«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. 

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.

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.