«Произведение оптимизма на знание – величина постоянная». Эта формула, принадлежащая лауреату Нобелевской премии по физике Льву Давыдовичу Ландау, универсальна и применима к любым процессам. 

В текущем квартале произошло событие, которое «войдет в учебники нефтяной истории» и « для экономики России … сопоставимо старту добычи тюменской нефти в советские годы…», – стартовал арктический проект «Восток Ойл». В бухте Север начались первые загрузки танкеров для транспортировки нефти по Севморпути. В качестве нефтяного донора выступило Ванкорское месторождение со своими спутниками, которые соединили с терминалом «Север». Для этого был  построен магистральный нефтепровод длиной около 800 км. Как следует из печати, во «втором полугодии 2027 года добыча ожидается 30 млн т, к 2030-му – до 50 млн т». Однако напомним, что старт Ванкорской добычи состоялся в 2009 году после завершения строительства 555 км нефтепровода на юг до НПС «Пурпе». В 2014 г. месторождение вышло «на полку» с годовой добычей 22 млн т, и за последнее десятилетие добыча на нем сократилась кратно. Исходя из этого, надо ожидать, что в начале 2027 года главная нефть должна идти уже с Пайяхско-Иркинского кластера. Для этого на Таймыре, дополнительно к уже построенным магистральному нефтепроводу и морскому порту, «идет строительство 15 промысловых городков и двух новых аэродромов».

Несмотря на ожидания, огонь «Персидской ярости» продолжается. Блокированные Ормузский и Баб-эль-Мандебский проливы существенно сократили экспортные потоки нефти и газа от основных экспортеров этого района (Саудовской Аравии, ОАЭ, Ирака, Катара), что, несомненно, должно играть на руку нефтегазовому сектору РФ и, казалось бы, открывает ему возможность быстро занять освободившиеся рынки сбыта. Однако по сводкам ОПЭК+ Россия отстает на 1,169 млн барр. суточной добычи нефти от согласованной картелем квоты на фоне заявления МЭР РФ, которое подтвердило падение добычи нефти на 3,4% в 2026 году. В итоге освободившиеся ниши мирового нефтегазового рынка агрессивно занимают другие игроки – Аргентина, Венесуэла, Бразилия, Гайана и, конечно, США, которые к 2030 году планируют занять 30% мирового рынка СПГ и уже удерживают 10% мирового экспорта нефти и нефтепродуктов. 

Во имя сохранения уровней производства СПГ Минфин РФ планирует продлить срок применения нулевого НДПИ проекту «Ямал СПГ» в обмен на регазификацию СПГ на Камчатке и развитие национальных проектов производства аммиака и водорода. Очевидно, это решение позволит продолжить дальнейшее функционирование арктического проекта, особенно на фоне того, что с 2027 года страны ЕС окончательно перестанут закупать его газ. В этой связи решающее значение приобретает обеспечение круглогодичной навигации по Севморпути для транспортировки добытого газа с «Арктик СПГ» и «Ямал СПГ» в Китай – возможно, единственному покупателю. А поскольку период летней навигации по Севморпути длится пять месяцев, то остальные семь месяцев газовозы вынуждены совершать «кругосветки», чтобы доставить СПГ в китайский порт Бейхай.

И, уже по традиции, о позитивных новостях

Этот номер журнала посвящен IV конференции «Потенциал севера Западной Сибири: ресурсы и технологии», организованной Компанией НОВАТЭК. Интерес к этому району понятен, т.к. вся ресурсная и сырьевая база Компании находится в ямальских недрах. Также хорошо известно, что качество этой базы существенно сложнее и хуже, чем у газового соседа – национального достояния. В этой связи заслуживают внимания и тиражирования технологические решения, которые Компания применяет для добычи УВС из сложнопостроенных и ультранизкопроницаемых отложений ачимовской толщи и тюменской свиты. Основной мотив конференции, на мой взгляд, заключается в утверждении того, что даже гениальные технологические решения так и останутся нереализованными, если не адаптировать налоговую систему нефтегазодобычи, классификацию запасов, систему лицензирования и недропользования. Учитывая лимит по времени, нарастание санкционного давления, решение сложнейших технологических задач на фоне экстремальных арктических условий, регулирование обозначенных проблем является для Компании системными.

Искренне ваш,
Главный редактор журнала «Георесурсы»
Директор по геологоразведке ООО «ПЕТРОГЕКО», 
Член-корреспондент РАЕН, к.г.-м.н. 
Александр Владимирович Соколов

16–17 июня 2026 года в Тюмени состоялась IV ежегодная конференция «Потенциал севера Западной Сибири: ресурсы и технологии», организованная Компанией НОВАТЭК. 

В статье приводится обоснование совместной разработки нефтяных и нефтегазоконденсатных залежей в низкопроницаемых пластах и с околокритическим состоянием пластовых флюидов. Приведены доводы в пользу подобия геологического строения ачимовских пластов в условиях глубокозалегающих конусов выноса осадочных материалов, литологического строения и фильтрационно-емкостных свойств коллекторов. Проиллюстрирована близость физико-химических свойств пластовых флюидов для различных термобарических условий, обусловленная близостью составов и околокритическим состоянием. Сравнение вариантов целевой разработки нефтяной залежи пласта Ач₃ самостоятельной сеткой скважин и совместной разработки с нефтегазоконденсатной залежью пласта Ач₅ ¹ комбинированной сеткой горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта наглядно демонстрирует преимущества их совместной разработки.

В работе продемонстрированы результаты регионального изучения особенностей тектонического строения Западно-Сибирской плиты и ее обрамления в связи с теоретическими представлениями о формировании истории континентов. Изучены основные закономерности размещения открытых залежей доюрского основания, особенности осадконакопления с учетом глобальной тектоники континентов. Выполнен анализ влияния рифтогенеза, сопровождающегося активным вулканизмом, на особенности строения геологического разреза доюрского комплекса. Выполнена палеореконструкция доюрских отложений на отдельных площадях севера Западной Сибири. Составлена схема геодинамических и геохимических процессов на территории севера Западной Сибири с момента формирования доюрского комплекса по настоящее время. На основе имеющейся информации определены условия осадконакопления в различные периоды формирования палеозойских отложений, и установлены территории со схожими процессами. Выполнена интерпретация отражающих горизонтов, сделаны предположения о возрасте отложений, которые они контролируют. Определены типы тектонических нарушений, установлена их связь с рифтогенезом и движением плит, сформирована детальная тектоническая модель на примере отдельных площадей севера Западной Сибири. Публикуемые результаты приведены в качестве обоснования сложного структурно-стратиграфического строения разреза, подтверждения возможности расширения перспектив нефтегазоносности доюрского основания.

Доюрский комплекс (ДЮК) Фроловской мегавпадины Западной Сибири – перспективное направление наращивания ресурсной базы: на балансе числятся 68 месторождений с геологическими запасами около 965,5 млн т условного топлива. В работе обобщён опыт интерпретации данных широкоазимутальной сейсморазведки 3D для изучения строения и нефтегазоносности комплекса на площади, охарактеризованной 10 съёмками (более 2800 км²), 90 поисково-разведочными и свыше 500 эксплуатационными скважинами. Показано, что достоверная структурная модель ДЮК достигается за счёт полноазимутальной глубинной анизотропной миграции, улучшающей фокусировку наклонных отражений и подавление кратных волн в условиях эрозионного рельефа и коры выветривания. Для областей развития кислых вулканитов позднепермь–раннетриасового возраста установлена связь литологического состава (туфы, риодациты, метариодациты) с упругими свойствами: наиболее перспективные коллекторы – поровые туфы с пониженным акустическим импедансом, прослеживаемые по данным синхронной сейсмической инверсии; коллекторы сложного типа по упругим свойствам разделяются неуверенно. За пределами вулканитов предложен вероятностный прогноз вещественного состава прикровельной части ДЮК методом Гауссова дискриминантного анализа по картам продольного импеданса и отношения Vp/Vs, опирающийся на базу измерений упругих свойств керна (более 360 образцов, 10 петроклассов). Комплексирование сейсморазведки, петрофизики и вероятностного моделирования снижает геологические риски бурения и повышает эффективность геологоразведочных работ.

Выделение палеорусловых тел по сейсмическим данным остаётся одной из практических задач прогноза литолого-фациальной неоднородности терригенных коллекторов. В работе рассмотрена методика послойного выделения палеорусловых объектов в интервале исследований, ограниченном двумя отражающими горизонтами, с применением нейронной сети, обученной на синтетических примерах, и последующим построением объёмной модели вероятности наличия палеорусел. Целевой интервал разбивается между опорными горизонтами на пропорциональные срезы; для каждого уровня формируется композит, где цветовые каналы R, G и B заполняются амплитудами соседних уровней. Важно отметить, что такой подход лучшим образом отражает вертикальную изменчивость волнового поля, в отличие от частотно-цветовых композитов, получаемых методом спектральной декомпозиции. После чего рассчитывается вероятностная карта объектов руслового типа. Обучающая выборка создаётся путём наложения шаблонов современной речной морфологии, подготовленных на основе открытых источников, на реальные сейсмические фоны с вариациями масштаба, контраста, яркости, инверсии и шума. На этапе применения сопоставляются глобальный и локальный прогнозы, используются тестовая аугментация, несколько вариантов локального контрастирования, скользящее окно с весовой функцией Ханна и морфологическая постобработка. Итогом является серия карт вероятности наличия русловых тел, которую можно использовать для предварительного прослеживания внутри пласта. Методика рассматривается как инструмент поддержки интерпретатора сейсмических данных и седиментолога, а не как самостоятельная замена геолого-геофизического анализа.

На одном из месторождений севера Западной Сибири поисковая скважина, заложенная по геологической модели с опорой на AVO-аномалию типа «яркое пятно», вместо прогнозируемого газового насыщения вскрыла водонасыщенный коллектор, что подтверждено опробованием пласта с отбором флюида. Анализ показал, что причиной ошибочного прогноза стало смешение газо- и водонасыщенных коллекторов в поле AVO-индикаторов (интерсепт–градиент) по данным обработки 2022 г., тогда как моделирование синтетических сейсмограмм указывало на уверенное разделение типов насыщения: газонасыщенный коллектор соответствует 4 классу AVO-аномалий, а водонасыщенный – 3 классу. Для устранения противоречия выполнена переобработка четырёх разносезонных сейсмических съёмок (вибрационный и взрывной источники возбуждения) с привлечением результатов бурения пяти скважин и с постоянным интерпретационным сопровождением графа обработки. После каждой значимой процедуры выполнялись сейсмо-стратиграфическая привязка, оценка AVO-распределения в точках скважин и расчёт отношения сигнал/шум с интеграцией результатов на лепестковой диаграмме контрольных параметров. Достигнуто улучшение всех контролируемых параметров: доминантная частота возросла с 30 до 38 Гц, ширина спектра – с 45 до 52 Гц, отношение сигнал/шум – с 12 до 13, коэффициент корреляции «сейсмика/синтетика» – с 0,59 до 0,73, коэффициент корреляции по AVO – с 0,7 до 0,8. В результате на реальных данных воспроизведено предсказанное моделью разделение газо- и водонасыщенных коллекторов в AVO-атрибутах и определены ключевые процедуры графа обработки, обеспечившие кондиционный результат.

Динамический палеотектонический анализ (ДПА) предназначен для изучения знаков (поднятие/ погружение) и амплитуд движений целевых перспективных горизонтов, с которыми связаны перспективы обнаружения ловушек нефти и газа. Главная задача ДПА – локализовать инверсионные зоны тектонических движений, которые способствуют возникновению разломов или зон повышенной подвижности, обуславливающих формирование ловушек углеводородов. Выявление инверсионных тектонических зон основано на количественной оценке динамики развития знаков (поднятие/погружение) и амплитуд участков осадочного чехла.

Дополнительно к широко распространенному традиционному палеотектоническому анализу, метод ДПА дает возможность количественно оценить геологическую историю развития осадочного чехла, понять, в какие эпохи менялись знаки и амплитуды тектонических движений, локализовать инверсионные тектонические зоны, что в итоге повышает вероятность выделения участков предположительного скопления неантиклинальных ловушек углеводородов.

В настоящей работе на фактических примерах продемонстрированы возможности дополнить качественный анализ алгоритмом количественного изучения, позволяющего формализовать этапы палеотектонических эволюций осадочного чехла и численно обосновывать амлитуды и знаки тектонических движений.

Предложен подход к интерпретации распределений порометрических характеристик (по данным ЯМР-релаксометрии, капилляриметрии методом полупроницаемой мембраны и т.п.), основанный на нелинейном преобразовании (квантильном выравнивании) распределений. В отличие от классических линейных калибровок вида r = cT₂ (где r – радиус поры, c – калибровочный коэффициент, T₂ – время поперечной ЯМР-релаксации), предлагаемый метод учитывает геометрическую неоднородность порового пространства и позволяет достичь хорошей сопоставимости с экспериментом при восстановлении кривых капиллярного давления по результатам ЯМР. На коллекции из 751 образца керна показано, что имеется корреляция между параметрами нелинейного преобразования и литологическим строением пород. Предложена интерпретация зависимости r ~ T₂ ⁿ , учитывающая связь между фрактальной размерностью поверхности поры d_s и показателем степени n. На ограниченной выборке образцов на основе анализа изображений порового пространства методом box-counting дана оценка диапазонов значений d_s для рассматриваемых типов пород. Показано, что кажущиеся значения d_s , определенные по зависимости r(T₂ ), согласуются с диапазонами, определенными методом box-counting. На примере простой модели машинного обучения (метод k_NN) показано, что качество восстановления остаточной водонасыщенности К_во по данным ЯМР-релаксации с использованием рассматриваемого метода соответствует качеству восстановления К_во методом отсечек при обучении на той же выборке, при сопоставимой точности оценки водонасыщенности на остальных ступенях капиллярного давления.

В работе представлена методика оперативной интерпретации данных рентгенофлуоресцентного анализа (РФА) бурового шлама, учитывающая литогеохимические особенности отложений ачимовской толщи Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ). На основе комплексного анализа кернового и шламового материала установлены геохимические признаки, позволяющие выделять коллекторы и неколлекторы, представленные глинистыми и плотными карбонатизированными интервалами. Определены особенности химического состава генетически различных типов глин – кровельных, внутрипластовых и подошвенных, имеющих близкие геофизические характеристики по данным полного комплекса каротажа во время бурения. Показана возможность идентификации типов глин по данным РФА шлама для оперативного определения положения скважины относительно продуктивного интервала и обоснованной корректировки ее траектории. Установлены геохимические признаки, позволяющие различать природные плотные карбонатизированные интервалы и техногенное карбонатное загрязнение, поступающее в шлам из бурового раствора в виде мраморной крошки. Полученные результаты обосновывают эффективность применения технологии углубленного изучения шлама в ачимовских отложениях Уренгойского НГКМ для снижения неэффективной проходки при бурении горизонтальных скважин как с полным, так и с минимальным комплексом каротажа во время бурения.

Работа посвящена расширению области применения метода рентгенофлуоресцентного анализа (РФА) бурового шлама в ачимовских отложениях Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ). В первой части выполнена литогеохимическая типизации разреза по данным анализа шлама. Во второй части представлена методика оперативной оценки емкостных свойств пласта при бурении горизонтальных скважин с минимальным комплексом каротажа во время бурения (только гамма-каротаж или его сочетание с удельным электрическим сопротивлением). Авторами предложена упрощенная математическая модель оценки коэффициента пористости (K_п ), основанная на зависимости от концентрации одного элемента-индикатора – цинка (Zn). Приведены результаты «слепого тестирования» модели на разведочной скважине смежной площади, подтвердившие ее достоверность. Обоснована практическая значимость внедрения методики оценки К_п в случае бурения горизонтальных скважин с минимальным комплексом каротажа во время бурения.

Структурная корреляция отражающих горизонтов остаётся одной из наиболее трудоёмких операций интерпретации сейсморазведки 3D, особенно в клиноформных неокомских разрезах Западной Сибири, где целевые отражения характеризуются изменчивой динамикой, выклиниванием и осложнены разрывными нарушениями. Прослеживание сейсмического горизонта является последовательной задачей, поэтому в работе оно формализовано как марковский процесс принятия решений и решено методом обучения с подкреплением. Агент, наблюдая локальный сейсмический контекст и историю уже проставленных пиков, на каждом шаге выбирает смещение горизонта на соседней трассе, а функция награды кодирует геофизические критерии: сходство волновой формы с опорным отражением по нормированной взаимной корреляции, фазовую согласованность, гладкость и ослабление штрафа за негладкость в зонах разрывных нарушений. Метод реализован в виде двухэтапной схемы: на первом этапе агент выполняет корреляцию по системе опорных сечений с задаваемым шагом, формируя сеть опорных точек горизонта, на втором – уплотняет результат до сплошной поверхности по всему объёму. Агент обучен в синтетической среде: сначала имитацией известных эталонных траекторий, затем дообучением с подкреплением; на вход подаётся разметка на одном или двух пересекающихся сечениях, а в сложных зонах вводится доразметка. Апробация на ачимовских отложениях одного из месторождений севера Западной Сибири показала согласованность с ручной корреляцией в пределах 10 мс на выдержанных интервалах. Обсуждаются ограничения и направления развития.

Технологии совместной эксплуатации нефтяных пластов в единой сетке скважин широко применяются при разработке многопластовых месторождений. Одновременная или одновременно-раздельная эксплуатация нескольких нефтеносных объектов существенно снижает затраты на бурение, ремонтные мероприятия, быстрее и с меньшими затратами вводятся в разработку новые объекты. Но данные технологии требуют обязательного введения систем раздельного учета отбираемых жидкостей из каждого пласта. В первой части данной публикации приводится краткий обзор современных способов решения задачи определения относительных дебитов пластов при совместной эксплуатации в добывающей скважине. Рассматриваются достоинства и недостатки инженерных подходов к решению задачи, методов математического моделирования, технологических способов раздельного учета продукции пластов. Во второй части статьи излагается алгоритм проведения химико-аналитического исследования скважинной продукции с целью определения вклада пластов в добычу в процессе совместной разработки. Предлагается ряд методологических правил, позволяющих выбрать показатели состава и свойств нефтей, подходящих для определения долевого вклада отдельных пластов в смешанную продукцию. Для корректного выбора эталонных нефтей отдельных пластов рекомендуется учитывать геологическое блочное строение месторождения и подбирать скважины из числа максимально близко расположенных к скважинам со смешанной продукцией.

В нефтегазовой отрасли, где эффективность и экологическая безопасность играют ключевую роль, технологии, направленные на оптимизацию добычи и минимизацию воздействия на окружающую среду, приобретают особое значение. Одной из таких технологий является метод блокирования прорыва воды азотом с целью увеличения нефтеотдачи, основанный на технологии AWACT (Anti-Water Coning Technology). В настоящей работе рассмотрены основные принципы, механизмы и способы ее эффективного применения на объектах нефтяного промысла. По результатам проведённых лабораторных фильтрационных исследований с использованием рекомбинированной пробы нефти подтверждено, что закачка азота может не только эффективно бороться с прорывами воды, но и способствует увеличению добычи нефти за счет изменения направления фильтрации воды и выравнивания профиля притока. Разработан способ гидродинамического моделирования технологии AWACT, который настроен на результаты лабораторных исследований, что позволило определить оптимальный объем закачки для горизонтальных скважин – 300 тысяч м³ азота. Этот объем является достаточным для получения значительного эффекта без избыточных экономических затрат. 

Карты в изолиниях или сеточные модели – распространенный инструмент, применяющийся для визуализации и анализа поля гидрогеохимических показателей подземных вод. Результаты картирования во многом зависят от методов построения и от плотности фактических данных, которая, в частности в Западно-Сибирском мегабассейне, является относительно невысокой и неравномерной по площади. Повышение качества картирования в зонах, слабоизученных прямыми опробованиями, как правило, достигается за счет использования косвенной информации о пространственном распределении моделируемого параметра.

Исходя из предположения о том, что структурные формы горизонтов, в частности толщины комплексов, в локальном масштабе контролируют конфигурацию полей некоторых гидрогеохимических показателей, в качестве косвенной информации были использованы детальные региональные карты общих толщин комплексов. С помощью вариационно-сеточного метода картирования были построены карты минерализации подземных вод для отложений юрского и неокомского комплексов по территории Западной Сибири. Связь величины минерализации с толщинами комплексов задавалась в виде условия коллинеарности векторов градиентов этих полей.

Показано, что такой подход помогает избежать появления на картах артефактов, характерных для стандартных способов сглаживания и затрудняющих содержательный анализ результатов построения, обеспечивает более высокую детальность результатов картирования пространственных закономерностей изменения гидрогеохимических показателей и степень их согласованности с геологическими условиями отложений.

В работе представлены возможности метода оценки геодинамической обстановки исследуемого района и прогнозирования осложнений при бурении и эксплуатации скважин на основе выявления зон повышенной напряжённости и нарушенности горных пород, а также скрытой геодинамической активности по стволу скважины. В основе метода лежит анализ пространственного и временного распределения амплитудно-частотных характеристик геоакустических и электромагнитных сигналов, генерируемых микровибрациями геосреды в скважине и околоскважинном пространстве. Для исследований применяется разработанный в Институте геофизики УрО РАН аппаратурно-программный комплекс ШЭСТ-4202, предназначенный для синхронных измерений сигналов электромагнитного излучения (ЭМИ) и геоакустической эмиссии (ГАЭ). Приводятся результаты измерений параметров ГАЭ и ЭМИ, проведённых по разработанной методике в одной из скважин железорудного месторождения Южного Урала. В ходе интерпретации полученных данных разрез скважины был разделён по геодинамической активности на два участка. Верхняя часть разреза в интервале глубин 400‒660 м является геодинамически активной, так как для неё характерно присутствие аномалий ГАЭ различной интенсивности. Наличие таких аномалий является индикатором процессов трещинообразования, приуроченных к зонам контактов горных пород с различными прочностными характеристиками. В нижней части разреза скважины, где на каротажной диаграмме аномалии ГАЭ отсутствуют, по результатам краткосрочного мониторинга выявлена скрытая геодинамическая активность пород на двух глубинах, проявляющаяся аномальными импульсами параметров ГАЭ преимущественно субгоризонтального направления. Представленный метод геофизических исследований скважин при изучении современной геодинамической обстановки на месторождениях твёрдых полезных ископаемых позволяет получать дополнительную информацию для оценки изменения напряжённо-деформированного состояния массивов горных пород околоскважинного пространства и прогноза возможных мест обрушений стенок скважины, образования каверн и мест прихвата подземного оборудования.