Вопросы развития георесурсов России за прошедшие три месяца второго квартала удивительным образом нашли свое концентрированное отражение в заявлениях на прошедшем «ПМЭФ-25» в Санкт-Петербурге. 

Министр по развитию Дальнего Востока и Арктики указал на проблему переизбытка добытого газа в северных регионах России, который ранее транспортировался в европейском направлении. Теперь этот поток «…практически остановлен…», и необходимо срочно решать, как перераспределить эти объемы. Например, избыточный газ использовать для генерации электричества при снабжении дата-центров. Однако первый заместитель главы Минэнерго выразил сомнение в экономической целесообразности такого решения. Между тем у национального газового чемпиона есть скрытые возможности повышения своей эффективности: в период с 2008 по 2023 гг. штат увеличился на 32% (до 498,1 тыс. человек); разрослась корпоративная бюрократия: доля «руководителей» выросла до 14,8% в 2023 г., доля «специалистов и других служащих» – до 34,7% (данные справочника «Газпром в цифрах»). 

Ужесточает конкуренцию и давление на цены природного газа ожидание 2030 года, когда на мировом рынке окончательно сформируется профицит мощностей производства СПГ в США (с 85 млн тонн в 2024 году до 263 млн тонн), Катаре (с 78 до 142 млн тонн).

Над решением аналогичной проблемы – куда девать добытый избыточный уголь, задумались власти Кузбасса. И также рассматривают возможность строительства ТЭС и майнинговых ферм на территории угольных предприятий.

Ожидание факторов геополитического характера, играющих на понижение цены российской нефти, о чем предупреждал глава ЦБ РФ, заставляет нефтяников уменьшать свой бюджет. Так, в частности, на «ПМЭФ-2025», по словам главы «Роснефти», компания закладывает в свой бизнес-план на 2025 год цену нефти в $45 за баррель, на 2026 год – $42–$43 за баррель.

Из заявлений Счетной палаты РФ следует, что истощаются дефицитные ископаемые (уран, литий, титан, хром, марганец, никель). В страну ввозится около трети стратегических видов сырья и 60% дефицитных полезных ископаемых. Россия на 100% зависит от импорта титана, хрома, марганца и лития. Импорт покрывает две трети потребности в бокситах (алюминий) и половину в меди. На этом фоне желание «Газпромнефти» заняться добычей йода из пластовых вод нефтегазовых месторождений, 90% которого на сегодняшний день завозится из-за рубежа, выглядит весьма дальновидно.

Прорвавшаяся на «ПМЭФ-25» тревога от депутата Госдумы РФ о том, что в стране не было и, вероятно, уже не будет благоприятного инвестиционного климата, а также артикулированное Председателем ПАО «Сбербанк России» ожидание «…трудных времен…» и «… полной остановки инвестиций…» заставляет отрасли, работающие в сфере освоения георесурсов страны, еще более стремиться к технологическому суверенитету и ставить новые амбициозные планы по преодолению возникающих вызовов.

И, уже по традиции, о позитивных новостях 
Развивается проект «Восток-Ойл», который станет одним из крупнейших в мире по добыче нефти. Инфраструктура активно строится, включая новые терминалы и трубопроводы. Также завершено строительство первого в стране подземного хранилища нефти, которое готово к опытной эксплуатации. Хранилище имеет ограниченный объем и предназначено не для стратегических запасов, а для оперативных нужд – например, в случае временных перебоев с отгрузкой нефти или в ходе опытно-промышленных работ. В дополнение к этому грандиозному проекту, «Роснефть» завершила разработку собственных технологий для создания синтетической нефти GTL, получила патент и планирует внедрить их на Таймыре. 

И теперь о приятном
В 2025 году исполнилось 80 лет кафедре геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета Московского университета. В честь этого юбилейного события 22–23 мая состоялась традиционная конференция «Новые идеи в геологии нефти и газа». Прозвучавшие в докладах вопросы, жесткие дискуссии, рекомендуемые пути и способы решения насущных проблем поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа нашли отражение в настоящем выпуске журнала. Развитие научной школы продолжается в лучших традициях отцов-основателей кафедры – И.О. Брода, Н.Б. Вассоевича, В.В. Семеновича, Б.А. Соколова, М.К. Иванова, под бережным управлением А.В. Ступаковой. Желаю коллективу кафедры сохранить и приумножить знания и умения, позволяющие находить углеводороды в недрах Земли.

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

Александр Владимирович Соколов

В 2025 году исполняется 80 лет с тех пор, как в Московском государственном университете стали целенаправленно изучать фундаментальные проблемы геологии нефти и газа и готовить студентов по этой специальности. Любая наука нуждается в развитии и внедрении ее результатов через образование. Поэтому в вузах создают структурные подразделения, кафедры, которые являются экспериментальными площадками для познания фундаментальных основ науки и внедрения их в жизнь через молодое подготовленное поколение.

Так в начале своего расцвета в середине прошлого века, наука геологии горючих ископаемых, газа, нефти и угля, получила свое развитие в Московском государственном университете, где фундаментальные знания легли в основу многих практических решений. Решая задачи производства, кафедра развивалась, начиная с 1945 года по настоящее время. Менялись заведующие кафедрой, менялись приоритеты научных задач, оснащались лаборатории, но кафедра всегда оставалась верной своим традициям, согласно которым поиск нефти и газа и освоение уже открытых месторождений следует вести последовательно, разбираясь во всех процессах от образования нефти до механизма заполнения флюидом ловушки и формирования залежи.

Направления деятельности Института перспективных исследований нефти и газа и кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых Московского государственного университета имени М.В. Ломоносова разрабатываются в соответствии с современными стратегическими задачами научно-технологического развития нефтегазовой отрасли. создание наиболее подходящих концепций формирования и размещения скоплений нефти и газа остается прерогативой исследований в Московском государственном университете. Применение геологии в настоящее время расширяется и для решения других задач, связанных с цифровыми технологиями в нефтегазовой отрасли, рациональным и экологически чистым использованием недр, попутным извлечением других видов ценных полезных ископаемых. Для повышения эффективности бурения ведется поиск новых технологических решений анализа и интерпретации фактических данных, их комплексирования и проверки достоверности полученных результатов. объектами исследования служат сложнопостроенные, часто обводненные залежи и высокоуглеродистые формации старых нефтегазоносных бассейнов, новые нефтегазоносные регионы Арктического шельфа и северных территорий. Все собранные в ходе исследований данные требуют специальной обработки, хранения и цифровых алгоритмов их анализа. результаты многолетней работы по сбору, анализу и комплексированию всех геологических данных по нефтегазоносным бассейнам территории РФ позволили коллективу Института перспективных исследований нефти и газа создать отечественные программные продукты, которые автоматизируют процесс познания геологической среды и прогноза ее полезных ископаемых. Преподаватели геологического факультета и сотрудники Института перспективных исследований нефти и газа развивают новые технологии в рамках инновационных проектов и договорных работ, на примере которых готовят кадры, непосредственно вовлеченные в производственную деятельность. свой опыт специалисты МГУ имени М.В. Ломоносова распространяют на другие вузы и учебные заведения, где ведется подготовка кадров по схожей специальности.

Современные вызовы и скорости обмена информацией для принятия решений требуют новых инструментов, способных хранить и обрабатывать большие массивы данных. В работе описаны принципы, актуальность и основы экспертно-аналитической платформы MyGeoMap. Платформа предназначена для оптимизации и решения широкого круга научно-практических задач. При создании платформы нами был заложен опыт и знания, накопленные кафедрой геологии и геохимии горючих ископаемых Московского государственного университета имени М.В. Ломоносова. Платформа позволяет решать следующие задачи: оперативное получение информации об объектах нефтегазового сектора в любой точке мира, поиск месторождений-аналогов, использование платформы как корпоративной базы данных и/или инструмента аналитики и многое другое. На сегодняшний день на платформе собрано более миллиона геолого-геофизических, промысловых, экологических и других объектов с географической привязкой и объемной атрибутивной информацией. Все данные собраны из различных открытых источников и интегрированы в едином цифровом пространстве. Верификация данных проводится квалифицированным сотрудниками Института перспективных исследований нефти и газа МГУ. Платформа имеет собственные интеллектуальные наработки, включая применение инструментов искусственного интеллекта для аналитики и построения прогнозных моделей. Пользователи платформы представляют собой специализированное экспертное сообщество, потенциал которого еще только предстоит раскрыть. Платформа MyGeoMap – уникальный проект, который уже сегодня решает целый ряд интересных и важных задач не только для поиска и разведки месторождений нефти и газа, но и для других направлений экономического развития, где геология играет ключевую роль.

Современные геологоразведочные работы (ГРР) представляют собой сложный процесс, состоящий из ряда последовательных стадий исследования, на каждой из которых решают определенный круг задач по выявлению промышленных месторождений нефти и газа. Комплексирование результатов, полученных в ходе решения разномасштабных задач, происходит последовательно, как правило, от общего к частному, т.е. от анализа регионального положения поискового объекта до изучения его детального строения на локальном участке. В данной работе разработаны алгоритмы комплексного подхода к решению задач ГРР в зависимости от степени изученности исследуемого объекта. На основе этих алгоритмов проведен анализ ретроспективных методов на разных этапах ГРР одного из хорошо изученных районов Пур-Тазовской нефтегазоносной области (НГО). К наиболее слабо используемым методам на стадии освоения месторождения можно отнести установление временир аботы углеводородной системы (приход углеводородов в ловушку) и время структурных перестроек. Недоизученность этих региональных вопросов приводит к пропущенным залежам. На примере одного из месторождений авторы демонстрируют решение задач, которые ранее не были рассмотрены, в частности восстановление палеоструктурного плана в региональном и зональном масштабах. В итоге определены новые перспективные области для поиска месторождений нефти и газа Пур-Тазовской НГО.

Одним из важных свойств породы является степень смачиваемости водой поверхности порового пространства (переход от исходной гидрофильной смачиваемости к гидрофобизации поверхности), которая оказывает влияние на большинство петрофизических, геофизических и гидродинамических параметров: остаточная водонасыщенность, удельное электрическое сопротивление нефтегазонасыщенных пород, коэффициенты нефтегазонасыщенности (К_нг), вытеснения, относительные фазовые проницаемости. Неучет смачиваемости коллекторов приводит к искажению геологических и извлекаемых запасов нефти и газа. Изменение исходной гидрофильной смачиваемости коллекторов происходит в процессе длительного геологического времени формирования залежей углеводородов. Комплексный анализ геологических условий и петрофизических свойств коллекторов, которые оказывают влияние на изменение смачиваемости пород, должен начинаться с установления типа природной смачиваемости отложений. При наличии негидрофильного типа смачиваемости стандартную петрофизическую методику для определения К_нг по электрической модели ГИС необходимо корректировать по специальной технологии исследований керна с учетом изменения исходных поверхностных свойств. установлен ряд геологических-диагностических признаков оценки исходной смачиваемости пород, таких как минеральный состав скелета породы и глинистой компоненты, свойства воды и нефти, структура пустотного пространства, электрическое сопротивление по керну и ГИС, зная которые, можно сделать априорные оценки типа смачиваемости породы. сочетание различных комбинаций диагностических факторов приводит к разным механизмам гидрофобизации отложений, которые отражаются на петрофизических связях для определения К_нг и на оценках подсчета запасов. Поэтому важно изучать совокупность признаков влияния смачиваемости на породу, составляющих механизм гидрофобизации в природных условиях, а не влияние отдельных параметров.

В настоящей работе собраны и проанализированы основные геологические факторы, влияющие на изменение исходной смачиваемости, полученные по исследованиям Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна по продуктивным пластам, охватывающим практически весь продуктивный разрез отложений от р₂ до s₁.

Работа посвящена классификации нефтегазоматеринских пород. Определение или прогноз характеристик нефтегазоматеринских отложений – один из ключевых факторов при оценке перспектив нефтегазоносности того или иного региона. В парадигме осадочно-миграционной теории нефтегазообразования адекватная оценка количества и свойств органического вещества осадочных горных пород является залогом корректного подсчета ресурсов нефти и газа. В статье представлен обзор подходов к ранжированию нефтегазоматеринских пород на основании различных параметров, и предложен новый комплексный подход к классификации нефтегазоматеринских пород, генерирующих нефть и газ. Предпринята попытка объединить в новой общей классификации характеристики минеральной части и органического вещества нефтегазоматеринских толщ. В основу прогноза свойств нефтегазоматеринских отложений поставлены условия накопления этих толщ. Предложенная классификация может быть использована при оценке перспектив нефтегазоносности, особенно в условиях недостаточности данных о потенциально нефтегазоматеринских отложениях.

Данная статья посвящена исследованию изотопных характеристик органического вещества верхнетриасовых-юрских отложений Западно-сибирского нефтегазоносного бассейна, имеющих ключевое значение для понимания процессов нефтегазообразования в регионе. На основе детальных изотопных исследований битумоидов показана картина изменения изотопных характеристик, обусловленная влиянием фациальных условий осадконакопления. Целью работы являлось выявление и систематизация закономерностей распределения изотопов углерода в автохтонном органическом веществе для создания генетической картины его формирования в различных палеогеографических обстановках юрского времени. Изотопно-фракционный анализ битумоидов позволил выделить пять групп, отражающих связь изотопного состава органического вещества и условия осадконакопления в пределах Фроловско-Шаимского, Ямало-Гыданского и уренгойского фациальных районов. Полученные результаты имеют важное значение для региональной геологии и нефтегазовой геологии, способствуя оптимизации стратегий поисков и разведки углеводородов в Западно-сибирском бассейне и предоставляя новые инструменты для оценки нефтегазоносного потенциала осадочных бассейнов в целом.

Баренцево-Карский регион является одним из наиболее потенциальных среди арктических акваторий российской Федерации, обладающих значительными скоплениями углеводородов. с начала 80-х годов прошлого столетия это подтверждается открытиями крупных и уникальных месторождений, которые продолжаются до сих пор. В последние годы на шельфе Карского моря открыто 6 новых месторождений. считается, что региональная стадия геологоразведочных работ на шельфе Баренцева и Карского морей практически завершена, а регион находится на поисково-оценочной стадии работ. однако если рассматривать глубокопогруженные палеозойские комплексы отложений, то они являются практически не изученными и находятся на этапе начальной стадии региональных работ. слабая изученность глубоких горизонтов осадочного чехла явилась одной из причин возобновления бурения в Арктике для привязки сейсмических горизонтов. В виду разной степени детальности имеющейся информации по мезозойским и палеозойским комплексам необходимо использовать различные подходы к оценке их потенциала как с точки зрения наличия месторождений, так и с позиций способности генерировать углеводороды. Недоучет глубокопогруженных горизонтов может привести к ошибкам при оценке запасов и прогнозам фазового состава месторождений. Принимая во внимание малое количество информации по глубокопогруженным комплексам, авторами на основе единичной и скрупулезно собранной информации по всем зафиксированным на сухопутном обрамлении возрастным интервалам предлагается использовать метод реконструкции палеогеографических обстановок в пределах всего Баренцево-Карского региона для прогноза свойств резервуаров и нефтегазоматеринских толщ. Палеогеографические реконструкции выполнялись в пределах крупных тектонических блоков, которые на протяжении всей истории развития региона в разной степени были подвержены тектоническим деформациям. В свою очередь это предопределяет различное распределение мощностей, литологического состава и полноты стратиграфического разреза в пределах зон глубокого погружения и платформенных массивов.

Новые композитные сейсмогеологические профили и опубликованные результаты стратиграфического бурения в северной части Карского шельфа легли в основу актуальной стратиграфической и бассейновой модели Баренцевоморского и северо-Карского осадочных бассейнов. В статье рассматривается история геологического развития этих бассейнов от раннего палеозоя до настоящего времени. На основе выявленных по сейсмическим данным эрозионных несогласий восстановлены мощности эродированных отложений. Полученные данные позволили построить палеопрофили на основные этапы развития региона, которые в дальнейшем были учтены в бассейновой модели.

Бассейновое моделирование показало, что временные рамки процессов генерации, миграции и аккумуляции углеводородных флюидов уникальны для каждого тектонического элемента первого порядка. Значительных перетоков нефти и газа между структурными элементами осадочных бассейнов не выявлено.

Нижнепалеозойские нефтегазоматеринские толщи оказали наибольшее влияние на формирование скоплений жидких углеводородов в пределах северо-Карской впадины.

В работе показана необходимость уточнения кинетических спектров деструкции керогена для верхнеюрских пород, поскольку их использование демонстрирует раннее начало генерации нефти по сравнению с результатами, полученными при применении опубликованных кинетических моделей.

Проведенная работа позволила оценить влияние магматизма в пределах Южно-Баренцевской впадины на генерацию углеводородов мезозойскими нефтегазоматеринскими толщами. Для триасового комплекса воздействие интрузий сказывается негативно за счет быстрого «сжигания» потенциала триасовых нефтегазоматеринских толщ, а также увеличения доли жидких углеводородов, переходящих в газ при вторичном крекинге.

Клиноформные толщи широко распространены в различных нефтегазоносных бассейнах мира, встречаются в отложениях широкого стратиграфического диапазона и содержат залежи нефти и газа. Клиноформные толщи также несут информацию о направлении сноса осадочного материала, палеогеографии и об относительных изменениях уровня моря. однако универсальные подходы к реконструкции палеогеографии и прогнозу природных резервуаров в косослоистых толщах разного возраста и в различных осадочных бассейнах не выработаны. В статье представлен методический подход к изучению клиноформных толщ на примере верхнеюрских и нижнемеловых клиноформ Баренцева моря и Широтного Приобья. разработанный методический подход включает в себя решение трёх задач: 1) выявление строения и типов клиноформ; 2) реконструкция условий накопления клиноформ; 3) прогноз природных резервуаров и литологических ловушек в клиноформных телах.

В работе показано, что достоверная интерпретация кривых капиллярного давления и относительной фазовой проницаемости, включая учет различных физико-геологических факторов продуктивных пластов, оказывает существенное влияние на прогнозирование коэффициента нефтенасыщенности и толщины зоны двухфазной фильтрации для сложнопостроенных карбонатных коллекторов. рассмотрены различные факторы, влияющие на размер переходной зоны в карбонатном коллекторе: литофациальные и фильтрационно-емкостные свойства коллекторов, возраст отложений, свойства насыщающих флюидов, поверхностные свойства капилляров, особенности строения порового пространства.

В статье приведены результаты анализа строения и состава терригенного комплекса нижнесреднеюрских отложений Восточно-Манычского прогиба и Прикумской системы поднятий. уточнено строение нижнеюрских пород и показано, что область их распространения связана с прогибами и впадинами доюрского палеорельефа. среднеюрские отложения имеют более широкое распространение, прослеживается постепенное увеличение их мощностей в северо-восточном направлении. Нижне-среднеюрские отложения продуктивны, однако новые открытия отсутствуют уже более 20 лет, что требует применения новых геолого-методических подходов. В настоящее время одним из хорошо известных и эффективных подходов к расчленению и выделению регионально прослеживаемых одновозрастных пород коллекторов в «немых» сложнопостроенных терригенных толщах является циклостратиграфический анализ. В нижне-среднеюрских отложениях выделено четыре трансгрессивно-регрессивных седиментационных циклита. Трансгрессивные части циклитов приурочены к алеврито-глинистым породам преимущественно морского генезиса, регрессивные части к алевро-песчанистым породам прибрежно-морского и континентального генезиса. Границы циклитов привязаны к сейсмическим разрезам, что позволило проследить распространение циклитов на площади и построить карты мощностей каждого циклита. Все открытые месторождения Восточного Предкавказья расположены в регрессивных частях циклита. Нижнеюрские резервуары приурочены к руслам рек, среднеюрские коллекторы связаны в основном с мелководно-морскими отложениям дельтового генезиса.

Изучение потенциала Восточной Сибири на нефть и газ представляет собой стратегически важную задачу в контексте обеспечения энергетической безопасности Российской Федерации и диверсификации ресурсной базы углеводородов. Активное изучение нефтегазоносности Сибирской платформы началось в середине XX века, однако вопросы, связанные с перспективностью вендских терригенных отложений, остаются открытыми до настоящего времени. В статье представлены результаты литолого-фациального изучения ботуобинского горизонта юго-восточной части Среднеботуобинского месторождения. Целью работы является поиск интервалов с лучшими коллекторскими свойствами в пределах горизонта и прогноз их пространственного распределения на основе комплексного литолого-фациального и циклического анализов. Обобщая результаты исследований керна, установлено, что лучшие фильтрационно-емкостные свойства приурочены к средней части горизонта, где развиты отложения берегового склона, приливно-отливных каналов и песчаной литорали. Кроме того, определены вторичные процессы (засолонение, регенерация кварца, ангидритизация и карбонатизация), которые ухудшают фильтрационно-емкостные свойства продуктивной части разреза. Интенсивность проявления вторичных процессов неодинакова в разных литофациях, что связано с особенностями строения пустотного пространства и со стадиями формирования залежи.

Настоящая работа направлена на поиск новых месторождений и прогноз распространения продуктивных нефтегазонасыщенных пластов в венд-кембрийских отложениях Восточной Сибири. Поскольку антиклинальная теория поиска углеводородов исчерпала свой потенциал в древних нефтегазоносных бассейнах, необходимо искать новые подходы прогноза нефтегазоносности и механизмы формирования залежей. Авторы использовали классический подход бассейнового анализа, разработанный основоположниками кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета МГУ имени М.В. Ломоносова, с применением современных методов исследований. Для основных тектонических элементов юга сибирской платформы, определены мощности эродированных отложений, построены одномерные (1D) геологические модели, определяющие время работы углеводородных систем, выполнен анализ изменения структурного плана на всех этапах геологического развития территории. Полученные результаты были увязаны друг с другом для установления времени формирования залежей углеводородов и этапов их переформирования и разрушения за счёт изменения структурного плана. Показана вторая фаза генерации протерозойских нефтегазоматеринских толщ в мезозойскую эру. сделаны выводы о расширении Непско-Ботуобинской антеклизы на 50–100 км за счёт инверсии структурного плана в юго-восточной части, со стороны Байкальской складчатой области. созданы модели формирования месторождений для Курейской синеклизы и Непско-Ботуобинской антеклизы, выявлены наиболее перспективные участки для разработки среднеботуобинского месторождения, и предложен новый подход поиска залежей юга сибирской платформы.

Нижне-среднекаменноугольные отложения Европейской части России во многих районах угленосны, поэтому их изучение и эксплуатация начались еще в ХIХ в. Хорошо известны такие бассейны, как Донецкий, Подмосковный, Камский, Кизеловский, а также Львовско-Волынский, расположенный на Украине. Настоящая работа была нацелена на пересмотр мацерального состава с учетом современной терминологии Международного Комитета по углепетрографии и органической петрологии, а также выделение палеогеографических областей, в которых происходило углеобразование рассматриваемых бассейнов. Исследован мацеральный состав углей всех перечисленных бассейнов, а также нескольких углепроявлений в пределах Восточно-Европейской платформы (ВЕП), угли которых находятся в коллекциях МГУ и ГИН РАН. Впервые проведена систематизация мацерального состава углей на основе современной международной терминологии. Выделены две фациальные области по углепетрографическим данным, которые согласуются с более ранними палеофациальными построениями и детальным литологическим анализом. Первая область, представленная преимущественно комплексом аллювиальных и озерных фаций (Подмосковный, Камский бассейны), имеет широкое распространение во внутриплатформенной части ВЕП, а в периферийной части (Кизеловский бассейн) наблюдаются дельтовые фации. Для этой области характерны угли с очень пестрым мацеральным составом, часто встречаются микстогумолиты, а среди липтинитовой группы нередки альгиниты – представители сапропелевого органического вещества. Второй зоной, выделенной по углепетрографическим данным, является южная и западная окраины ВЕП, где угленосность представлена в более широком стратиграфическом интервале и связана с прибрежно-морскими условиями. Основными углеобразующими компонентами углей этих бассейнов являются мацералы группы витринита, на долю которых приходится не менее 80%. Альгиниты также встречаются в составе углей донецкой и львовско-волынских областей. Общей особенностью углей обеих зон по праву считается обилие макроспоринитов и других липтинитов, образовавшихся из древнейших высших растений.

Статья посвящена комплексной увязке разномасштабных многоуровневых данных, полученных на разных стадиях проведения геологоразведочных работ, с целью создания единой упорядоченной модели залежи, учитывающей ретроспективные и современные результаты исследовании. Поиск месторождений нефти и газа в осадочных нефтегазоносных бассейнах предусматривает классическую схему от общего к частному. Поэтому при определении нефтегазоносности территории, независимо от стадии геологоразведочных работ, необходимо определить границы местоположения локального объекта в региональном плане и построить структурный каркас для основных реперных толщ (отражающих горизонтов). На основе структурного каркаса проводятся палеоструктурные реконструкции для восстановления этапов формирования ловушек и определения путей миграции флюидов. По данным геофизических исследований скважин и изучения керна устанавливаются коллекторские интервалы, выделяются свойства литотипов и определяются вторичные процессы преобразования пород-коллекторов. Проводятся геохимические и гидрогеохимические исследования флюидов направленные на выявление флюидодинамических связей в пределах осадочного бассейна, зоны нефтегазонакопления, месторождения и отдельно взятой залежи. Выполняются геомеханические исследования для применения современных методов разработки. Все полученные данные комплексируются друг с другом, позволяя выявить новые закономерности, тем самым повышая достоверность и эффективность геологоразведочных работ.

Метод цифрового анализа керна (и связанные с ним инструменты прямого моделирования течения в поровых каналах) предоставляет уникальные возможности для моделирования физико-химических процессов на микроуровне с учетом структуры и свойств минеральной матрицы реальных породколлекторов. В статье представлены результаты численного моделирования кислотной обработки карбонатных коллекторов на поровом уровне с использованием метода функционала плотности для гидродинамики (DFH). В рамках предложенного подхода взаимодействие потока раствора соляной кислоты (HCl) с поверхностью пор учитывается посредством введения дополнительного потенциала, зависящего от расстояния до поверхности. Исследование направлено на изучение влияния скорости закачки кислотного раствора на эффективность растворения минеральной матрицы, изменение пористости и проницаемости породы. Моделирование проводилось на трехмерной цифровой модели доломита, реконструированной по данным рентгеновской томографии. Учет гетерогенности порового пространства и химических реакций на поверхности минерала позволил исследовать влияние режимов течения на процесс растворения минеральной матрицы и получить эмпирические зависимости скорости эффективной реакции от скорости потока. Результаты работы демонстрируют высокий потенциал применения численных методов для изучения процессов, которые трудно или невозможно воспроизвести в лабораторных условиях. Предложенный подход открывает новые перспективы для анализа воздействия кислотных растворов на фильтрационно-емкостные характеристики пород-коллекторов, что имеет важное значение для повышения эффективности разработки месторождений углеводородов.

По результатам литологического, циклостратиграфического анализов, а также увязки с данными ГИС и корреляции разрезов скважин были выделены и прослежены основные изохронные уровни отложений парфеновского горизонта в разнофациальных зонах Ангаро-Ленской ступени. Отложения парфеновского горизонта представлены комплексом гравийно-песчаных, песчаных и алевро-песчаных пород мономиктового и олигомиктового состава. Они формировались в условиях блуждающих потоков дельтовых равнин и приливно-отливных дельт, переходящих в мелководно морской бассейн седиментации. Обломочный материал поступал с Байкало-Патомского нагорья в область прибрежной равнины и зону крайнего мелководья залива Палеоазиатского океана, который омывал южную часть Сибирской платформы. Литологическая неоднородность отложений связана с большим разнообразием среднемасштабных фациальных единиц (мезофаций), а также интенсивностью вторичных процессов.

В данной работе представлены результаты применения модифицированных предварительно сшитых гелевых частиц на основе мономеров различного происхождения и алюмосиликатов для технологии выравнивания профиля приемистости на месторождениях республики Татарстан, характеризующихся трещиноватым карбонатным и терригенным коллектором с высокой минерализацией пластовой воды (более 230 г/л). Для оценки эффективности синтезированных составов предварительно сшитых гелевых частиц на первом этапе проведены лабораторные исследования в «свободном объеме» (определены адсорбционная емкость, долгосрочная стабильность, выполнен подбор оптимального размера и т.д.), по результатам которых выбран наиболее эффективный образец, характеризующийся высокой адсорбционной емкостью (более 7 г/г) и способный сохранять свои блокирующие свойства в течение 180 дней. На следующем этапе работ проводились фильтрационные эксперименты на керновом материале по оценке блокирующих свойств, по результатам которых доказана эффективность применения для блокирования промытых/высокопроницаемых каналов. результаты лабораторных исследований позволили приступить к опытно-промышленным испытаниям (ОПИ) по закачке предварительно сшитых гелевых частиц. Закачка реагента велась в проточном режиме с подачей в закачиваемую высокоминерализованную воду гелевых частиц с концентрацией 0,1–0,8% масс. с расходом не более 5 м³/час. В качестве основного критерия оценки эффективности при проведении ОПИ использовалась динамика изменения давления закачки.

В работе представлены результаты комплексного исследования керна, отобранного из сарайлинской толщи турнейского яруса, распространенной в пределах Нижнекамского некомпенсированного прогиба. Район исследования приурочен к юго-восточному склону Северо-Татарского свода ВолгоУральской нефтегазоносной провинции. Объектом исследования является сарайлинская толща – комплекс карбонатно-кремнисто-терригенных пород с повышенным содержанием органического вещества, залегающий в интервале от нижней границы турнейского яруса до подошвы перекрывающих турнейских карбонатных пород либо терригенных отложений елховского горизонта.

Исследовались образцы из двух скважин, приуроченных к осевой и бортовой зонам прогиба. Отложения сарайлинской толщи на территории Республики Татарстан впервые охарактеризованы керновым материалом, что позволило выявить их основные литолого-фациальные и геохимические особенности. Пиролитические исследования показали, что отложения сарайлинской толщи в осевой и бортовой частях прогиба являются высокоуглеродистыми, содержат в среднем 3,7–5,3 мас.% органического углерода и относятся в основном к доманикитам и доманикоидам. Органическое вещество представлено керогеном II типа и имеет низкую степень зрелости на уровне ПК3 -МК1 .

Оценка ресурсного потенциала сарайлинской толщи проведена в пределах одной палеофациальной зоны осевой зоны прогиба на основе данных керна. С учетом неоднородного распределения содержания органического вещества и других геохимических характеристик отложений по разрезу выделено пять литолого-геохимических кластеров. На основе полученных данных оценен ресурсный потенциал пород нижней части сарайлинской толщи. Рассчитано количество жидких углеводородов и остаточный генерационный потенциал керогена. Результаты работы способствуют уточнению ресурсного потенциала высокоуглеродистых пород сарайлинской толщи турнейского яруса и расширяют научное представление о перспективах их нефтегазоносности в пределах юго-восточного склона Северо-Татарского свода.

В настоящее время большое значение приобретают поиск и освоение пропущенных объектов на уже разрабатываемых месторождениях. Саргаевский горизонт относится к уникальным доманиковым отложениям, являющимися основными нефтематеринскими породами на территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Доманиковые породы являются одновременно генерирующей и аккумулирующей толщей. В настоящей работе проведен анализ всей имеющейся геолого-геофизической информации по ранее выполненным исследованиям отложений саргаевского горизонта в пробуренном фонде скважин на территории Альметьевской и Азнакаевской зон Ромашкинского месторождения. Выполнена переинтерпретация геофизических исследований скважин (ГИС) в открытом стволе по 712 скважинам с целью уточнения геологического строения, а также оценки перспектив нефтеносности. Привлечены данные современных методов ГИС: импульсного нейтронного каротажа, импульсного спектрометрического нейтронного гамма-каротажа (ИНК + ИНГК-С (С/О-каротаж)), позволяющие определить наличие коллектора и его насыщение в закрытом стволе скважины. Рассмотрено Сарайлинское месторождение, расположенное в той же фациальной зоне, что и Ромашкинское, с уже доказанной нефтеносностью отложений саргаевского горизонта.

Донные отложения озера Тургояк (Южный Урал, Россия) формировались на протяжении позднего плейстоцена и голоцена. Литогенез озерных осадков контролируется морфометрией озера, положением дренажных сетей, вертикальной зональностью и термическим состоянием водной толщи, а также ветровым воздействием.

В связи с этим актуальным является анализ картографических материалов, по которым можно представить геологическое строение района озера, характер рельефа, дренажных сетей, водосборов и водоразделов. Все эти аспекты важны для оценки роли источников и путей транспортировки, а также механизмов распределения материала, образующего озерные осадки. Изучение озерных отложений ценно для генетической интерпретации осадочных последовательностей в свете палеоклиматических и палеоэкологических трендов и событий.

В данной статье представлена цифровая модель рельефа озера Тургояк и его обрамления. Цифровое моделирование реализовано в среде ГИС на основе доступных картографических материалов по геологическому строению, топографии местности и батиметрии озера. Наложение модели водосбора на геологические карты дочетвертичных образований и четвертичных отложений позволило сделать предположение о вещественном составе материала, сносимого в озеро.

Создание аналогичных цифровых моделей для озерных систем Урала и других регионов России и мира открывает возможности на новом уровне систематизировать информацию и использовать ее для различных реконструктивных целей. 

Впервые для озера Кандрыкуль проведены радиометрическое датирование и комплексное литолого-минералогическое исследование длинной керновой колонки (более 5 м). Полученные результаты позволили установить возраст осадков, выявить закономерности дифференциации минеральных и геохимических компонент по осадочному разрезу и интерпретировать климатические изменения в голоцене. согласно радиоуглеродному датированию, седиментация в озере Кандрыкуль началась не позднее ~8000 лет. установлено, что изучаемые отложения представляют собой переслаивание алевритовой глины, супеси алевритовой, суглинка тяжелого алевритового и суглинка легкого алевритового. Минеральный состав осадков характеризуется преобладанием (до 76%) аллотигенных минералов. Высокие содержания Ca и Mg в ряде интервалов разреза колонки коррелируют с находками аутигенных кристаллов карбонатных и сульфатных минералов в связи с положением озера Кандрыкуль в эрозионно-карстовом понижении среди осадочных отложений с высокой долей сульфатно-карбонатных пород. Выявлено, что вариации минеральных и геохимических индикаторов соотношения аллотигенной и аутигенной компонент отражают климатическую периодизацию голоцена, включая наиболее выраженные интервалы аридизации климата ~6000–5100 к.л.н. и ~2000–1000 к.л.н.

Впервые радиоизотопным методом U–Pb LA-ICP-MS датированы цирконы из тонких прослоев вулканического пепла, содержащихся в высокоуглеродистых породах доманиковой фации (нефтематеринские отложения) пограничного интервала девонской и каменноугольной систем. Материал происходит из керна двух скважин, расположенных в осевой и бортовой зонах Камско-Кинельской системы прогибов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. В осевой зоне основание конодонтовой зоны Siphonodella quadruplicata имеет конкордантный U-Pb возраст 357.6 ± 1.7 млн лет. В бортовой зоне верхняя часть зоны Palmatolepis gracilis expansa имеет конкордантный U–Pb возраст 360.0 ± 1.2 млн лет. Полученные датировки соответствуют, в пределах погрешности анализа, современной хроностратиграфической конодонтовой шкале и позволяют уточнить начало Хангенбергского события в пределах изученного бассейна.