Одним из направлений развития сырьевой базы углеводородов является изучение и освоение доюрского нефтегазоносного комплекса Западной Сибири. Ставится проблема определения источника углеводородов (УВ) палеозойских залежей. В работе решается задача моделирования и оценки роли палеозойско-мезозойских очагов генерации УВ в формировании залежей «палеозойской» нефти в разрезе Останинского нефтегазоконденсатного месторождения (Томская область). В формировании нефтегазоносности доюрского фундамента участвуют два резервуара: коры выветривания и кровли коренного палеозоя. Первый сформировался в период 213–208 млн лет назад, а второй генетически обусловлен эпигенетическими процессами в коре выветривания. В качестве предполагаемых источников углеводородов для резервуаров коры выветривания и коренного палеозоя рассматриваются потенциально материнские свиты – породы доманикоидного типа в фундаменте – ларинскя S₁ lr, мирная D₁ mr, чузикская D₂ cz, чагинская D₃ cg свиты, а также тюменская J_1-2tm и баженовская J₃ bg в осадочном чехле.
Для выполнения совместного палеотемпературного моделирования осадочных бассейнов «современного» юрско-мелового и палеозойских «палеобассейнов» выбрана скважина Останинская 438Р, что обусловлено наличием измеренных температур как в юрских интервалах разреза, так и в доюрских образованиях, а также притоков в скважину флюида из доюрских горизонтов. На первом шаге получено решение обратной задачи геотермии с использованием пластовых температур и измерений отражательной способности витринита из мезозойских отложений – определена плотность глубинного теплового потока из основания осадочного разреза, характеризующаяся квазипостоянным значением с юрского и до настоящего времени. Вторым шагом решена обратная задача с использованием измерений отражательной способности витринита из палеозойских отложений. В результате получено значение теплового потока на ключевые моменты геодинамической истории разреза, начиная с силура. Решением прямых задач геотермии с заданным тепловым потоком восстановлена структурно-тектоническая и термическая история четырех палеозойских потенциально нефтематеринских свит, а также юрских – баженовской и тюменской. Рассмотрены дискуссионные аспекты модели теплопереноса в разрезе Останинского месторождения.
Установлено, что сингенетичными (по времени генерации, аккумуляции и сохранности) для резервуаров коры выветривания и палеозоя являются тюменский и баженовский источники нефти, с наибольшей вероятностью, баженовский. Роль чагинского источника газа оценена как незначительная.

В настоящей работе представлены два экспрессных метода. Первый метод – гамма-спектроскопический с высоким разрешением на основе германиевого детектора, второй метод – ИК-спектроскопический. Применяемый комплекс методов позволяет: определять источники поступления урана и тория; выявлять ритмы накопления урана, связанные с событиями регионального характера; выявлять области с повышенным содержанием урана, обусловленные влиянием локальных источников (разломов, гидротерм и др.); определять количество аутигенного урана в составе общего урана; определять степень преобразованности органического вещества в сланцах без их предварительной деминерализации. Для выявления уровней повышенной интенсивности урана в высокоуглеродистых толщах предложен комплекс показателей, в который входят как применяющиеся показатели в практике геологических работ, так и новые показатели.
Новые показатели апробированы на коллекции реперных образцов сланцев. Для них установлены значения, характеризующие процессы накопления урана и его выноса. На примере Ухтинского района по предложенным показателям проинтерпретированы разрезы от венд-рифея до доманика включительно.
Проведенные работы показали возможность сопоставления расчетных гамма-спектроскопических данных с данными других методов. Это открывает более широкую перспективу для применения экспрессного неразрушающего гамма-спектроскопического метода для выявления уровней с повышенным содержанием урана в сланцах, к которым приурочены также рудогенные концентрации ряда металлов.

Проведены дополнительные углубленные исследования по оценке перспектив нефтегазоносности глубокозалегающих юрских и доюрских отложений северных территорий Западной Сибири. Как и в ранее проводимых работах, использована геолого-математическая программа «Выбор». На основе впервые построенной серии модельных карт с вероятностными значениями информативных геохимических и геологических парамеров осуществлен выбор наиболее перспективных как локальных, так и региональных объектов.
Отмечено изменение с глубиной строения ловушек в сторону значительного усложнения. Как правило, от меловых отложений к юрским и палеозойским тип ловушки от преобладающего антиклинального (в меловых) изменяется на значительно более сложный комбинированный, что требует специальных подходов (и новых технологий) к опоискованию и разведке таких объектов. Анализ исследований, основанных в основном на сейсмических материалах, свидетельствует о достаточно высоком этаже нефтегазоносности как палеозойских и триасовых отложений, имеющих платформенный облик и большие мощности, так и образований фундамента. В связи с этим, нетрадиционные комбинированные ловушки глубокозалегающих отложений севера Западной Сибири представляют значительный интерес с точки зрения прироста ресурсов и запасов нефти и газа.

Рассмотрены основные черты геохимии индивидуальных ароматических соединений (фенантренов, дибензотиофенов, моно- и триароматических стероидов) в битумоидах, экстрагированных хлороформом из открытого (из образцов регулярной формы и грубого дробления (≥0,5 см)) и закрытого (из образцов мелкого дробления (0,25 мм)) порового пространства пород баженовской свиты. Различия в распределении ароматических соединений органического вещества баженовской свиты на севере Хантейской гемиантеклизы (Сургутский район, Ханты-Мансийский автономный округ, Западная Сибирь) связаны, главным образом, со степенью его катагенетической преобразованности. Установлено, что степень преобразованности аквагенного органического вещества баженовской свиты на территории исследования уменьшается в юго-западном направлении. Показано, что наиболее чувствительны к вариациям зрелости органического вещества в пределах одной градации катагенеза параметры: CPI, Ts/Tm, 1/K_i ((н-С₁₇+н-С₁₈)/(Pr+Ph)), MDR (4-МДБТ/1-МДБТ), ДБТИ ((2+3-MДБТ)/ДБТ) и ТАСИ (ТАС I/(TAC I+TAС II)). Замечена отчетливая тенденция к снижению и выравниванию значений некоторых показателей (ФИ, MPI, PP-1, MDR, ДБТИ и др.) в битумоидах закрытых пор по сравнению с битумоидами из открытого порового пространства, что, по-видимому, связано с удалением наиболее преобразованной, легкой и миграционно-способной части органического вещества из породы при извлечении битумоидов открытых пор.

В статье рассмотрены геохимические характеристики пород баженовской и нижнетутлеймской свит в пределах юго-западной части Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, а точнее на территории Карабашской поисковой зоны. Исследования проводились на основе изучения кернового материала разреза 29 скважин в пределах Карабашской зоны методом пиролиза на приборе Rock-Eval 6.
Получены закономерности распределения концентраций органического углерода (С_орг, %) на изученной территории. С помощью картирования данных установлено, что максимум концентрации органики приурочены к южным районам зоны (наиболее погруженным частям палеобассейна). Проведена оценка степени катагенеза (степени зрелости) органического вещества пород баженовского горизонта. Уровень зрелости органического вещества пород свиты, определенный по параметру T_max Rock-Eval, в пределах изучаемой территории растет с юга на север – от градации протокатогенеза ПК3 (по шкале Н.Б. Вассоевича)(Т_max < 430 о С) в районе скважин Верхнетюмская 34, до мезокатагенеза МК2 (Т_max 440–445 о С) в районе Молодежной и Западно-Фроловской площадей. Полученная катагенетическая зональность определила контур границ очага генерации для данной территории. Оценен масштаб генерации для верхнеюрских материнских отложений с учетом их лито-фациального строения.

Несмотря на давнюю историю геолого-поисковых работ и научных исследований в Каспийском регионе, многие вопросы его нефтегазогеологического районирования, включая обоснование границ, входящих в его состав нефтегазоносных провинций (НГП) древних и молодых платформ: Прикаспийской, Предкавказско-Мангышлакской и Северо-Устюртской, остаются дискуссионными. В настоящей работе на примере Прикаспийской НГП рассматриваются проблемы нефтегеологического районирования осадочного чехла древних и молодых платформ. Предложено проводить нефтегазогеологическое районирование этих регионов c учетом типов разрезов земной коры и типов углеводородных систем осадочного чехла, а также типов структур основных нефтегазоносных комплексов. При выделении границ нефтегазоносных провинций определяющее значение имеет тип разреза земной коры, при выделении субпровинций на первом плане находится тип углеводородных систем, а границы нефтегазоносных областей определяются по типам разреза и структур основных нефтегазоносных комплексов.
В Прикаспийской НГП выделены три субпровинции, и дана характеристика их нефтегазоносности. Предлагаемые границы провинции почти совпадают с контурами распространения кунгурской соленосной толщи значительной мощности (сотни метров). По отсутствию четкой структурной границы между углеводородными палеозойскими системами, Прикаспийскую и Волго-Уральскую НГП предлагается рассматривать как единую окраинно-континентальную нефтегазоносную мегапровинцию. Полученные материалы и выводы могут служить в качестве основы при бассейновом моделировании и уточнении прогнозных ресурсов углеводородов.

Изучены скоростные характеристики верхнепротерозой-фанерозойского осадочного чехла АнабароОленекской зоны, в частности, установлен бимодальный характер распределения интервальных скоростей продольных волн. С учетом современных представлений о хроностратиграфии отложений, вскрытых скважинами Чарчыкская-1, Бурская-3410 и Хастахская-930, проведена стратификация отражающих горизонтов и переинтерпретированы временные разрезы прошлых лет. С позиции сейсмостратиграфического и сейсмофациального анализа детально рассмотрены кембрийский, вендский и рифейский интервалы разреза. По результатам проведенных исследований предложены коррективы в существующее стратиграфическое расчленение скважин Бурская-3410 и Чарчыкская-1. Показано многократное увеличение толщины лапарской свиты, подвергшейся предпермской эрозии, в восточном направлении; оконтурены области распространения тюессалинской свиты, нижне-среднекембрийского клиноформного комплекса, а также зоны выходов верхнерифейских свит на предвендскую поверхность размыва. Установлено внутририфейское тектоническое несогласие между куладинской свитой и более древними отложениями.

Баренцевоморский бассейн является наиболее изученным с точки зрения региональной и нефтегазовой геологии на всем Арктическом шельфе Российской Федерации и обладает доказанной газоносностью в российском секторе. Однако по сей день остается много вопросов, связанных с нефтегеологическими критериями поиска новых месторождений нефти и газа. Одним из наиболее важных вопросов является время структурных перестроек. На протяжении мезо-кайнозойской геологической эволюции Баренцевоморский шельф испытывал влияние Предновоземельской области, претерпевшей несколько фаз сжатия в мезозое и кайнозое. Цель исследования – проследить основные структурные перестройки в восточном секторе Баренцева моря и изучить их связь со временем формирования резервуаров и ловушек нефти и газа. База данных региональных сейсмических профилей и результатов глубокого бурения на шельфе, накопленная за последнее десятилетие на кафедре геологии и геохимии горючих ископаемых Московского государственного университета имени М.В. Ломоносова, позволила выделить основные несогласия и сейсмо-стратиграфические комплексы и реконструировать историю погружения и инверсий в мезозойское и кайнозойское время. Структурная перестройка на рубеже триаса и юры привела к формированию крупных инверсионных структур в восточной части Баренцевоморского шельфа, что выражается в резком угловом и стратиграфическом несогласии в верхнетриасовых и нижнеюрских отложениях. В юрский период регионального погружения территории основные поднятия, включая и положительные структуры Новой Земли, были частично затоплены, а на шельфе происходило накопление регионального глинистого флюидоупора и нефтегазоматеринской толщи – верхнеюрских «черных глин». Следующая эпоха сжатия проявилась вторым импульсом роста инверсионных валов в поздней юре-раннем мелу. Кайнозойское воздымание Предновоземельской области и всего Баренцевоморского шельфа привела к значительной эрозии мезозойских отложений, с одной стороны, сформировав современные структурные ловушки, а с другой – значительно уничтожив альбский, некогда, региональный флюидоупор.

В статье приводится описание геологического строения Соколовского и Краснокаменского массивов, расположенных в центральной части Западной подзоны Челябинско-Адамовской зоны Южного Урала. Массивы имеют нижнекаменноугольный возраст и прорывают вулканогенно-осадочные отложения краснокаменской (D₃ kr) и булатовской (S₁ -D₁ bl) толщ. Установлено, что данные интрузии относятся к габбро-сиенитовому комплексу и сложены габброидами (I фаза) и сиенитами, кварцевыми монцонитами, реже монцодиоритами (II фаза). Преобладают породы второй фазы (90–95 %). Габбро относятся к нормальнощелочному ряду натровой серии и близки к толеитовым базитам, образование которых связано с рифтогенными структурами; сиениты соответствуют умереннощелочному ряду с калиево-натриевыем типом щелочности. Доказано, что по своим петрографическим, петрохимическим, геохимическим и металлогеническим особенностям (содержанию TiO₂ , K₂ O, Na₂ O, Rb, Sr, распределению редкоземельных элементов, наличию скарново-магнетивого оруденения) породы рассматриваемых массивов, несомненно, принадлежат к габбро-гранитной формации.
Кристаллизация Соколовской и Краснокаменской интрузий происходила при температуре 880–930 °С в мезоабиссальной зоне на глубине порядка 7–8 км (Р = 2,2–2,4 кбара). На постмагматической стадии параметры преобразования исходно магматических пород составляли соответственно: Т = 730–770 °С, Р = 4,0–4,2 кбара. Принадлежность данных массивов к габбро-гранитной формации позволяет включить их, совместно с Большаковским, Ключевским, Куртмакским и Камбулатовским, в состав Челябинско-Адамовского сегмента южноуральской раннекаменноугольной рифтовой системы.

Изучены химические и минералогические особенности лунного реголита (электронные микроскопы JXA8200 и JSM-5610LV, 400 анализов, 50 BSE изображений, 9 фрагментов послойных проб керна) в местах посадок станций Луна-16, -20, -24 для сравнения обстановок море-континент. Диагностировано 18 минеральных фаз и 12 их разновидностей. Наиболее широко распространены железо-магниевые и кальциевые силикаты: анортит, клинопироксены и оливин. Обсуждаются типоморфные особенности породообразующих минералов в двух типах лунной поверхности. Для отображения составов лунных хромшпинелидов предложена диаграмма в виде развертки треугольной призмы.

Рассматривается модельная задача идентификации поля проницаемости трёхмерного пласта, вскрытого большим числом скважин, в условиях стационарной однофазной фильтрации жидкости. Поле проницаемости определяется в процессе решения обратной коэффициентной задачи по известным значениям забойного давления на скважинах. Алгоритм решения задачи строится так, чтобы сохранялись коэффициенты пропорциональности проницаемости слоёв на скважинах, полученные по результатам геофизических исследований. Исследуется влияние различного вида погрешностей на результаты идентификации.

Проведено лабораторное и численное исследование механизмов, влияющих на структуру и физические свойства околоскважинной зоны добывающей скважины на различных этапах разработки засолоненного пласта с текстурной смачиваемостью. Показано, что для объекта исследования характерно формирование сложнопостроенной околоскважинной зоны, структуру и динамическое изменение свойств которой определяют следующие специфические геолого-технологические эффекты: рассоление пласта, защемление привнесенной воды в поровом пространстве, разуплотнение и деформация наиболее промытых областей, выпадение твердого солевого осадка в момент прорыва высокоминерализованного фронта закачиваемой воды. Синергетическое влияние данных эффектов приводит к формированию сложных, в том числе немонотонных, профилей распределения проницаемости в околоскважинной зоне.

Теоретические вопросы совместного подземного хранения водорода с метаном изучены слабо, а практические примеры единичны. Поэтому крайне важен анализ взаимовлияния водород-метановых смесей и вмещающей геологической среды. В статье представлен материал, позволяющей обосновать наиболее значимые гидрохимические процессы, влияющие на трансформацию флюидоупоров. Для этой цели привлечены результаты собственных экспериментов, а также опубликованные данные по исследованию влияния гидрохимических условий на диффузионные потери водорода, его взаимодействие с породообразующими минералами, органическим веществом и поровыми водами. Дана количественная оценка снижения влагонасыщенности опытных образцов глинистых пород и, как следствие, потерь массового содержания минеральных и органических веществ.
Установлено, что циклическая смена термобарических воздействий приводит к изменению окислительновосстановительных условий в системе «порода ↔ поровые воды» и сопровождается повышением реакционной способности кальция, магния, серы, железа. Рассчитаны индексы насыщенности поровых вод карбонатными и сульфатными солями кальция в условиях их осаждения, растворения и выноса из раствора. Интерпретация экспериментальных данных позволила обосновать наиболее вероятные преобразования в глинистых породахпокрышках, влияющие на их экранирующие возможности. Рекомендовано при проектировании и эксплуатации объектов хранения водород-метановых смесей учитывать многообразие сопутствующих гидрохимических и микробиологических процессов, влияющих на изменение фильтрационных свойств пород-покрышек.