Критерии нефтегазоносности осадочного бассейна – это признаки, которые характеризуют работу углеводородной системы как геологической единицы. Критерии могут быть базовыми и дополнительными. К первым относятся те, без которых невозможна работа углеводородной системы и, как следствие, формирование месторождения. Вторые характеризуют свойства базовых критериев качественно и количественно. Свойства всех базовых критериев упорядочены по генезису и сведены в систему, которая позволяет достаточно быстро и точно установить связь между ними и классифицировать их. Система может быть использована не только для выбора количественных параметров при построении моделей разного масштаба, но и для автоматизированного использования в производственных целях геологоразведочных работ (ГРР). При этом классификацию базовых критериев нефтегазоносности можно использовать на всех этапах ГРР. На начальных региональном и поисково-оценочном этапах, когда с низкой долей вероятности можно судить лишь о типе осадочного бассейна и обстановках осадконакопления, можно спрогнозировать свойства нефтегазоматеринских толщ, пород-коллекторов, типы ловушек и флюидоупоров. При наличии всех статических базовых критериев можно моделировать процесс формирования залежей углеводородов, включая генерацию, миграцию, аккумуляцию и последующие постаккумуляционные процессы. Если же месторождение находится на стадии разведки или разработки, то классификации помогут верифицировать геологические и гидродинамические модели с учетом привязки к региональному и зональному планам и правильно идентифицировать геологические особенности изучаемого объекта и выбрать геологические аналоги осваиваемого участка недр.

В условиях современной тенденции, ориентированной на низкоуглеродную энергетику, актуальной проблемой становится утилизация углекислого газа. Подземное размещение углекислого газа признано ключевой технологией сокращения выбросов углекислого газа в атмосферу и является важной частью проектов по улавливанию и размещению диоксида углерода (CCS). Множество проектов по размещению углекислого газа осуществляется по всему миру, но каждый проект имеет свою индивидуальность. В статье дан обзор различных типов геологических резервуаров и особенностей размещения углекислого газа в них, а также отмечены некоторые проекты по хранению, захоронению и утилизации углекислого газа. Выбор природного резервуара, разработка технологии его идентификации и критерии обоснования имеют ключевое значение для экологически стабильного размещения углекислого газа.

Представлен обзор возможных трансформаций логистических схем вывоза добываемого в Арктической зоне Российской Федерации минерального сырья. Рассмотрена сложившаяся система транспортировки минерального сырья морским, железнодорожным, внутренним водным, автомобильным и авиационным транспортом. Дана характеристика минерально-сырьевых центров, формирующих грузовую базу арктической транспортной системы; приведена их типизация по видам транспорта вывоза продукции. Рассмотрено изменение логистических схем в связи с выходами на новые рынки в изменившихся геополитических условиях. Необходимость изменений не касается железнодорожного, внутреннего водного, автомобильного и авиационного транспорта, обеспечивающих в основном внутренние перевозки. Кардинальные изменения затрагивают трубопроводный и морской транспорт. Сделан вывод о необходимости создания производств сжиженного природного газа в точках выхода на побережье малоледовитых морей магистральных газопроводов с целью монетизации трубопроводного газа и расширении пропускной способности магистральных нефтепроводов, подходящих к припортовым нефтеналивным терминалам Балтийского и Черного морей. Отмечено ухудшение условий поставки на азиатские рынки нефтеналива морским путем в связи с ростом продолжительности круговых рейсов и стоимости фрахта танкеров. Кроме того, поставлена под сомнение возможность роста грузопотока нефтеналива на азиатский рынок по Севморпути в связи с недостаточностью грузового флота высокого дедвейта и требуемых арктических ледовых классов. Обосновано предложение о необходимости пересмотра документов стратегического планирования, принятых в иных политических и экономических условиях, исходя из сложившихся реалий.

Геологическое строение западной части Арктического шельфа Российской Федерации до сих пор недостаточно изучено в силу отсутствия глубокого бурения и низкой степени изученности осадочного чехла, а перспективы ее нефтегазоносности остаются неясными. Одной из ключевых проблем в оценке перспектив нефтегазоносности Северо-Карского бассейна и сопредельной с ним Северо-Баренцевской впадины является отсутствие доказанной стратиграфической модели осадочного чехла.
В статье представлена модель строения осадочного чехла северной части Баренцево-Карского региона на основе анализа региональных сейсмических данных и сопоставления с разрезами архипелагов и сопредельной суши. Строение архипелагов определяется тектоническими событиями и перестройками, которые также отразились и в строении осадочных бассейнов акватории. В строении северного сектора Баренцево-Карского региона можно выделить три крупные структуры: Северо-Баренцевскую впадину, Восточно-Баренцевскую зону ступеней и Северо-Карскую впадину. Восточно-Баренцевская зона ступеней в рифейско-реннепалеозойское время представляла собой поднятие, сформированное в период байкальской складчатости и разделявшее на протяжении первой половины палеозоя Северо-Баренцевскую и Северо-Карскую впадины. Северо-Карская впадина заложилась, вероятно, в рифее и испытывала наибольшее прогибание в раннем палеозое, в то время как разрез Северо-Баренцевской впадины сложен мощной толщей верхнепалеозойско-мезозойских отложений. В пермско-триасовое время западный склон Восточно-Баренцевского поднятия был вовлечен в интенсивное погружение и была сформирована зона ступеней, а нижнепалеозойские комплексы были погребены под мощным пермско-триасовым комплексом отложений.
В осадочном чехле северной части Баренцево-Карского шельфа можно выделить четыре перспективных НГК: доверхнедевонский, верхнедевонско-нижнекаменноугольный, пермско-триасовый и юрско-меловой. Отложения доверхнедевонского перспективного НГК в пределах изучаемой акватории выделяются только в Северо-Карской впадине, а углеводородные системы в его пределах могут быть аналогичны тем, которые описаны для нефтегазоносных бассейнов окраин древних платформ.

В настоящее время на территории Крыма расположено 36 месторождений углеводородов: 12 месторождений природного газа, 9 – нефти, 4 – нефтегазовых, 2 – нефтегазоконденсатных и 9 – газового конденсата. Несмотря на то, что многие месторождения являются небольшими по запасам углеводородов и некоторые из них уже разрабатывались, необходимо пересмотреть их потенциал и оценить возможность ввода в эксплуатацию. Во второй половине XX в. комплексные поисково-разведочные работы были практически полностью прекращены из-за выявленных незначительных запасов углеводородов на разбуренных структурах. Применение современных технологий и подходов позволит открыть новые ресурсы углеводородов, которые остаются неразведанными, особенно в нижних стратиграфических комплексах. Большая часть ловушек мезозойско-кайнозойского разреза связана с различными разломными нарушениями, которые затрудняют открытие крупных залежей. Проведенное бассейновое моделирование показало потенциал и недостаточный учет вклада более глубоких пермско-триасовых и юрских толщ в формирование современных скоплений углеводородов. Правильная постановка геологоразведочных задач и проведение современных региональных и в последующем локальных сейсморазведочных работ значительно повысят возможности открытия новых месторождений углеводородов.

Основанием большинства классификаций коллекторов, флюидоупоров или нефтегазоматеринских толщ (НГМТ) выступает способность породы генерировать, вмещать или сохранять углеводороды и удерживать их, при этом не всегда учитывается генезис отложений. В статье представлена схема ранжирования континентальных, прибрежно-морских и морских обстановок осадконакопления, определяющих генезис и свойства НГМТ, коллекторов, флюидоупоров и литологически экранированных ловушек – базовых критериев нефтегазоносности осадочного бассейна.
В каждой среде осадконакопления формируются породы, которые впоследствии могут выполнять функции НГМТ, коллекторов и флюидоупоров. Но их строение, состав и область распространения будут отличаться между собой в зависимости от среды и обстановок осадконакопления. Формируется сочетание элементов углеводородной системы, соответствующее среде осадконакопления и характерное для бассейнов разного типа. Континентальные обстановки благоприятны для формирования коллекторов и локальных флюидоупоров, в то время как накопление НГМТ ограничено озерными, пойменными и болотными фациями. Прибрежно-морская среда благоприятна для формирования всех базовых критериев нефтегазоносности, а трансгрессивно-регрессивная цикличность определяет переслаивание в разрезе НГМТ, коллекторов и флюидоупоров. Морская среда осадконакопления наиболее благоприятна для накопления региональных флюидоупоров и НГМТ, в том числе и высокоуглеродистых формаций.
Предлагаемая схема ранжирования обстановок осадконакопления и генетически связанных с ними базовых критериев нефтегазоносности может быть использована в системном анализе при поиске аналогов элементов углеводородной системы в осадочных комплексах, сформировавшихся в сходных обстановках осадконакопления.

В статье рассмотрены палеогеографические условия осадконакопления хадумского горизонта Предкавказья и их влияние на распределение концентраций и типов органического вещества (ОВ), а также на качество коллекторов с целью выявления генерационного потенциала разнофациальных толщ и локализации участков с наибольшими концентрациями ОВ разных типов для раздельного прогноза нефтегазоносности. Показано, что большие перспективы Западного и Центрального Предкавказья, где для хадумского горизонта характерны террагенный и частично переходный типы ОВ, связаны с фациями Сарпинско-Армавирского канала стоковых течений из Волго-Донского бассейна, а также с конусами выноса обломочного материала на северном склоне бассейна. В Восточном Предкавказье же широкие перспективы для освоения имеют нетрадиционные глинистые коллекторы, содержащие преимущественно аквагенный тип ОВ и заключенные между мощными флюидоупорами, как перекрывающими, так и подстилающими черные сланцы хадумского горизонта.

На формирование фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов викуловской свиты Красноленинского месторождения оказали влияние как седиментологические факторы, так и вторичные процессы литогенеза. К первым относятся условия осадконакопления отложений викуловской свиты, которые на начальных этапах ее формирования контролировались развитием системы врезанных речных долин, этапы заполнения которых, как и их состав, имеют свои особенности. В результате сформированы различные генетические типы отложений. Формирование верхней части викуловской свиты происходило в мелководно-морской обстановке в условиях штормового и волнового мелководья, что отразилось на тонкослоистом строении природного резервуара пластов ВК₁ –ВК₃ . В разрезах ряда скважин также отмечены плотные прослои, формирование которых связано как с седиментационными, так и с наложенными процессами в литогенезе, в том числе с формированием залежи углеводородов.

В статье рассмотрены строение и условия формирования доманикоидной высокоуглеродистой формация (ВУФ) в пределах центральной и юго-восточной частей Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна. Результаты проведенного анализа строения, условий формирования и нефтегазоносности доманикоидных отложений являются продолжением цикла исследований доманикоидной ВУФ в пределах Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна, включающего обобщение ранее полученных авторами данных по отдельным регионам и направлениям. Региональная геологическая модель формирования доманикоидного комплекса создана по результатам сейсмостратиграфического и циклостратиграфического анализов. В строении среднефранско-турнейского доманикоидных отложений выделены три области, отличающиеся по составу, строению, мощности и условиям формирования: карбонатная платформа, внутришельфовая впадина и ее склоны. Выявленная цикличность в строении изучаемого комплекса показала, что разрез состоит из четырех крупных циклитов второго порядка, накопление которых происходило на этапе изменения относительного уровня моря. По вещественному составу отложений в пределах каждого крупного циклита выделены различные обстановки осадконакопления и характерные для них толщи, объединяющие литологические пачки. Геохимические и петрофизические исследования пород доманикоидной ВУФ позволили оценить потенциал нефтегазоносности, выделить интервалы, содержащие наибольшее количество органического вещества, и интервалы пород-коллекторов в разрезе изучаемых отложений.

Приведено современное представление о геологическом строении залежей нефти Нижнечутинского месторождения. Уникальность месторождения заключается в небольших глубинах залегания продуктивных отложений. Этаж нефтеносности составляет 100 м. Небольшие глубины продуктивных пластов обусловили низкую пластовую температуру и давление. В таких условиях нефть малоподвижная, характеризуется повышенной вязкостью, а растворенный газ практически отсутствует. Особенности формирования осадочного чехла в районе месторождения предопределили блоковое строение, при этом породы продуктивного горизонта характеризуются сложной системой вертикальных трещин, которая в значительной мере осложняет процесс нефтеизвлечения. Отличительной особенностью изучаемого разреза месторождения является наличие эффузивных пород, подстилающих основную продуктивную толщу и перекрывающих нижний продуктивных пласт.
В статье систематизированы результаты пробной эксплуатации месторождения, которая выявила ряд осложняющих факторов, что связывается в первую очередь с уникальностью геологического строения изучаемых отложений. Несмотря на солидную историю изучения Нижнечутинского месторождения, которая насчитывает почти 300 лет, учитывая ничтожную глубину залегания продуктивных отложений, добыча нефти на этом месторождении до сих остается непростой задачей.

Основой решения практически всех геологических задач являются модели, представляющие собой отражение строения месторождений. Это предъявляет высокие требования к детальности и точности моделей.
Одним из наиболее важных параметров при подсчете запасов углеводородов является коэффициент нефтенасыщенности, определяемый в большинстве случаев с помощью электрической модели по методике Дахнова – Арчи. Несмотря на широкое применение этой методики, она имеет ряд существенных ограничений. Альтернативным способом оценки нефтенасыщенности в подобных ситуациях является использование капиллярной модели, построенной по данным капилляриметрических исследований керна.
В основе капиллярной модели лежит непрерывная многомерная функция зависимости коэффициента водонасыщенности от высоты над зеркалом чистой воды, пористости и проницаемости. Корректно построенная капиллярная модель достоверно описывает геологическую модель залежи с учетом информации о водонасыщенности коллекторов по высоте структуры, об уровнях флюидальных контактов и о плотностях флюидов, а также о поверхностных и фильтрационно-емкостных свойствах коллекторов.

В настоящее время не существует единого мнения о роли различных нефтегазоматеринских толщ (НГМТ) в формировании Красноленинского месторождения. Основная верхнеюрско-раннемеловая НГМТ Западной Сибири представлена на Красноленинском своде тутлеймской свитой (J_3tt–K_1v). Кроме нее нефтегазоматеринские прослои также расположены во фроловской (K_1v–K_1a), абалакской (J_2cl–J_3km), тюменской (J_2a-b), шеркалинской (J₁ ) свитах и, возможно, в доюрских отложениях. В работе определены источники нефти Красноленинского месторождения путем сопоставления нефтей с НГМТ и установлены условия формирования состава нефти. На основе обзора известных геохимических параметров и результатов статистического анализа предложены новые молекулярные параметры определения типа и зрелости органического вещества (ОВ). Сделано предположение о вторичном преобразовании нефтей викуловской свиты Каменной вершины, которое связано с миграцией углеводородов (УВ) из свиты в вышележащие отложения или на дневную поверхность в прошлом. Показано, что нефти викуловской свиты Каменной вершины образовались из НГМТ, находящейся во время генерации УВ на градации МК₂ , а нефти юрских и доюрских отложений – конец МК₂ – начало МК₃ . Установлено аквагенное происхождение исходного ОВ нефтей Каменной вершины, пород тутлеймской и части пород тюменской НГМТ. По критериям типа и зрелости источник нефтей Каменной вершины определить не удается, поэтому для проведения корреляции нефть – НГМТ выявлены генетические признаки различия аквагенного ОВ тюменской и тутлеймской свит. Эти признаки позволили оценить источник нефтей разных частей Красноленинского месторождения: для Каменной вершины – тутлеймская свита, для Талинской площади – тюменская свита, для Ем-Еговской площади – тюменская и тутлеймская свиты. Оценка вклада шеркалинской и абалакской НГМТ в формирование скоплений УВ выходит за рамки текущей работы.

Сравнительное исследование Предуралья в пределах Тимано-Печорского и Волго-Уральского бассейнов показывает значительные различия между ними в строении и нефтегазоносности. Эти различия во многом определялись геодинамическими условиями их развития. В Тимано-Печорском бассейне был реализован классический сценарий формирования бассейна континентальной окраины, позднее трансформированный в краевой прогиб. Осадочный чехол этого бассейна включает только фанерозойские отложения. Основной нефтематеринской породой являются доманиковые битуминозные сланцы, развитые преимущественно в его восточной предуральской части. Они обеспечили накопление нефти в пределах большей части Тимано-Печорского бассейна. В ВолгоУральском бассейне осадочный чехол включает отложения рифейского и палеозойского перикратонных прогибов, при этом толщина первого значительно больше. В условиях столкновения уральской окраины с Магнитогорской дугой в среднем девоне – фране рифейский прогиб в Южном Предуралье испытал структурную инверсию. Она сопровождалась утолщением рифейского комплекса за счет реактивации существовавших докембрийских деформаций и региональным подъемом в Южном Предуралье, в результате чего зона доманиковых прогибов сместилась во внутренние районы Волго-Уральского бассейна. Из-за регионального подъема, связанного с инверсией рифейского бассейна, доманиковые отложения на большой части Южного Предуралья остались термически незрелыми. Предполагается, что аномальная концентрация нефти палеозойских отложениях юговосточных районов Волго-Уральского бассейна была в значительной степени обеспечена миграцией нефти из многокилометровых рифейских толщ Южного Предуралья.

Тонштейны – твердые преимущественно каолинитовые глинистые прослои – широко распространены в углях Кузнецкого бассейна и содержат идиоморфные зерна циркона магматического генезиса, в количестве, достаточном для проведения урано-свинцового (U-Pb) датирования. Радиометрические датировки цирконов, отобранных из тонштейнов угольного пласта 78 тайлуганской свиты, впервые проведены двумя методами: методом масс-спектрометрии с индуктивно-связанной плазмой и лазерной абляцией (LA-ICP-MS) и методом термической ионизационной масс-спектрометрии с изотопным разбавлением и химической абразией (CA-ID‑TIMS). Полученные с помощью CA-ID-TIMS датировки равны 257,0 ± 1,3 и 256,6 ± 0,4 млн лет и определяют возраст нижней границы тайлуганской свиты и тайлуганского горизонта в 257,0 млн лет. Продолжительность тайлуганского горизонта оценена в 4,22 млн лет. Результаты датирования дают возможность напрямую сопоставить тайлуганский горизонт Кузбасса с верхней половиной вучапинского яруса и с большей частью чансинского яруса Международной хроностратиграфической шкалы.
Скорость накопления суммарных осадков тайлуганской свиты, рассчитанная без учета коэффициента уплотнения, составляет около 0,13–0,18 мм/год, а скорость накопления угля – 0,024 мм/год. Такие значения сопоставимы со скоростями накопления позднепалеозойских угленосных толщ Донбасса и западной Австралии. Скорость накопления торфа в тайлуганское время, рассчитанная при значении коэффициента уплотнения, принятом 10:1, составила 0,24 мм/год. Это значение сопоставимо со скоростями накопления торфа в голоценовых болотах Сибири и Европейской России.
Нахождение тонштейнов в угольных пластах тайлуганской свиты позволяет предположить, что верхняя поверхность торфа в момент его накопления располагалась ниже уровня воды, служившей защитным экраном для тонких вулканических осадков, предохраняя их от уничтожения.
Комплексы макрофлоры, остракод, конхострак и двустворок существенно изменяются по разрезу тайлуганской свиты; это дает возможность обосновать в Кузбассе стратиграфический уровень, отвечающий границе между вучапинским и чансинским ярусами.

На примере нефтяной залежи в верейских отложениях одного из месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции выделены литотипы, различающиеся структурой пустотного пространства. На образцах керна для различных литотипов проведены эксперименты с изменением напряженного состояния пород в условиях объемного (псевдотрехосного) сжатия. Создаваемое в экспериментах давление отождествлено с развитием процессов на удалении от эпицентра появления трещин гидроразрыва. До и после нагружения образцы керна исследованы методами неразрушающего контроля. Изучение структуры образцов стандартными и томографическими методами не позволило установить существенных изменений при нагружении образцов, но было отмечено некоторое увеличение проницаемости пород. С учетом этого дальнейшее изучение образцов проведено с помощью электронной микроскопии, что позволило получить количественную информацию об изменениях пустотного пространства, невидимых при обычной рентгеновской томографии. Установлено, что как для потенциальных коллекторов, так и для непроницаемых пород происходит увеличение протяженности и раскрытости естественных трещин, что может рассматриваться как формирование дополнительных эффективных каналов фильтрации флюидов.

Коэффициент вытеснения и остаточная нефтенасыщенность являются важнейшими характеристиками, определяющими извлекаемые запасы и эффективность процесса заводнения. Основной объем информации об этих параметрах предоставляют лабораторные исследования керна. Специализированные комплексные промысловые и геофизические исследования позволяют оценить те же характеристики на скважине непосредственно в пластовых условиях, исключив влияние масштабного эффекта и техногенное воздействие при отборе и подготовке керна. Представлены результаты промыслового эксперимента по оценке коэффициента вытеснения и остаточной нефтенасыщенности на скважине, дренирующей терригенные отложения девона на одной из площадей Ромашкинского месторождения. Полученные результаты сопоставлены с обобщенными зависимостями, построенными по керновым данным. Отмечено существенное влияние масштабного эффекта (эффекта кратности промывки) на оцениваемые параметры, что указывает на необходимость дополнения лабораторных экспериментов специализированными скважинными исследованиями.

Выполнен анализ устойчивости крепи для двух нефтедобывающих скважин при вторичном вскрытии продуктивных пластов методом кумулятивной перфорации. При проведении исследований использованы данные прямых замеров давлений в скважине на разном удалении от кабельного наконечника перфорационного устройства в момент детонации, которые превышали 50 МПа. Значения давлений аппроксимировались вдоль ствола скважины с помощью степенной зависимости. Для достоверного прогноза напряженно-деформированного состояния околоскважинной зоны интервала перфорации применялся программный комплекс ANSYS. Для определения поля напряжений строилась осесимметричная конечно-элементная схема, высота модели вдоль ствола скважины составила 39 м. При моделировании учитывалось, что геолого-физические свойства моделируемых пластов зависят от глубины залегания и пластового давления. Упруго-прочностные свойства формируемого тампонажного камня были определены в ходе лабораторных экспериментов для различных рецептур тампонажных растворов. По результатам моделирования определены области разрушения и запас прочности тампонажного камня, а также величины радиальных перемещений эксплуатационной колонны в интервале перфорации. Разработанные модель околоскважинной зоны и методические подходы могут быть использованы в дальнейшем при выборе оптимальных упруго-прочностных свойств тампонажного камня, перфорационных устройств и технологических параметров прострелочно-взрывных работ.

В статье показаны результаты глубинных исследований вдоль профиля п. Нижняя Облуковина – г. Андриановка, пересекающего северную часть Камчатского срединного массива. Построена геолого-геофизическая модель строения земной коры и верхней мантии, где представлена структурная позиция исследуемого объекта и высказано предположение о его происхождении. В модели выделен фрагмент палеосубдукции (слэба), который являлся частью наиболее древней конвергентной границы на западе Камчатки. Завершающий этап блокирования субдукции и ее смещение в раннем эоцене на восток на расстояние ~ 60 км связан с вхождением в аккреционный комплекс террейна в виде островодужной пластины мощностью 6–9 км. На участке максимального перегиба последующего слэба сформировалась зона растяжения – рифтогенная зона, по которой происходил подъем мантийного материала и высокотемпературного флюида. Примерно 52 млн лет назад происходили процессы метаморфизма, очагового выплавления и внедрения гранитов в верхние слои коры, вследствие чего в восточной части пластины и ее флангах образовался гранитоидный массив с плотностью пород 2,58 г/см³ , что значительно ниже показателей плотности окружающей среды. Дефицит плотности привел к нарушению изостатического равновесия и, как следствие, к подъему в этой части структуры. Наиболее интенсивный подъем произошел в конце олигоцена, в результате чего сформировался выступ, которому рекомендовано дать название «СрединноКамчатский выступ» вместо укоренившегося «Камчатский срединный массив». Выявлена генетическая связь Шанучского рудного района с особенностями глубинного строения литосферы. Результаты исследований говорят о скрытом (погребённом) распространении островодужной пластины за пределы закартированных выходов метаморфид. Интрузии основного состава, перспективные на сульфидные медно-никелевые руды, расположены в краевых частях выступа.