Настоящая статья посвящена изучению геологических особенностей карбонатных продуктивных пластов нефтяных месторождений и выявлению взаимосвязей между фильтрационными и емкостными свойствами коллекторов со сложным строением пустотного пространства. Зависимость проницаемости коллектора от его пористости, называемая петрофизической, используется при решении широкого спектра задач, в том числе при геолого-гидродинамическом моделировании. Сложное строение пустотного пространства карбонатных коллекторов обуславливает неоднозначный вид петрофизической зависимости и, как следствие, недостаточную достоверность основанных на ее применении расчетов. Так, применительно к рассматриваемой в статье залежи, уравнение, связывающее проницаемость и пористость, получено дифференцированно для порового и трещинного типа пустотности коллектора и характеризуется значениями коэффициента детерминации R²=0,81 и R²=0,16 соответственно. Проведение расширенного комплекса лабораторных исследований карбонатных образцов керна одного из месторождений Пермского края, в том числе включающего методы ядерно-магнитного резонанса, сканирующей электронной микроскопии и рентгеновской компьютерной томографии, позволило разработать новые, справедливые для всех типов пустотности зависимости, более тесно связывающие фильтрационную и емкостную характеристики коллектора (коэффициент детерминации R² превышает 0,92). Целесообразность использования разработанных уравнений подтверждена посредством проведения вычислительного эксперимента: применение полученного уравнения позволило улучшить прогностические способности геолого-гидродинамической модели залежи как по дифференциальным, так и интегральным показателям разработки (годовая и накопленная добыча нефти соответственно). Результаты исследования и примененные подходы могут быть использованы при решении задач проектирования и моделирования разработки карбонатных коллекторов для повышения качества адаптации исторических данных в геолого-гидродинамических моделях, а также увеличения степени достоверности выполняемых расчетов за счет более детального учета особенностей строения пустотного пространства горной породы.

В работе представлены результаты изучения ароматических соединений (фенантренов, дибензотиофенов, ароматических стероидов) в битумоидах баженовской свиты Томской области (юго-восток Западной Сибири). Среди соединений фенантренового и дибензотиофенового рядов помимо голоядерных и монометилзамещенных структур идентифицированы их ди- и триметилзамещенные гомологи. Сравнительный анализ относительных концентраций основных групп ароматических соединений, рассчитанных двумя способами (с учетом и без учета ди- и триметилфенантренов и дибензотиофенов), показал их идентичность. Установлено, что основным фактором, контролирующим содержание и распределение ароматических соединений, является степень зрелости органического вещества. Наиболее информативные молекулярные показатели зрелости для органического вещества баженовской свиты низких и средних градаций катагенеза (ПК₃-МК₁²) – отношения 4-МДБТ/1-МДБТ, ТАСИ, ТАС/МАС, а также ТМТГФ/1,7,8-ТМФ. 

Для корректного моделирования фазового поведения флюида и точного учета компонентного состава, долей и свойств присутствующих в пласте фаз при разработке месторождений углеводородов в некоторых случаях необходимо использовать модели неравновесного фазового поведения.

Наблюдаемые при разработке месторождений признаки неравновесного фазового поведения флюидов могут быть связаны с различными факторами. Экспериментально показано, что так называемая термодинамическая неравновесность (когда фазовый переход нельзя считать мгновенным по сравнению с характерным темпом изменения параметров состояния системы) проявляется при ограниченной удельной площади поверхности раздела фаз. «Гидродинамическая неравновесность» (отличие фактической пропорции добываемых фаз от ожидаемой) может возникать при высоких скоростях отбора по той причине, что одна из фаз не успевает сегрегировать и переносится в виде взвеси во второй фазе, без формирования отдельной сплошной среды. Правильная идентификация типа наблюдаемой неравновесности является ключевым фактором при выборе корректной модели.

В статье рассмотрены особенности различных моделей учета неравновесного фазового поведения. Проанализированы примеры их практического применения при различных проявлениях неравновесного фазового поведения и причинах его возникновения. Обсуждается проблема моделирования фильтрации, сопровождающейся неравновесными фазовыми переходами.

Представлено петрофизическое обоснование применения метода отраженных электромагнитных волн (МОЭМВ) для дифференциации геологического разреза по электрическим свойствам, в том числе в целях исследования криолитозоны и изучения внутримерзлотных и подмерзлотных вод. Произведен анализ результатов экспериментальных работ МОЭМВ на территории нефтегазового участка недр на территории Республики Саха (Якутия) в 2023 г., включая исследование полученного распределения интервальной скорости электромагнитного сигнала с глубиной по ряду измерений. Представлен результат обработки данных в виде «виртуальной скважины» – вертикального распределения удельного электрического сопротивления с детальностью 2-5 м по глубине. Достоверность результатов МОЭМВ подтверждается их устойчивым соответствием по всем произведенным измерениям и геологической информации на глубинах не менее 500 м, в частности характеру залегания мерзлых пород и положению водонасыщенных пород. Показаны преимущества МОЭМВ такие как: чувствительность исследуемого параметра (скорости электромагнитного сигнала) к изменению физических свойств горных пород, повышенная детальность и необязательность наличия априорной геолого-геофизической информации для проведения количественной интерпретации данных измерений.

Статья носит обзорный характер, где представлены результаты глубинных геолого-геофизических исследований, выполненных на юге Камчатки и в ближайшей акватории Тихого океана. Приведено описание объемной плотностной модели и ее анализ в комплексе с другими данными. Дополнена информация о структурном положении Толмачёвского активного магматического центра (ТАМЦ) и его происхождении. В результате исследований выявлен мантийный выступ, который имеет замкнутые контуры и образован в Начикинской зоне поперечных дислокаций (НЗПД) не позднее раннего миоцена. Размеры большой и малой осей выступа составляют соответственно ~ 123 и 84 км. В нижней части мантийного выступа, на глубине 35-45 км выделяются локальные участки разуплотнения, отождествляемые с очагами плавления. Причиной образования выступа может быть давление магмы ультраосновного состава из верхней мантии и ее последующее внедрение в нижние слои земной коры. Внедрение происходило по ослабленной зоне, сформированной на начальном этапе сдвиговой дислокации, происходившей в миоцен-плиоценовое время. Дифференциация магмы, поступающая в земную кору из очагов плавления, а также тепловые потоки из этих же источников, образуют участки очагового выплавления и, как следствие, приводят к формированию интрузивного массива средне-среднекислого состава. Периодическое продвижение магмы по ослабленной зоне в районе ТАМЦ сопровождается роем слабых землетрясений. ТАМЦ генетически связан с мантийным выступом и является его составной частью.

Зоны перегиба субдуцирующей океанической литосферы являются участками накопления тектонического напряжения и его периодической разгрузки в виде землетрясений. Наиболее высокая плотность сейсмических событий с магнитудой М ≥ 5 наблюдается в сейсмическом линеаменте, расположенном наиболее близко к береговой линии – в зоне максимального перегиба слэба в интервале глубин ~ 30-50 км.

В настоящее время модели, основанные на применении методов искусственного интеллекта, активно разрабатываются и применяются при решении самых различных задач, в том числе в практике нефтяного инжиниринга. Оценка точности и достоверности разработанных моделей, сводится, как правило, к определению стандартных статистических критериев, при этом не всегда разработчиками используется отдельная валидационная выборка. В настоящей статье приводятся результаты исследования, которые сводятся к многовариантному тестированию модели, основанной на применении методов машинного обучения, ранее разработанной авторами с целью определения динамического пластового давления в зонах отбора нефтедобывающих скважин. Модель характеризуется рядом преимущественных характеристик, в том числе минимальными требованиями к количеству исходных данных, что обуславливает ее актуальность и практическую востребованность. Высокой сходимости расчетных и фактических значений прогнозируемого параметра удалось добиться за счет усложнения модели, что затрудняет ее интерпретацию и не позволяет обоснованно сформулировать условия и критерии практического применения. В качестве объекта исследования выбраны три залежи нефти одного месторождения, с различающимися геолого-физическими условиями. Наличие большого количества фактических определений пластового давления посредством гидродинамических исследований скважин на месторождении позволило провести тестирование модели по самым различным сценариям, для каждого из которых оценивалась и анализировалась ошибка прогноза. В результате подтверждены высокие статистические оценки прогностической способности модели при ретро- и перспективном воспроизведении пластового давления. Установлено, что ошибки прогнозирования стремятся к нулю при наличии большого количества фактических определений величины пластового давления. Однако для проведения вычисления для каждой скважины достаточным является наличие единичного замера за всю историю. Установлено, что резкое изменение дебита скважины также должно сопровождаться фактическим определением пластового давления с занесением полученной величины в модель. В случае отсутствия по отдельным скважинам даже единичного замера пластового давления модель достоверно воспроизводит его величину посредством используемой в алгоритмах процедуры кригинга при наличии замеров по соседним скважинам.

Представлены экспериментальные результаты изучения кривых капиллярного вытеснения при химических методах повышения нефтеотдачи. Проведён анализ теории капиллярного числа и изменений этого параметра при химических методах повышения нефтеотдачи. Проанализированы результаты исследований кривых капиллярного вытеснения и выявлены общие закономерности и особенности поведения этих кривых в различных экспериментальных условиях. Анализ показал, что при изменении смачиваемости пласта, пористости, проницаемости и поровой структуры кривые капиллярного вытеснения изменяются. В изменяющихся пластовых условиях классические кривые капиллярного вытеснения, ранее полученные в ходе базовых экспериментов, не позволяют осуществлять прогноз остаточной нефтенасыщенности, и кроме того, максимальная нефтеотдача не соответствует максимальным значениям капиллярных чисел. В практике разработки нефтяных месторождений, как правило, нет необходимости в использовании высоких концентраций поверхностно-активных веществ для снижения поверхностного натяжения до сверхнизкого уровня. Добавление полимера и щелочи (в соответствующей концентрации) обеспечивает высокое нефтеизвлечение за счёт взаимодействия поверхностно-активных веществ, полимера и щелочи. В настоящее время в Китае технологии ASP заводнения (alkaline-surfactant-polymer flooding - щёлочное заводнение и совместное применение щелочи, ПАВ и полимера) является наиболее эффективным методом повышения нефтеотдачи на заводнённых нефтяных месторождениях и даёт хорошие результаты. Поэтому необходимо исследовать микромеханизмы подвижности и фильтрации остаточной нефти. Исследования кривой капиллярного вытеснения, с учётом структуры коллектора и его базовых фильтрационных характеристик, имеют определяющее значение при разработке нефтяных месторождений Китая, также эти кривые могут быть использованы в мировой практике в качестве основы для повышения нефтеотдачи с помощью третичных методов.

Впервые получена информация о возрасте пород – источников цирконовой кластики для отложений старопетровской свиты венда Волго-Уральского осадочного бассейна. В результате U-Pb (LA-ICP-MS) датирования детритовых цирконов из песчаников старопетровской свиты в скважине Красноусольская, расположенной в Предуральском краевом прогибе, получен широкий временной диапазон возрастов цирконовой кластики: от архея – 3247 млн лет до венда – 577 млн лет. Особенности распределения возрастных популяций цирконов из песчаников старопетровской свиты свидетельствовали о поступлении обломочного материала в Волго-Уральский бассейн преимущественно из местных питающих провинций. Источником наиболее древней (2944–2660 млн лет и 2507–1831 млн лет) популяции цирконов для песчаников старопетровской свиты предполагаются архей-палеопротерозойские образования Тараташского метаморфического комплекса Южного Урала и кристаллические породы фундамента платформы Волго-Уральской области. Для детритовых цирконов с возрастами 1720–1472 млн лет, 1390–1044 и 736–653 млн лет, отвечающим раннему, среднему и завершающему рифею, в качестве потенциальных источников цирконовой кластики рассматриваются имеющие современные изотопные датировки по циркону и бадделеиту интрузивные и вулканогенные образования навышского, машакского и игонинского магматических комплексов рифея Южного Урала и базальты актанышского (скв. 203 Мензелино-Актанышская) и кипчакского (скв. 1 Кипчакская) вулканогенных комплексов Волго-Уральской области. В местных питающих провинциях не установлены источники цирконов с возрастами 964–851 млн лет и 643–603 млн лет, что вероятнее всего связано с недостаточной изотопно-геохронологической изученностью осадочных и магматических комплексов докембрия Восточно-Европейской платформы и её складчатого обрамления. Среди докембрийских образований особое место занимают вендские отложения, к которым в Волго-Уральской области приурочены многочисленные проявления нефти и газа, что делает отложения венда привлекательным объектом на поиски углеводородов.

Скважинные имиджеры являются мощным инструментом для исследования сложнопостроенных коллекторов, предоставляя уникальную информацию о структурных и текстурных особенностях изучаемых пластов, в том числе информацию в масштабе кернового материала. Развитие методов обработки и интерпретации позволяет оптимизировать существующие подходы к оценке имиджей на качественном и количественном уровнях. Они также способствуют повышению эффективности и качества работы с имиджами за счёт новой пообъектной информации. В данной работе предлагается современная методика анализа имиджей, основанная на результатах обработки большого и уникального объёма накопленных данных с применением технологий машинного обучения. Разработанные алгоритмы позволяют автоматизировать процесс предобработки имиджей, а также процесс структурно-текстурной декомпозиции. Применение глубоких нейронных сетей обеспечило выделение целевых объектов с точностью более 90%, а алгоритмы компьютерного зрения позволили получить их количественную характеристику в виде оценки размеров, форм, ориентаций и топологий. Области применения предлагаемой методики включают в себя: седиментологический анализ (в частности обнаружение тонких пропластков); дополнение к программам исследований сплошного и бокового керна; дополнение к программам исследований с помощью пластоиспытателя на кабеле (детальное описание особенностей коллекторов в интервалах, не охарактеризованных керном); дополнительная информация для обработки и интерпретации комплекса геологических и геофизических данных (моделирование пласта с использованием детерминированного подхода, критерии распределения для стохастического моделирования, определение петрофизических параметров с высокой степенью достоверности).

Россия обладает крупнейшей в мире ресурсной базой природного газа. При этом значительная часть запасов газа относится к трудноизвлекаемым (ТРИЗ), а его поставки на рынок (прежде всего, трубопроводным транспортом) в современных условиях связаны с преодолением серьезных препятствий. Поэтому одним из ключевых приоритетов развития отрасли должно стать производство высокотехнологичного газа – газа, добываемого из ТРИЗ и/или поставляемого на рынок в виде сжиженного природного газа (СПГ). Его производство предполагает применение как инновационных технологий, так и новых форм координации участников процессов его производства.

Проекты по производству высокотехнологичного газа (ВТ-газа) могут успешно реализоваться только при снятии ряда ограничений. Особо следует отметить: (1) технологические проблемы, решение которых требует применения новых видов оборудования, материалов и услуг; (2) организационно-экономические проблемы, которые связаны с повышенным уровнем издержек в отдельных звеньях технологических цепочек.

Выполненные авторами оценки показывают, что дополнительные налоговые стимулы при разработке ТРИЗ газа – ачимовских и юрских залежей – позволяют вывести проекты их освоения на требуемый инвесторами уровень рентабельности. При этом налоговые поступления государства будут на уровне доходов, получаемых при добыче аналогичного объема сеноманского газа. Такой эффект связан с включением в состав целевых продуктов газового конденсата. В свою очередь, при реализации СПГ-проектов, даже в случае использования налоговых стимулов, поступления государству не ниже, чем при существующем налогообложении добычи газа и его поставках трубопроводным транспортом. Это обстоятлеьство связано с тем, что СПГ-проекты характеризуются более высокой капитаемкостью и большей гибкостью направлений поставок и последующего использовния сжиженного газа.

Показано, что для увеличения добычи и производства ВТ-газа важную роль играет формирование условий для ускоренного развития смежных отраслей, прежде всего, нефтегазового сервиса и машиностроения, что может быть обеспечено только при тесной кооперации участников этих проектов с использованием механизмов индикативного планирования.

С целью оценки перспектив нефтегазоносности зоны сочленения Сибирской платформы и тектонических структур южной части моря Лаптевых выделены и изучены с применением методов численного моделирования очаги нефтегазогенерации верхнерифейской, вендской, девонской, пермской и верхнеюрской нефтегазоматеринских толщ (НГМТ). Оценено влияние крупных тектонических перестроек, происходивших в регионе во второй половине палеозоя и мезозое, на реализацию генерационного потенциала материнскими толщами. Показано, что все изученные НГМТ, за исключением верхнеюрской, на большей части области их распространения преодолели критический момент до завершения крупных тектонических событий в регионе, что негативно отразилось на формировании углеводородного потенциала района исследования. В результате невысокие перспективы прогнозируются в континентальной части зоны сочленения, где, при наличии флюидоупоров, ожидаются небольшие месторождения в отложениях венда Лено-Анабарского прогиба. Значительный углеводородный потенциал, где целесообразно сосредоточить дальнейшие нефтегазопоисковые исследования, прогнозируется в южной части моря Лаптевых и прилегающего побережья в пределах Анабаро-Хатангской седловины. Основные перспективы этой области связываются с пермскими и мезозойскими отложениями.

Естественная сепарация газа является важным процессом в скважинах, оборудованных установками электроцентробежных насосов (УЭЦН), который влияет на эффективность работы системы «скважина – насос – подъемник». В настоящий момент совокупность знаний о данном процессе требует критического анализа и дальнейшего совершенствования. В статье представлены результаты изучения нестационарных особенностей процесса сепарации пузырьков газа в затрубное пространство в околоприемной области модели скважины с условно-радиальным входом. Проанализированы результаты испытаний на экспериментальном стенде, а также результаты численного моделирования в нестационарном многофазном симуляторе. Эксперименты проведены на экспериментальном стенде с внутренним диаметром модели эксплуатационной колонны 80 мм и внешним диаметром модели приемного модуля 64 мм, с учетом возможности измерения расходов жидкости и газа, а также высокоскоростной видеосъемки процессов, происходящих в околоприемной области модели скважины. Показаны нестационарные особенности течения газожидкостных смесей на основе визуализации движения потока в околоприемной области для модельных смесей «Вода-Воздух» и «Вода-ПАВ-Воздух». Выявлено, что на малых отрезках времени (<1 с) режимы с пробково-эмульсионной структурой потока характеризуются значительной нестационарностью. Результаты численного моделирования указывают на то, что подобное нестационарное поведение может приводить к пульсационной работе скважины и УЭЦН.

На основе критического анализа полученных результатов исследований сформулированы перспективные направления: изучение теоретических основ сепарации в околоприемной области насоса; промысловые и стендовые эксперименты; численное моделирование естественной сепарации газа в затрубное пространство скважины, оборудованной УЭЦН.

В настоящей работе впервые приводятся данные по оценке радиологической опасности природных вод Обь-Зайсанской складчатой области. Выявлено, что на территории исследования развиты пресные и ультрапресные воды с величиной общей минерализации от 127 до 1848 мг/дм³, преимущественно HCO₃ Mg-Ca, HCO₃ Na-Mg-Ca и SO₄-HCO₃ Na-Mg-Ca состава. Геохимическая обстановка как восстановительная, так и окислительная (Eh -332 – +313 мВ), pH 6,1–9,5, содержание растворенного кислорода 0,51–16,59 мг/дм³. Установлено, что наибольший вклад в природную радиоактивность вносят изотопы калий-40 и члены ряда радия (уран-238 и его продукты распада: уран-234, радий-226, радон-222 и др.). Установленная активность калия-40, урана-238, радия-226, радона-222 варьирует в диапазоне от 0 до 85,5, от 0 до 4,3, от 0 до 25,2, от 1 до 1161 Бк/дм³ соответственно. Активность тория-232 на большей части территории исследования не превышает кларковые значения, за исключением вод, приуроченных к западной и северо-западной части Новосибирского гранитоидного массива (пгт. Колывань, с. Скала и сопредельные территории).

Для оценки радиологической опасности природных вод, с использованием активности калия-40, радия-226 и тория-232, были рассчитаны: радиевый эквивалент (Raeq), мощность поглощенной из воздуха дозы (гамма-излучения) (Dγ), годовая эффективная эквивалентная доза (AEDE), индекс опасности внешнего и внутреннего облучения (Hex и Hint), пожизненный риск онкологического заболевания (ELCR). Установлено, что природные воды Обь-Зайсанской складчатой области в целом характеризуются низкими значениями всех радиологических параметров относительно норм, принятых международными организациями, находятся на одном уровне с природными водами Ирака, Намибии, Йемена, Испании, Китая и др. регионов мира и могут быть отнесены к категории безопасных вод для технического использования населением. В то же время использование природных вод для целей питьевого водоснабжения имеет существенные ограничения из-за повышенных и высоких концентраций радона-222, установленных как в зонах распространения гранитных массивов, так и в зонах распространения осадочных отложений.

Природа радиоактивности природных вод Обь-Зайсанской складчатой области и уровень радиологического загрязнения окружающей среды контролируются геологическим строением, за исключением озерных вод около с. Шилово и около завода по производству кирпича в Дзержинском районе г. Новосибирска, где повышенная активность калия-40, вероятно, связана с использованием калийных удобрений в сельском хозяйстве и с использованием карбоната калия в процессе производства кирпича.

Недавние достижения в области машинного обучения позволили автоматически анализировать изображения микротомографии (микро-КТ), способствуя более эффективной идентификации свойств горных пород. Целью данного исследования является прогнозирование экспериментально измеренной открытой пористости пород-коллекторов с использованием изображений микро-КТ стандартных образцов керна. Был собран набор данных из 136 образцов керна, включая 49 образцов песчаника и 87 образцов карбоната. Открытая пористость была экспериментально определена с использованием газового волюметра. Образцы керна (30 ± 1 мм в высоту и диаметр) были отсканированы с помощью микро-КТ с разрешением 34,6–38,0 мкм, что дало 16-битные стеки изображений. Набор данных состоял из 100 232 изображений (64 119 карбоната и 36 113 песчаника). Для маркировки изображений мы ввели контролируемый метод под названием «Сегментация неразрешенных пор с помощью экспериментального эталона» (SUPER), который сегментирует темные воксели для соответствия экспериментально измеренной открытой пористости, адаптируясь к характеристикам каждого образца. Были обучены три модели трансформера со сдвигаемыми окнами (Swin): универсальная модель и специализированные модели для песчаника и карбоната. Модели использовали трансферное обучение с весами ImageNet, за которым последовала тонкая настройка. Тестирование подтвердило, что специализированные модели превзошли универсальную модель. Это подчеркивает, что обучение ансамбля моделей, адаптированных к определенным типам пород, приводит к лучшей производительности, чем одна общая модель для прогнозирования пористости. Основная проблема возникла с песчаниками, особенно мелкозернистыми типами, где мелкие поры сливались из-за ограничений разрешения. Последующая работа должна быть направлена на улучшение разрешения изображений и непосредственное введение детализированных изображений в модель. Метод имеет потенциал применения для полноразмерного керна и ранней оценки пористости в неэкстрагированных стандартных образцах, включая хрупкие коллекторы с нефтью или битумами.

В настоящей работе представлена комплексная методика для выполнения автоматической привязки каротажных кривых к фотографиям полноразмерного керна. Предложенный подход сочетает использование алгоритмов машинного обучения для автоматической литотипизации по фотографиям полноразмерного керна и алгоритма амплитудной модальной инверсии, что позволяет в процессе увязки учитывать информацию об исследуемом разрезе. Привязка к фотографиям керна осуществляется без использования кривой естественной гамма активности образцов или данных лабораторных исследований керна. При выполнении настоящей работы также была проведена валидация разработанного рабочего процесса на терригенных и карбонатных наборах данных (в том числе для случая чистого неглинистого карбонатного разреза) для нейтронного и плотностного каротажа. Анализ результатов обработки данных и их сравнение с результатами лабораторных исследований образцов керна позволили сделать выводы о высокой точности автоматической привязки, которая составила величину размера сглаживающего фильтра: ~60 см для нейтронного и ~80 см для плотностного каротажа. Предложенный инструмент позволяет существенно сократить временные затраты на обработку данных геофизических исследований скважин по сравнению с традиционными подходами, снизить вероятность ошибок, связанных с человеческим фактором, и может служить основой для дальнейших исследований в этой области.

Достоверные данные об относительной проницаемости низкопроницаемых нефтематеринских пород пластов имеют ключевое значение для оптимизации разработки и эксплуатации месторождений за счет повышения точности гидродинамических моделей. Основными трудностями при изучении подобных систем являются ограниченность экспериментальных данных, обусловленная недоступностью кернового материала, а также неприменимость стандартных лабораторных методик из-за ряда свойств изучаемых объектов, таких как низкая пористость и проницаемость, высокое содержание органического вещества, включая кероген.

Исследование влияния таких факторов, как сверхнизкое межфазное натяжение, адсорбция и диффузия, на транспорт флюидов в условиях моделируемого пласта является крайне важным. Однако на сегодняшний день механизмы адсорбции и диффузии углеводородных газов остаются недостаточно изученными в научной литературе.

Цель данного обзора — предоставить всесторонний анализ опубликованных работ по адсорбции и диффузии газа в низкопроницаемых нефтематеринских породах. В рамках данной работы, была проведена оценка влияния различных свойств пород на поведение флюидов в наномасштабных порах и выделены будущие направления для дальнейших исследований. Предложенный обзор способствует улучшению интеграции данных адсорбции и диффузии углеводородных газов в гидродинамических моделях, тем самым повышая точность оценки извлекаемых запасов и снижая экономические риски при разработке труднопостроенных месторождений.