянов, Р.А. Гималетдинов,

А.Н. Юдаков [и др.] // Современные проблемы науки и образования. – 2015. – № 1–1. – 144 с.

4. Gringarten A.C. Interpretation of well test transient data. In: Developments in Petroleum Engineering – 1, ed. R.A. Dawe and D.C. Wilson. – London and New York City: Elsevier Applied Science Publishers, 1985.

5. Обобщение индикаторных (трассерных) исследований на месторождениях Западной Сибири / А.С. Трофимов [и др.] // Территория Нефтегаз. – 2006. – № 12. – С. 72–77. EDN: MUKWAF

6. Высокотехнологичные методы геофизических исследований скважин / М.А. Басыров, А.В. Хабаров, И.А. Ханафин [и др.] // Нефтяное хозяйство. –

2019. – № 11. – С. 13–17. – EDN XPWPHZ. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-11-13-17

7. Навстречу российским технологиям каротажа / И.А. Ханафин, Р.Р. Нугуманов, Э.В. Гадельшин [и др.] // Каротажник. – 2019. – № 6 (300). – С. 6–13.

8. Опыт применения инновационного аппаратурно-методического комплекса АИНК-ПЛ в петрофизическом моделировании в периметре ПАО «НК «Роснефть» / И.Р. Махмутов, И.М. Ракаев, Д.А. Митрофанов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 2. – С. 66–71. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-2-66-71

9. Новая методика интерпретации индикаторных исследований скважин / К.М. Федоров, А.П. Шевелев, А.Я. Гильманов [и др.] // Известия высших учебных заведений. Геология и разведка. – 2023. – № 6. – С. 41–52. – https://doi.org/10.32454/0016-7762-2023-65-6-41-52

10. Развитие рынка отечественных высокотехнологичных геофизических приборов / И.М. Ракаев, Э.В. Гадельшин, И.А. Ханафин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 12. – С. 78–82. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-12-78-82

11. Theoretical Analysis of Profile Conformance Improvement Due to Suspension Injection / K.M. Fedorov, A.Y. Gilmanov, A.P. Shevelev [et al.] // Mathematics. –

2021. – № 9 (15). – P. 1727. https://doi.org/10.3390/math9151727 (Web of Science)

12. Выдыш И.В., Федоров К.М., Анурьев Д.А. Сопоставление эффективности полимер-дисперсных обработок нагнетательных скважин различной конструкции // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. – 2022. – Т. 8. – № 1 (29). – С. 58–74. – https://doi.org/10.21684/2411-7978-2022-8-1-58-74

13. Общий подход к моделированию технологий выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин / К.М. Федоров, И.В. Выдыш, Н.А. Морозовский [и др.] // PROнефть. Профессионально о нефти. – 2022. – № 7 (3). – С. 84–95.

14. Injection of Gelling Systems to a Layered Reservoir for Conformance Improvement / K. Fedorov, A. Shevelev, A. Gilmanov [et al.] // Gels. – 2022. – № 8. – P. 621. – https://doi.org/10.3390/gels8100621 (Web of Science)

15. Методика оценки и прогнозирования реакции добывающих скважин на обработку нагнетательных скважин по технологии выравнивания профиля приемистости / К.М. Федоров, А.П. Шевелев, И.В. Выдыш [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 9. – С. 106–110. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-9-106-110

16. Федоров К.М., Гильманов А.Я., Шевелев А.П. Новый подход к моделированию и прогнозированию эффективности осадко-гелеобразующих методов увеличения нефтеотдачи // Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов. – 2023. – Т. 334. – № 5. – С. 85–93.

17. Optimization Procedure for Conformance Control / K.M. Fedorov, R.M. Ganopolskiy, A.Y. Gilmanov, A.P. Shevelev // Theoretical Foundations of Chemical Engineering. – 2024. – V. 58. – № 3. – P. 555–563. DOI: 10.1134/S0040579524601092

18. Основы ядерно-физических методов исследования скважин / Ю.Н. Бармаков, В.И. Зверев, В.И. Микеров [и др.]. – М.: Буки Веди, 2021. – 250 с. –

ISBN 978-5-4465-3274-2

19. Хомяков А.С. Современное состояние аппаратуры импульсного нейтронного каротажа во ФГУП «ВНИИА» // Геология и геофизика – 2022: наука, производство, инновации: Материалы II Международной научно-практической конференции, Уфа, 13–14 октября 2022 г. – Тверь: ООО «ПолиПРЕСС», 2022. – С. 321–324.

20. Аппаратура импульсного нейтронного каротажа производства ФГУП «ВНИИА» / В.И. Зверев, А.С. Хомяков, А.Ю. Пресняков [и др.] // Каротажник. – 2024. – № 2 (328). – С. 35–42.

21. Определение минералогического состава горных пород по результатам ИНГК-С / А.Р. Бикметова, Г.Р. Вахитова, Р.Ф. Шарафутдинов [и др.] // Геолого-геофизические исследования нефтегазовых пластов. Сборник научных статей по материалам V Всероссийской молодежной научно-практической конференции, Уфа, 17 сентября 2020 г. / – Уфа: Башкирский гос. университет, 2020. – С. 99–102.

22. Петрофизическая настройка методики обработки данных импульсного нейтронного каротажа для повышения эффективности прогноза нефтенасыщенности пластов / О.Р. Привалова, Э.Ф. Байбурина, В.С. Белохин, И.А. Зырянова // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 12. – С. 94–99. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-12-94-99

23. Развитие методики получения массовых долей химических элементов по результатам проведения геофизических исследований прибором АИНК-ПЛ / М.А. Басыров, Д.А. Митрофанов, И.Р. Махмутов [и др.] // Каротажник. – 2021. – № 8 (314). – С. 121–130.

24. Обработка спектров импульсного нейтронного каротажа (по материалам зарубежной печати) / В.И. Микеров, А.С. Хомяков, Д.А. Митрофанов [и др.] // Каротажник. – 2024. – № 2 (328). – С. 123–142.

25. Программное и методическое обеспечение аппаратуры АИНК-ПЛ / С.И. Копылов, С.В. Соколов, А.С. Хомяков [и др.] // Каротажник. – 2024. –

№ 2 (328). – С. 43–65.

26. Первый опыт применения аппаратурного комплекса АИНК-ПЛ для оценки газонасыщенности в сложных геологических условиях ачимовских отложений / Д. Б. Родивилов, А. С. Мухаметьянов, И. Р. Махмутов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 11. – С. 26-31. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-11-26-31

27. Стромберг А.Г. Физическая химия. – М.: Высшая школа, 1999. – 527 с.

28. Земцов Ю.В., Мазаев В.В. Современное состояние физико-химических методов увеличения нефтеотдачи (литературно-патентный обзор). – Екатеринбург: ООО «Издательские решения», 2021. – 239 c.

В статье рассматривается возможность строительства оффшорной ветряной электростанции на примере энергообеспечения месторождения им. Ю. Корчагина на северном участке Каспийского моря. На основании анализа грунтов в предполагаемом районе строительства была подобрана конструкция фундамента ветрового электроагрегата в виде треноги. Выбрано оборудование для транспортировки и установки фундамента и технологического оборудования ветрогенератора. Предложены высокоэффективные составы бетонной смеси для окончательной фиксации фундамента ветрогенератора и защиты его от ледовой нагрузки. Определены типы ветрогенераторов, обеспечивающие потребности в электроэнергии для функционирования строений и оборудования на месторождении им. Ю. Корчагина. Проведены расчеты волновых и ветровых нагрузок, действующих на конструкцию основания ветрогенератора, характерных для данного района строительства. Установлено, что устойчивость верхней части конструкции ветрогенераторов от действия волновых и ветровых нагрузок обеспечена. Устойчивость фундамента треноги ветрогенератора к действию ледовой нагрузки обеспечивается применением нового высокоэффективного состава фибробетона. При составлении рабочего проекта строительства фундамента в процессе дополнительных исследований ледового поля в месте установки ветроэлектростанции возможно усиление конструктивной части дополнительными наклонными ограждающими элементами для демпфирования ледовой нагрузки.

Список литературы

1. Мудрецов А.Ф., Тулупов А.С. Вопросы развития альтернативной энергетики в России // Вестник Томского государственного университета. Экономика. – 2016. – № 4. – С. 38–45. – https://doi.org/10.17223/19988648/36/3

2. Бердигулов А.Н. Проблемы освоения шельфа Северных морей // Информационные технологии как основа прогрессивных научных исследований: Сборник статей Международной научно-практической конференции. – Ижевск, 14 апреля 2020 г. – Ижевск: Издательский дом "Удмуртский университет", 2020. – С. 112-119. – EDN XUSGLW.

3. Основы разработки шельфовых нефтегазовых месторождений и строительство морских сооружений в Арктике / А.Б. Золотухин, О.Т. Гудместад, А.И. Ермаков [и др.]. – М: Нефть и газ, 2000. – 770 с. – ISBN 5-7246-9117-6. – EDN SWQCXD.

4. Ресурсы солнечной и ветровой энергии Чеченской республики / И.А. Керимов, М.В. Дебиев, Р.А-М. Магомадов, Х.И. Хамсуркаев // Инженерный вестник Дона. – 2012. – № 1. – URL: ivdon.ru/ru/magazine/archive/n1y2012/677

5. Абдималик М.Э. Ветрогенератор // Материалы XLII Международной научно-практической конференции в рамках реализации Послания Президента РК Н. Назарбаева «Новые возможности развития в условиях четвертой промышленной революции». Под ред. Б.М. Ибраева. – 2018. – С. 229–231.

6. Завязкина А.А., Сирнова Е.М. Анализ проектов строительства и обслуживания оффшорных ВЭС в мировых ЭЭС // Пятнадцатая всероссийская (седьмая международная) научно-техническая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых: материалы конференции. В 6 томах. – Т. 3. – 2020. – 90 с.

7. Куликов Н.Н. Оффшорные технологии ветроэнергетики в прикаспийском регионе // Сб. Инновационные технологии современной научной деятельности: стратегия, задачи, внедрения. – Казань: Научно-издательский центр «Аэтерна», 2019. – C. 24–26.

8. Опыт проектирования и проведение операций при строительстве оффшорных объектов / В.В. Руденко, И.Л. Благовидова, А.В. Пьянов, Н.С. Дьячук // Морской вестник. – S 1. – 2020. – С. 41–45.

9. Филатова А.С. Оффшорная ветроэнергетика // Известия Тульского государственного университета. Технические науки. – 2018. – № 12. – С. 63-66. –

EDN YTEJZZ.

10. Green R., Vasilakos N. The economics of offshore wind. // Energy Policy. – 2011. – V. 39. – P. 496–502. – URL: https://repec.cal.bham.ac.uk/pdf/10-20.pdf

11. Серебрякова О.А. Инженерно-минералогический состав грунтов Каспийского моря // Геология. Известия отделения наук о земле и природных ресурсов. – 2009. – № 14. – C. 74–77.

12. Новые виды свай / Л.Н. Панасюк, В.Ф. Акопян, А.Ф. Акопян, Хо. Чантха // Инженерный вестник Дона. – 2011. – № 2 (16). – С. 215-219. – EDN OGIBFZ. –

URL: ivdon.ru/ru/magazine/archive/n2y2011/437

13. Панков В.И. Классификация судов и плавучих технических средств нефтегазопромыслового флота // Судостроение. – 1999. – № 6 (727). – С. 17-20. – EDN HVRUFT.

14. Никитина А. Высокие стандарты добычи: оффшорные краны Liebherr // Neftegaz.ru. – 2019. – С. 34–37.

15. Перфилов В.А., Хуадонов А.А. Высокопрочный бетон для строительства нефтегазовых сооружений на море // Актуальные проблемы и перспективы развития строительного комплекса: международная научно-практическая конференция, 1–2 декабря 2020 г., Волгоград. – Волгоград: Министерство науки и высшего образования Российской Федерации, Волгоградский гос. технический университет, 2020. – Ч. 1. – C. 166–170.

16. Perfilov V.A., Gabova V.V. Nanomodified constructional fiber-reinforced concrete [Электронный ресурс] // MATEC Web of Conferences. Vol. 129 : International Conference on Modern Trends in Manufacturing Technologies and Equipment (ICMTMTE 2017) (Sevastopol, Russia, September 11-15, 2017) / eds.: S. Bratan [et al.]; Sevastopol State University, National University of Science and Technology «MISIS», Polzunov Altai State Technical University, Inlink Ltd. and International Union of Machine Builders. – 2017. – 4 p. – http://doi.org/10.1051/matecconf/201712905021

17. СП 20.13330.2016. Нагрузки и воздействия. - М.: Министерство строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации, 2016.

18. СП 38.13330.2018. Нагрузки и воздействия на гидротехнические сооружения (волновые, ледовые от судов). – М.: Министерство строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации, 2018.

Статья посвящена вопросу создания прогностических моделей, основанных на обученных пользовательских и автоматизированных нейронных сетях, с целью прогнозной оценки некоторых добычных характеристик горизонтальных скважин с многостадийным гидравлическим разрывом пласта. По мнению авторов, прогнозируемые характеристики являются основными при оценке потенциала нефтяных скважин или эффективности проведения геолого-технических мероприятий. Для этого решается задача численного прогнозирования, представлен комплексный подход к обучению как пользовательских, так и автоматизированных нейронных сетей, определены архитектура и свободные параметры нейронных сетей, выделен оптимальный набор входных данных для моделирования с применением метода «обратного исключения», часто применяемого в статистике, но редко используемого с нейронными сетями. Отмечено, что процесс, который проходят нейронные сети во время обучения, в значительной степени скрыт и остается необъясненным (по этой причине нейронные сети имеют репутацию «черного ящика»). В свою очередь, проведенные исследования демонстрируют критерии выбора наиболее точных прогностических моделей. Основываясь на геологической природе исследуемого объекта, показана возможность тиражирования обученных прогностических моделей, не ограничиваясь при этом одним участком недр. Таким образом, авторами предлагается внедрить нейросетевые прогностические модели, способные корректно прогнозировать добычные характеристики скважин в условиях ощутимой изменчивости и неоднородности данных, характерных для многих операций в области разработки месторождений.

Список литературы

1. Nisbet R., Elder J., Miner G. Handbook of statistical analysis and data mining applications. – Academic Press, 2009. – 822 p. – https://doi.org/10.1016/B978-0-12-374765-5.X0001-0

2. Нейронные сети. STATISTICA Neural Networks: Методология и технологии современного анализа данных / Под ред. В.П. Боровикова. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Горячая линия – Телеком, 2008. – 392 с.

3. Методы Data Mining как система поддержки принятия решений в условиях ограничения данных / В.А. Маркин, Л.В. Маркина, В.Р. Байрамов, М.Ю. Лобанок // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 5. – С. 138–142. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-5-138-142

Для создания цифровой модели системы сбора и транспорта продукции промысла, пригодной к управлению и оптимизации режимов ее эксплуатации, необходима адаптация результатов гидравлических расчетов, выполненных с использованием этой модели, к фактическим данным. В статье предлагаются методы адаптации гидравлических расчетов трубопроводов, транспортирующих однофазные, в том числе неньютоновские, жидкости и газожидкостные смеси. В качестве адаптируемых параметров выбраны эквивалентный диаметр, уменьшаемый по сравнению с номинальным за счет отложений различного происхождения, эквивалентная шероховатость внутренней поверхности трубы, а для неньютоновских (бингамовских) жидкостей – напряжение сдвига и вязкость. Предлагаемые методы позволяют проводить настройку режима для каждого участка сети, учитывают особенности гидродинамики флюидов различной природы, имеют низкую чувствительность к изменению режима эксплуатации, требуют небольшого объема фактических данных для настройки, дают возможность определить случаи, для которых вместо адаптации результатов рекомендуется выполнить проверку и уточнение исходных данных. Разработаны методики и алгоритмы процедуры адаптации гидравлических расчетов трубопроводов любой сложности, в том числе содержащих замкнутые контуры, реализованные в ПО Pipe FM, с возможностью выбора метода адаптации пользователем. Выполненный сравнительный анализ показал, что самым действенным является метод подбора эквивалентных диаметров, позволяющий повысить эффективность эксплуатации системы сбора и транспорта продукции промысла по сравнению с зарубежными аналогами за счет увеличения точности ее адаптации к фактическим данным.

Список литературы

1. Критический анализ методов гидравлического расчета газоконденсатных потоков в скважинах и внутрипромысловых трубопроводах / Н.Н. Елин, О.А. Стадниченко, М.А. Звягин, И.О. Квитаченко // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 8. – С. 76–81. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-8-76-81

2. https://oissolutions.net/wp-content/uploads/2020/03/OIS_Pipe_onepager_A3_eng_fin.pdf

3. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2021610166 РФ. Информационно-аналитическая система эксплуатации трубопроводов OIS PIPE+. – № 2020667370: заявл. 23.12.2020 : опубл. 12.01.2021; заявитель Общество с ограниченной ответственностью «НВ-АСУпроект». –

EDN ZKUFYJ.

4. Инженерное программное обеспечение Petroleum Experts: рекламная брошюра. – URL: http://itps.com/uploads/files/Petex%20IPM%20Brochure%20RUS.pdf (дата обращения – 13.02.2025 г.)

5. Официальный сайт компании Schlumberger. Платформы и прикладное программное обеспечение. – URL: https://sis.slb.ru/products/

6. Р Газпром 2-3.5-1037-2016. Моделирование технологических режимов эксплуатации систем сбора и внутрипромыслового транспорта газа сеноманских залежей. – СПб: ПАО «Газпром», 2016. – 20 с.

7. Брилл Дж.П., Мукерджи X. Многофазный поток в скважинах. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006. – 384 с.

8. Разработка и эксплуатация математических моделей систем обустройства нефтяных месторождений: монография / Н.Н. Елин, Ю.В. Нассонов, Н.И. Ашкарин [и др.]. – Иваново: ИГХТУ, 2006. – 272 с.

9. Идельчик И.Е. Справочник по гидравлическим сопротивлениям. – М.: Машиностроение, 1992 – 672 с.

10. Уилкинсон У.Л. Неньютоновские жидкости. – М.: Мир, 1964. – 216 с.

11. Лурье М.В. Математическое моделирование процессов трубопроводного транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. М.: Нефть и газ РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2012 – 456 с.

12. Гриценко А.И., Клапчук О.В., Харченко Ю.А. Гидродинамика газожидкостных смесей в скважинах и трубопроводах. – М.: Недра, 1994 – 238 с.

На трубопроводах из феррито-перлитных сталей, изготовленных по технологиям середины 60-х годов ХХ века, после 15-20 лет эксплуатации в северных районах наблюдается устойчивый рост хрупких разрушений при отрицательных температурах окружающей среды. В ряде работ предлагается учитывать влияние перепада суточных температур на несущую способность трубопроводов путем алгебраического добавления приведенного числа термоциклов к общему числу циклов нагружения от пульсаций рабочего давления и таким образом определять общее число циклов нагружения. Такой подход не учитывает влияния отрицательных температур на физико-механические характеристики металла конструкции при длительной эксплуатации. Приведен анализ разрушения трубопроводов из структурно упрочненных увеличением объемной доли перлита феррито-перлитных сталей при эксплуатации на территориях с отрицательными среднегодовыми температурами и их суточными перепадами с большим градиентом. Совместное действие длительного циклического нагружения, внутренних усадочных деформаций элементов структуры с различными кристаллическими решетками и резкие перепады отрицательных температур создают эффект снижения пластичности и увеличения склонности сталей феррито-перлитного класса к хрупкому разрушению при температурах окружающей среды выше температуры порога хладноломкости. Предложена методология оценки влияния отрицательных температур на свойства трубных сталей. Для сталей феррито-перлитного класса установлены отрицательные температуры значительно выше температурных порогов хладноломкости, при которых существует значимое, а для некоторых сталей аномальное падение ударной вязкости. Такие диапазоны минусовых температур определены как «низкотемпературные интервалы хрупкости».

Список литературы

1. Мазур И.И., Иванцов О.М. Безопасность трубопроводных систем. – М.: Центр «ЕЛИМА», 2004. – 560 с.

2. Зорин Е.Е., Степаненко А.И. Изменение трещиностойкости трубных сталей типа 09Г2С и их сварных соединений при низких температурах // Строительство трубопроводов. – 1991. – № 4. – С. 37–39.

3. Зорин Е.Е., Ланчаков Г.А. Степаненко А.И. Коррозионно-механическая прочность и статистика отказов трубопроводов // Газовая промышленность. – 1991. – № 10. – С. 14–16.

4. Ларионов В.П., Зорин Е.Е. Использование редких и редкоземельных элементов для получения хладостойких конструкционных сталей // Сварочное производство. – 2003. – № 10. – С. 42–44.

5. Горицкий В.М., Терентьев В.Ф. Структура и усталостное разрушение металлов. – М.: Металлургия, 1980. – 244 с.

6. Анучкин М.П. Несущая способность сварных магистральных трубопроводов высокого давления. Прочность труб магистральных трубопроводов. –

М.: Газпром СССР, 1965. – С. 21–27.

7. Бородавкин П.П. Подземные магистральные трубопроводы. – М.: Недра, 1982. – 276 с.

8. Работоспособность трубопроводов. Ч. 2. Сопротивляемость разрушению / Г.А. Ланчаков, Е.Е. Зорин, Ю.И. Пашков, А.И. Степаненко. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. – 350 с.

9. Зорин Е.Е., Степаненко А.И. Сопротивляемость разрушению технологических трубопроводов из стали типа О9Г2С при термоциклировании в климатическом диапазоне температур // Газовая промышленность. – 1994. – № 2. – С. 22–23.

10. Ларионов В.П., Зорин Е.Е. Использование ниобия для повышения прочности сварных соединений низколегированных сталей // Заводская

лаборатория. – 2003. – № 9. – С. 62–63.

11. Larionov B.P., Zorin E.E. Using rare and rare-earth elements for the production of cold resistant constructional materials. – Cambridge, England. – 2004. – V. 18. –

№ 4. – P. 301-304. – https://doi.org/10.1533/wint.2004.3275

12. Неганов Д.А., Зорин Е.Е., Зорин Н.Е. Оценка влияния поверхностных трещиноподобных концентраторов напряжений на работоспособность магистральных трубопроводов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2021. – Т. 11. – № 1. – С. 8–15. – https://doi.org/10.28999/2541-9595-2021-11-1-8-15

13. Научно-технические, социально-экономические и правовые аспекты надежности транспорта нефти и нефтепродуктов / С.Г. Радионова, П.А. Ревель Муроз, Ю.В. Лисин [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2016. – № 5. – С. 20–31.

14. Информационно-аналитическое сопровождение планирования замены участков линейной части магистральных нефтепроводов / А.Г. Воронов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2022. – Т. 12. – № 1. – С. 18–33. – https://doi.org/10.28999/2541-9595-2022-12-1-18-33