В настоящее время имеется достаточно много примеров развития так называемых «изолированных» (обособленных) областей аномально высокого пластового давления (АВПД). Условием их формирования является не только латеральная, но и вертикальная изоляция, т.е. возврат к гидростатическому давлению под зоной АВПД, а следовательно, наличие нижней покрышки, связанной с процессами генерации газа и его поступлением в расположенные рядом участки микропористости. Данные по этой части разреза весьма ограничены в силу как объективных (геологических), так и субъективных (технологических) причин. При этом интервал с АВПД часто воспринимается, как «бесконечный», не имеющий нижней границы. Подобным образом появление в разрезе магматических (эффузивных) пород на практике нередко представляется как подошва осадочного чехла, тогда как ниже эффузивов может быть установлен многокилометровый «нормальный» осадочный разрез. Цель статьи – обратить внимание специалистов на возможность таких явлений, как изоляция областей АВПД и их влияние на углеводородные системы (УВС). Особенно следует отметить влияние обособленных областей АВПД на повышенный потенциал расположенных ниже комплексов, где могут быть выявлены новые перспективные горизонты. Это в первую очередь актуально для глубоких и сверхглубоких разрезов. Такие регрессии давлений необходимо учитывать при моделировании развития УВС, особенно наложенных друг на друга. Кроме того, изолированные зоны АВПД могут формировать обширные области с так называемыми «нетрадиционными» залежами массивного типа - потенциальными объектами разведки.

В настоящее время бассейновое моделирование является ключевым инструментом для изучения геологической эволюции и оценки функционирования углеводородных систем различных территорий. На этапе предварительной оценки нефтегазоносности территории оно позволяет повысить вероятность успешного бурения новых скважин, а на этапе разработки может играть важную роль, особенно если работы ведутся на сложнопостроенном объекте, пример которого рассмотрен в работе. В статье приведены результаты бассейнового моделирования различных сценариев формирования залежей нефти в позднеюрских и раннемеловых отложениях на юго-восточном борту Фроловской мегавпадины. Для повышения точности моделирования был предложен подход к восстановлению исходных кинетических спектров, основанный на результатах лабораторного моделирования преобразования керогена и 1D бассейнового моделирования. Полученные результаты показали, что в случае высокой реакционной активности керогена залежи насыщаются флюидами из нижне-среднеюрских материнских толщ, что не соответствует результатам сравнения молекулярного состав нефтей и экстрактов материнских пород разреза. Достигнуть существенного вклада углеводородов, генерируемых баженовской свитой, возможно в случае воздействия гидротермальных флюидов на породы в позднемеловое или палеогеновое время, либо в случае латеральной миграции углеводородов по пластам АС9-12 с соседних территорий с более преобразованными баженовскими отложениями.

Список литературы

1. Allen P.A., Allen J.R. Basin analysis: Principles and application to petroleum play assessment. - John Wiley & Sons, 2013. - 640 p.

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

3. Решение 6-го межведомственного стратиграфического совещания по рассмотрению и принятию уточненных стратиграфических схем мезозойских отложений Западной Сибири, Новосибирск, 2003 г. – Новосибирск: СНИИГГиМС. – 2004. – 114 с.

4. Характеристика органического вещества доманиковых отложений и насыщающих их флюидов на территории Республики Татарстан / Т.В. Григоренко, Г.Г. Савостин, А.Г. Калмыков [и др.] // Георесурсы. – 2025. – Т. 27. – № 1. – С. 221–235. – https://doi.org/10.18599/grs.2025.1.25. – EDN: FYQEOE

5. Hantschel T., Kauerauf A.I. Fundamentals of basin and petroleum systems modeling, Springer-Verlag Berlin Heidelberg, 2009. – 492 p.

6. Перспективные углеводородные системы Мангышлакского нефтегазоносного бассейна / О.А. Емельяненко, С.Ф. Хафизов, Г.А. Калмыков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2025. – № 5. – С. 32–37. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2025-5-32-37. – EDN: KAIUEI

Вулканические комплексы и связанные с ними вулканогенно-обломочные разности являются сложными объектами, которые при этом могут содержать коммерческие залежи углеводородов. Их значение при поисках новых месторождений нефти и газа в настоящее время недооценено, а накопленных знаний недостаточно. Согласно опубликованным данным уровень успешности обнаружения экономически значимых запасов в них является очень высоким, поэтому все примеры разработки отдельных объектов в Китае, Индии, Японии, Индонезии, Аргентине и других странах требуют внимательного изучения. Коллекторские свойства вулканических и вулканогенно-обломочных отложений зависят от геологического возраста и положения в разрезе и при выборе потенциальных аналогов этот критерий следует учитывать. Фильтрационно-емкостные свойства пород ухудшаются с глубиной до отметки 3200–4000 м, после чего сохраняют свой потенциал до интервала 5500–6200 м и, вероятно, ниже. Поровое пространство отличается сложной структурой, которая характеризуется высокими значениями проницаемости при сравнительно небольших величинах пористости. Это создает возможность формирования массивных залежей природного газа, ограниченных капиллярными покрышками, в центральных частях бассейнов. На территории Российской Федерации одним из перспективных нефтегазоносных бассейнов (НГБ), приуроченных к эффузивам, является Зея-Буреинский, генетически связанный с существенно лучше изученным бассейном Сунляо (Китай). Для разрезов верхнего палеозоя бассейнов юго-восточного Казахстана такими аналогами могут быть НГБ Сычуань и Джунгар (Китай), в которых были выявлены и разрабатываются многочисленные залежи нефти и газа.

Список литературы

1. Oppenheimer C., Pyle D.M., Barclay J. Volcanic degassing. – London: Geological Society, 2003. – 420 p.

2. Volcanic Rocks and Soils/ T. Rotonda, M. Cecconi, F. Silvestri, P. Tommasi (Eds.). – Boca Raton: CRC Press, 2015. – 200 p.

3. Volcanic Rocks / A.M. Malheiro, J.C. Nunes (Eds.). – Boca Raton: CRC Press, 2013. – 222 p.

4. High-quality source rocks in an underexplored basin: The upper Carboniferous–Permian succession in the Zaysan Basin (Kazakhstan) / R. Nurbekova, N. Smirnova,

I. Goncharev [et al.] // International Journal of Coal Geology. – 2023. – Vol. 272. – art. 104254. – https://doi.org/10.1016/j.coal.2023.104254. – EDN: CMHAQW

5. Probing permeability and microstructure: Unravelling the role of a low permeability dome on the explosivity of Merapi (Indonesia) / A.R. Kushnir [et al.] // Journal of Volcanology and Geothermal Research. – 2016. – Vol. 316. – P. 56–71. – https://doi.org/10.1016/j.jvolgeores.2016.02.012. – EDN: WTSCUX

6. Volcanic Gas Reservoir Characterization / Qiquan Ran, Yongjun Wang, Yuanhui Sun [et al.]. – Amsterdam: Elsevier, 2014. – 604 p.

7. Volcanic Rock-Hosted Natural Hydrocarbon Resources: A Review / Jiaqi Liu, Pujun Wang, Yan Zhang [et al.] // Updates in Volcanology - New Advances in Understanding Volcanic Systems / Nemeth K. (Ed.). – 2012. – https://doi.org/10.5772/54587

8. Paleoenvironment and Organic Characterization of the Lower Cretaceous Lacustrine Source Rocks in the Erlian Basin: The Influence of Hydrothermal and Volcanic Activity on the Source Rock Quality / Piao Wu, Dujie Hou, Lanzhu Cao [et al.] // ACS Omega. – 2023. – V. 8. – No. 2. – P. 1885–1991. – https://doi.org/10.1021/acsomega.2c03487. – EDN: UZIIMT

9. Thermal simulation of basic volcanic fluid influence on different source rocks / Jiyan Li, Xuanlong Shan, Zhe Sun [et al.] // Chinese Journal of Geochemistry. – 2014. – Vol. 33. – P. 168–172. – https://doi.org/10.1007/s11631-014-0673-3

10. Zou Caineng. Volcanic Reservoirs in Petroleum Exploration. – Amsterdam: Elsevier, 2013. – 204 p.

11. The Cretaceous volcanism of the Songliao Basin: Mantle sources, magma evolution processes and implications for the NE China geodynamics – A review /

Liu Chaoyang, Eugenio Nicotra, Xuanlong Shan [et al.] // Earth-Science Reviews. – 2023. – Vol. 237, art. 104294. – https://doi.org/10.1016/j.earscirev.2022.104294

12. Тектоническое строение и история геологического развития Зея-Буреинского осадочного бассейна по результатам комплексной интерпретации материалов бурения и сейсморазведки / А.Э. Конторович, С.В. Ершов, Н.И. Шестакова [и др.] // Тихоокеанская геология. – 2024. – Т. 43. – № 4. – С. 3–22. – https://doi.org/10.30911/0207-4028-2024-43-4-3-22. – EDN: BOXDNC

13. Росгеология дала оценку ресурсному потенциалу перспективной на углеводороды Зее-Буреинской площади в Амурской области // Neftegaz.RU. – 2017. – 12 мая. – URL: https://neftegaz.ru/news/Geological-exploration/210366-rosgeologiya-dala-otsenku-resursnomu-potentsi...

На основе предложенной авторами сейсмогеологической модели строения северного борта Вилюйской гемисинеклизы определены пространственное положение и особенности залегания пород куонамской формации, уточнены современные границы их распространения. Установлено отсутствие пород куонамской формации в зоне сочленения Вилюйской гемисинеклизы и Предверхоянского краевого прогиба. Дана литологическая характеристика пород по результатам бурения параметрической скважины. Одномерное бассейновое моделирование позволило оценить катагенетическую преобразованность органического вещества пород куонамской формации и определить современные глубины возможной локализации зон нефте- и газообразования. По результатам кинематической и динамической интерпретации сейсморазведочных работ изучены физические свойства пород и их изменение по площади. Выделены зоны распространения многолетнемерзлых пород, а также максимального уплотнения и незначительного разуплотнения пород. Сделано предположение о связи характера изменения свойств пород с наличием и катагенетической преобразованностью органического вещества. Исходя из комплексирования материалов структурной, кинематической и динамической интерпретации с результатами бассейнового моделирования получены данные, подтверждающие связь характера изменения свойств пород с катагенетической преобразованностью органического вещества. Изучение физических свойств нефтегазоматеринских пород куонамской формации по данным метода общей глубинной точки совместно с бассейновым моделированием может стать основой раздельного прогноза нефтегазоносности в пределах Вилюйской гемисинеклизы.

Список литературы

1. Новые представления о геологическом строении северного борта Вилюйской гемисинеклизы по результатам комплексной интерпретации геолого-геофизической информации / Г.И. Файзуллин, С.Б. Мячев, Е.С. Носкова [и др.] // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2025. – Т. 20. – № 4. –

2. Старосельцев В.С. Тектоническое и нефтегазогеологическое районирование южного побережья и прилегающего шельфа моря Лаптевых // Геология и минерально-сырьевые ресурсы Сибири. – 2012. – № 3. – С. 32–37. – EDN: PDBYSX

3. Гайдук В.В. Вилюйская среднепалеозойская рифтовая система. – Якутск: изд-во ЯФ СО АН СССР, 1988. – 128 с.

4. Gardner G.H.F., Gardner L.W., Gregory A.R. Formation Velocity and Density – the Diagnostic Basics for Stratigraphic Traps // Geophysics. – 1974. – V. 39. – № 6. –

P. 770–780. – https://doi.org/10.1190/1.1440465

5. Нефтегазогеологическое районирование куонамской формации отложений нижне-среднекембрийского возраста Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции / Д.А. Горлов, С.П. Левшунова, Д.В. Роот, С.Ф. Мигурский // Геология нефти и газа. – 2023. – № 6. – С. 67–79. – https://doi.org/10.47148/0016-7894-2023-6-67-79. – EDN: TNYCSQ

6. Федеральный проект «Геология - возрождение легенды» - управление реализацией и оценка эффективности / Д.Д. Тетенькин, А.А. Гермаханов, О.С. Каспаров [и др.] // Недропользование XXI век. – 2022. – № 1 (93). – С. 4–11. – EDN: NTMYTD

Авторами статьи проведен анализ опубликованных исследований последних лет, в которых приведены результаты открытий глубоких и сверхглубоких скоплений углеводородов (УВ) в Таримском нефтегазоносном бассейне, включая исследования, которые проводились перед бурением сверхглубоких скважин. Рассмотрено классическое представление об образовании, аккумуляции и сохранности УВ. Приведены данные о коллекторах и нефтегазоматеринских породах, с которыми связаны залежи сверхглубоких горизонтов, а также выборочные результаты бурения сверхглубоких скважин, в которых были выявлены жидкие УВ. В статье отражены результаты геохимических исследований основной нефтематеринской толщи и региона в целом. Приведено описание реконструкции модели погружения, истории палеотеплового потока и прогрева толщ поднятия Табэй на основе данных скв. RP7. Рассмотрен геотермический режим бассейна, как один из важнейших факторов образования УВ различного фазового состава. Сделан вывод о том, что бассейн осадконакопления начал интенсивное опускание приблизительно 10 млн лет назад и лишь за последние 5 млн лет нефтематеринские толщи погрузились более чем на 2 км и вышли из нефтяного окна. В настоящее время температура на глубине около 10000 м не превышает 190 °C, что способствует сохранению жидких УВ в сверхглубоких залежах.

Список литературы

1. Discovery of the Lower Cambrian high-quality source rocks and deep oil and gas exploration potential in the Tarim Basin, China / Guangyou Zhu, Feiran Chen, Meng Wang [et al.] // AAPG Bulletin. - 2018. - V. 102 (10). - Р. 1–29. - https://doi.org/10.1306/03141817183. - EDN: WLHCQE

2. Discovery and basic characteristics of the high-quality source rocks of the Cambrian Yuertusi Formation in Tarim Basin / Zhu Guangyou, Feiran Chen, Zhiyong Chen [et al.] // Journal of Natural Gas Geoscience. - 2016. - № 27 (1). - Р. 8–21. - https://doi.org/10.1016/j.jnggs.2016.05.002

3. Neoproterozoic rift basins and their control on the development of hydrocarbon source rocks in the Tarim Basin, NW China / Guang-You Zhu, Rong Ren, Fei-Ran Che [et al.] // Journal of Asian Earth Sciences. - 2017. - № 150. - Р. 63–72. - https://doi.org/10.1016/j.jseaes.2017.09.018. - EDN: YGXBFB

4. Yang Zh., Duan Zh., Huang Zh. Section measurement and petroleum geologic evaluation of the Cambrian in the Margin of the Tarim Basin // Kuerle: Research Report of the Petro China Tarim Branch. - 2016. - P. 1-332.

5. Potential and favorable areas of petroleum exploration of ultra-deep marine strata more than 8000 m deep in the Tarim Basin, Northwest China / Zhu Guangyou, Yinghui Cao, Yan Lei [et al.] // Journal of Natural Gas Geoscience. - 2018. - № 3. - Р. 321-337. - https://doi.org/10.1016/j.jnggs.2018.12.002

6. Characteristics and controlling factors of fracture-cavity carbonate reservoirs in the Halahatang area, Tarim Basin / Sun Chonghao, Zhu Guangyou, Zheng Duoming [et al.] // Bull. Miner. Petrol. Geochem. - 2016. - № 35 (5). - Р. 1028-1036. - https://doi.org/10.3969/j.issn.1007-2802.2016.05.024

7. Amorphous nickel hydroxide nanospheres with ultrahigh capacitance and energy density as electrochemical pseudocapacitor materials / B. Li, M. Yu, F. Wang

[et al.] // Nature Communications. - 2013. - № 4 (1894). - Р. 1-7. - https://doi.org/10.1038/ncomms2932

8. Source, oil charging history and filling pathways of the Ordovician carbonate reservoir in the Halahatang Oilfield, Tarim Basin, NW China / Zhongyao Xiao, Meijun Li, Shaoying Huang [et al.] // Marine and Petroleum Geology. - 2016. - V. 73. - Р. 59–71. - https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2016.02.026

9. Great discovery and its significance of ultra-deep oil and gas exploration in well Luntan-1 of the Tarim Basin / Yang Haijun, Chen Yongquan, Tian Jun [et al.] // China Petroleum Exploration. - 2020. - № 25 (02). - Р. 62–72. - https://doi.org/10.3969/j.issn.1672-7703.2020.02.007 2020a

10. Geochemical characteristics of Lower Cambrian sources rocks from the deepest drilling of well LT-1 and their significance to deep oil gas exploration of the lower Paleozoic system in the Tarim Basin (In Chinese) / Yang Haijun, Yu Shuang, Zhang Haizu [et al.] // Geochimica. - 2020. - № 49. - Р. 666–682. - https://doi.org/10.19700/j.0379-1726.2021.01.017

11. Jin Z., Cai L. Exploration propects problems and strategies of marine oil and gas in China (In Chinese) // Oil and Gas Geology. - 2006. - № 27. - Р. 722–730.

12. Geological foundation of the formation of China’s marine oil and gas fields (In Chinese) / S. Zhang, D. Liang, G. Zhu [et al.] // Chinese Science Bulletin. - 2007. -

№ 52. - Р. 19–31.

13. An examination of the fluid inclusions of the well RP3-1 at the Halahatang Sag in Tarim Basin, northwest China: Implications for hydrocarbon charging time and fluid evolution / Zhi‐Yong Ni, Tie-Guan Wang, Meijun Li [et al.] // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2016. - № 146. - Р. 326–339. - https://doi.org/10.1016/j.petrol.2016.04.038

14. Reservoir types of marine carbonates and their accumulation model in western and central China (In Chinese) / Zhu Guangyou [et al.] // Shiyou Xuebao = Acta Petrologica Sinica. - 2010. - № 31. - Р. 871–878. - EDN: OAVMQB

15. The complexity, secondary geochemical process, genetic mechanism and distribution prediction of deep marine oil and gas in the Tarim Basin, China / Zhu Guangyou, Zhiyao Zhang, Xiaoxiao Zhou [et al.] // Earth-Science Reviews. - 2011. - № 198 (1-2). - https://doi.org/10.1016/j.earscirev.2019.102930

Ширанишская формация в пределах центрального Евфратского грабена представляет собой мощную толщу, сложенную аргиллитами и вакстоунами, обогащенными органическим углеродом. Комплексные минералогические, геохимические и кинетические исследования дали возможность уточнить стратиграфическое расчленение разреза и выявить факторы, контролирующие генерационный потенциал пород. На основании вариаций водородного HI и кислородного OI индексов, а также общего органического углерода (TOC) выделены нижняя (НШС) и верхняя (ВШС) части ширанишской свиты, причем ВШС подразделяется на два интервала - ВШС-1 и ВШС-2. ВШС демонстрирует более высокий нефтегенерационный потенциал (TOC достигает 4 %, HI – 500 мг УВ/г TOC) при относительно узком распределении энергий активации, в то время как НШС характеризуется более широкой моделью активационных энергий и газогенерационным потенциалом. Минералогические признаки (наличие анкерита и пирита) указывают на влияние глинистого материала и интенсивных процессов метаногенеза в условиях раннего диагенеза. Кинетическое моделирование показало различия в прогнозируемых температурах зрелости органического вещества (ОВ) - 136 °С для ВШС и 144 °С для НШС, что связано с его фациальными особенностями и неоднородностью.

Список литературы

1. Crude oil families in the Euphrates Graben (Syria) / A. Aldahik, H.-M. Schulz, B. Horsfield [et al.] // Marine and Petroleum Geology. – 2017. – V. 86. – P. 325–342. – https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2017.05.030

2. Tectonic and erosion features, and their influence on zonal distribution of the Upper Triassic and the Lower Cretaceous sediments in the Euphrates Graben area, Syria /

I. Yousef, V.P. Morozov, M. El Kadi, A. Alaa // Journal of Earth Science (China). – 2021. – V. 32. – No. 9. – P. 1500–1515. – https://doi.org/10.5800/GT-2021-12-3-0541

3. Перспективы нефтегазоносности Сирии / Н.А. Еремин, И.С. Зиновкина, Н.А. Шабалин, А.Н. Еремин // Геология нефти и газа. – 2017. – № 2. – С. 76–82. – EDN: YPSAFH

4. Тектонические и эрозионные особенности и их влияние на региональное распределение верхнетриасовых и нижнемеловых отложений Евфратского грабена (Сирия) / И. Юсеф, В.П. Морозов, М.Э. Кади, А. Алаа // Геодинамика и тектонофизика. – 2021. – Т. 12. – №. 3. – С. 608–627. – https://doi.org/10.5800/GT-2021-12-3-0541. – EDN: SQGXGB

5. Abboud M.S., Philp R.P., Allen J. Geochemical correlation of oils and source rocks from central and NE Syria // Petroleum Geology. – 2005. – V. 28. – P. 203–218. – https://doi.org/10.1111/j.1747-5457.2005.tb00080.x

6. Алясеен, М. Х., Аани Я. Нефтегазоносность Евфратского грабена в Сирии // Нефтегазовое дело. – 2019. – Т. 17. – №. 6. – С. 6–14. – https://doi.org/10.17122/ngdelo-2019-6-6-14. – EDN: HMLIWJ

7. Barrier E., Machhour L., Blaizot M. Petroleum systems of Syria, In: Petroleum Systems of the Tethyan Region / eds. A. Robertson, R. Searle. – AAPG Special Volumes. – 2014. – P. 335–378. – https://doi.org/10.1036/13431862M1063612. – EDN: UPGYPK

8. Tucker M., Wright V. Carbonate Sedimentology. – Oxford: Blackwell Science, 1990. – 308 p.

9. Stephen N.E., Svånå T.A., Swart P.K. Uranium depletion across the Permian–Triassic boundary in Middle East carbonates: Signature of oceanic anoxia // AAPG Bulletin. – 2008. – V. 92. – No. 6. – P. 691–707. – https://doi.org/10.1306/02140807095

10. Hallam A., Grose J. A., Ruffell A. Paleoclimatic significance of changes in clay mineralogy across the Jurassic–Cretaceous boundary in England and France // Palaeogeography, Palaeoclimatology, Palaeoecology. – 1991. – V. 81. – P. 173–187.

11. Rapid method for source rock characterization and for evaluating their petroleum potential and their degree of evolution / J. Espitalie, J. Laporte, M. Madec, F. Marquis // Oil & Gas Science and Technology. – 1977. – V. 32. – P. 23–42.

12. Katz B.J., Elrod L.W. Organic geochemistry of DSDP Site 467, offshore California, Middle Miocene to Lower Pliocene strata // Geochimica et Cosmochimica Acta. – 1983. – V. 47. – P. 389–396. – https://doi.org/10.1016/0016-7037(83)90261-2

13. Tissot B.P., Welte D.H. Petroleum formation and occurrence. – Berlin: Springer, 1984. – 699 p.

14. Schenk H.J., Di Primio R., Horsfield B. The conversion of oil into gas in petroleum reservoirs. Part I: comparative kinetic investigation of gas generation from crude oils of lacustrine, marine and fluviodeltaic origin by programmed-temperature closed system pyrolysis // Organic Geochemistry. – 1997a. – V. 26. – № 7–8. – P. 467–481. – https://doi.org/10.1016/S0146-6380(97)00024-7

Вероятностная оценка ресурсной базы занимает центральное место в процессе принятия решений на стадиях поиска и разведки месторождений углеводородов. Точность результатов такой оценки напрямую коррелирует с надежностью выделения интервалов неопределенности подсчетных параметров и вероятностью открытия новых залежей, а также влияет на определение дальнейшей программы геолого-разведочных работ (ГРР) и расчет прогнозных профилей добычи. При вероятностной оценке продуктивного объема литологически изолированных объектов, помимо типовых процедур учета ошибок структурных построений (положения стратиграфических границ) и флюидных контактов, в рамках 2D/3D вероятностной оценки ресурсной базы требуется учет вариаций положения литологических границ и задание трендов на основе концептуальных представлений об объекте. В данной статье приведено описание методик многовариантных расчетов (МВР) продуктивного объема литологически экранированных залежей, приуроченных к нижнемеловым отложениям ачимовского комплекса и среднеюрским отложениям тюменской свиты. Разработанные методики позволяют учесть неопределенности, связанные как с особенностями геологического строения объектов моделирования, так и с недостаточной разрешающей способностью данных сейсморазведочных работ, ограничившись двумерным масштабом моделирования – на уровне наборов карт параметров. Степень детальности итоговых карт сопоставима с результатами полномасштабных МВР на основе трехмерных геологических моделей, однако скорость расчетов существенно выше, что релевантно для крупных проектов ГРР в условиях сжатых сроков.

Список литературы

1. Дымочкина М.Г., Лежнева В.А. Влияние оценки вероятности геологического успеха на принятие инвест-решения // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2019. – № 4. – С. 14–19. – https://doi.org/10.24887/2587-7399-2019-4-14-19. – EDN: GLQGQR

2. Esiri A., Jambol D., Ozowe C. Enhancing reservoir characterization with integrated analysis and geostatistical methods // Journal of Multidisciplinary sciences. –

2024. – No. 7 (2). – P. 168-179. – https://doi.org/10.53022/oarjms.2024.7.2.0038

3. Modelling and Management Course Manual. – Edinburgh: Heriot-Watt-University, 2017. – 398 p.

4. Переплеткин И.А. Адаптивный алгоритм для многовариантных расчетов неструктурных ловушек при проведении вероятностной оценки эффективных нефтегазонасыщенных объемов // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2025. – № 10 (4). – С. 40–51. – https://doi.org/10.51890/2587-7399-2025-10-4-40-51. – EDN: CELETP

5. Нежданов А.А. Сейсмогеологический анализ нефтегазоносных отложений Западной Сибири для целей прогноза и картирования неантиклинальных ловушек и залежей УВ: дис. ... докт. геол.-минерал. наук. – Тюмень, 2004. – 318 с. – EDN: NNEUEZ

6. Zavala C., Arcuri M. Intrabasinal and extrabasinal turbidites: origin and distinctive characteristics // Sedimentary Geology. – 2016. – V. 337. – P. 36–54. – https://doi.org/10.1016/j.sedgeo.2016.03.008

7. Intrinsic controls on the range of volumes, morphologies, and dimensions of submarine lobes / A. Prelat, J.A. Covault, D.M. Hodson [et al.] // Sedimentary Geology. – 2010. – V. 232. – P. 66–76. – https://doi.org/10.1016/j.sedgeo.2010.09.010

8. Shanmugam G. Submarine fans: A critical retrospective (1950–2015) // Journal of Paleogeography. – 2016. – V. 5. – No. 2. – P. 110–184. – https://doi.org/10.1016/j.jop.2015.08.011. – EDN: ZFWQPM

9. Алехин И.И., Переплеткин И.А., Мещерякова А.С. Методика вариации структурного плана многопластового месторождения со сложным геологическим строением // Актуальные проблемы нефти и газа. – 2024. – Т. 15. – № 2. – С. 122–140. – https://doi.org/10.29222/ipng.2078-5712.2024-15-2.art2. – EDN: LJFIRX

10. Переплеткин И.А., Забоева А.А., Музраева Б.Ю. Подходы вероятностной оценки продуктивного объема литологически экранированных залежей на примере ачимовских отложений севера ЯНАО // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2026. – Т. 337. – № 6. - С. 7 -24.

11. Dubrule O. Geostatistics in petroleum geology // AAPG Continuing Education Course. – 1998. – 138 p.

12. Теоретическое обоснование необходимости повышения ширины трещины ГРП для ТРИЗ нефти ачимовских отложений / С.С. Девятьяров, А.А. Бастраков, А.А. Корепанов [и др.] // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2023. – № 8 (4). – С. 160–168. – https://doi.org/10.51890/2587-7399-2023-8-4-160-168. – EDN: WXUZIJ

13. Rose P.R. Risk analysis and management of petroleum exploration ventures // AAPG Methods in Exploration Series. – 2001. – V. 12. – 46 p. – https://doi.org/10.1306/Mth12792

14. Sequence architecture and sedimentary characteristics of a Middle Jurassic incised valley, Western Sichuan depression, China / Jun-Long Liu, Wei Yin, You-Liang Ji [et al.] // Petroleum Science. – 2018. – V. 15. – P. 250–251. – https://doi.org/10.1007/s12182-017-0211-0

15. Подходы к оценке неструктурных ловушек в условиях ограниченности данных на примере тюменской свиты / Е.М. Викторова, Д.И. Жигулина, П.Ю. Киселев, В.Ю. Климов // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2021. – № 6 (3). – С. 43–51. – https://doi.org/10.51890/2587-7399-2021-6-3-43-51. –

EDN: JDWWIZ

16. Lateral accretion packages (LAPs): an important reservoir element in deep-water sinuous channels / V. Abreu, M. Sullivan, C. Pirmez, D. Mohrig // Marine and Petroleum Geology. – 2003. – V. 20. – P. 631–648. – https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2003.08.003. – EDN: ETFLTJ

В статье рассматривается проблема корректного выделения эффективных толщин тонкослоистых коллекторов на примере пласта ПК1 покурских отложений крупного месторождения ПАО «НК «Роснефть» в Западной Сибири. Высокая текстурная неоднородность пластов затрудняет интерпретацию данных геофизических исследований скважин (ГИС), что приводит к систематическому расхождению между выделенными по ГИС интервалами и результатами опробования. Основная сложность заключается в том, что толщина продуктивных прослоев часто ниже вертикальной разрешающей способности стандартных методов ГИС, что приводит к усреднению и потере коллекторских признаков. Для решения этой проблемы сформулирована и проверена гипотеза, согласно которой необходимо повысить разрешающую способность методов ГИС при сохранении исходных критериев выделения коллекторов. Предложенный подход основан на применении деконволюции к кривым пористости, что позволяет восстанавливать тонкие продуктивные прослои и корректнее отображать их структуру внутри эффективных толщин. Результаты показывают, что новая методика дает возможность выделять тонкие высокопроницаемые прослои в интервалах, которые ранее классифицировались как неколлекторы, что объясняет притоки углеводородов, фиксируемые при опробовании. Интеграция повышения разрешающей способности ГИС с детальной петрофизической моделью улучшает оценку запасов и снижает геологические риски, обеспечивая более эффективное проектирование разработки месторождений углеводородов с тонкослоистыми коллекторами.

Список литературы

1. Маркушина О.С. Модель геологического строения сеноманской залежи углеводородов (пласты ПК1-6) Северо-Комсомольского месторождения // Горные ведомости. – 2006. – № 5 (24). – С. 40–46. – EDN: PWCEDN

2. Акиньшин А.В. Метод определения площади текстурных компонентов на фотографиях керна текстурно-неоднородной горной породы // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 1. – С. 28–31. – EDN: VOPCNJ

3. Акиньшин А.В. Эфа Л.Л., Шульга Р.С. Исследование коллекторского потенциала текстурно-неоднородных коллекторов // Экспозиция Нефть Газ. –

2024. – № 7 (108). – С. 56–60. – https://doi.org/10.24412/2076-6785-2024-7-56-60. – EDN: GQKMVC

4. Акиньшин А.В., Родивилов Д.Б., Васютинский Е.В. Усовершенствование методики определения доли заглинизированных прослоев по данным геофизических исследований скважин в текстурно-неоднородных коллекторах // Каротажник. – 2022. – № 6 (320). – С. 30–37. – EDN: GVIHPI

5. Хабаров А.В., Волокитин Я.Е., Боркент Э.Я. Методика оценки пористости тонкослоистых пластов-коллекторов // Каротажник. – 2009. – № 12 (189). –

С. 129–142. – EDN: KXZXZX

6. Flaum C., Galford J. E. Hastings A. Enhanced vertical resolution processing of dual detector gamma-gamma density logs // SPWLA 28th Annual Logging

Symposium. – June 29–July 2, 1987.

Предложена прикладная типизация зон нефтегазонакопления (ловушек углеводородов) по их положению относительно элементов строения верхнедевонско-нижнекаменноугольных органогенных построек в Камско-Кинельской системе прогибов (ККСП) Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (на примере Нижнекамского прогиба и зон его сочленения с Сарапульским и Актаныш-Чишминским прогибами). Классификация ориентирована на практическое выделение продуктивных интервалов и покрышек в пределах органогенных массивов и связанных с ними фаций. Интерпретация материалов сейсморазведки, результатов геофизических исследований скважин, испытаний и промысловой информации, а также сопоставление с региональными схемами типизации органогенных построек и рифовых резервуаров позволили связать морфогенетические типы построек и их стратиграфическое положение с элементами нефтегазоносной системы: породы-коллекторы и породы-флюидоупоры. Определены пять типов зон нефтегазонакопления (ловушек углеводородов) в различных элементах органогенной постройки: интрарифовый, надрифовый, подрифовый, пририфовый и смешанный. Отмечено, что для Нижнекамского прогиба характерны надрифовые и многоярусные ловушки, интрарифовые выявлены локально и требуют раздельной верификации по фильтрационно-емкостным свойствам и характеру флюидоупора. Пририфовые тела во многих случаях выступают объектами прогноза по сейсмофациальным признакам и могут формировать как коллекторы, так и латеральные ограничения (зоны литологического замещения). Предложенная схема типизации задает унифицированные критерии сопоставления органогенных построек позднедевонско-раннекаменноугольного возраста (рифы, биогермы, карбонатные холмы, пиннаклы и др.) и связанных с ними карбонатных и органогенно-карбонатных систем и может использоваться для ранжирования перспективных объектов и планирования геолого-разведочных работ в пределах ККСП.

Список литературы

1. Кузнецов В.Г. Геология рифов и их нефтегазоносность. – М.: Недра, 1978. – 304 с. – EDN: OGNRDO

2. Рифы Урало-Поволжья, их роль в размещении залежей нефти и газа и методика поисков / М.Ф. Мирчинк, О.М. Мкртчян, Ф.И. Хатьянов [и др.]. – М.: Недра, 1974. – 152 с.

3. Мкртчян О.М. Верхнедевонские рифы и их роль в формировании нефтеносных структур востока Урало-Поволжья. – М.: Наука, 1964. – 118 с.

4. Современные и ископаемые рифы. Термины и определения: справочник / Г.В. Беляева, К.Н. Волкова, И.Т. Журавлева [и др.]. – М.: Недра, 1990. – 184 с.

5. Ларочкина И.А. Концепция системного геологического анализа при поисках и разведке месторождений нефти на территории Татарстана. – Казань: Фэн, 2013. – 232 с.

6. Волков Д.С. Особенности и методы изучения геологического строения верхнедевонско-каменноугольных отложений северо-востока Республики Татарстан и поиск органогенных построек в осевой зоне Камско-Кинельской системы прогибов: автореф. дис…. канд. геол.-минерал. наук. – Москва, 2008. – 25 с. – EDN: NKPAMT

7. Никитин Ю.И., Вилесов А.П., Корягин Н.Н. Нефтеносные верхнефранские рифы – новое направление геологоразведочных работ в Оренбургской

области // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2018. – № 5. – С. 4–11. – https://doi.org/10.30713/2413-5011-2018-5-4-11. –

EDN: XMOSJF

8. Ahr W.M. Geology of Carbonate Reservoirs: The Identification, Description, and Characterization of Hydrocarbon Reservoirs in Carbonate Rocks. – Hoboken: Wiley, 2008. – 295 p.

9. A seismic analysis of differential compaction in a Leduc reef / R.J. Brown [et al.] // CREWES Research Report. – 1995. – V. 7. – № 20. – 14 p.

10. Chopra S., Marfurt K.J. Seismic attribute expression of differential compaction // The Leading Edge. – 2012. – V. 31. – № 12. – P. 1418–1422. – https://doi.org/10.1190/tle31121418.1

11. Lines L.R., Newrick R.T. Carbonate Reef Interpretation // Fundamentals of Geophysical Interpretation. – Tulsa: Society of Exploration Geophysicists, 2004. – Ch. 13. – https://doi.org/10.1190/1.9781560801726.ch13.12

12. Кузнецов В.Г. Журавлева Л.М. Литологические, биологические и тектонические факторы, определяющие строение рифовых резервуаров нефти

и газа // Литология и полезные ископаемые. – 2021. – № 4. – С. 349–363. – https://doi.org/10.31857/S0024497X21040042. – EDN: BKIBVH

13. Методика прогноза структурно-литологических и литологических ловушек нефти и газа в верхнедевон-турнейском и нижнепермском карбонатных нефтегазоносных комплексах востока Волго-Уральской НГП / Н.К. Фортунатова, А.Г. Швец-Тэнэта-Гурий, М.А. Бушуева [и др.] // Геология нефти и газа. – 2019. – № 3. – С. 23–38. – https://doi.org/10.31087/0016-7894-2019-3-23-38. – EDN: PHMNRI

14. Палеогеографические условия формирования органогенных построек в пределах Камско-Кинельской системы прогибов и поисковые критерии их нефтеносности / А.А. Чихирин, Е.О. Санников, Д.М. Васильев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 9. – С. 28–33. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-9-28-33. – EDN: LYUCDA

15. Особенности геологического строения, результаты и направления поисков нефти в Камско-Кинельской системе прогибов на территории Татарии /

Р.Х. Муслимов, И.А. Ларочкина, Н.Г. Абдуллин [и др.] // Геология и освоение ресурсов нефти в Камско-Кинельской системе прогибов. – М.: Наука, 1991. –

С. 51–58.

16. Особенности геологического строения Мензелинского, Тимеровского и Ольгинского месторождений Республики Татарстан как результат их генетической природы / Н.В. Нефедов, В.Б. Карпов, Ю.М. Арефьев [и др.] // Георесурсы. – 2018. – Т. 20. – № 2. – С. 88–101. – https://doi.org/10.18599/grs.2018.2.88-101. – EDN: DSNQFC

Значимый объем запасов углеводородов месторождений, выявленных в доюрском основании Красноленинского свода Западной Сибири, приурочен к вулканогенным отложениям, характеризующимся многообразием типов горных пород, петрографические и петрофизические особенности которых определяют их способность вмещать пластовые флюиды. Структурно-текстурные характеристики горных пород обусловлены как поверхностными условиями их формирования, так и вторичными преобразованиями. Петрофизические параметры определяются вещественным составом и структурно-текстурными особенностями петротипов. Среднее значение минералогической плотности кислых вулканитов составляет 2,64 г/см3 при диапазоне изменения 2,58 – 2,69 г/см3. Минералогическая плотность увеличивается от кислых вулканитов к основным (до 2,79 г/см3). Коэффициенты пористости и проницаемости в указанном направлении уменьшаются за исключением единичных образцов вулканогенно-осадочных пород и вулканитов среднего состава. Основные вулканиты и терригенные породы являются неколлекторами. Пористость и проницаемость вулканитов увеличиваются от лав к вулканокластическим породам. При этом разуплотненные лавы имеют большие пористость и проницаемость, чем лавы массивной текстуры. Условная граница между лавами и вулканокластическими породами по пористости и проницаемости составляет соответственно 0,12 д. ед. и 0,15·10-3 мкм2. Преобразованные вулканиты занимают промежуточное положение между лавами и вулканокластическими породами. Выполненный анализ петрографических особенностей и петрофизических свойств показал, что перспективными с точки зрения коллекторских свойств являются лавы (разуплотненные разности), вулканокластиты и преобразованные вулканиты кислого состава, существенно реже - вулканогенно-осадочные породы и вулканиты среднего состава.

Список литературы

1. Малеев Е.Ф. Вулканиты: справочник. – М.: Недра, 1980. – 240 с.

2. Кос И.М., Белкин Н.М., Курышева Н.К. Сейсмогеологическое строение доюрских образований Рогожниковского лицензионного участка // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО: материалы VII научно-практической конференции (Ханты-Мансийск, 2–5 декабря 2003 г.). – Екатеринбург:

ИздатНаукаСервис, 2004. – С. 153–163. – EDN: SUIWFV

3. Условия формирования залежей углеводородов в доюрских отложениях на Рогожниковском лицензионном участке / Е.П. Кропотова, Т.А. Коровина, Н.В. Гильманова, С.В. Шадрина // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО: материалы X научно-практической конференции (Ханты-Мансийск, 13–17 ноября 2007 г.). – Екатеринбург: ИздатНаукаСервис, 2008. – С. 372–383.

4. Кондаков А.П., Ефимов В.А., Добрыдень С.В. Выделение коллекторов в вулканогенно-осадочной толще центральной зоны северо-восточного обрамления Красноленинского свода по результатам геофизических исследований, анализа керна и испытаний // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 1. – С. 29–34. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-1-29-34

5. Добрыдень С.В., Туренко С.К., Семёнова Т.В. Особенности геологической интерпретации результатов геофизических исследований скважин, вскрывших разрезы вулканогенных отложений // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 6. – С. 20–24. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-6-20-24

6. Шадрина С.В., Крицкий И.Л. Формирование коллекторов в вулканогенных породах под влиянием гидротермальных растворов // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 8. – С. 18–21. – EDN: PBHOLB

7. Петрографический кодекс России. Магматические, метаморфические, метосоматические, импактные образования. Издание второе, переработанное и допол­ненное. – СПб.: Изд-во ВСЕГЕИ, 2008. – 200 с.

8. Winchester J.A., Floyd P.A. Geochemical discrimination of diferent magma series and their differentiation products using immobile elements // Chemical Geology. – 1977. – No 20. – P. 325–343. – https://doi.org/10.1016/0009-2541(77)90057-2

9. Трусова И.Ф., Чернов В.И. Петрография магматических и метаморфических горных пород. – М.: Недра, 1982. – 272 с.

Статья посвящена анализу производительности ЭВМ при проведении многовариантного геологического моделирования различного масштаба и разработке рекомендаций по использованию конкретных конфигураций ЭВМ в зависимости от комплекса факторов. Среди анализируемых параметров рассмотрены: тип расчетов (многовариантный прогноз флюидонасыщенного объема различного масштаба в двумерном и трехмерном форматах, а также вспомогательные расчеты – подготовка динамических атрибутов, снятие статистики с большого массива карт) и число реализаций. Каждый процесс рассчитывался на всех конфигурациях ЭВМ многократно, после чего определялись лучшие, усредненные и худшие результаты для получения показательной статистики. Рассмотрены преимущества и недостатки конфигураций ЭВМ по результатам бенчмаркинга, определены тренды и зависимости для каждого типа расчетов, разработаны рекомендации по подбору оптимальных параметров рабочих станций. В подавляющем большинстве дисциплин определяющим фактором быстрых расчетов является производительность центрального процессора (ЦП) на 1 ядро/поток. Объем оперативной памяти влияет в меньшей степени на скорость расчетов, однако при перегрузке максимально допустимого объема процесс расчета может оказаться прерванным. Помимо наиболее подходящего для геологического моделирования аппаратного обеспечения, не менее важной является оптимизация программного обеспечения разработчиками. Совершенствование алгоритмов, позволяющее максимально эффективно использовать множество ядер/потоков ЦП и значительно повысить производительность при решении задач, должно стать одним из главных приоритетов.

Список литературы

1. Закревский К.Е. Геологическое 3D моделирование. – М.: ООО «ИПЦ Маска», 2009. – 376 с. – EDN: AEOOAO

2. Ключевые проблемы освоения ачимовских отложений на разных масштабах исследования / М.В. Букатов [и др.] // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2018. – № 2. – С. 16–21. – https://doi.org/10.24887/2587-7399-2018-2-16-21. – EDN: OVUBRB

3. Разработка интегрированного технического подхода к вероятностной оценке ресурсной базы и учету геологических рисков для ачимовских отложений при низкой степени изученности / И.И. Алехин [и др.] // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2024. – № 9(3). – С. 6–16. – https://doi.org/10.51890/2587-7399-2024-9-3-6-16. – EDN: KKSPFW

4. Переплеткин И.А. Технические решения для учета вертикальных неоднородностей разреза в алгоритмах 2D моделирования при проведении вероятностной оценки // Геология в развивающемся мире. Материалы XVIII Международной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. – Пермь: ПГНИУ, 2025. – С. 313–317. – EDN: VSPDTQ

5. Переплеткин И.А. Захарова О.А. База алгоритмов вероятностной оценки объектов различного генезиса // Актуальные проблемы геологии, геофизики и геоэкологии. Материалы XXXVI молодежной научной школы-конференции, посвященной памяти чл.-корр. АН СССР К.О. Кратца и акад. РАН Ф.П. Митрофанова. Апатиты. – Пермь: ПГНИУ, 2025. – С. 61–65.

6. Особенности подхода к вероятностной оценке ресурсного потенциала поясов руслоформирования на севере Тазовского полуострова / И.И. Алехин

[и др.] // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2024. – № 9(4). – С. 15–29. – https://doi.org/10.51890/2587-7399-2024-9-4-15-29. – EDN: AJQINO

7. Закревский К.Е., Попов В.Л. История развития трехмерного геологического моделирования как метода изучения залежей нефти и газа // Изв. Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2021. – Т. 332. – № 5. – С. 89–100. – https://doi.org/10.18799/24131830/2021/5/3188. –

EDN: WSCPZG

8. Swanson D.C. A new geological volume computer modeling system for reservoir description // SPE-17579-MS. – 1988. – https://doi.org/10.2118/17579-MS

9. История компании Roxar. – http://roxar.ru/about-us/history

10. Schlumberger Petrel Deployment guide. – 2007. – 518 p.

11. Руководство пользователя. ТНавигатор 25.1. Дизайнер Геологии и Моделей. ИРМ. – 2025. – 3209 с.

12. К вопросу о перспективах создания корпоративного программного обеспечения геологического моделирования / М.И. Саакян, К.Е. Закревский,

Р.К. Газизов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 11. – С. 50–54. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-11-50-54. – EDN: SEZUHO

13. Информационная геологическая система «GeoMate». – https://neftegaz.ru/news/Geological-exploration/236562-gazprom-neft-vnedryaet-informatsionnuyu-geolo...

14. Зинченко И.А. Анализ реализации параллельных вычислений и практические советы по сокращению времени расчета бассейновых моделей в программном обеспечении PetroMod® // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 7. – С. 76–82. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-7-76-82. – EDN: HABAFL

15. Ковалевский Е.В. Геологическое моделирование на основе геостатистики. – М.: ОАО «ЦГЭ», 2011. – 100 с.

16. Переплеткин И.А., Космачева М.С. Возможности динамического анализа для прогнозирования распространения коллектора при низкой степени изученности сейсмическими данными // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2025. – № 10(3). – С. 14–27. – https://doi.org/10.51890/2587-7399-2025-10-3-14-27. – EDN: PDKENC

В статье представлен алгоритм расчета прогнозного профиля добычи нефтяной скважины, пробуренной на пласты баженовской свиты. В рассмотренной ситуации прямой расчет профиля добычи затруднен по следующим причинам: во-первых, отсутствует длительный период отработки скважин, позволяющий построить кривую падения добычи; во-вторых, пласт представлен субколлектором проницаемостью менее 10-5 мкм2, что делает расчет на стандартном гидродинамическом симуляторе недостоверным; в-третьих, наблюдается существенное различие в технологиях бурения и проведения гидроразрыва пласта, применяемых для тестовой скважины и скважин, планируемых к бурению. Представленный в статье расчет основан на краткосрочном прогнозе добычи в программном обеспечении Kappa с последующей корректировкой с учетом изменений в технологии заканчивания скважин и экстраполяцией добычи на весь период разработки. Для корректировки использованы данные пластов-аналогов российских и американских сланцевых месторождений нефти. Для повышения достоверности оценки выполнены множественные расчеты, основанные на комбинации метрик исходной тестовой скважины и данных пластов-аналогов. Полученные результаты были сгруппированы в соответствии с оценкой достоверности и после усреднения использованы для формирования оптимистичного, базового и пессимистичного прогнозов добычи нефти.

Список литературы

1. Calvin J., Pinkerton H. Practical methods for completing the SCOOP Woodford and Sycamore // SPE-223556-MS. – 2025. – https://doi.org/10.2118/223556-MS

2. Zhang K. Analyzing impact of fracturing revolution on shale oil well performance in Permian Basin: A review from over 10,000 wells // SPE-220875-MS. – 2024. – https://doi.org/10.2118/220875-MS

3. Vaca Muerta’s productivity and economic performance. 7 years in review / C.R. Gilardone, C.A. Canel, L. Albuquerque [et al.] // SPE-206344-MS. – 2021. – https://doi.org/10.2118/206344-MS

4. Yu Liang, Lulu Liao, Ye Guo. A Big Data study: Correlations between EUR and petrophysics/engineering/production parameters in shale formations by data regression and interpolation analysis // SPE-194381-MS. – 2019. – https://doi.org/10.2118/194381-MS

Статья посвящена оценке эффективности технологии ПАВ-полимерного заводнения на месторождении с применением технологии односкважинного трассерного теста (SWCTT). В настоящее время одной из актуальных задач в нефтедобывающей отрасли является разработка эффективных методов увеличения нефтеотдачи (МУН) для продления срока рентабельной эксплуатации месторождений на поздней стадии разработки карбонатных коллекторов. С целью увеличения коэффициента вытеснения нефти Квыт реализуется проект ПАВ-полимерного заводнения на одном из месторождений ООО «СК «РУСВЬЕТПЕТРО». Данное месторождение характеризуется гидрофобным карбонатным коллектором с высокими температурой (70 °С) и минерализацией (209 г/л). Этап проведения опытно-промышленных работ (ОПР) позволяет в условиях месторождения испытать выбранные композиции, снять множество имеющихся неопределенностей и принять решение о переходе к пилотному проекту или полномасштабному внедрению. Для предварительной оценки эффекта от закачки ПАВ-полимерной композиции проводится односкважинное трассерное исследование, которое дает возможность оценить Квыт в околоскважинной зоне путем сравнения остаточной нефтенасыщенности до и после закачки агента МУН. В работе описан подход к выбору скважины, особенности проектирования дизайна ОПР по оценке эффективности закачки ПАВ-полимерной композиции с помощью метода разделяющихся трассеров и оценке нефтенасыщенности в зоне исследования. Дизайн и интерпретация результатов SWCTT выполнены с использованием гидродинамической модели. Выбранная ПАВ-полимерная композиция по результатам интерпретации данных SWCTT показала высокую эффективность, обеспечив прирост Квыт на 16 %.

Список литературы

1. Проектирование опытно-промышленных работ по оценке эффективности ПАВ-полимерного заводнения при помощи односкважинных трассерных исследований / Д.С. Круглов, А.Е. Смирнов, И.В. Ткачев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 12. – С. 102–106. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-12-102-106. – EDN: WSNPUN

2. Разработка технологии ПАВ-полимерного заводнения для карбонатных коллекторов с высокой минерализацией пластовой воды и пластовой температурой / Д.С. Круглов, А.В. Корнилов, И.В. Ткачев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 1. – С. 44–48. –

https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-1-44-48. – EDN: JRULGK

3. Подход к проектированию и технико-экономическому обоснованию применения ПАВ-полимерного заводнения на нефтяном месторождении /

Д.Р. Алтынбаева, А.И. Колосова, И.В. Ткачев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2026 – № 3 – С. 50-55. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2026-3-50-55).

4. Patent US3590923A. Method of determining fluid saturations in reservoirs / Cooke C.E. Jr. – 1971.

5. Факторы, влияющие на подбор и применимость трассеров в односкважинном химическом трассерном тесте / А.В. Болотов, О.В. Аникин, М.Ю. Бондарь [и др.]. – Казань: Издательство Казанского университета, 2024. – 206 с. – EDN: PAJUBE

6. Single-well chemical tracer test for residual oil measurement: Field trial and case study / M. AlAbbad, S. Balasubramanian, M. Sanni [et al.] // SPE-182811-MS. –

2016. – https://doi.org/10.2118/182811-MS

Периодические режимы работы добывающих нефтяных скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов (УЭЦН), активно применяются на месторождениях России для обеспечения эффективной добычи нефти из низкопродуктивных скважин, в том числе на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами. К настоящему времени остается малоизученным влияние периодической эксплуатации на различные типы надежности глубиннонасосного оборудования (ГНО). Актуальным является проведение анализа промысловых данных, содержащих информацию об отказах и характеристиках эксплуатации ГНО при различных режимах его работы (постоянный и периодические режимы), с целью формулирования рекомендаций в области прогнозирования надежности погружных УЭЦН. В работе представлены результаты анализа технологического режима, суточных параметров и данных по отказам ГНО для эксплуатационного фонда скважин, оборудованных УЭЦН, одного из крупных месторождений Западной Сибири за период с 2020 по 2025 г. для оценки влияния эксплуатационных параметров и режимов работы добывающих скважин на надежность ГНО. Сформулирован новый подход к оценке различных метрик надежности ГНО, эксплуатируемого в периодических режимах, с учетом фактического времени вращения УЭЦН в периодическом цикле. При помощи нового подхода к анализу промысловых данных построены кривые «выживаемости» для выборки отказавших УЭЦН, характеризующихся различными значениями параметров периодического цикла. Сформулированы выводы и даны рекомендации по эксплуатации добывающих скважин, работающих в периодических режимах.

Список литературы

1. Влияние концентрации абразивных частиц в добываемой жидкости на надежность работы электроцентробежных погружных насосов / С.Б. Якимов,

А.А. Шпортко, А.А. Сабиров, А.В. Булат // Территория Нефтегаз. – 2017. – № 6. – С. 50–53. – EDN: ZAGRKB

2. Тимашев Э.О., Халфин Р.С., Волков М.Г. Статистический анализ наработок на отказ и коэффициентов подачи скважинного насосного оборудования в диапазонах параметров эксплуатации скважины // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 2. – С. 46–49. –https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-2-46-49. – EDN: IPGYWM

3. Волков М.Г., Смолянец Е.Ф. Особенности эксплуатации нефтяных скважин в условиях повышенного содержания свободного газа в добываемой продукции // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 11. – С. 120–124. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-11-120-124. – EDN: YPXNRZ

4. Мельниченко В.Е. Оценка влияния основных технологических характеристик добывающих скважин на ресурс погружных электроцентробежных насосов: дис. … канд. техн. наук. – М.: 2017. – 170 с. – EDN: UVDYQZ

5. Видинеев А.С., Никифоров О.В. Целесообразность работы УЭЦН в режиме чередования частот // Neftegaz.RU. – 2021. – № 6. – С. 76–78. – EDN: DWWDVI

6. Надежность погружных нефтяных насосов при периодической эксплуатации / Е.А. Лихачёва, В.Г. Островский, Н.А. Лыкова [и др.] // PROНефть. Профессионально о нефти. – 2021. – Т. 6. – № 1. – С. 54–58. – https://doi.org/10.51890/2587-7399-2021-6-1-54-58. – EDN: BYHGJK

7. Исследование влияния периодического режима работы электроцентробежных насосов на ресурс подземного оборудования / А.А. Макеев, С.Г. Мишагин, А.Н. Юрьев [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2024. – № 7 (667). – С. 37–42. – EDN: HUHACW

8. Метод оценки сепарации газа в периодическом режиме эксплуатации скважины, оборудованной установкой электроцентробежного насоса. Часть 1 / К.А. Горидько, А.Э. Федоров, Р.А. Хабибуллин [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2025. – № 6 (678). – С. 36–47. – EDN: OBQJAR

9. Оценка качества моделирования скважин, оснащенных установками электроцентробежных насосов, работающих в режиме периодического кратковременного включения, в симуляторе нестационарного потока OLGA при дефиците верифицированных данных и ограниченности телеметрического обеспечения / Е.В. Юдин, К.В. Моисеев, Б.М. Латыпов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2025. – № 9. – С. 66–72. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2025-9-66-72. – EDN: CMUGVN

10. Методика расчета оптимальных циклов работы нефтяной скважины в режиме периодического кратковременного включения с учетом разгона и остановки насосной установки / Е.В. Юдин, В.А. Шишулин, И.В. Григорьев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2025. – № 12. – С. 92–96. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2025-12-92-96. – EDN: FZHDCJ

11. Анализ влияния эксплуатационных параметров и режимов работы добывающих скважин на надежность установок электроцентробежных насосов /

М.И. Кузьмин, В.С. Вербицкий, Р.А. Хабибуллин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 12. – С. 106–111. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-12-106-111. – EDN: VZWZDF

12. Методика определения надежности погружного оборудования и опыт ее применения / О.М. Перельман, С.Н. Пещеренко, А.И. Рабинович, С.Д. Слепченко. – Пермь: ЗАО Новомет-Пермь, 2005. – 17 с. – https://www.novomet.ru/science_files/452610572005.pdf

13. Слепченко С.Д. Оценка надежности УЭЦН и их отдельных узлов по результатам промысловой эксплуатации: дис. … канд. техн. наук. – М.: 2011. – 146 с. – EDN: QFCNBH

14. М-01.02.01.01-02. Методические указания по расчету МРП, СНО и расследованию причин отказов погружного оборудования. – СПб., 2021.

15. Lifelines. Survival Analysis. – https://lifelines.readthedocs.io/en/latest/Survival%20Analysis%20intro.html#introduction-tosurvival-...

16. Davidson-Pilon C. Lifelines: survival analysis in Python // The Journal of Open Source Software. – 2019. – V. 4 (40). – 3 p. – https://doi.org/10.21105/joss.01317

17. Kaplan E.L., Meier P. Nonparametric estimation from incomplete observations // Journal of the American Statistical Association. – 1958. – V. 53 (282). –

P. 457–481. – https://doi.org/10.2307/2281868

18. Weibull W. A statistical theory of the strength of materials. – Generalstabens litografiska anstalts förlag, 1939. – 45 p.

19. Экспериментальные исследования естественной сепарации на приеме погружного электроцентробежного насоса / В.А. Иванов, В.С. Вербицкий,

Р.А. Хабибуллин [и др.] // Neftegaz.RU. – 2024. – № 8 (152). – С. 78–84. – EDN: EPWLFH

В статье представлены результаты комплексного экспериментального исследования влияния скважинных флюидов (дегазированной нефти и минерализованной воды) и асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) на эффективность реагента-растворителя. В процессе исследований растворимости выполнены 315 экспериментов с варьированием обводненности, соотношения растворитель/скважинная жидкость и времени воздействия для образцов АСПО, отобранных из девяти скважин. Эффективность растворителя оценивали методами гравиметрии и инфракрасной спектроскопии с расчетом коэффициентов ароматичности, алифатичности, разветвленности, окисленности и осерненности. Установлено, что эффективность растворителя не является постоянной характеристикой, а критически зависит от условий применения. Смешение растворителя с дегазированной нефтью оказывает депрессионное воздействие на его эффективность вследствие насыщения высокомолекулярными компонентами и агрегации асфальтенов. Подтверждена гипотеза о существенном влиянии индивидуальной природы образцов АСПО на вариабельность результатов. При одних и тех же параметрах обработки эффективность растворителя может существенно различаться. Обводненность выступает фактором, стабилизирующим процесс удаления АСПО, снижающим негативное влияние смешения с нефтью и уменьшающим разброс данных. Установлено минимально необходимое время контакта растворителя с АСПО. Для повышения эффективности применения реагентов и успешности скважинных обработок предложено использование усовершенствованной методологии, учитывающей эффекты трехкомпонентного взаимодействия: растворитель – скважинная жидкость – АСПО.

Список литературы

1. Sousa A.L., Matos H.A., Guerreiro L.P. Preventing and removing wax deposition inside vertical wells: a review // J Petrol Explor Prod Technol. – 2019. – No. 9. –

Р. 2091–2107. – https://doi.org/10.1007/s13202-019-0609-x. – EDN: UZGYXC

2. Ахметов А.Ф., Нуриазданова В.Ф., Герасимова Е.В. Лабораторная методика определения эффективности растворителей асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО) // Башкирский химический журнал. – 2008. – Т. 15. – № 2. – С. 161–163. – EDN: KAMAGB

3. Лабораторная методика оценки эффективности растворителей асфальто-смолистых и парафиновых отложений / Е.В. Герасимова, А.Ф. Ахметов,

А.А. Десяткин, Ю.В. Красильникова // Нефтегазовое дело. – 2010. – № 1. – 36 с. – EDN: MWADGV

4. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. – М.: Изд-во «Нефть и газ», 2003. – 816 с. – EDN: QMXTQX

5. Рогачев М.К., Стрижнев К.В. Борьба с осложнениями при добыче нефти. – М.: Недра, 2006. – 295 с. – EDN: QMYGBZ

6. Comparative static and dynamic analyses of solvents for removal of asphaltene and wax deposits above- and below-surface at an Iranian carbonate oil field /

M. Norouzpour, A. Azdarpour, R.M. Santos [et al.] // ACS Omega. – 2023. – V. 8. – No. 28. – P. 25525-25537. – https://doi.org/10.1021/acsomega.3c03149. –

EDN: RVWUWO

7. Шрамм Л.Л. Поверхностно-активные вещества в нефтегазовой отрасли. Состав, свойства, применение. – Санкт-Петербург: ЦОП «Профессия», 2018. – 592 с.

8. Ганеева Ю.М. Надмолекулярная структура высокомолекулярных компонентов нефти и ее влияние на свойства нефтяных систем:

дисс. … д-ра. хим. наук. – Казань, 2013. – 338 с. – EDN: JFBYKJ

9. Гайфуллин Т.Л. Прогнозирование состава и свойств асфальтосмолопарафиновых отложений по результатам экспериментальных исследований //

Нефтяное хозяйство. – 2026. – № 3. – С. 71–74. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2026-3-71-75. – EDN: LZKUFD

10. Андреа К., Шевляков Г.Л. Обнаружение выбросов с помощью боксплотов, основанных на новых высокоэффективных робастных оценках масштаба // Научно-технические ведомости Санкт-Петербургского государственного политехнического университета. Информатика. Телекоммуникации. Управление. – 2013. – № 5 (181). – С. 39-45. – EDN: RKALKL

11. Пат. 2842434 C1 РФ. Способ оценки эффективности растворителя АСПО / И.А. Гуськова, Р.Н. Ахмадиев, М.Г. Тимерзянов [и др.]; заявитель

ПАО «Татнефть» имени В.Д. Шашина, Альметьевский гос. технологический университет «Высшая школа нефти»; заявл. 25.10.2024; опубл. 26.06.2025. – EDN: CAMKVN

12. Сафиева Р.З., Кошелев В.Н., Иванова Л.В. ИК-спектрометрия в анализе нефти и нефтепродуктов // Вестник Башкирского университета. – 2008. – Т. 13. – № 4. – С. 869–874. – EDN: KLTSHT

13. Органическая геохимия осадочной толщи и фундамента территории Татарстана / Г.П. Каюкова, Г.В. Романов, Р.Г. Лукьянова, Н.С. Шарипова. –

М.: ГЕОС, 2009. – 488 с. – EDN: SOBDXF

14. Возможности метода ИК-спектроскопии в оценке нефтегенерационного потенциала нефтяных сланцев / Ю.Ю. Петрова, Н.Г. Таныкова, М.Ю. Спасенных, Е.В. Козлова // Вестник Московского университета. Серия 2: Химия. – 2020. – Т. 61. – № 1. – С. 34–42. – EDN: IKWPLX

15. Сюняев З.И., Сафиева Р.З., Сюняев Р.З. Нефтяные дисперсные системы. – М.: Химия, 1990. – 226 с. – EDN: XQOFSY

16. Тронов В.П. Механизм образования смолопарафиновых отложений и борьба с ними.̆. – М.: Недра, 1970. – 192 с.

17. Иванова И.К., Шиц Е.Ю. Кинетические характеристики растворения компонентов асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в алифатико-ароматическом растворителе // Актуальные проблемы гуманитарных и естественных наук. – 2009. – № 6. – С. 24–29. – EDN: KVZOSL

18. Петрова Л.М. Формирование состава остаточных нефтей. – Казань: Фэн, 2008. – 203 с. – EDN: QKIAHD

19. Доломатов М.Ю., Телин А.Г., Силин М.А. Нефтепромысловая химия. Физико-химические основы направленного подбора растворителей асфальтосмолопарафиновых отложений. – М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2011. – 67 с. – EDN: QNFHFN

20. Evidence for sulphide links in a crude oil asphaltene and kerogens from reductive cleavage by lithium in ethylamine / I.C. Hofmann, J. Hutchison, J.N. Robson [et al.] // Organic Geochemistry. – 1992. – V. 19. – No. 4–6. – Р. 371–387. – https://doi.org/10.1016/0146-6380(92)90006-J

21. Taheri-Shakib J., Rajabi-Kochi M., Kazemzadeh E. A comprehensive study of asphaltene fractionation based on adsorption onto calcite, dolomite and sandstone // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2018. – V. 171. – P. 863–878. –https://doi.org/10.1016/j.petrol.2018.08.024

22. Colloidal structure of heavy crudes and asphaltene solutions / L. Barré, D. Espinat, E. Rosenberg, M. Scarsella // Revue de l Institut Français du Pétrole. – 1997. –

V. 52. – No. 2. –P. 161-175. – https://doi.org/10.2516/ogst:1997015

23. Composition of asphaltene solvate shell at precipitation onset conditions and estimation of average aggregate sizes in model oils / J. Safieva, V. Likhatsky, V. Filatov, R. Syunyaev // Energy & Fuels. – 2010. – V. 24. – No. 4. – https://doi.org/10.1021/ef900901w

24. Влияние присадок различного типа на агрегацию асфальтенов и устойчивость асфальтеносодержащих дисперсий / В.К. Королев, Е.С. Искандарова, А.В. Косач, Р.З. Сафиева // Петролеомика. – 2025. – Т. 5. – № 1. – С. 130–137. – https://doi.org/10.53392/27823857-2025-5-1-130. – EDN: KGEACK

Все технологические процессы: добыча, сбор, подготовка нефти, газа и воды – связаны с необходимостью исследования свойств водонефтяных эмульсий, поступающих на установку подготовки нефти (УПН). С повышением обводненности нефтяных месторождений и применением химических методов интенсификации притока и добычи нефти в продукции добывающих скважин происходит повышение содержания стабилизаторов и механических примесей. Это способствует образованию высокоустойчивых эмульсий (промежуточных слоев), характеризующихся повышенной устойчивостью к разделению, что приводит к нарушению процесса подготовки нефти и очистки воды. Для стабилизации режима работы УПН необходим их вывод из технологических аппаратов на отдельный узел или в резервуар для последующей обработки. Для разделения отходов промысловой подготовки нефти (промежуточных слоев) на нефть и воду требуются повышенные дозировки деэмульгаторов и реагентов, более высокие температуры нагрева, при необходимости подача других реагентов и длительное отстаивание. Высокая исходная вязкость, многокомпонентный, различный по свойствам состав отходов промысловой подготовки нефти (ОППН) являются факторами, осложняющими технологические процессы транспортировки и подготовки нефти. В настоящее время решается задача возможного полезного применения ОППН. С этой целью в лабораторных условиях были выполнены исследования физико-химических параметров и реологических свойств ОППН с трех разных объектов. Кроме того, проведены испытания гидрофобизирующих свойств ОППН с этих объектов. Результаты испытаний показали, что все исследуемые ОППН обладают хорошими гидрофобизирующими свойствами.

Список литературы

1. Борисов С.И., Петров А.А. Роль отдельных компонентов высокомолекулярной части нефти в стабилизации нефтяных эмульсий // Нефтепромысловое дело. – 1975. – Вып. 26. – С. 102–112.

2. Петров А.А., Позднышев Г.Н. Коллоидные стабилизаторы нефтяных эмульсий // В сб. Обезвоживание нефти и очистка сточных вод / Тр. Гипровостокнефти. – 1971. – Вып. 13. – С. 3–8.

3. Тронов В.П. Взаимовлияние смежных технологий при разработке нефтяных месторождений. – Казань: Фэн, 2006. – 735 с. –

EDN: REHBAP

4. Губайдулин Ф.Р. Исследование особенностей формирования водонефтяных эмульсий на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и разработка технологий их разделения: автореф. дис... канд. техн. наук: Бугульма, 2004. – 26 с. – EDN: NHPYJV

5. Особенности образования промежуточных слоев в процессах обезвоживания нефти / Р.З. Сахабутдинов, Т.Ф. Космачева, Ф.Р. Губайдулин, Г.Р. Махмутова // Нефтепромысловое дело. – 2009. – № 10. – С. 42–46. – EDN: KYAXLV

6. Борьба с осложнениями: водонефтяные эмульсии, исследование состава и причин образования стойких водонефтяных эмульсий промежуточного слоя на установках подготовки нефти / Ф.А. Бурюкин, А.С. Косицына, А.А. Ковальчук, П.Л. Шаповалов // Neftegaz.RU. – 2020. – № 9. – С. 156–161. – EDN: MCXDKG

7. Основные причины повышения устойчивости нефтяных эмульсий в процессе добычи, сбора и внутрипромыслового транспорта / А.И. Ширеев, В.П. Тронов, И.Х. Исмагилов, Р.З. Сахабутдинов // Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений Татарстана: сборник научных трудов ТатНИПИнефти. – 2000. – С. 234–238.

8. Методы стабилизации работы установок подготовки нефти / Ф.Р. Губайдулин, Т.Ф. Космачева, В.П. Тронов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2003. –

№ 2. – С. 66–69. – EDN: OYHMQB

9. Фатыхова А.А., Ямалиев В.У. Проблемы промежуточных слоев в нефтесборных резервуарах // Нефтегазовое дело. – 2019. – № 4. – С. 228–242. –

DOI: https://doi.org/10.17122/ogbus-2019-4-228-242. – EDN: ZYSTCX

10. Трофимова Е.П., Сорокина Е.С., Паппел К.Х. Проблемы образования и разделения аномально устойчивых нефтяных эмульсий на объектах подготовки нефти // Мир нефтепродуктов. – 2019. – № 7. – С. 6–9. – EDN: KKRVKT

11. Особенности формирования и разрушения водонефтяных эмульсий на поздней стадии разработки нефтяных месторождений / Р.З. Сахабутдинов,

Ф.Р. Губайдулин, И.Х. Исмагилов, Т.Ф. Космачева. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2005. – 322 с. – EDN: QMYCYB

12. Заббаров Р.Р., Гончарова И.Н. Разрушение высокоустойчивых эмульсий комбинированным методом // Вестник Казанского технологического университета. – 2012. – Т. 15. – № 11. – С. 199–200. – EDN: OZOVKF

13. Цыганов Д.Г. Композиционные составы для процессов подготовки устойчивых промысловых эмульсий: автореф. дис….канд. техн. наук: Казань, 2021. – 24 с. – EDN: UBXQJS

Оценка и анализ результатов геотехнических обследований объектов магистральных трубопроводов (МТ) и принятие на их основе решений о необходимости проведения компенсирующих мероприятий по приведению объектов в нормативное состояние выполняются экспертами, которые в работе используют имеющиеся государственные и отраслевые стандарты, применяют специализированное программное обеспечение и геоинформационные системы. Данный процесс является достаточно трудоемким, а его результат в большой степени зависит от квалификации эксперта. При решении задач геотехнического мониторинга объектов МТ для повышения эффективности анализа больших массивов данных о состоянии объектов и о внешних условиях, а также с целью более точного прогнозирования изменений этих данных в сложных условиях применяются интеллектуальные системы поддержки принятия решений (СППР). Исходя из требований учета назначения и условий применения методов теории искусственного интеллекта и математических методов классической теории множеств, а также снятия ограничений на их использование сформирован обобщенный структурный облик интеллектуальной специализированной комбинированной СППР, функционирующей на основе гибридных методов исследования процессов принятия решений о приведении в нормативное состояние объектов МТ.

Список литературы

1. Андрейчик А.В., Андрейчикова О.Н. Принятие решений в условиях неопределенности. От метода анализа иерархий до нечетких моделей. – М.: Ленанд, 2021. – 800 с.

2. Ларичев О.И. Теория и методы принятия решений. – М.: Логос, 2000. – 296 с.

3. Львовский С.М. Принципы комплексного анализа. – М.: МЦНМО, 2017. – 304 с.

4. Шеннон К. Работы по теории информации и кибернетике. – М.: Изд-во иностранной литературы, 1963. – 824 с.