insert into articles (`journal_namber`, `year`, `date`,`titlerus`,`titleeng`, `annatationrus`,`annatationeng`, `author_namber`,`key_wordsrus`,`key_wordseng`,`article`, `pdf`,`literrus`,`litereng`, `headingrus`,`headingeng`, `pages`) values  ('2','2013','2013-7-30 23:52:41','Влияние энергии землятресений на частоту извержений грязевых вулканов	','Influencing of energy of earthquakes on frequency of eruptions of mud volcanoes	','           Оценка влияния энергии землетрясений на частоту извержения грязевых вулканов, особенно в районах, где вулканы находятся в непосредственной близости от населенных пунктов, является актуальной задачей. В условиях, когда попытки статистической оценки такого влияния не дают однозначного ответа, особую важность приобретают модели, отображающие физическую сущность воздействия энергии сейсмических волн на структуру грязевого вулкана. Автором разработана модель такого воздействия, учитывающая изменение времени накопления флюидов, несущих энергию в газовый очаг грязевого вулкана, энергии извержения и периода покоя вулканов в результате воздействия землетрясений. Указано, что наибольшее воздействие энергия сейсмических волн может оказывать на силу трения грязевых масс о стенки жерла вулкана при извержении, снижая тем самым энергию извержения и период покоя вулкана. На основе извержения вулкана Локбатан и землетрясения, магнитудой в 6,3, произошедших в 1935 г. показано, что снижение энергии извержения составило 1,69 %. Отмечено, что для этого вулкана, средний период покоя которого составляет 7–8 лет, такое незначительное изменение силы трения брекчии о стенки его жерла слабо отразится на периоде покоя и величине энергии извержения. Сделаны следующие основные выводы:       • вибрация, вызываемая сейсмическими толчками, воздействует на энергию необходимую для преодоления трения грязевых масс о стенки жерла вулкана, но не сказывается на остальных компонентах энергии его извержения. В случае, когда грязевой вулкан находится близко к эпицентру землетрясения, а само землетрясение бывает мощным, такое воздействие может стать ощутимым, вызывая преждевременное извержение вулканов;      • извержения вулканов произошедшие под влиянием землетрясений характеризуются меньшими энергиями и объемами выброшенной парогазовой смеси;      • выраженной корреляции между извержениями грязевых вулканов и землетрясениями не наблюдается;      • определяющими параметрами оценки воздействия землетрясения на деятельность грязевых вулканов являются магнитуда, частота сейсмических толчков и расстояние от его гипоцентра до вулкана. ','           The appraisal of influencing of energy of earthquakes on frequency of eruptions of mud volcanoes, specially in areas where volcanoes are in immediate proximity from settlements, is an actual problem. In conditions when attempts of a statistical appraisal of such influencing do not produce an unambiguous answer, special relevance is got by the models imaging physical essence of affecting of energy of seismic waves on pattern of a mud volcano. The author elaborates the model of such affecting allowing for delta time of upbuilding of fluids, bearing energy in the gaseous hearth of a mud volcano, energy of eruptions and a dormant period of volcanoes as a result of affecting of earthquakes. It is pointed that energy of seismic waves can render the greatest affecting on friction force of mud masses about walls of a muzzle of a volcano at eruptions, slashing thereby energy of eruptions and a volcano dormant period. On the basis of eruptions of a volcano of Lokbatan and earthquakes, by magnitude in 6,3, events in 1935 it is demonstrated that drop of energy of eruptions has compounded 1,69 %. It is noticed that for this volcano which one mean dormant period compounds 7–8 years, such minor alteration of friction force of breccia about walls of its muzzle was gentle will be mirrored in a dormant period and magnitude of energy of eruptions. Following basic conclusions are drawn:       • The chattering caused by seismic impacts, affects energy indispensable for overcoming of a friction of mud masses about walls of a muzzle of a volcano, but does not affect other reductants of energy of its eruption. In a case when the mud volcano is close to earthquake epicentre, and earthquake happens powerful, such affecting can become notable, causing premature eruptions of volcanoes;      • Eruptions of volcanoes events under the influence of earthquakes are characterised smaller energies and bulks of the thrown out steam-gaseous mixture;      • The expressed correlation between eruptions of mud volcanoes and earthquakes it is not observed;      • Instituting arguments of an appraisal of affecting of earthquake on activity of mud volcanoes are the magnitude, frequency of seismic impacts and spacing interval from its hypocentre to a volcano. ',',129,','грязевые вулканы,вулкан,землетрясение,магнитуда,сейсмические волны','mud volcanoes,a volcano,earthquake,magnitude,seismic waves','Распространенность грязевого вулканизма во многих районах мира, их частая расположенность в зонах с повышенной сейсмической активностью [2, 8, 9] сделало изучение взаимовлияния сейсмоактивности и деятельности грязевых вулканов весьма актуальным [3, 14, 15]. Особенно важным это направление исследований является для Азербайджана, где большое количество грязевых вулканов находятся в нескольких десятках километров от столицы, а все ее окрестности как на суше, так и в море буквально усеяны нефтедобывающими скважинами. При этом наличие развитой инфраструктуры добычи нефти несет двойственную угрозу населению Баку и его пригородов: с одной стороны активная добыча нефти и закачка в нефтесодержащие пласты воды меняет давление на породы, слагающие эти пласты, вызывая скопление в них напряжений, которые со временем разряжаются в виде сейсмических толчков, а с другой стороны мощные землетрясения часто сопровождаются пожарами, что, учитывая горючесть нефти и ее производных может принести немало бед.    Иллюстрацией к вышеописанному может служить землетрясение 2000-го года, когда 2 толчка силой свыше 6 баллов вызвали трещины в некоторых зданиях г. Баку. Эпицентр этого землетрясения находился в море, а основной причиной стало скопление сейсмических напряжений в результате интенсивной добычи нефти в течение длительного промежутка времени [7].    Однако, несмотря на попытки некоторых специалистов провести статистические параллели между частотой извержений грязевых вулканов и землетрясениями [1, 5], происходящими в то же время, прямая зависимость между ними обнаружена не была. Причиной этому может служить недостаточное для такого рода анализа количество фактического материала. Так, на территории Азербайджана за весь XX век и начало XXI века наряду со многими тысячами мелких сейсмических толчков было зарегистрировано лишь несколько более или менее крупных землетрясения. Вместе с тем, на той же территории ежегодно происходит по 2–3 извержения грязевых вулканов. Часть из них сопровождаются излияниями больших объемов грязи, выбросами столбов горящего газа и другими признаками мощного пароксизма. Очевидно, что если и есть связь между деятельностью грязевых вулканов и сейсмоактивностью в районах их скоплений, а также в прилегающих к этим районам зонах, то она глубже и для выяснения характера этой связи необходим детальный анализ процессов подготовки вулканов к извержению.    Как известно, при любом геологическом процессе расходуется определенное количество энергии. Основным источником энергии грязевых вулканов является тепло, накапливаемое парогазовой смесью в его газовом очаге. Все прочие виды энергии (в частности тектоническая) с учетом высокой частоты извержений некоторых вулканов (Локбатан, Шихзагирли и др.) являются второстепенными. Это подтверждается еще и тем, что в районах, где сумма поступающей от фундамента тепловой энергии и тепла, выделяющегося в результате распада радионуклидов в земной коре, значительно превосходит тепло, рассеиваемое с поверхности Земли, при соответствующих геологических условиях располагаются практически все известные грязевые вулканы Азербайджана.    В этих условиях функционирование вулкана напоминает работу своеобразной «тепловой машины», где накапливающаяся в газовом очаге вулкана парогазовая смесь является рабочим телом, а объемы и массы продуктов извержения всех фаз, находясь в строгом соответствии с законами термодинамики, зависят друг от друга.    Автором была разработана модель деятельности грязевого вулкана и подсчитаны количества энергии, метана, пара и грязи, участвующих в процессе его извержения. В качестве типичного наземного вулкана при расчетах был взят вулкан Локтабан, а подводного – Чигил-дениз. Несмотря на некоторые отличия в механизмах извержения наземных и подводных грязевых вулканов при рассмотрении влияния землетрясений на частоту их извержений мы приводим ниже обобщенную модель подготовки к извержению и собственно извержения грязевого вулкана.    • достижение газом, аккумулирующемся в газовом очаге грязевого вулкана максимального давления и связанное с этим начало движения столба жидкой брекчии [6];    • вжимание брекчии через трещины в стенках жерла вулкана обратно в межпластовое пространство;     • разрушение твердой пробки, связанное с достижением давления газа в жерле вулкана величины, равной сумме давлений остаточного столба жидкой брекчии (рис. 1) (после интрудирования ее части обратно в пласты) и давления, необходимого для разрушения твердой пробки (из-за незначительности внутреннего объема жерла вулкана величина этой суммы давлений будет не больше начального гидростатического давления столба жидкой брекчии);    • выброс на дневную поверхность остаточного столба жидкой брекчии и скопившихся под ним газов. Возгорание газа, если это позволяет его PVT – параметры;     • выдавливание из пластов, окружающих жерло вулкана, в жерло вулкана через трещины на стенках жерла новых порций вязко-текучей грязевой массы;     • уменьшение давления газа в газовом очаге грязевого вулкана до величины, когда выдавливающиеся из боковых пластов грязевые массы уже не успевают выноситься на дневную поверхность, что приводит к заполнению ими жерла вулкана и формированию, таким образом, новой пробки. Активная фаза извержения на этом заканчивается.    Рис. 1. Схема извержения наземного грязевого вулкана1 – направление движения грязевых масс перед разрывом пробки; 2 – направление действия силы, с которой газ давит на столб грязевулканической брекчии перед началом извержения; 3 – направление действия силы, с которой газ давит на столб грязевулканической брекчии непосредственно перед разрывом твердой пробки наземного грязевого вулкана; 4 – силы, характеризующие сопротивление твердой пробки вулкана разрушению; 5 – грязевулканическая брекчия        Учитывая вышесказанное, энергия извержения вулкана Ев формируется из следующих составляющих: Етр – энергия, необходимая для преодоления трения грязевых масс о стенки жерла; Ег – энергия, необходимая для преодоления сил гравитации при подъеме столба грязи до поверхности Земли; Ер.пр.– энергия разрушения твердой пробки, возникающей в приповерхностной части жерла вулкана в периоды его покоя. То есть:Ев = Етр + Ег + Ер.пр. (1);    Ввиду того, что величина Ер.пр. по сравнению с другими составляющими Ев невелика, ею в дальнейших построениях можно пренебречь. Однако для разрушения твердой пробки грязевого вулкана требуется большое давление. Наименьшая величина этого давления, вычисленная автором для наземных грязевых вулканов, составила 151 МПа [6].    Характер воздействия землетрясений на частоту извержений грязевых вулканов становится понятнее, если представить себе жерло вулкана, находящегося в покое в виде вертикальной, или наклонной трубы, заполненной вязкой жидкостью с твердой пробкой в верхней части. Так как основными характеристиками воздействия землетрясения на различные объекты являются частота и амплитуда толчков, то его влияние на вулкан может выразиться в случае достаточной мощности и частоты сейсмических колебаний в месте расположения вулкана в разрушении твердой пробки в жерле вулкана и изменении силы трения грязевых масс о стенки жерла. Изменение силы трения часто бывает весьма значительным и в зависимости от указанных характеристик землетрясения может как увеличиваться, так и снижаться.     Иногда мощные высокочастотные колебания приводят к тому, что даже твердые материалы с размером зерен порядка нескольких миллиметров приобретают текучесть жидкости. Это явление привело к серии катастроф сухогрузов в ХХ в. на Ладожском озере. Когда суда с полными зерном трюмами бурными осенними днями пересекали озеро, груз приобретал текучесть и начинал наваливаться то на одну, то на другую стенку корабля, вызывая его раскачивание. В конце концов, корабль опрокидывался. Только после того, как к зерну начали относиться как к жидкости (разделили трюм на отсеки) катастрофы прекратились [10].    С учетом того, что Етр составляет более половины энергии извержения вулкана (Етр ≈ 1,7*1014Дж при Ев ≈ 2,8*1014Дж [6]) становится понятным, что даже незначительное ее изменение заметно скажется на таких характеристиках вулкана, как период покоя и мощность извержения. Ниже мы попытаемся количественно оценить воздействие вибрации на указанные параметры грязевых вулканов.    Так как процесс поступления энергии в газовый очаг грязевого вулкана идет с постоянной, индивидуальной для каждого вулкана скоростью, то:Ев = vв*T (2),     где vв – скорость поступления энергии в газовый очаг грязевого вулкана, Дж/с;    T – период покоя вулкана, с.    Принимая во внимание сделанное выше допущение о пренебрежении энергией, необходимой для разрушения твердой пробки грязевого вулкана, и объединив выражения (1) и (2), получим:Етр + Ег = vв*T, или: T = (Етр + Ег)/ vв (3)    Ввиду того, что Ег не зависит от воздействия внешних факторов, то для случая, когда в процессы подготовки к извержению и собственно извержения вмешивается вибрация, выражения (1) и (3) перепишутся следующим образом:Ев1 = Етр1 + Ег (4), где Ев1 – минимальная энергия извержения вулкана при воздействии вибрации на процессы извержения;Етр1 – энергия, необходимая для преодоления трения грязевых масс о стенки жерла вулкана, при воздействии вибрации на процессы извержения;    При воздействии вибрации на процессы извержения изменится и период покоя вулкана T1.T1 = (Етр1 + Ег)/ vв (5),    где T1 – период покоя вулкана, подвергшегося действию вибрации во время землетрясения.    Изменение же периода покоя и мощности извержения в процентах по отношению к таковым без воздействия сейсмических толчков будет таким:вЕ = (Ев – Ев1)*100 %/ Ев (6); Т = (T – T1) *100 %/ T1 (7).    Например, если средний период покоя вулкана был 50 лет, то снижение Етр на 10 % приведет к тому, что следующее извержение произойдет через 46,96 лет, а энергия его извержения будет приблизительно равна 2,63*1014 Дж.    Однако на практике определение влияния вибраций на частоту извержений грязевых вулканов сопряжено со значительными, порой непреодолимыми трудностями. Это связано с тем, что некоторые индивидуальные не только для каждого вулкана, а часто даже каждого извержения одного и того же вулкана характеристики различны. К числу таких характеристик можно отнести:    • количество и реологические свойства извергнутой брекчии;    • форма жерла грязевого вулкана;    • тип извержения.    Сложность определения указанных характеристик извержений вулканов состоит не только в несовершенстве современных методов их измерений, но и во влиянии на точность измерения сторонних факторов: при огненном извержении, например, часть влаги из грязевых масс испаряется, вызывая ее загустевание, а дожди наоборот разжижают грязь. Понятно, что в таких условиях оценка величины снижения трения грязевых масс о стенки жерла вулкана за счет воздействия вибрации превращается в очень трудную задачу, требующую учета множества сторонних факторов.    Вместе с тем, иногда связь землетрясения с извержением вулкана бывает бесспорной. Одним из таких случаев является разрушительное Шемахинское землетрясение 1902 г., которое пробудило грязевой вулкан, расположенный около деревни Маразы, к востоку от города. Энергия основного сейсмического толчка здесь была такова, что прочность твердой пробки в устье жерла вулкана значительно снизилась. А последовавшая за этим серия толчков послабее ослабила силу трения брекчии о стенки жерла вулкана вызвав тем самым, его извержение, сопровождающееся обильным излиянием брекчии (рис. 2).    Однако в большинстве случаев сейсмические толчки играют лишь роль спускового крючка, вызывающего извержение уже накопивших достаточную для этого энергию грязевых вулканов. При этом часто складывается на первый взгляд нелогичная ситуация, когда во время землетрясения начинают извергаться вулканы, удаленные от эпицентра землетрясения на десятки, а то и сотни километров, а те вулканы, что находятся значительно ближе к нему, остаются в покое. Это происходит оттого, что энергии, накопленной в газовых очагах близлежащих вулканов недостаточно для начала извержения даже с учетом влияния вибрации, вызываемой сейсмическими толчками. С другой стороны, удаленный вулкан, практически полностью восстановивший свою энергию к началу землетрясения, под влиянием вибрации пробуждается.    Рис. 2. Грязевой вулкан, расположенный неподалеку от деревни Маразак востоку от Шемахи после извержения 1902 г. [11]        Таким образом, при учете влияния землетрясений на частоту извержений грязевых вулканов необходимо в первую очередь оценивать скорость накопления флюидов в их газовые очаги. Эту, индивидуальную для каждого вулкана характеристику можно приблизительно рассчитать исходя из его среднего периода покоя и средней энергии извержения. К сожалению, систематическое наблюдение за деятельностью грязевых вулканов на протяжении длительного промежутка времени (столетия) проводилось лишь в тех случаях, когда они располагались неподалеку от населенных пунктов и для многих вулканов такая информация отсутствует. Поэтому, мы можем пользоваться данными только для 2–3 наиболее часто извергавшихся вулканов. Одним из таких вулканов является Локбатан, расположенный в 15 км от Баку, неподалеку от одноименного поселка. Ниже представлена таблица его зарегистрированных извержений, охватывающая период со второй половины XIX в., до начала XXI в.         Таблица 1Извержения грязевого вулкана Локбатан за период 1810–2001 гг. [4]№№п/пДатаизверженияПродолжительностьизвержения, чПодземный гулВзрывВысотапламени, мОбразованиетрещинОбъембрекчии, м311864––––+–21884––––––3188724++400–500+12000041890––––––51900––––––61904––––––719151+–60+-81918––––––919231,5+–40–45+–1019263,5+–200–210–12200111933––––––121935––––+–131938––––––141941––––––1519540,25++400–500+1200001619590,17++200–300–140000171964––––––1819721++200+1218001919772,5++200–300+2000002019800,32–+100–50000211990––––+–2220010,5++50–60–304000    Сопоставим данные из этой таблицы с датами наиболее сильных землетрясений, произошедших в Азербайджане за тот же период (табл. 2 [12, 13]):         Таблица 2Сильные землетрясения, произошедшие на территорииАзербайджана в 1850–2000 гг.Даты землетрясенийРайон1859Шемаха1868-““-1872-““-1902-““-1852Каспий1911-““-1935-““-1961-““-1963-““-1986-““-1989-““-2000-““-    Как видно из таблиц 1 и 2, только одно извержение вулкана Локбатан произошло в том же году, что и землетрясение (1935 г.), т.е. выраженной связи между извержениями этого вулкана и землетрясениями не прослеживается. Причина этого становится понятнее, если учесть количество энергии землетрясения, поглощаемое структурой вулкана, и сопоставить это количество с энергией извержения вулкана. Проиллюстрируем это на примере Каспийского землетрясения 1935 г., которое имело следующие характеристики: М–6,3; глубина очага – 14,93 км. Расстояние от эпицентра землетрясения до вулкана Локбатан составило примерно 200 км.     Для вычисления энергии данного землетрясения воспользуемся формулой Рихтера для связи энергии землетрясений и их магнитуды:lgE = 1.5M + 11.8 (8),где E – энергия землетрясения;    M – магнитуда землетрясения.    Подставив в формулу значение магнитуды М получим:    E = 1021,25 эрг  1,78*1014 Дж.    Ввиду того что сейсмические волны распространяются из гипоцентра во все стороны, то находящийся на удалении вулкан получает лишь часть энергии землетрясения, проходящую через его структуру. В таких условиях большое значение приобретают геометрические характеристики вулкана (форма и размеры газового очага, наклон жерла и т.д.) и его пространственная ориентированность по отношению к линии, перпендикулярной фронту сейсмической волны в точке ее максимального контакта с вулканом. Так, если газовый очаг вулкана вытянут вдоль этой линии, а его длина значительно больше ширины, то воздействие землетрясения будет значительно выше (рис. 3). Однако в большинстве случаев для оценки воздействия землетрясения на вулканы достаточно представить газовые очаги этих вулканов в виде круга. Тогда максимальная длина линии, через которую проходит фронт волны, будет диаметром этого круга.    Далее, приняв площадь накопления энергии, необходимой для извержения грязевых вулканов за площадь их газового очага, а само извержение – огненным, вычислим длину  линии контакта фронта сейсмической волны и газового очага вулкана.(9),где  – площадь газового очага грязевого вулкана для огненного извержения (3,26*108м2) [6].    Как уже отмечалось выше, энергия землетрясения, выделившаяся в его гипоцентре, разносится сейсмическими волнами во все стороны. Поэтому, через вулкан пройдет лишь та ее часть E1, которая ограничена линией контакта волны со структурой вулкана.(10), где  – энергия землетрясения (1,78*1014 Дж);     – диаметр окружности, с центром в гипоцентре землетрясения пересекающей в начале и конце линию контакта  с грязевым вулканом (400 км);    Рис. 3. Схема воздействия землетрясения на грязевой вулкан:1 – грязевой вулкан; 2 – линия контакта фронта сейсмической волны и газового очага вулкана (); 3 – фронт сейсмической волны; 4 – диаметр фронта сейсмической          волны в момент максимального контакта с газовым очагом грязевого вулкана ();                5 – гипоцентр землетрясения        Подставляя значения в формулы (9) и (10) получим:     км;    Дж.    Указанная величина в процентах от составит: (11), или:    Нетрудно заметить, что для вулкана Локбатан, средний период покоя которого составляет 7–8 лет, такое незначительное изменение силы трения брекчии о стенки его жерла слабо отразится на периоде покоя и величине энергии извержения.    Исходя из всего вышесказанного, можно сделать следующие выводы:    • вибрация, вызываемая сейсмическими толчками, воздействует на энергию, необходимую для преодоления трения грязевых масс о стенки жерла вулкана, но не сказывается на остальных компонентах энергии его извержения. В случае, когда грязевой вулкан находится близко к эпицентру землетрясения, а само землетрясение бывает мощным, такое воздействие может стать ощутимым, вызывая преждевременное извержение вулканов;    • извержения вулканов, произошедшие под влиянием землетрясений, характеризуются меньшими энергиями и объемами выброшенной парогазовой смеси;    • выраженной корреляции между извержениями грязевых вулканов и землетрясениями не наблюдается;    • определяющими параметрами оценки воздействия землетрясения на деятельность грязевых вулканов являются магнитуда, частота сейсмических толчков и расстояние от его гипоцентра до вулкана.','./files/2(49)/7-19.pdf','','','ГЕОЛОГИЯ, ПОИСКИ И РАЗВЕДКА НЕФТИ И ГАЗА','GEOLOGY, EXPLORATION OF OIL AND GAS','7-19');
insert into articles (`journal_namber`, `year`, `date`,`titlerus`,`titleeng`, `annatationrus`,`annatationeng`, `author_namber`,`key_wordsrus`,`key_wordseng`,`article`, `pdf`,`literrus`,`litereng`, `headingrus`,`headingeng`, `pages`) values  ('2','2013','2013-7-30 23:52:41','Минералогический состав грунтовых пород озера Марьют (Александрия, Египет) 	','Mineralogy and source recent sediments of mariut lake Alexandria, Egypt 	','            Марьют соленое озеро лагунного типа на севере Египта, отделено от Средиземного моря узким перешейком, на котором построена западная часть города Александрии. Озеро имеет вытянутую с севера-востока на юго-запад форму. Минералогия озера представлена 25 образцами, распространенными на всей территории дна озера. Образцы были определены в качественном и наполовину в количественном отношении благодаря рентгенодифрактометрии. Эти образцы были отобраны в зависимости от содержания глины и по площади покрытия территории озера. В данном исследовании с помощью проб донных наносов была определена относительная тождественность глинистых пород в осадочных отложениях озера Марьют и существующие способы образования глин: глинистые породы по большому счету можно считать материнскими или коренными. Глинистые породы образуются путем изменения первичных пород, в процессе выветривания или под влиянием гидротермальных растворов. Вид образующейся глины зависит от состава материнских пород и от физико-химической среды, в которой происходит изменение. Постоянное преобладание монтмориллонита среди исследуемых отложений дна объясняется в основном тем, что он образуется в результате спуска вод с пахотных земель в озеро Марьют, и тем, что каолинит, поступая с потоками воды для орошения по дренажу в озеро, застаивается в донных отложениях. Однако помимо глины идентифицированы и некоторые другие неглинистые минералы, такие как гипс, кварц, кальцит, арагонит, Mg-кальцит и доломит. Минеральный каолинит отражает трансгенность озерно-речных отложений, также как присутствие доломита и гипса отражает их трансгенный перенос с окружающих территорий. ','       Mariut salt lake in northern Egypt is separated from the Mediterranean by a narrow isthmus, which built the western part of the city of Alexandria. The lake is long from north-east to south-west shape. Mineralogy of the lake consists of 25 samples, which are widespread throughout the lake bottom. The samples were identified in the qualitative and semi-quantitatively by X-ray diffractometry. These samples were selected based on the content of clay and area coverage in the lake. In this study, using samples of bottom sediments was determined relative to the identity of the shale sediments Lake Mariut and existing methods of forming clay: clay rocks in the long run may be considered parent or indigenous. Argillaceous rocks are formed by changing the primary rocks by weathering or under the influence of hydrothermal solutions. Kind of image of clay depends on the composition of source rocks and the physical and chemical environment in which the change occurs. Permanent dominance of montmorillonite bottom of these deposits is mainly due to the fact that it is formed by the descent of water from agricultural land in the lake Mariut, and the fact that kaolinite coming from the flow of water for irrigation on drainage into the lake, stagnates in the sediments. However, in addition to clay identified and some other non-clay minerals such as gypsum, quartz, calcite, aragonite, Mg-calcite and dolomite. Mineral kaolinite reflects transgenic lake and river sediments, as well as the presence of dolomite and gypsum reflects their transgenic transfer from the surrounding areas. ',',130,131,','минералогия,отложения озера,глинистые породы,озеро Марьют,Египет','mineralogy,lake sediments,clay mineral,Maruit Lake,Egypt','МЕСТОПОЛОЖЕНИЕ        Озеро Марьют – одно из озер на севере Египта. Озеро Марьют располагается – на 31º 07’ северной широты и вдоль 29º 52’ восточной долготы побережья Египта. Крайняя северная точка – 31º 10’, на востоке – 29º 56’, на юге – 31º 04’, на западе – 29º 51’. Оно формирует средиземноморскую границу на юге (рис. 1). Зеркало озера составляет 63,47 км2 и находится рядом с городом Александрия, глубины озера достигают 1–3 м.    Рис. 1. Карта-схема озера Марьют с местами забора пробМАТЕРИАЛЫ И МЕТОДЫ        Было собрано 25 проб донных наносов из озера Марьют (рис. 1). Все образцы были собраны с разрезов, расположенных от 1–3 м в глубину. Образцы с глубины меньше 1-ого метра были собраны вручную (ручная сортировка), образцы с глубины больше 1-го метра были собраны простым грейферным пробоотборником. Образцы были помещены в полиэтиленовые пакеты, и затем доставлены в лабораторию в ледяных резервуарах в течение нескольких часов после сбора.    Двадцать пять проб донных отложений из озера Марьют были отобраны для изучения их минералогического состава с помощью рентгеноструктурного анализа. Для определения типа глины и не глинистых минералов для каждой пробы были изготовлены два основных вида крепления образцов.    1. Для определения качественного состава неглинистых минералов из измельченной пробы был изготовлен неориентированный на частицы держатель образцов.    2. Для полуколичественной оценки глинистых минералов из чистой глинистой фракции ^ 2 мкм были изготовлены три ориентированных на частицы держателя образцов. Одно из этих ориентированных креплений было подвержено рентгеновскому анализу в своем первоначальном состоянии и без обработки, второй пордвегся анализу после насыщения этиленгликолем, а третье после двухчасовой тепловой обработки при температуре 550° C. Был проведен тщательный рентгеноструктурный анализ двух основных типов крепления с помощью BRUKER – D8 современного дифрактометра с Cu-Kα-излучением с графитовым плоским монохроматором, находящимся в Центральном металлургическом научно-исследовательском институте в Египте. Этот дифрактометр работает на частоте 40 кВ и 40 мА. Скорость сканирования 2 θ/Min в диапазоне от 2° до 30° для образцов ориентированного крепления, и от 2° до 70° для объемных образцов (2θ = 2.4°). Определение содержания глинистых минералов может быть завершено с помощью тщательного изучения основных (001) позиций, их интенсивности и их реакции на разные типы обработки [1, 9].    РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ        Неглинистые породы: на рисунках 2 и 3 показаны схемы рентгенографии выбранных образцов грунтового слоя о. Марьют, в таблице 1 представлены их аналитические данные. Установить отличительные признаки грунтовых пород стало возможным благодаря характеристикам, известным в таблице международной организации стандартов ASTM (Американское общество испытания материалов), представленной в таблице 1 [2]. Полученные данные свидетельствуют о том, что неглинистые породы классифицируются в соответстви с относительным содержанием в них следующих компонентов: кварц, известковый шпат, поваренная соль, альбит, гипс, доломит, микроклин, гематит (красный железняк) и сульфат кальция. Кварц и известковый шпат обнаружены во всех исследуемых образцах, поваренная соль замечена в двадцати трех образцах, альбит – в семнадцати, гипс – в девяти, доломит – в четырех, микроклин – в двух образцах, а гематит и сульфат кальция – в одном образце.Рис. 2. Рентгенодифракционный метод исследованияРис. 3. Рентгенодифракционный метод исследования (Qz = кварц, Ca = кальцит, Al = альбит, Ha = галит, Gy = гипс, Ka = Каолинит e, Il = Иллит andMo = Монтмориллонит) Таблица 1 Характеристики тождественных неглинистых пород висследуемых образцахминералхарактеристика (d)расстояние (Å)*ASTM картаNO.кварц3.34, 4.26, 1.825-0490кальцит3.035, 2.285, 2.0955-0586галит2.82, 1.99, 1.635-0628альбит3.18, 3.75, 3.2110-393гипс7.56, 3.06, 4.276-0046доломит2.89, 2.19, 1.7911-78микроклин3.24, 3.29, 4.2219-932ангидрит3.50, 2.85, 2.336-0226гематит2.69, 1.69, 2.5113-534 *ASTM (Американское общество испытания материалов)        Глинистые породы: рентгеновская дифрактограмма установки, предназначенной для отобранных образцов представлена на рисунках 2 и 3. Их аналитические данные отражены в таблице 1. Отличительные характеристики пород установлены с помощью таблицы международной организации стандартов ASTM (Американское общество испытания материалов), показанной в таблице 2.    В настоящем исследовании процентное соотношение тождественных глинистых пород считается полуколичественно путем прямого сравнения наивысшей точки их соответствующих (001) отражений в дифрактограммах необработанных образцов [2, 8, 11, 13]. Значения процентного соотношения тождественных глинистых пород представлены в таблице 3. Далее рассмотрим тождественные глинистые породы, классифицируемые в соответствие с их распространенностью.    Каолинит: каолинит – наиболее преобладающая глинистая порода среди всех изучаемых образцов в пределах от 35 % до 55 % (табл. 3). Характерные максимальные значения каолинита при 7.1 Å и 3.56 Å являются наивысшими во всех образцах: необработанных и пропитанных гликолятом, где кристаллическая решетка каолинита не поддается воздействию гликолятов [1и 3]. Эти наивысшие пики полностью разрушаются при нагреве до 550oC, после чего кристаллы каолинита начинают превращаться в метакаолинит [10,17, 19].    Таблица 2 Отличительные признаки глинистых пород исследуемых образцовминералхарактеристика (d)расстояние (Å)*ASTM картаNO.Каолинит7.17, 1.49, 3.5814-164Монтмориллонит15.0, 4.5, 5.0113-135Иллит10.0, 4.48, 3.339-343    Таблица 3 Полуколичественное процентное соотношение глинистых пород итождественных неглинистых пород из числа исследуемых образцовОбразец No.Каолинит %Монтмориллонит%Иллит %Неглинистые породы1513415Кварц, Кальцит, Альбит5523315Кварц, Кальцит, Альбит, Галит6453817Кварц, Кальцит, Альбит, Галит, Гипс8443818Кварц, Кальцит, Галит, Гипс9483418Кварц, Кальцит, Альбит, Галит12473518Кварц, Кальцит, Галит, Гипс14453520Кварц, Кальцит, Альбит, Доломит16453817Кварц, Кальцит, Альбит, Галит18404020Кварц, Кальцит, Альбит, Галит20523216Кварца, Кальцита, Галита, Микроклин21454213Кварц, Кальцит, Альбит, Галит, Доломит22414118Кварц, Кальцит, Альбит, Господа, алит, Гипс25503714Кварц, Кальцит, Альбит, Галит, Гипс27463717Кварц, Кальцит, Альбит, Галит29463618Кварц, Кальцит, Галит, Гипс32473617Кварца, Кальцита, Галита, Альбит, Микроклин34473617Кварц, Кальцит, Галит, Гипс36355312Кварц, Кальцит, Альбит, Галит, Ангидрит38434116Кварц, Кальцит, Галит, Гипс39453817Кварца, Кальцита, Галита, Доломит41503614Кварц, Кальцит, Альбит, Галит42553114Кварц, Кальцит, Альбит, Галит, Гипс, Гематит44562915Кварца, Кальцита, Галита, Доломит47503515Кварц, Кальцит, Альбит, Галит, Микроклин49543313Кварц, Кальцит, Альбит, Галит        Монтмориллонит – вторая по преобладанию глинистая порода среди всех исследуемых образцов в пределах от 29 до 42 % (табл. 3). Монтмориллонит характеризуется свойством расширения своей кристаллической решетки. Если смектит, имеющий в качестве ионного обмена натрий или калий [21], высушить при обычных комнатных условиях, то он часто имеет один молекулярный слой воды с межплоскостным расстоянием 12.5Å. Если вместо ионного обмена у него кальций и магний, то смектит обладает двумя молекулярными слоями воды и межплоскостным расстоянием 15.5Å [3, 15]. После обработки гликолятом происходит усиление свойств межплоскостного расстояния равного 15Å до межплоскостного расстояния равного 17Å. Если его нагревать в течение двух часов при температуре 550oC, то исчезновение поглощаемого промежуточного слоя воды приводит к уменьшению межплоскостного расстояния до 10Å. Монтмориллонит обнаруживается во всех исследуемых образцах [16, 18 и 20].    Иллит: Среди всех исследуемых пород иллит отмечен как минерал, обладающий низкой концентрацией в пределах от 12 до 20 % (табл. 3). Для него характерны слабые, широкие рентгенодифракционные пики (склоны) при 10Å, 4.48Å, и 3.3Å. Кристаллы воздействию гликолятов благодаря устойчивым ионам калия между слоями решетки [3, 12, 14].    Материнские породы: относительно тождественных глинистых пород в осадочных отложениях оз. Марьют существует несколько способов образования глин. Согласно [5, 6, 7] глинистые породы по большому счету можно считать материнскими ли коренными породами. Глинистые породы образуются путем изменения первичных пород, в процессе выветривания, или под влиянием гидротермальных растворов. Вид образующейся глины зависит от состава материнских пород и от физико-химической среды, в которой происходит изменение.    Образование глинистых минералов обусловлено наличием щелочи и щелочноземельных металлов в окружающих породах и периодом, в течение которого они пребывали после высвобождения из своих материнских пород [3].    Вероятно, [10] был первым, кто попытался подробно определить отношение глинистых пород к типу отложений. Он обнаружил, что каолинит является преобладающим минералом в речных отложениях и отложениях, образованных на дне озер, где имело место кислотное выщелачивание [6, 7]. Представил бесспорные доказательства того, что при перемещении осадочных отложений в морскую среду происходит образование иллита.    Представил результаты того, как происходило превращение каолинита в слюду в щелочном растворе. Он изучил воздействие pH и температуры на динамику образования иллита и пришел к заключению, что температура и pH имеют огромное влияние на степень иллитизации. Действительно, начальный уровень на исходном коэффициенте pH от двух до трех порядков возрастания быстрее, чем в соответствующих реакциях при, практически, нулевой кондиции [5].    Постоянное преобладание монтмориллонита среди исследуемых отложений дна объясняется в основном тем, что он образуется в результате спуска вод с пахотных земель в озере Марьют, и тем, что каолинит, поступая с потоками воды для орошения по дренажу в озеро, застаивается в донных отложениях.    В то же время, согласно [4], каолинит может оказывать действие диагенетически, присутствуя в щелочной среде. Таким образом, он может преобразоваться в иллит (при наличии K+) и/или монтмориллонит (при наличии Ca+2, Na+, Mg+2).','./files/2(49)/19-27.pdf','','','ГЕОЛОГИЯ, ПОИСКИ И РАЗВЕДКА НЕФТИ И ГАЗА','GEOLOGY, EXPLORATION OF OIL AND GAS','19-27');
insert into articles (`journal_namber`, `year`, `date`,`titlerus`,`titleeng`, `annatationrus`,`annatationeng`, `author_namber`,`key_wordsrus`,`key_wordseng`,`article`, `pdf`,`literrus`,`litereng`, `headingrus`,`headingeng`, `pages`) values  ('2','2013','2013-7-30 23:52:41','Результаты применения технологии плазменно-импульсного воздействия на нефтегазовом месторождении Жданице	','Results of plasma-pulse action application on the zhdanitsa oilfield 	','           В статье представлены результаты внедрения различных технологий повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях Южной Моравии (Чешская Республика). Актуальность работы связана со значительным ростом доли месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти на территории Российской Федерации и Чешской Республики. Приведено общее представление о разработке нефтяных месторождений и внедрении методов интенсификации добычи и повышении нефтеотдачи пластов на территории Южной Моравии. В работе выполнена оценка эффективности опытно-промышленного внедрения технологии плазменно-импульсного воздействия на месторождении Жданице (Чешская Республика). Представлена геолого-физическая и промысловая характеристика нефтяного месторождения Жданице. На основании основных особенностей разработки обоснована, рекомендована к внедрению и подробно описана технология плазменно-импульсного воздействия и используемое оборудования для интенсификации добычи нефти на месторождении Жданице. Приведены результаты внедрения технологии плазменно-импульсного воздействия на месторождении Жданице и представлены результаты данных замеров дебитов после проведения обработки. Выявлено значительная дальность распространения воздействия от плазменно-импульсного источника в процессе обработки призабойной зоны скважины с целью интенсификации добычи нефти на расстоянии до 500 м. Установлено совпадение результатов опытно-промышленного внедрения с данными экспериментальных исследований, выполненных в лаборатории повышения нефтеотдачи пластов Горного университета о возможности снижения аномалий вязкости высоковязкой нефти и улучшения фильтрационных характеристик пласта под действием исследуемой технологии. Выполнены обобщение и анализ полученных результатов, отмечены направления дальнейшего развития исследований высоковязких нефтей при плазменно-импульсном воздействии с интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи пластов месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. ','           Results of enhanced oil recovery technology tests on South Moravia fields (the Czech Republic) are presented in the article. Relevance of work is connected with significant growth in a share of fields with hardly removable stocks of oil in the territory of the Russian Federation and the Czech Republic. The general idea about development of oil fields and tests of enhanced oil recovery technology in the territory of South Moravia is given. In the work the assessment of plasma-pulse action trial introduction efficiency on a Zhdanitsa field (the Czech Republic) is executed. The geological and a Zhdanitsa oilfield characteristic are submitted. The plasma-pulse action and equipment used for oil production intensification on a Zhdanitsa field are described. Results of plasma-pulse action in Zhdanitsa field and results of these measurements of outputs after carrying out processing are presented. Considerable range with plasma-pulse action distribution is revealed. Coincidence of trial introduction with data results of pilot studies is established. Generalization and the received results analysis is executed, directions of further development of high-viscosity oil researches are noted at plasma-pulse action. ',',132,133,134,','высоковязкая нефть,вязкость,плазменно-импульсное воздействие,Южная Моравия','Highly viscous oil,viscosity,plasma-pulse action,South Moravia','В последние годы существенно увеличилась роль мелких и средних по запасам нефтяных и газовых месторождений в мире. Помимо частичного компенсирования падения добычи на крупных участках и поддержания уровня добычи нефти, разработка этой категории запасов имеет большое социально-экономическое значение для нефтегазодобывающих стран. Как показывает практика, процесс освоения и разработки небольших залежей и мелких месторождений, зачастую характеризуемых как низкорентабельные, требует применения новых высокоэффективных технологий и технических решений интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов          [1, 2, 4–6, 10, 14–16].    Примером продуктивных залежей данного типа являются месторождения Чехии, сосредоточенные в области Южной Моравии и приуроченные к Венскому бассейну (Моравская часть, большая из которой находится в Австрии) и Карпатской впадине. Осложненные геолого-физические условия месторождений Южной Моравии (высокая неоднородность коллекторов, высокая вязкость нефти, наличие обширных газонефтяной и водонефтяной зон и др.), приводит к низкой эффективности применяемых традиционных методов разработки и технологий повышения нефтеотдачи пластов [3].    В период 1933–1997 гг. на месторождениях, расположенных в области Южной Моравии, проводилось опытно-промышленное внедрение таких технологий повышения нефтеотдачи пластов, как    • закачка в пласт пара;    • внутрипластовое горение;    • закачка в пласт природного газа и воздуха.     В ходе дальнейшего анализа полученных данных было установлено, что большинство из применяемых технологий повышения нефтеотдачи пластов нерентабельны. Также нужно отметить, что применение данных методов повышения нефтеотдачи пластов требует значительных капитальных затрат. В связи с этим обоснование высокоэффективных технологий интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов является важнейшей задачей для месторождений данного типа.    Одним из перспективных месторождений, разрабатываемых компанией АО«MNDa.s.» является нефтегазовое месторождение Жданице. Месторождение Жданице расположено в области Южной Моравии находящейся на границе регионов Годонин и Вышков, большая часть которой входит в состав кадастровой территории населенного пункта Жданице. Географически область принадлежит к восточной части Дамборжиской возвышенности. Несмотря на то, что месторождение было открыто в 1973г., сложность геологических условий залегания и значительный диапазон вязкостей нефтей усложняет поддержание стабильного уровня добычи углеводородного сырья.    Данное месторождение представляет собой протяженную зону накопления углеводородов в направлении с северо-востока на юго-запад, ширина и длина которой – 2км и 5км. Залежь располагается на глубине от 700 до 1000м, и имеет семь нефтегазоносных объектов, причем три главных объекта, обозначенные в качестве 1-го,2-го,3-гогоризонта, разрабатываются или подвергаются опытно-промышленным работам. Породы-коллектора месторождения представлены песчаниками различной зернистости, от грубозернистых до базальных конгломератов, с пористостью от 8 до 27 %, с прослойками аргиллитов и сланцев. Диапазон вязкостей нефти месторождения варьирует в диапазоне 24 – 410 мПа·с [3].    В декабре 2008г. ОООНПЦ«ГеоМИР» в сотрудничестве с АО«MNDa.s.» успешно выполнило проект по повышению нефтеотдачи пласта путем применения технологии плазменно-импульсного воздействия (ПИВ) на месторождении высоковязкой нефти Жданице. Работы были выполнены с помощью аппаратуры плазменно-импульсного воздействия, основанной на электрогидравлическом резонансном воздействии. Данная технология разработана на кафедре геофизических и геохимических методов поиска и разведки месторождений полезных ископаемых Национального минерально-сырьевого университета «Горный» (Горный университет) под руководством профессора А.А.Молчанова совместно с научно-производственным центром ОООНПЦ«ГеоМИР».    Аппаратура плазменно-импульсного воздействия предназначена для возбуждения мощных гидроакустических ударов (разрядов) в глубоких скважинах, заполненных жидкостью, для решения задач, связанных с интенсификацией работы вскрытых нефтяных коллекторов с целью повышения дебита эксплуатационных и приемистости нагнетательных скважин. В основу работы аппаратуры положен эффект воздействия на стенки скважины и вмещающие породы мощной волны сжатия, возникающей в результате интенсивного расширения плазменного канала, образующегося между специальными электродами скважинного прибора, при разряде батареи высоковольтных конденсаторов [7–9].    Обработка эксплуатационных скважин производится с помощью аппаратуры «Приток-1М». Источник спускается в скважину на стандартном трехжильном кабеле с помощью геофизической лебедки каротажного подъемника. По геофизическому кабелю осуществляется питание скважинной аппаратуры электрическим током, управление работой глубинного блока и контроль режима работы аппаратуры и параметров обработки скважин. Время обработки и количество импульсов воздействия на пласт определяется толщиной и параметрами продуктивного интервала. Обработка проводится во время проведения капитального или профилактического ремонта скважин, продолжительность, в среднем, занимает около 8–10 ч. после извлечения из скважины глубиннонасосного оборудования. Данная технология позволяет не только повысить в несколько раз или восстановить дебит добывающих скважин, но и снизить содержание воды в продукции скважины, увеличить нефтеотдачу продуктивного пласта [11–13].    Данные замеров дебита, выполненные технологией ПИВ в обработанной скважине месторождения Жданице в период с декабря 2008г. по ноябрь 2009г., представлены на рисунке. После обработки технологией плазменно-импульсным воздействием интервала перфорации скважины, дебит нефти относительно первоначального (до обработки ПИВ) вырос на 39% и в среднем составил около 5,0 м3/сут., а обводненность снизилась на 50% и составила около 6 %. В дальнейшем, в период с декабря 2008г. по апрель 2009г. дебит скважины в среднем составил 4,5 м3/сут. стабилизировался на протяжении четырех месяцев. Отдельные колебания дебита от среднего значения (4,5м3/сут.) связаны, в основном, с изменениями технологического режима работы скважины. В период с апреля по июнь 2009г. средний дебит скважины снизился до 4,2 м3/сут., а с июля 2009г. – до 3,8 м3/сут. Падение дебита объясняется ухудшением в процессе работы коллекторских свойств пласта и призабойной зоны пласта с падением продуктивности пласта по мере отбора нефти, восстановленных при обработке скважины технологией плазменно-импульсного воздействия. Отметим, что срок окупаемости от внедрения технологии плазменно-импульсного воздействия на месторождении Жданице составил 122 дня, а продолжительность эффекта – около 1 года.    Рис. Результаты повышения дебита скважины месторождения Жданице послеобработки технологией плазменно-импульсного воздействия         Необходимо отметить повышение дебитов скважин расположенных на расстоянии до 500 м от обрабатываемой скважины. Так дебит одной из скважин увеличился на 46 % по сравнению с исходным. Это свидетельствует о распространении плазменно-импульсного воздействия более чем на 500 м от скважинного источника. Полученные результаты промышленного внедрения плазменно-импульсного воздействия на месторождении Жданице подтвердили результаты экспериментальных исследований, выполненных в лаборатории повышения нефтеотдачи пластов Горного университета о возможности снижения аномалий вязкости высоковязкой нефти и улучшения фильтрационных характеристик пласта под действием исследуемой технологии [7–9, 12, 13].        Исследования выполнены при поддержке Совета по грантам Президента Российской Федерации для государственной поддержки молодых ученых – кандидатов наук (договор №16.120.11.690-МК).','./files/2(49)/27-34.pdf','','','ГЕОЛОГИЯ, ПОИСКИ И РАЗВЕДКА НЕФТИ И ГАЗА','GEOLOGY, EXPLORATION OF OIL AND GAS','27-34');
insert into articles (`journal_namber`, `year`, `date`,`titlerus`,`titleeng`, `annatationrus`,`annatationeng`, `author_namber`,`key_wordsrus`,`key_wordseng`,`article`, `pdf`,`literrus`,`litereng`, `headingrus`,`headingeng`, `pages`) values  ('2','2013','2013-7-30 23:52:41','Обобщение результатов комплексных оптических исследований нефти Архангельского месторождения	','Summary of integrated optical research arkhangelsk oil field 	','           В статье представлены результаты оптических исследований нефти Архангельского месторождения (Республика Татарстан). Актуальность работы связана со значительным ростом доли месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти на территории Российской Федерации и Республики Татарстан. Исследования направлены на повышения эффективности мониторинга, проектирования разработки месторождений высоковязких нефтей и обоснования технологий доизвлечения остаточных запасов углеводородов из продуктивных пластов с целью повышения конечного коэффициента извлечения нефти. В работе предложено перспективное направление изучения таких эксплуатационных объектов путем исследования проб высоковязких нефтей с помощью оптического метода для подсчета и оценки остаточных извлекаемых запасов разрабатываемых месторождений. Выполнен значительный объем лабораторных и промысловых данных, который позволил выявить зависимости между накопленной добычей и коэффициентами вариации добываемой нефти имеющий вид линейной регрессии. Рассматриваемый в статье метод оценки остаточных извлекаемых запасов нефти основан на корреляции ее накопленной добычи и оптических характеристик. По результатам работы на Архангельском нефтяном месторождении с помощью карт вариации выделены участки с различной степенью выработанности пласта и добывающие скважины с определенной степенью соответствия накопленной добычи нефти проектной. Дальнейшие направления работ связаны с разработкой автоматизированной системы регистрации и обработки в промысловых условиях Ксп добываемой нефти, а также адаптации зависимости Ксп нефти от Кн путем сопоставления полученной зависимости с текущими извлекаемыми запасами для контроля разработки месторождений высоковязких нефтей. Выполнено обобщение и анализ полученных результатов, отмечены направления дальнейшего развития оптических исследований высоковязких нефтей.  ','           Results of Arkhangelsk field oil (Republic of Tatarstan) optical researches are presented in the article. Relevance of the work is connected with significant growth in a share of fields with hardly extractable stocks of oil in the territory of the Russian Federation and the Republic of Tatarstan. Researches are directed on increases of monitoring efficiency, design of high-viscosity oil fields development and justifications of residual stocks extraction technologies from productive layers for the purpose of oil production. In the work the perspective direction of studying of such operational objects by research of tests high-viscosity oil by means of an optical method for calculation and an assessment of residual taken stocks of developed fields is offered. The considerable volume of laboratory and trade data which allowed revealing dependences between the saved-up production and coefficients of a variation of extracted oil looking like linear regression is executed. The method of an assessment of residual taken stocks of oil considered in article is based on correlation of its saved-up production and optical characteristics. By results of work on Arkhangelsk oil field by means of cards of a variation sites with various degree of layer clarity and producing wells with a certain degree of the saved-up oil production design compliance are allocated. The further directions of the work are connected with development of the automated system of registration and processing in trade conditions Ksp of extracted oil, and also dependence adaptation Ksp of oil from KN by comparison of the received dependence to the current taken stocks for control of high-viscosity oil fields development. Generalization and the analysis of the received results is executed, the directions of further development of high-viscosity oil optical researches are noted. ',',135,136,','высоковязкая нефть,нефтенасыщенность,оптические исследования,накопленная добыча нефти','high-viscosity oil,oil saturation,investigation of oil’s optical properties,cumulative oil production','На сегодняшний день большинство нефтяных месторождений страны находятся на завершающей стадии разработки и характеризуются низкими дебитами и высокой обводненностью добываемой скважинной продукции. В условиях истощения активных запасов нефти большую значимость для минерально-сырьевого комплекса Республики Татарстан приобретают трудноизвлекаемые запасы, среди которых запасы высоковязкие нефти составляют около 40%, запасы нефти в водонефтяных зонах, карбонатных коллекторах и на участках малой толщины продуктивного пласта – около 20%. Разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти (ТЗН) сопровождается различными осложнениями, что вызывает необходимость постоянного мониторинга добычи нефти с целью планирования геолого-технических мероприятий. В связи с этим для решения геолого-промысловых задач месторождений ТЗН необходимо обоснование достоверных, недорогих, экспрессных методов контроля разработки с целью регулярного уточнения остаточных запасов нефти исследуемых залежей и пластов.    Достоверность и выбор методики подсчета запасов зависит от степени изученности месторождения и объемов проведенных геолого-геофизических и гидродинамических исследований. Для подсчета остаточных извлекаемых запасов разрабатываемой нефтяной залежи может использоваться метод анализа эксплуатационных показателей, основанный на использовании характеристик вытеснения, которые представляют собой зависимости между добычей нефти и жидкости (или воды) в различных модификациях координат, построенные по фактическим данным за достаточно длительный период разработки пласта. При длительной разработке месторождения динамика изменения эксплуатационных показателей экстраполируется до предела экономической рентабельности разработки залежи [8, 11, 12, 15]. Рассматриваемый в статье оптический метод подсчета остаточных извлекаемых запасов нефти на примере Архангельского месторождения Республики Татарстан, имеет общие черты с методами подсчета запасов с использованием характеристик вытеснения, поскольку основан на корреляции накопленной добычи нефти и ее оптических характеристик.    Архангельское месторождение является крупнейшим месторождением высоковязкой нефти в Республике Татарстан. В составе месторождения установлены 123 залежи нефти в каменноугольных отложениях, которые локализуются на крупной антиклинальной структуре, выявленной по кровле турнейского яруса в северо-западной части Ульяновской структурной зоны. Тульский нефтегазоносный горизонт сложен терригенными породами и в его составе выделяются один или несколько пластов коллекторов, представленных кондиционными (слабосцементированные песчаники) и глинистыми (алевролиты глинистые песчаники) разностями толщиной до 10 и более метров. В структуре месторождения выявляются рифовые массивы, эрозионные врезы и собственно тульский продуктивный пласт. В тульском продуктивном горизонте сосредоточены остаточные запасы углеводородов, подсчету которых оптическим методом посвящено данное исследование. Для исследования Ксп подготовленных проб нефти, характеризующихся повышенными значениями плотности и вязкости, применялся фотоколориметр КФК-3. Исследования Ксп нефти производились многократно в интервале длин волн 400–900 нм. Отметим, что нефть Архангельского месторождения сильно неоднородна по коэффициенту светопоглощения Ксп [1–8].    Статистическая обработка данных заключалась в расчетах среднеквадратических отклонений, дисперсий вариационного признака и коэффициентов вариации Ксп нефти и последующим построением спектральных кривых расчетных параметров в зависимости от длины световой волны. Установлено, что в интервале длин волн 400–500 нм пробы нефти сильно различаются по величине Ксп, что может отражать неоднородные литологические и петрофизические особенности залегания и неоднородные условия разработки залежи. В интервале же длин волн 600–900 нм пробы меньше различаются по Ксп, что может быть связано с общими для всей залежи условиями генерации и аккумуляции и дальнейшей консервации нефти. При миграции и аккумуляции нефти происходит адсорбция ее поверхностно-активных веществ, состоящих в основном из смол и асфальтенов, на поверхности пор. Затем на поверхности пор образуется адсорбционный слой неподвижных высокомолекулярных углеводородов, состоящий в основном из смол и асфальтенов. По направлению же к центру пор молекулярная масса и плотность углеводородов, а также их Ксп уменьшаются. В порах, радиус которых превышает двойную толщину адсорбционного слоя, плотность и Ксп нефти, значительно меньше, чем в порах, радиус которых равен или меньше двойной толщины адсорбционного слоя [1–9, 12–14].     При разработке из пор породы в первую очередь вытесняется нефть из центральной части наиболее крупных пор и затем по мере заводнения коллектора из пор уменьшающегося размера. Таким образом, в процессе разработки залежи Ксп добываемой нефти будет увеличиваться, что полностью подтверждается результатами лабораторных исследований нефти большинства скважин. Анализ лабораторных и промысловых данных позволил выявить зависимости между накопленной добычей и коэффициентами вариации (длина волны 500 нм, %) добываемой нефти, которые имеют вид линейной регрессии и определяются с различной точностью аппроксимации данных. Полученные зависимости были использованы для подсчета остаточных извлекаемых запасов, при этом для каждой группы скважин устанавливались величины критической накопленной добычи и соответствующие им значения коэффициента вариации Ксп добываемой нефти.    На карте коэффициента вариации добываемой нефти (рис.) иллюстрируется степень выработанности пласта на анализируемом участке. На карте более светлым тоном выявляются наиболее выработанные участки пласта, а более насыщенным показаны участки, на которых, на наш взгляд, сосредоточены остаточные извлекаемые запасы (эти участки ограничиваются изолинией, равной 48 %). В результате было выявлено четыре участка (целика) в следующих частях объекта: 1 – центральной, 2 – западной, 3 – северной, 4 – северо-восточной. Выявлены следующие три группы скважин: 1 – прогнозируемая накопленная добыча на дату подсчета запасов соответствует их действительной накопленной добыче; 2 – прогнозируемая накопленная добыча значительно ниже действительной накопленной добычи (это может быть связано с техническими причинами, а также причинами геологического характера, например близостью ВНК или ВНЗ, ухудшенными емкостно-фильтрационными характеристиками пласта и другое); 3 – действительная накопленная добыча превышает расчетные (прогнозируемые) величины (что может быть связано с благоприятными геолого-промысловыми условиями эксплуатации этих скважин).     Перспективы применения оптических исследований для подсчета запасов нефти в комплексе с объемным методом связаны с выявленной в результате исследований корреляцией коэффициента нефтенасыщенности пласта Кн и Ксп нефти. Отметим, что повышение точности и перспективы применения оптического метода для подсчета остаточных извлекаемых запасов нефтеносных пластов могут быть связаны также с разработкой автоматизированных систем измерения оптических свойств добываемой нефти.    Рис. Карта коэффициента вариации Ксп нефти Архангельского месторождения        Достоинствами предлагаемого метода подсчета запасов являются простота использования, оперативность, достоверность, функциональность и экономичность. Достоверность связана с тем, что подсчет запасов опирается на фактические данные по накопленной добыче скважин и учитывает текущие свойства коллекторов и флюидов, что на наш взгляд позволяет более точно прогнозировать добычу существующих на месторождении скважин. Функциональность метода заключается в возможности его применения на разных стадиях разработки месторождения, в том числе при активном применении технологий повышения нефтеотдачи пластов. Необходимость большого количества статистических данных по накопленной добыче скважин и лабораторных исследований проб и их корреляции, а так же влияние лабораторных методик и условий на успешность применения метода можно отнести к его недостаткам. Однако эти недостатки можно преодолеть за счет фильтрации данных, при условии создания систем автоматизированной регистрации и обработки в промысловых условиях Ксп добываемой нефти, а также адаптации зависимости Ксп нефти от Кн путем сопоставления полученной зависимости с текущими извлекаемыми запасами.     Исследования выполнены при поддержке Совета по грантам Президента Российской Федерации для государственной поддержки молодых ученых – кандидатов наук (договор №16.120.11.690-МК).','./files/2(49)/34-40.pdf','','','ГЕОЛОГИЯ, ПОИСКИ И РАЗВЕДКА НЕФТИ И ГАЗА','GEOLOGY, EXPLORATION OF OIL AND GAS','34-40');
insert into articles (`journal_namber`, `year`, `date`,`titlerus`,`titleeng`, `annatationrus`,`annatationeng`, `author_namber`,`key_wordsrus`,`key_wordseng`,`article`, `pdf`,`literrus`,`litereng`, `headingrus`,`headingeng`, `pages`) values  ('2','2013','2013-7-30 23:52:41','Геохимическое моделирование условий формирования полисульфанов	','Geochemical design of terms of forming of polysalfanes	','           При небольших изменениях термобарических параметров полисульфаны способны трансформироваться. В результате подобных геохимических процессов могут формироваться новые соединения, влияющие на фракционный и групповой состав углеводородных систем, на процессы переработки сырья, а также на компонентоотдачу, ассортимент и качество товарной продукции. В настоящее время нет способов, позволяющих достоверно определять многие индивидуальные соединения, присутствующие в залежах. Геохимическое моделирование процессов в лабораторных условиях способствует идентификации путей и механизмов геохимических преобразований, происходящих в углеводородных системах и на технологических линиях процессов переработки высокосернистого углеводородного сырья. В процессе протекания геохимических реакций с участием полисульфанов получается широкий ассортимент разнообразных продуктов. Большинство реакций происходит при незначительных изменениях термобарических параметров и не требует создания специальных условий. Однако, необходимо учитывать, что в данных геохимических исследованиях в процессах участвовали менее стабильные препаративно полученные соединения, а не более устойчивые их природные аналоги. На процесс геохимического формирования полисульфанов оказывает влияние ряд факторов. В рамках поставленной задачи были установлены основные факторы влияния и произведено их геохимическое моделирование. Поэтому были проведены исследования элементной серы с различных точек отбора электрохимическим методом. В ходе проведения эксперимента экстрагировали серу апротонным органическим растворителем – ацетонитрилом. В результате проведения геохимических экспериментальных исследований была установлена зависимость степени экстрагирования полисульфанов от размера частиц элементной серы: чем больше измельченность серы, тем выше концентрация полисульфанов в полученном экстракте. ','           At the small changes of thermobarical parameters of polysalfanes able to be transformed. As a result of similar geochemical processes new connections influencing on factious and group composition of the hydrocarbon systems can be formed, on the processes of processing of raw material, and also on assortment and quality of commodity products. Presently there are not methods, allowing for certain to determine many individual connections being in beds. The geochemical design of processes in laboratory terms assists authentication of ways and mechanisms of geochemical transformations what be going on in the hydrocarbon systems and on the technological lines of processes of processing of high-sulphureous hydrocarbon raw material. In the process of flowing of geochemical reactions the wide assortment of various products turns out with participation of polysalfanes. Most reactions take place at the insignificant changes of thermobarical parameters and does not require creation of the special terms. However, it is necessary to take into account that in these geochemical researches in processes less stable preparational participated the got connections, but not their more steady natural analogues. The row of factors has influence on the process of the geochemical forming of polysalfanes. Within the framework of the set problem the basic factors of influence were set and their geochemical design is produced. Studies of element sulphur from the different points of selection an electrochemical method were therefore undertaken. During realization of experiment extracted sulphur an aprotic organic solvent. As a result of realization of geochemical experimental researches dependence of degree of extracting of полисульфанов was set on the size of particles of element sulphur : than more ground up of sulphur, the a higher concentration of полисульфанов is in the got extract. ',',137,','полисульфаны,термодинамические пераметры,адсорбция,внутримолекулярные превращения,изомеризация','polysulfanes,thermodynamic parameters,adsorption,intramolecular trannsformations,isomerization','На процесс геохимического формирования полисульфанов оказывает влияние ряд факторов. В рамках поставленной задачи были установлены основные факторы влияния и произведено их геохимическое моделирование [1]. Поэтому были проведены исследования элементной серы с различных точек отбора электрохимическим методом. В ходе проведения эксперимента экстрагировали серу апротонным органическим растворителем – ацетонитрилом (CH3-C≡N) [2]. В качестве рабочих электродов использовали дисковый платиновый и стеклографитовый. В случае применения дискового платинового рабочего электрода на циклической вольамперограмме на ветви окисления регистрировали волну при потенциале Епа = 1,5 В (потенциал окисления, зафиксированный на аноде), соответствующую полисульфанам, а на обратной ветви был отмечен пик восстановления протона при потенциале Епк =                -0,2 В (потенциал восстановления, зафиксированный на катоде) [3]. В случае использования стеклографитового рабочего электрода потенциалы окисления полисульфанов смещены. Таким образом, на циклической вольтамперограмме волна окисления полисульфанов была отмечена при потенциале Епа = 1,4 В. При этом на обратной ветви циклической вольтамперограммы не зафиксирован пик восстановления протона, подтверждающий присутствие полисульфанов в исследуемом экстракте. Поэтому в качестве рабочего электрода в дальнейшем целесообразным было использование дискового платинового электрода.    Рис. Циклическая вольтамперограмма окисления полисульфанов H2Sn, содержащихся в экстракте в диметилформамиде с применением стеклографитового электрода, с концентрацией фонового электролита в электрохимической ячейке – 0,1 M перхлората тетрабутиламмония NBu4ClO4, при использовании хлорсеребряного электрода сравнения Ag/AgC/KCl    Таблица 1 Геохимические исследования элементной серы электрохимическим способом на содержание полисульфановПроба серыIa, мм q, ppmЕ 0336 201,8В 0527151,4Т 0155308,3В 0440224,5Е 0145252,3    • где Ia (мм) – величина тока анодного пика при потенциале Епа = 1,5 В, соответствующего окислению полисульфанов; q (ppm) – количество полисульфанов в исследуемом экстракте; наименование проб соответствует точкам отбора после различных аппаратов на технологической линии производства серы:    • проба на выходе из Е 03 – конденсатора установки Клауса, в который поступают газы с температурой 325°С. В конденсаторе газы охлаждаются до 180 °С. Сконденсированная сера поступает в яму Т 01;    • проба на выходе из В 05 – коагулятора, служащего для улавливания сконденсированной серы, которая затем через два гидрозатвора поступает в серную яму Т 01;    • проба на выходе из Т 01 – приемной ямы, представляющей собой полуподземный бетонный короб, оборудованный двумя взрывными предохранительными клапанами. И змеевиком обогрева для поддержания температуры жидкой серы. Из Т 01 сера перекачивается насосами по обогреваемому трубопроводу в яму дегазации серы Т 02;    • Проба на выходе из В 04 – коагулятора, предназначенного для сепарации капельной серы от газа за счет снижения скорости потока и отбойных сеток. Из В 04 технологический газ поступает на доочистку в отделение Сульфрин, а сера в приемную яму Т 01;    • проба на выходе из Е 01 – конденсатора, в трубное пространство которого поступают продукты термической реакции отделения Клаус, где они охлаждаются до температуры 169 – 200 °С. Сконденсированная сера через гидрозатворы по серопроводу выводится в яму суточного хранения Т 01.        Анализ экстракта полисульфанов в ацетонитриле позволил зафиксировать на циклической вольтамперограмме необратимый анодный пик при потенциале Епа = 1,5 В, соответствующий окислению высших полисульфанов. В некоторых пробах фиксировали пик при потенциале Епа = 1,0 В, соответствующий окислению низших полисульфанов. На вторичной ветви циклической вольтамперограммы был отмечен пик восстановления протона при потенциале Епк = -0,2 В соответствует протону, что свидетельствует о присутствии полисульфанов при использовании дискового платинового электрода в качестве рабочего [4]. В случае стеклографитового электрода на ветви восстановления протон не фиксируется [5]. По величине анодного пика можно рассчитать содержание полисульфанов по предварительно построенной калибровочной зависимости. Полисульфаны считаются связанными сероводородом [6]. Причем, из общего их количества некоторая доля является потенциальным сероводородом, т.е. может легко распадаться на серу и сероводород. Обработка полученных результатов и последующий расчет содержания полисульфанов свидетельствуют о присутствии полисульфанов в сере в значительном количестве [7, 8].    Другим достоверным способом геохимического количественного определения содержания полисульфанов является спектрофотометрический метод [9]. Для применения данного способы необходимо было установить концентрационную зависимость содержания полисульфанов от исходного количества элементной серы. Современные спектрофотометры предназначены для количественного анализа широкого спектра веществ в природных и искусственных объектах, измерения параметров оптико-физических кинетических процессов. Основная область применения спектрофотометров: аналитические и испытательные лаборатории, осуществляющие государственный и производственный контроль безопасности и качества продукции, в том числе, фармацевтической, объектов окружающей среды, сырья, технологических процессов в химической и перерабатывающей промышленности, биологических жидкостей, а также для решения задач криминалистической и судебно-медицинской экспертизы. Устройство ультрафиолетовых спектрофотометров несколько проще по сравнению с инфракрасными спектрофотометрами. Для проведения анализов в представленной работе спектрофотометр СФ-103.        Таблица 2     Зависимость концентрации полисульфанов в экстракте в ацетонитриле от массы навески серыМасса серы, мгПик № 1Пик № 2, нмD, нмD102651,423001,57202551,452981,54302601,412971,44402541,393001,40502601,403001,39602651,582951,69702571,402981,41802601,382971,53902581,483001,471002651,462981,50где D – характеризует волну поглощения в данной области спектра; λ – длина волны в нм; пик № 1 соответствует растворимости серы в ацетонитриле, а пик № 2 – полисульфанам.         Известно, что процесс экстрагирования компонентов из твердых веществ зависит от ряда факторов [9]. К ним относят: температуру, время, природу экстрагента, степень измельченности вещества, механическое перемешивание во время экстрагирования [10]. В рамках настоящих геохимических исследований необходимо было установить влияние размеров частиц элементной серы на время и степень экстрагирования полисульфанов с использованием апротонного растворителя [11]. Были проведены исследования образцов элементной серы с различных точек отбора после установки Клауса (Е 03) и из предварительной ямы хранения товарной серы (Т 01). Предварительно серу просиванием через различные сита разделили на фракции, отличающиеся размером. Для проведения экспериментальных исследований были выбраны три фракции, отличающиеся определенным диаметром частиц: крупная, средняя и мелкая, соответствующая порошкообразному состоянию серы [12]. Навеску серы (m = 1 г) экстрагировали ацетонитрилом в течение 48 часов. Полученный экстракт полисульфанов анализировали электрохимическим методом [13].     Также были проведены исследования образцов газовой серы с различных точек отбора с целью установления взаимосвязи между степенью измельчения серы и временем экстракции полисульфанов. Результаты представлены на примере образцов серы непосредственно после установки Клауса (Е 03) и из предварительной ямы хранения товарной серы (Т 01).        Таблица 3     Влияние размеров частиц элементной серы на время экстрагирования полисульфанов Интервал измерения, чИнтервал измерения, минDчастиц = 5 ÷ 7 ммDчастиц =1 ÷ 4 ммDчастиц ^ 1,0 мм, порошкообразная сераIa, ммQ, ppmIa, ммQ, ppmIa, ммQ, ppm Е 031101689,71689,71795,3201584,118100,91795,3301795,318100,919106,5401689,719106,518100,95018100,919106,517106,56019106,520112,119100,93301795,318106,519100,96019106,520112,119100,9901795,319106,520112,112018100,922123,321117,715019106,520112,120112,118018100,920112,121117,72420112,123128,925140,24825139,929162,632179,4Т 0111022123,324134,625139,92024134,626145,827151,43025139,926145,830168,24027151,425139,927151,45026145,827151,428157,06028157,028157,029162,633025139,926145,830168,26028157,028157,029162,69027151,426145,829162,612026145,828157,027151,415027151,427151,431173,418026145,829162,631173,42430168,234190,638213,04839218,643241,047260,4        В результате проведения геохимических экспериментальных исследований была установлена зависимость степени экстрагирования полисульфанов от размера частиц элементной серы: чем больше измельченность серы, тем выше концентрация полисульфанов в полученном экстракте [14, 15]. Это обусловлено тем, что в процессе измельчения элементной серы происходит разрыв связей в молекулах полисульфанов, которые адсорбированиы на поверхности и в пористом пространстве газовой серы. Было также установлено, что размеры серных частиц не влияют на время экстракции полисульфанов. Для подтверждения был проведен дополнительный электрохимический контроль в течение первого часа экстрагирования с интервалом в 10 минут; в течение 3 часов с интервалом в 30 минут, а также через 24 часа. С помощью циклической вольтамперограммы зафиксирован рост пика при потенциале Епа = 1,5 В в течение указанных временных интервалов во всех пробах. Стабилизация значений наступала после 48 часов.    Таким образом, было произведено геохимическое моделирование, позволяющее более глубоко исследовать свойства полисульфанов, природу их формирования и условия, способствующие образованию и геохимической деструкции данных соединений.','./files/2(49)/40-47.pdf','','','ГЕОЛОГИЯ, ПОИСКИ И РАЗВЕДКА НЕФТИ И ГАЗА','GEOLOGY, EXPLORATION OF OIL AND GAS','40-47');
insert into articles (`journal_namber`, `year`, `date`,`titlerus`,`titleeng`, `annatationrus`,`annatationeng`, `author_namber`,`key_wordsrus`,`key_wordseng`,`article`, `pdf`,`literrus`,`litereng`, `headingrus`,`headingeng`, `pages`) values  ('2','2013','2013-7-30 23:52:41','Геохимическая классификация газовых конденсатов	','Geochemical classification of gas condensates	','           По аналогии с химической классификацией нефтей (по Ал.А. Петрову), газовые конденсаты также можно разделить на четыре основных химических типа: А1, А2, Б2, Б1 (на примере газовых конденсатов Ямала и смежных районов Западной Сибири). Тип А1соответствуеталкановым газовым конденсатам и по своему углеводородному составу близок к соответствующим алкановымнефтям. Типы А2 и Б относятся к нафтеновым конденсатам, поскольку в их составе содержится более 50 % нафтеновых углеводородов. В конденсатах типа А2количество нафтенов составляет 60–70 %, увеличиваясь до 75 % в конденсатах Б2 и достигая 80–90 % в конденсатах химического типа Б1. Более того, нафтеновые газовые конденсаты типа Б2 иБ1 подразделяются в зависимости от преобладания в них структур различных химических типов – изопреноидных, циклоалкановых, моноциклов геминального типа замещения, би- и трициклоалканов – соответственно на подтипы Б2 и Б2ц, Б1м, Б1б и Б1т.      При типизации газовых конденсатов учитываются и другие их особенности:      1. состав и практическое отсутствие или очень низкое содержание смолистых веществ, серы и парафина;      2. преобладание бензиновых фракций, выкипающих до 200 °С;      3. большую изменчивость состава в связи с широким развитием в пластовых условиях ретроградных процессов обратного испарения и обратной конденсации;      4. зависимость углеводородного и фракционного состава от условий отбора.      Для выделения типов газовых конденсатов используются и следующие групповые показатели:      1. углеводородный состав бензиновых фракций (НК -200 ºС);      2. содержание фракций, выкипающих выше 200 ºС;      3. содержание общей серы.      Газовые конденсаты состоят практически из бензино-керосиновых фракций, поэтому даже небольшое содержание серы отражается на их использовании. В связи с этим этот показатель имеет геохимическое значение для идентификации углеводородов, в частности газовых конденсатов. Классификация газового конденсата с использованием аналитических методов исследования углеводородов на молекулярном уровне позволяет не только решать генетические вопросы формирования залежи, но и более широко внедрять в производственный процесс переработки способы максимально глубокого использования сырья, что способствует повышению эффективности геолого-разведочных работ. ','           By the chemical classification of oils (for Al.A. Petrov) gas condensate can also be divided into four basic chemical types: A1, A2, B2, B1 (example of the Yamal gas condensates and adjacent regions of western Siberia). Type A1sootvetstvuetalkanovym gas condensate and its hydrocarbon composition is close to the corresponding alkanovymneftyam. Types A2 and B are naphthenic condensates, since their composition contains more than 50 % naphthenes. In such condensates A2kolichestvo naphthenes is  60–70 %, increasing to 75 % in the condensates B2 and reaching 80–90 % in the condensates chemical type B1. Moreover, naphthenic gas condensate type B2 iB1 divided according to their prevalence in the structures of different types of chemicals – isoprenoid, cyclanic, monocycle geminal substitution type, bi-and tritsikloalkanov – by subtypes B2 and B2ts, B1m, B1b and B1t.      When typing gas condensates accounted for and their other characteristics:      1. composition and the virtual absence or very low tar, sulfur and paraffin;      2. predominance of gasoline fractions boiling up to 200 ° C;      3. great variability of the composition due to the extensive development in strata reverse retrograde processes of evaporation and condensation back;      4. dependence of hydrocarbon and fractional composition of the selection criteria.      To select types of gas condensates are used and the following group rates:      1. hydrocarbon composition of naphtha (NC -200 º C);      2. content of fractions boiling above 200 º C;      3. the total sulfur content.      Gas condensates are almost out of petrol and kerosene fractions, so even a small amount of sulfur is reflected in their use. Therefore, this indicator is to identify the geochemical importance of hydrocarbons, particularly natural gas condensates. Classification of gas condensate from the use of analytical methods for carbohydrates at the molecular level can not only solve genetic problems of forming a deposit, but also more widely adopted in the manufacturing process of refining ways to maximize the use of raw materials in-depth, which increases the efficiency of geological exploration. ',',138,139,','газовый конденсат,физико-химические свойства,молекулярный состав,классификация,хроматография,парафины,сернистые соединения,алканы,циклоалканы,ароматические соединения,нафтеновые углеводороды','gas condensate,physico-chemical properties,molecular structure,classification,chromatography,paraffin,sulfur compounds,alkanes,the cyclic alkanes,aromatic compounds,naphthenic hydrocarbons','По аналогии с химической классификацией нефтей (по Ал. А. Петрову), газовые конденсаты также можно разделить на четыре основных химических типа: А1, А2, Б2, Б1 (на примере газовых конденсатов Ямала и смежных районов Западной Сибири).    Тип А1соответствует алкановым газовым конденсатам и по своему углеводородному составу близок к соответствующим алкановымнефтям. Типы А2 и Б относятся к нафтеновым конденсатам, поскольку в их составе содержится более 50 % нафтеновых углеводородов.    В конденсатах типа А2количество нафтенов составляет 60÷70 %, увеличиваясь до 75 % в конденсатах Б2 и достигая 80÷90 % в конденсатах химического типа Б1 [2, 7, 9].    Более того, нафтеновые газовые конденсаты типа Б2 иБ1 подразделяются в зависимости от преобладания в них структур различных химических типов – изопреноидных, циклоалкановых, моноциклов геминального типа замещения, би- и трициклоалканов – соответственно на подтипы Б2 и Б2ц, Б1м, Б1б и Б1т. Из таблицы 1 видно, как происходит перераспределение различных структур в газовых конденсатах той или иной группы.    Примером газового конденсата химического типа А1на Ямале является газовый конденсат из пласта ТП19(готерив) танопчинской свиты Бованенковского месторождения, в котором алканы составляют более 50 %. Хроматограммы подобных газовых конденсатов соответствуют хроматограммам типичных легких парафинистыхнефтей [1, 14].    Для газовых конденсатов этого типа характерно высокое содержание монометилалканов, ди- и триметилалкановизопреноидного типа строения. Доля геминально замещенных структур невелика. Во фракции С9÷С13 практически отсутствуют трициклические углеводороды и очень незначительно содержание бициклических структур.Таблица 1Последовательность распределения характеристических структур во фракциях I-VII(нС6 – нС13) в газовых конденсатах различных химических типов (Гордадзе Г.Н. и др., 2010г.)        Химический тип А2газового конденсата на Бованенковском месторождении соответствует газовому конденсату из альбского пласта ПК12. По характеру распределения нафтенов этот газовый конденсат близок к газовому конденсату типа Б2.    Тип Б2газовых конденсатов выявлен на многих месторождениях Ямала (Бованенковское и Арктическое – баррем, Средне-Ямальское, Харасавейское – апт, Нурминское – готерив). Газовые конденсаты этого типа значительно различаются между собой по содержанию изопреноидов. Так, например, в газовых конденсатах апт – неокомского НГК Харасавейского, Арктического и Нурминского месторождений много изопреноидов С14, С15, С16, и эти газовые конденсаты относятся к подтипу Б2и. В газовых конденсатах типа Б2 на Бованенковском (пласт ТП11баррема) месторождении изопреноидныхалканов мало, и их трудно идентифицировать на хроматограммах и отделить от циклических структур (рис. 1), поэтому такие газовые конденсаты условно обозначены как конденсаты подтипа Б2ц.    Для газовых конденсатовБ2 характерно преобладание циклогексановых углеводородов над циклопентановыми, во всех фракциях среди циклогексанов прослеживается повышенное содержание алкил- и метилалкилциклогексанов.    По составу моноциклических углеводородов газовые конденсаты типа Б2 близки к газовым конденсатам типа А1, но отличаются более высоким содержанием бициклических структур, среди которых преобладают углеводороды конденсированного строения – транс-бицикло [4.3.0] нонан, бицикло [4.4.0] декан, 3- и 2-метил- и 3,8-, 3,9-, 2,9-диметилбицикло [4.4.0] деканы, 3-этил-, 2-этил-, 348-,249-триметилбицикло [4.4.0] деканы.    В незначительном количестве присутствуют трициклические углеводороды. Преобладание структур изопреноидного строения становится заметным только во фракции выше н-С10.    В химическом типе Б1газовых конденсатов Ямала полностью отсутствуют н-алканы и изопреноиды. Такие чисто нафтеновые конденсаты залегают, в основном, в верхних горизонтах апт-сеноманского НГК Севера Западной Сибири. На Ямале они установлены, в частности, в сеноманских (пласт ПК9) отложениях и верхних горизонтах неокома (пласт ТП9баррема) на Бованенковском месторождении и в сеномане (пласт ПК1) Геофизического месторождения, часть которого находится в акватории Обской губы. Присутствуют конденсаты Б1 и в северо-восточной части Ямала на Южно-Тамбейском месторождении (пласт ПК13альба).     Расшифровка пиков приведена в таблице 1Сквалан, 50°С–1°/мин.Рис. 1. Хроматограмма фракции НК-235°С газового конденсата месторожденияБованенковское, скв. 56, 1551–1566 м., тип Б2ц (Гордадзе Г.Н., 2010)             Газовые конденсаты этого типа подразделяются на три подтипа, соответственно преобладанию моноциклических (подтип Б1м – рис. 2 и 5), бициклических (подтип Б1б – рис. 3 и 6) и трициклических (подтип Б1т – рис. 4 и 7) нафтеновых углеводородов [Гордадзе Г. Н. Углеводороды нефти и их анализ методом газовой хроматографии: учеб. пособ. / Г. Н. Гордадзе, М. В. Гируц, В. Н. Кошелев. – М. : МАКС Пресс, 2010. – 240 с. – ISBN 978-5-317-03337-8].    При типизации газовых конденсатов учитываются и другие их особенности:    1. состав и практическое отсутствие или очень низкое содержание смолистых веществ, серы и парафина;    2. преобладание бензиновых фракций, выкипающих до 200 °С;    3. большую изменчивость состава в связи с широким развитием в пластовых условиях ретроградных процессов обратного испарения и обратной конденсации;    4. зависимость углеводородного и фракционного состава от условий отбора [12, 13].    Рис. 2. Хроматограмма газового конденсата месторождения Бованенковское, скв. 56, 1505÷1515 м., тип Б1м (Гордадзе Г.Н., 2010)Рис. 3. Хроматограмма газового конденсата месторождения Южно-Тамбейское, скв. 7, 1610÷1615 м., тип Б1б (Гордадзе Г.Н., 2010)Рис. 4. Хроматограмма газового конденсата месторождения Геофизическое, скв. 40, 969÷973 м., тип Б1т (Гордадзе Г.Н., 2010)Рис. 5. Хроматограмма фракции НК-235 °С газового конденсата месторождения Бованенковское, скв. 56, 1505–1515 м., тип Б1м (Гордадзе Г.Н., 2010) Рис. 6. Хроматограмма фракции НК-235 °С газового конденсата месторождения Южно-Тамбейское, скв. 7, 1610–1615 м., тип Б1б (Гордадзе Г.Н., 2010)Рис. 7. Хроматограмма фракции НК-235 °С газового конденсата месторождения Геофизическое, скв. 40, 969–973 м., тип Б1т (Гордадзе Г.Н., 2010)        Для выделения типов газовых конденсатов используются следующие групповые показатели:    1. углеводородный состав бензиновых фракций (НК -200 ºС);    2. содержание фракций, выкипающих выше 200 ºС;    3. содержание общей серы [3, 4, 5].    Групповой углеводородный состав суммарной бензиновой фракции позволяет выделить следующие типы газовых конденсатов:    метановый ММ > 50 ÷ 60 %нафтеновый НН > 50 ÷ 60 %ароматическийАА > 50 ÷ 60 %метаново-нафтеновыйМН(М + Н) > 60 % (М > Н > А)нафтеново-метановыйНМ(Н + М) > 60 % (Н > М > А)метаново-ароматическийМА(М + А)> 60 % (М~> А > Н)ароматико-метановыйАМ(А + М) > 60 % (А > М > Н)        Бензиновые фракции в газовых конденсатах преобладают, поэтому групповой углеводородный состав дает в большинстве случаев характеристику типа газового конденсата в целом.    В таблице 2 приведены наиболее характерные типы газовых конденсатов по отдельным стратиграфическим комплексам крупных регионов (структурных элементов), в пределах которых специфична близость типов газовых конденсатов и нефтей регионально нефтегазоносных стратиграфических комплексов.    Таблица 2Состав газовых конденсатов с изменением глубины залеганияМесторождениеВозрастотложений,горизонтГлубина,мУглеводородныйсостав (Н.К. 200 оС),%Выходна пластовый газ,г/м3AHMAHMметановые газовые конденсатыЮжный МубарекCr1ap, XII12407256851840ЛуговскоеС1, bb13006207441347ШахнахтыJ3, I1660223750,22,37,5КанчуринскоеP11760713805956ГорючкинскоеС1, tI1830127720,2514ОренбургскоеP1+C3190010207071463СтароминскоеCr1, aI21504276942870Вост.-КамышанскоеCr1ap22008246892569МыльджинскоеJ3, Ю123857177651253МарковскоеCm1252561282917112ВуктыльскоеP1+C328401218704256246Русский хуторСев.Cr1aI, VIII31701024663379218Шатлык (Шехитли)Cr13415911800,70,97газовые конденсаты с преобладанием ароматических УВУчкырJ2, XV168544164016615НекрасовскоеCr1345044173913511СтепноеJ2363042401815147газовые конденсаты с преобладанием нафтеновых УВДарвазаCr1, I765286120,150,7РыбальцевскоеT1535470260,92720Усть-ВилюйскоеJ120151248401,84,33,7ЗыряN2, ПК46001066241812244        Содержание фракций, выкипающих при температуре выше 200 ºС, несмотря на преобладание бензиновых компонентов, колеблется в широких пределах (иногда превышая даже 50 %) и оказывает существенное влияние на свойства газовых конденсатов. По этому показателю выделены три группы газовых конденсатов:    • низкокеросиновые, индекс [КГ]1 (до 20 % этих фракций);     • среднекеросиновые, индекс [КГ]2 (20–50 %);     • высококеросиновые, индекс [КГ]3 (выше 50 %).    Газовые конденсаты состоят практически из бензино-керосиновых фракций, поэтому даже небольшое содержание серы отражается на их использовании. В связи с этим этот показатель имеет геохимическое значение для идентификации углеводородов, в частности газовых конденсатов.    В зависимости от содержания н-алкановых углеводородов во фракции 200–320°С, обусловливающих возможность получения топлива для реактивных двигателей, зимних дизельных топлив без депарафинизации или с ее применением и жидких парафинов для микробиологической и химической промышленности, газовые конденсаты делятся на четыре вида: H1, Н2, Н3, Н4 (табл. 3).    H1 – газовые конденсаты высокопарафиновые, во фракции 200–320°С которых содержание комплексообразующих составляет более 25 % масс.    Из этих газовых конденсатов реактивное и зимнее дизельное топлива могут быть получены с депарафинизацией. Эти газовые конденсаты могут быть использованы для получения жидких н-алканов, предназначенных для синтеза белково-витаминных концентратов (БВК) в качестве сырья.        Таблица3Технологическая классификация газового конденсата по содержаниюн-алкановых углеводородов во фракции 200–320°СВидМассовая долян-алканов вофр. 200 – 320° С, %Тзаст газового конденсата, °СДепарафинизацияH1выше 25не ниже минус15требуется для получения реактивного, дизельного зимнего топлив и жидкихн-алкановН218–25минус 10 ± 25не требуется для получения реактивного и дизельного зимнего топлив, требуется для получения жидких н-алкановН314–18минус 40 ± 60не требуется для получения реактивного и дизельного зимнего топлив, пригоден для получения жидких н-алканов в смеси с высокопарафинистым сырьемН4ниже 14ниже минус 60не требуется для получения реактивного, дизельного зимнего топлива, не пригоден для получения жидких н-алканов    Н2 – газовые конденсаты парафиновые с содержанием комплексообразующих во фракции 200–320 °С от 18 до 25 %.    Из этих газовых конденсатов реактивное и зимнее дизельное топлива могут быть получены без депарафинизации. Газовые конденсаты этого вида пригодны для выделения жидких н-парафинов.    Н3 – газовые конденсаты малопарафиновые с содержанием комплексообразующих во фракции 200÷320°С меньше 18 %, но не ниже 14 %.    Эти газовые конденсаты пригодны для получения реактивного и зимнего дизельного топлив без депарафинизации и не пригодны для выделения жидких н-парафиновых углеводородов. Фракция дизельного топлива этих газовых конденсатов может использоваться для выделения н-алканов в смеси с высокопарафинистым сырьем.    Н4 – беспарафиновые газовые конденсаты с содержанием во фракции дизельного топлива комплексообразующих менее 14 %. К таковым относятся и газовые конденсаты облегченного фракционного состава, не содержащие фракций дизельного топлива, или перегоняющиеся при температуре не выше 250°С, и газовые конденсаты истощенных площадей с пластовым давлением ниже 98 105 ÷ 147 105 Па (100 ÷ 150 кгс/см2).        Характеристика газовых конденсатов различных месторождений приведена в таблице 4 [6, 8, 10, 11, 15].    Таблица 4    Характеристика газовых конденсатов различных месторожденийМесторождениеВязкость кин. при20 ºС, мм2/сТ заст, ºССодержание, %массера общ.парафины*смолы силикагелевыеасфальтеныАстраханское0,81122,9-241,42,2/572,90Братское0,72441,1^-600,03следыследы0Герасимовское0,7198–^-700,005следы1,80,4Губкинское0,78621,9-260,253,2/516,00,4Калиновское0,73760,98-720,014следы00Малоямальское0,76031,0-420,01–следы0Таас-Юряхское0,66100,6^-600,040,240,120Уренгойское0,80182,3-20,033,4/5300Штокмановское0,79211,4-540,04–00Примечание: * – после знака дроби указана температура плавления парафина, ºС.        В зависимости от фракционного состава (температура конца кипения) газовые конденсаты подразделяются на три группы:    Ф1– газовые конденсаты высококипящие с температурой выкипания выше 320°С.    Ф 2 – газовые конденсаты промежуточного фракционного состава с концом кипения от 250 до 320°С.    Ф3 – газовые конденсаты облегченного фракционного состава, выкипающие до температуры 250°С.        При индексации для каждого газового конденсата указываются:род – Д1, Д2класс – I, II, IIIтип – А1, А2, А3вид – Н1, Н2, Н3, Н4группа – Ф1, Ф2, Ф3.        Сочетание обозначений класса, типа, вида и группы составляет шифр технологической характеристики газовых конденсатов, напримеробозначения газовых конденсатов согласно технологической индексации (классификации) некоторых месторождений:    Уренгойский газовый конденсат залежи БУ-14IA2H3Ф2Оренбургскийгазовый конденсатIIIА2Н4Ф3Газовый конденсат месторождения БахарIА2Н2Ф1Газовый конденсатместорождения НаипIA1H2Ф2Газовый конденсат месторождения Северный МубарекIIA2H4Ф3Газовый конденсат месторождения ШатлыкIА3H1Ф1        Классификация газового конденсата с использованием аналитических методов исследования углеводородов на молекулярном уровне позволяет не только решать генетические вопросы формирования залежи, но и более широко внедрять в производственный процесс переработки способы максимально глубокого использования сырья, что способствует повышению эффективности геолого-разведочных работ.','./files/2(49)/47-60.pdf','','','ГЕОЛОГИЯ, ПОИСКИ И РАЗВЕДКА НЕФТИ И ГАЗА','GEOLOGY, EXPLORATION OF OIL AND GAS','47-60');
insert into articles (`journal_namber`, `year`, `date`,`titlerus`,`titleeng`, `annatationrus`,`annatationeng`, `author_namber`,`key_wordsrus`,`key_wordseng`,`article`, `pdf`,`literrus`,`litereng`, `headingrus`,`headingeng`, `pages`) values  ('2','2013','2013-7-30 23:52:41','Геодинамический фактор в распределении скоплений углеводородов  в осадочной толще Предкавказья	','Geodynamic factor in distribution of hc accumulation in sediments formation of Ciscaucasia	','           Выполнен анализ размещения скоплений углеводородов по глубинам и стратиграфическим комплексам с учетом вида флюида. Получены современные тренды распределения скоплений газа и нефти по глубине и по стратиграфическим комплексам, подтверждающие преимущественную приуроченность нефтяных месторождений к более древним комплексам – глубокий палеоген и мел, а газовых к более молодым в основном неоген и неглубоко расположенному палеогеновому комплексам. Построены модели изменения этажа нефтегазоносности на разных участках изучаемой территории. Показано, что месторождения в Предкавказье образуют некоторые группы. Области распространения месторождений по стратиграфическим комплексам сведены в единую карту. Специальными методами обработки из топографических, геологических, тектонических карт, схем нефтегазоносности и тектонического районирования, а также космических снимков получен комплект производных цифровых карт, описывающих положение и распределение по странам света линейных элементов (линеаментов) рельефа. Характер распределения линеаментов рельефа территории может рассматриваться как индикатор геодинамических условий. Сравнение производных карт с результатами модельных экспериментов показало, что области с упорядоченным расположением линеаментов указывают на локальное сжатие. Области с неупорядоченным расположением линеаментов указывают на локальное растяжение. Картина распределения линейных элементов рельефа является индикатором геодинамических условий территории. Сопоставление выявленных трендов эволюции скоплений углеводородов с преимущественным простиранием линейных элементов рельефа обнаружило хорошее совпадение трендов с положением крупных протяженных линеаментов – разломов. Показано, что области распространения месторождений расширяются от более древних стратиграфических комплексов к более молодым, совпадая с основными направлениями геодинамических напряжений. Геодинамические напряжения, описываемые системой разломов, являются дополнительным фактором в распределении скоплений углеводородов в осадочном чехле. Учет геодинамического фактора повысит эффективность поисковых работ.  ','           Analysis of dependence of HC accumulations on depths, stratigraphic complex and a kind of fluid has been made. The modern trends of distribution of accumulations of gas and oil on a depth and stratum complexes are got, they confirm primary coincidence of the oil-fields with the more ancient complexes – the deep Paleocene and Cretaceous periods, and gas-fields to younger ones, mainly to the Neocene period and to the shallow located paleogene complex. On the different areas of the studied territory the models of change of layer of oil and gas- bearingness are built. It is shown that deposits in Ciscaucasia form some groups. The areas of distribution of deposits on stratum complexes are taken in a single map. A complete set of derivative digital maps, describing position and distribution on the cardinal points of linear elements of relief is got (received) by the special methods of treatment from topographical, geological, tectonic maps, charts of oil and gas- bearingness and tectonic districts, and also by pictures from space. The character of distribution of linear elements of relief of territory can be considered as an indicator of geodynamic terms. The comparison of derivative maps with the results of model experiments showed that areas with the well-organized location of linear elements indicate on a local compression. Areas with the unregulated location of linear elements indicate on local tension (strain). The picture of distribution of linear elements of relief is an indicator of geodynamic terms of territory. The comparison of the discovering trends of evolution of accumulations of hydrocarbons with the primary extending of linear elements of relief found out the good coincidence of the trends with the position of the large extensive linear elements – fractures (rifts). It is shown that regions of distribution of hydrocarbon fields expand from ancient stratigraphic complex to younger ones. The main directions correspond to principal trends of geodynamic strains. Geodynamic strains, described by faults system are additional factor in distribution of HC accumulation in sedimentary cover. Taking in consideration of geodynamic factor will increase efficiency of searching works ',',140,141,142,','скопления углеводородов,линейные элементы рельефа,геодинамические напряжения,стратиграфические комплексы','hydrocarbon fields,line elements of the relief,geodynamic s,strain,stratigraphic complex','Последние десятилетия в Предкавказье не было открыто ни одного месторождения нефти и газа, не получено заметных (значительных) приростов УВ. Проблема в существующей концептуальной основе прогнозирования и поисков УВ? Все ли факторы были учтены? Нет ли дополнительных факторов, влияющих на распределение УВ в осадочной толще?     Настоящее исследование с целью выявления неучтенных дополнительных факторов, определяющих закономерности распределения скоплений УВ, проведено на примере Предкавказья как одного из наиболее старых и освоенных нефтегазоносных районов мира. На 1.01.2011 по данным Государственного баланса полезных ископаемых учтено 368 месторождений УВ, залегающих в разнообразных литологических, структурных, тектонических и геодинамических условиях.     Закономерности размещения месторождений УВ в Предкавказье изучали многие исследователи [1, 3, 4, 5, 6]. Согласно схеме нефтегазогеологического районирования, разработанной Летавиным А.И. с соавторами в 1987 г. [3] территория Предкавказья включает 6 нефтегазовых областей (НГО), объединяющих 16 нефтегазовых районов (НГР), в которых выделены зоны нефтегазонакопления (ЗГН), каждая из которых характеризуется своими геологическими особенностями распределения нефтегазоносности по разрезу. По истории геологического развития и структуре нефтегазоносных территорий Предкавказье делится на нефтегазоносные территории в пределах самого Кавказа – Майкоп и Дагестан – и нефтегазоносные районы, лежащие на герцинском платформенном основании Скифской плиты.     Проведен анализ распределения скоплений углеводородов по глубинам и стратиграфическим комплексам по материалам около 200 месторождений (рис. 1–2).     Скопления углеводородов распространены в диапазоне глубин от 0,1 до 5,8 км.     Получено два современных тренда распределения скоплений газа и нефти по глубине. Большинство газовых месторождений приурочены к небольшим глубинам до 2000 м, соответствующих верхней зоне генерации газа. Преимущественное большинство нефтяных месторождений сосредоточено на больших глубинах между 2000–3000 м, что соответствует главной зоне генерации нефти.    Анализ стратиграфических интервалов нефтегазоносности Предкавказья показал, что скопления углеводородов приурочены к отложениям от палеозоя (карбона) и триаса до неогена включительно. Выделяются шесть нефтегазовых комплексов: пермо-триасовый, юрский, нижнемеловой, верхнемеловой, палеогеновый и неогеновый. Следует отметить, что этаж продуктивности некоторых месторождений включает несколько стратиграфических комплексов. Есть месторождения, в которых продуктивен весь стратиграфический интервал [8].         Рис. 1. Распределение месторождений углеводородов Предкавказья по глубине         Наиболее широким диапазоном нефтегазоносности характеризуются месторождения Зимне-Ставкинское (ГН), Величаевско-Колодезное (ГН), Восточно-Безводненское (ГН), Расшеватское (ГК), Русский Хутор Северный (НГК), включающие триас-юру-мел-палеоген (T+J+K+Pg). Также продуктивны четыре стратиграфических комплекса на месторождениях Малгобек-Вознесенско-Алхазово (ГН) и Махачкала-Тарки (НГК), включающие юру, мел, палеоген и неоген (J+K+ Pg+ N). Месторождений, в которых продуктивный интервал включает три стратиграфических комплекса, значительно больше.     Рис. 2. Распределение месторождений углеводородов по стратиграфическим комплексам. Условные обозначения: 1 – современный тренд распределения газовых месторождений; 2 – 3 – современный и прогнозируемый тренды распределения нефтяных месторождений        Месторождения, с этажом нефтегазоносности, включающем триас, юру и мел (T+J+K) – Надеждинское (Н), Урожайненское (ГН), Сухокумское и В. Сухокумское (НГК), Солончаковое (НГК), Юбилейное (НГК), Восход (НГК). С этажом нефтегазоносности, включающем юру, мел и палеоген (J+K+Pg) – Озек-Суат (Н), Русский Хутор Центральный (НГК), Шамхал-Булак (НГК). С этажом нефтегазоносности, включающем мел, палеоген и неоген (K+Pg+N) – Журавское (ГН), Ачи-Су (НГК), Гудермесское (Н), Старогрозненское (ГН).     Большое количество месторождений характеризуются более узким диапазоном нефтегазоносности, распределенным по двум стратиграфическим комплексам в различных сочетаниях. Так, например: Равнинное (НГК), Байджановское (Н), Граничное (ГК), Староминское (ГК), Челбасское (ГК) и др. включают триас и мел (T+K); Сухановское (НГК), Самурское (Г), Катериновское (Н), Кургаш-Амурское (Н), Молодежное (Н) и др. – юру и мел (J+K); Каневско-Лебяжье (ГК), Мирненское (ГК), Лениградское (ГК), Кузнецовское (НГК) и др. – мел и палеоген (K+Pg), Избербаш (НГК), Горское (Н) и др. – палеоген и неоген (Pg+N).     В то же время существуют месторождения, где продуктивен лишь самый верхний стратиграфический уровень нефтегазонакопления (21 из рассматриваемых 200 месторождений), ниже его скопления УВ отсутствуют.     Полученные современные тренды распределения газовых и нефтяных скоплений по стратиграфическим комплексам подтверждают преимущественную приуроченность нефтяных месторождений к более древним комплексам – глубокий палеоген и мел, а газовых к более молодым в основном неоген и неглубоко расположенному палеогеновому комплексам.     Построены профили, показывающие изменение стратиграфического интервала нефтегазоносности месторождений УВ (рис. 3–4). Такие профили представляют собой модели изменения этажа нефтегазоносности на разных участках изучаемой территории и показывают характер и направление омоложения этажа нефтегазоносности.Рис. 3. Модель изменения этажа нефтегазоносности по профилю 1. А – зона максимального этажа нефтегазоносности; Б – промежуточная зона; В – зона самого молодого этажа нефтегазоносности. Стрелками показано предполагаемое направление омоложения стратиграфического интервала    Рис. 4. Модель изменения этажа нефтегазоносности по профилю 2. А – зона максимального этажа нефтегазоносности; Б – промежуточная зона; В – зона самого молодого этажа нефтегазоносности. Стрелками показано предполагаемое направление омоложения стратиграфического интервала        Области распространения месторождений по стратиграфическим комплексам сведены в единую карту, на которой видно, что месторождения в Предкавказье образуют некоторые группы. Таких областей в наиболее полном выражении на исследуемой территории выделено две: первая – на Ставропольском своде (А), вторая (Б) – на крайнем юго-западе – в группе майкопских месторождений и прилегающих к ним с севера многочисленных месторождений побережья Азовского моря (Западно-Кубанская нефтегазоносная область) (рис. 5). Сопоставление положения названных последовательностей с картой нефтегазоносности [3] показало, что они точно соответствуют цепочкам месторождений. Причем наблюдается расширение областей от более древних стратиграфических комплексов к более молодым. По мере удаления от этих участков нижние стратиграфические границы интервала продуктивности повышаются до неогена. Направления омоложения нижних горизонтов продуктивного разреза отражают пути миграции УВ от мест стабильной генерации к местам современного их положения, совпадая с основными направлениями геодинамических напряжений [2].Рис. 5. Эволюция нефтегазоносности территории Предкавказья. Условные обозначения: Области распространения месторождений по стратиграфическим комплексам: 1 – триасовый, 2 – юрский; 3 – меловой; 4 – палеогеновый,                                 5 – неогеновый. Месторождения – 6        По этому признаку могут быть выделены тренды эволюции скоплений УВ.     Первый тренд эволюции – Ставропольский, в котором с наиболее широким диапазоном нефтегазоносности являются месторождения Ставрополья, например, Зимне-Ставкинское, Величаевско-Колодезное, Путиловское, Журавское. Второй тренд эволюции скоплений выделен в районе г. Майкоп и названный – Майкопский, в котором наиболее широким диапазоном нефтегазоносности обладают Самурское, Новодмитриевское, Азовское, Анастасиевско-Троицкое месторождения.    В менее полном выражении, в редуцированном виде могут быть выделены еще несколько таких же последовательностей месторождений (В, С, Д, Е) (рис. 5).     Проведено сопоставление выявленных трендов эволюции скоплений УВ с преимущественным простиранием линейных элементов рельефа, выделенных на основе анализа топографических карт масштаба 1:1000000 рассматриваемой территории.     Исходными данными определения простирания линейных элементов рельефа послужили топографические карты масштаба 1:1000000, геологические карты дочетвертичных и четвертичных отложений масштаба 1:1000000 и объяснительные записки к ним, обзорные карты нефтегазоносности Краснодарского, Ставропольского краев и Дагестана, тектоническая карта Предкавказской эпипалеозойской платформы, схема тектонического районирования (масштаб 1:1000000), мелкомасштабные космические снимки серии Ландсат.    Необходимые для исследования цифровые карты получены оцифровкой бумажных топографических карт в программе EasyTrace.     В результате их специальной обработки получен комплект производных карт:    1. цифровая модель рельефа;    2. карта крутизн рельефа;    3. карта направлений падения склонов рельефа;    4. карта общей плотности линейных элементов рельефа (линеаментов);    5. карты плотности линейных элементов рельефа по странам света;    6. комплект карт, характеризующих распределение простираний линейных элементов рельефа по странам света: среднего остаточного – отличие розы-диаграммы распределения линеаментов по странам света от круга, изотропности распределения линейных элементов рельефа по странам света, энтропии распределения простираний линеаментов и главного направления простираний линаментов.    Совместный анализ структурной карты и карты линеаментов показал, что для территории Предкавказья характерно наличие областей упорядоченного и неупорядоченного расположения линеаментов. Согласно экспериментам [7, 9–16] первое характерно для локального сжатия, второе – для растяжения. Характер распределения линеаментов рельефа территории является индикатором геодинамических условий.     Сопоставление карты изотропности простираний линейных элементов с месторождениями УВ в разных стратиграфических комплексах показало, что прослеживается тенденция приуроченности месторождений в более молодых отложениях (неоген-палеоген) к зонам неупорядоченного расположения линеаментов, определяемых как зоны растяжения, а месторождений глубоких интервалов палеогена-триаса – к областям упорядоченного расположения линеаментов. Наблюдается, как бы наползание зон упорядоченного расположения линеаментов, или зон сжатия на территорию месторождений УВ в более древних отложениях (триас-юра).     Пример рассчитанной цифровой карты приведен на рисунке 6.    Рис. 6. Карта изотропности простираний линейных элементов рельефа        Анализ размещения долей скоплений УВ в стратиграфических комплексах по этажам нефтегазоносности и разных глубинах с учетом вида флюида показывает, что более подвижный легкий газ не может сохраняться долгое время и мигрирует в верхние и более молодые стратиграфические комплексы в соответствии с распределением геодинамических напряжений. Нефть мигрирует значительно медленнее газа, располагаясь в более древних и глубоких комплексах, что отражает современный тренд распределения нефтяных скоплений (рис. 1, 2, 7).     Обнаружено хорошее совпадение отмеченных трендов эволюции месторождений с положением крупных протяженных линеаментов – разломов. Картина распределения линейных элементов рельефа (линеаментов) является показателем геодинамических условий растяжения или сжатия. Скопления углеводородов тяготеют к разломам – участкам локального геодинамического растяжения. Обнаруженные обстоятельства позволяют предположить, что наряду с рассеянным источником углеводородов (нефтегазоматеринские свиты) могут быть небольшие по площади, но долго действующие интенсивные локализованные генераторы углеводородов. Возможно, такое постоянство определялось связью указанных структур с глубинными источниками углеводородов.     Рис. 7. Размещение долей скоплений УВ в стратиграфических комплексах по этажам нефтегазоносности и разных глубинах с учетом вида флюида. Условные обозначения: 1 – современный тренд распределения газовых месторождений; 2 – современный тренд распределения нефтяных месторождений.        Распределение геодинамических напряжений, описываемых системой разломов, существенный фактор в распределении скоплений УВ в осадочном чехле. Предкавказье – один из примеров для анализа. По-видимому, в других регионах сохранятся такие же закономерности.','./files/2(49)/60-71.pdf','','','ГЕОЛОГИЯ, ПОИСКИ И РАЗВЕДКА НЕФТИ И ГАЗА','GEOLOGY, EXPLORATION OF OIL AND GAS','60-71');
insert into articles (`journal_namber`, `year`, `date`,`titlerus`,`titleeng`, `annatationrus`,`annatationeng`, `author_namber`,`key_wordsrus`,`key_wordseng`,`article`, `pdf`,`literrus`,`litereng`, `headingrus`,`headingeng`, `pages`) values  ('2','2013','2013-7-30 23:52:41','Оценка основных характеристик продуктивного пласта путем  гидродинамичексого мониторинга	','Evaluation of the main characteristics of the reservoir by means of hydrodynamic monitoring	','           Проблема эффективной разработки нефтенасыщенных залежей с максимальным коэффициентом извлечения пластовой продукции своей актуальности не теряет, поэтому поиск рациональных методов контроля за разработкой до настоящего времени не прекращается. В статье представлены методы гидродинамического контроля за разработкой месторождения. Представленная к публикации работа содержит материал о гидродинамической взаимосвязи скважин, установленной путем проведения трех площадных гидропрослушиваний. В работе изложен материал о гидродинамической связи низа (С) и верха (А) продуктивной части. Так же представлена информация о методах проведения и интерпретации гидродинамических исследований Южно-Хыльчуюского нефтяного месторождения. В работе показаны практические результаты исследований в процессе освоения и пробной эксплуатации, проведен сравнительный анализ. Статья содержит материал об изменении фильтрационных свойств в процессе эксплуатации месторождения, соотношении динамических емкостей на разных этапах разработки. Содержание статьи представляет научный и практический интерес для широкого круга читателей, заинтересованных в эффективной разработки нефтенасыщенных залежей с максимальным коэффициентом извлечения пластовой продукции.  ','           The problem of efficient development of oil-saturated reservoir with maximum extraction of reservoir production does not lose its relevance, the search of rational methods of control over the development has not yet been terminated. The paper presents methods of monitoring the development of the hydrodynamic field. Submitted for publication work contains material on the hydrodynamic relationship well established through three areal Interference. The paper set out the material on the bottom of the connectivity (C) and the top (A), the productive part. Just provide information on methods for the interpretation and hydrodynamic studies of South Khylchuyu oil field. The paper demonstrates the practical results of research in the process of development and trial operation, the comparative analysis. The article contains a material change in the flow properties of mine, the ratio of operating capacity at different stages of development. Content of the article is of scientific and practical interest for the general reader interested in the efficient development of the oil-saturated reservoir with maximum extraction of reservoir production. ',',143,144,145,146,','гидродинамические исследования,фильтрационно-емкостные параметры,трассерные исследования,поддержанием пластового давления,заводнение,межскважинные пространства','hydrodynamic studies,filtration and capacitive parameters,трассерные research,maintenance of reservoir pressure,fooding,dynamic capacity','Основной задачей данной публикации является анализ, сравнение во времени и обобщение результатов комплексного гидродинамического мониторинга скважин для получения геологической и эксплуатационной характеристики продуктивной залежи в процессе ее разработки.    Для контроля за процессом разработки залежи обработаны, проинтерпретированы и сопоставлены результаты 247 гидродинамических исследований продуктивных отложений ассельского и сакмарского ярусов в 59 скважинах Южно-Хыльчуюского месторождения в течение практически 2 лет, в том числе трех гидропрослушиваний скважин по площади и разрезу, выполненных в начальный период эксплуатации ООО «Нарьянмарнефтегаз» и ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть». Обработка и интерпретация результатов проводилась с помощью программного обеспечения (ПО) «FEKETE», «SAPHIRNL» и ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть» [2, 3, 4, 5, 12–15].    По результатам гидродинамического мониторинга скважин, к основным характеристикам продуктивного пласта-резервуара можно отнести:    1. Продуктивный пласт отложений ассельско-сакмарских ярусов нижней перми представлен сложно построенным кавернозно-трещинно-поровым коллектором с преобладающей динамической емкостью матричной составляющей. История гидродинамических исследований показывает, что в 15,5 % эксплуатационных скважин на начальном этапе разработки приток полностью обеспечивается за счет кавернозно-трещинной динамической емкости (Кvт = 100 %) продуктивного коллектора. Далее в процессе дренирования продуктивной толщи в работу включаются матричные блоки (на примере скважин 229, 231, 238, 247) и соотношение динамических емкостей, участвующих в притоке, устанавливается на уровне Кvт = 15 % и Кvп = 85 %. Приблизительно с таким же соотношением динамических емкостей работают многие скважины месторождения. Но есть и исключения. Так, в скважине 216 соотношение динамических емкостей иное – Кvт = 50,1 % и Кvп = 49,9 %.    2. Доминирующим режимом, обеспечивающим поток пластового флюида к скважинам (или отток нагнетаемой жидкости от скважины), является плоскорадиальный, который является основным источником информации для оценки гидродинамических параметров. По данному участку КВД определяются величины фильтрационных параметров (гидропроводности, подвижности, проницаемости, пьезопроводности), пластового давления, обобщенного скин-фактора и его составляющих для оценки состояния призабойной зоны. Исключение составляет ряд скважин 1 и 3 куста, где наблюдаются линейные фильтрационные потоки, обеспеченные граничными условиями (скважины 228, 229), либо развитой трещиноватостью (скважины 209, 210). Так, в скважине 210 линейный режим фильтрации по протяженной трещине наблюдался в течение 46 часов. Линейный поток также характерен для работы нагнетательных скважин 217 и 263.    3. При диагностике практически всех продолжительных КВД были отмечены проявления границ пласта и граничных условий в виде открытой границы с постоянным давлением, роль которой на данном месторождении в начале эксплуатации выполняла пластовая водонапорная система. На более позднем этапе разработки месторождения добавляются проявления процесса ППД.    4. Исследуемые продуктивные отложения неоднородны как по разрезу, так и по напластованию. Неоднородность по разрезу подтверждается результатами первых испытаний купольной и нижней частей продуктивного пласта. Например, в скважине 229 проницаемость коллектора в верхней части разреза равна 227,8 мД, низ продуктивной толщи обладает проницаемостью 9,7 мД.    Сравнение фильтрационных параметров по каждой из скважин 257, 242, 249, 222, 223 и т.д. различных кустов подтверждает неоднородность продуктивной толщи по разрезу – фильтрационные свойства на всех участках месторождения повышаются снизу вверх.    Более высокими фильтрационными параметрами характеризуются зоны дренирования скважин 1 и 2 кустов. Так, максимальная проницаемость (0,613 мкм2) присуща зоне влияния скважины 252. В 36 % от общего количества скважин первоначальное значение проницаемости оценивается на уровне 100 мД. Более высокая проницаемость характерна для дренируемого коллектора в радиусе влияния 19 % эксплуатационных скважин, таких как 238 (~400 мД), 247 (~350 мД), 260 (216,2 мД) 258 (236,8 мД) и т.д. Проницаемостью от 10 до 100 мД, в основном, территориально обладает продуктивный коллектор 3 куста.     Приведенные выше цифры указывают на неоднородность фильтрационных свойств по площади [1, 7, 8]    5. Существование единого нефтяного резервуара в карбонатных отложениях нижней перми было установлено впервые при площадном гидропрослушиваниив марте 1992 г. возмущающей скважины 42 и реагирующих 21, 32, 36.     Наиболее четко проявления неоднородности и гидродинамической взаимосвязи продуктивных отложений наблюдались при исследовании скважин кустов (К) 1 и 2 методом гидропрослушивания в 2007 г.    Комплексные гидродинамические исследования скважин К-1 и К-2 на Южно-Хыльчуюском месторождении проводились с целью определения величины продуктивности, фильтрационных и емкостных параметров нефте- и водонасыщенных коллекторов, гидродинамического единства условно выделенных пачек продуктивного пласта А (верх продуктивной толщи), В и С (низ продуктивной толщи). Все исследования оценены как технически успешные, материалы исследований имеют достаточно высокое качество.    В первом по времени гидропрослушивании (апрель 2007 г.) были задействованы семь скважин: 241 (возмущающая) и 234, 239, 246, 248, 250, 259 (реагирующие). Величины пластовых давлений на момент исследования по большинству скважин соответствовали гидростатически обеспеченному с глубинным градиентом 1,07 МПа/100 м. Снижение пластового давления отмечено в скважине 234 (Кг = 1,02 МПа/100 м), что свидетельствует о начале освоения залежи на упруго – водонапорном режиме. На рисунке 1 представлена схема расположения перечисленных выше скважин.     Анализ полученных результатов позволяет сделать следующие выводы.    На подачу импульса в скважине 241 среагировали только скважины 234 и 239.    Продуктивная пачка А в возмущающей (скважина 241) и реагирующих (234 и 239) скважинах представлена нефтенасыщенным коллектором с единой гидродинамической системой.     Фильтрационные свойства коллектора в направлении скважин 234 и 239 таковы, что позволяют импульсу от возмущающей достичь реагирующие примерно за двое суток.     Практическое совпадение значений гидропроводности и пьезопроводности пласта по скважинам 241 и 234 указывает на однородность фильтрационных свойств коллектора по вектору подачи импульса возмущения. Среднее значение работающей толщины пласта между скважинами 241–234 составляет 39,2 м.     Снижение гидропроводности на 40 % в направлении скважины 239 при незначительном увеличении уровня пьезопроводности, свидетельствует об изменении работающей толщины пласта с 39,3 до 12,8 м, среднее значение которой по данным гидропрослушивания составляет 23,4 м.     Снижение проницаемости, наблюдаемое при прохождении импульса к скважине 239, вероятно, связано с перфорацией в этой скважине нижней части пачки А, имеющей более низкие фильтрационные свойства.     Таким образом, в изучаемом районе залежи карбонатный коллектор пачки А нижнепермских отложений имеет достаточно высокие, практически постоянные фильтрационные свойства по напластованию, неоднородное строение по разрезу и гидродинамическое единство по площади и разрезу.    Приход импульса от возмущающей (241) в реагирующие скважины 246, 248, 250 и 259 с интервалами перфорации пачки С не зарегистрирован. Подобная реакция на возмущение свидетельствует об изоляции пачек А и С.     возмущающая скважина;      реагирующая скважинаРис. 1. Схема расположения скважин участка Южно-Хыльчуюского месторождения (07-21.04.2007 г.)             Второе гидродинамическое исследование методом гидропрослушивания включает опытную закачку воды в возмущающую скважину 246 с интервалом перфорации пачки С и оценку реакции на нее окружающих скважин с интервалами перфорации пачки А (скважины 234, 239, 241) и пачки С (скважины 248, 250, 259). До начала гидропрослушивания все реагирующие скважины были остановлены. На рисунке 2 представлена схема расположения скважин, участвующих в данном исследовании.     Анализ результатов проведенных гидродинамических исследований указывает на отсутствие взаимодействия возмущающей скважины 246 и реагирующих скважин как пачки А (234, 239, 241), так и пачки С (248, 250, 259). Отсутствие связи пачек А и С на данном этапе подтверждает ранее сделанный вывод. Отсутствие единой гидродинамической связи в пачке С по результатам этого исследования можно объяснить низкими фильтрационными свойствами среды и ограничением времени регистрации кривых реагирования после подачи импульса[9, 10, 11].     Третье гидропрослушивание скважин Южно-Хыльчуюского месторождения было выполнено после изменения ряда интервалов перфорации по скважинам 234, 239, 246, 248, 250, 257, 259 (рис. 3).    Подача импульса в интервал перфорации возмущающей скважины 248 осуществлялась закачкой воды в нижнюю часть пачки А двумя агрегатами в течение шести суток с различной интенсивностью и временными остановками их работы. Общий объем закачки составил 4264,6м3. Темп закачки менялся во времени и в среднем равен 710 м3/сут. Максимальное давление закачки на забое достигало 22,6 Мпа.    Продуктивная пачка А на данном участке месторождения в возмущающей и реагирующих скважинах характеризуется как нефтенасыщенный коллектор с высокими фильтрационными свойствами и единой гидродинамической системой. Фильтрационные свойства коллектора в направлении от скважины 248 к скважинам 234, 239, 241, 246, 250 и 257 таковы, что позволяют импульсу от возмущающей скважины достичь реагирующие соответственно за 150, 33, 18, 33, 29 и 59 часов.    После подачи импульса в возмущающей скважине его приход в реагирующую скважину 259 с интервалом перфорации пачки В зарегистрировать не удалось по технической причине. Выделить отдельно реакцию пачки В по скважинам 239, 246 и 250 на возмущение пачки А, где в роли продуктивных объектов выступают интервалы совместной перфорации пачек А и В, не представляется возможным.     Для получения более полной информации о месторождении все реагирующие скважины разбиты на группы в зависимости от расположения интервалов перфорации: верх пачки А (скважины 234, 241), низ пачки А (скважина 257), А+В (скважины 239, 246, 250). Средние значения коэффициентов гидропроводности, пьезопроводности и проницаемости пачки А в направлении скважины 234 составляют – 342,6 мкм22см/мПа/с, 5014см2/с и 280 мД, в направлении скважины 241, соответственно – 816,3 мкм22см/мПа/с, 11758 см2/с и 650 мД соответственно. Интервалы перфорации этих реагирующих скважин вскрывают верхнюю часть пачки, и приход импульса давления свидетельствует о ее гидродинамическом единстве по разрезу. Поскольку вектор подачи импульса к данным скважинам имеет практически одно и то же направление, то следует отметить неоднородность коллектора по латерали – фильтрационные свойства коллектора между скважинами 241 и 234 более низкие, что подтверждает результаты предшествующего исследования данных скважин методом гидропрослушивания.            возмущающая скважина    реагирующая скважинаРис. 2. Схема расположения скважин участка Южно-Хыльчуюского месторождения (20.04.2007 – 03.05.2007)        Значения средних коэффициентов гидропроводности, пьезопроводности и проницаемости пачки А в направлении скважины 257 – 580,0 мкм22см/мПа/с, 5905 см2/с и 330мД соответственно. Интервал перфорации этой реагирующей скважины вскрывает нижнюю часть пачки.     Полученные значения параметров по данному направлению указывают на незначительную неоднородность коллектора по разрезу – нижняя часть пачки А имеет более низкие фильтрационные свойства.            возмущающая скважина       реагирующая скважинаРис. 3. Схема расположения скважин участка Южно-Хыльчуюского месторождения (10.09-12.10.2007)    Средние значения фильтрационных параметров (коэффициенты гидропроводности, пьезопроводности и проницаемости) пачек А и В в направлении скважины 239 составляют – 813,0 мкм22см/мПа/с, 6130см2/с и 340 мД, в направлении скважины 246 – 758,0 мкм22см/мПа/с, 9704см2/с и 530 мД, в направлении скважины 250 – 857,3 мкм22см/мПа/с, 11964 см2/с и 660 мД соответственно. Следует отметить практическое совпадение значений гидропроводности пласта по векторам подачи импульса. Существенное отличие значений пьезопроводности и проницаемости коллектора по этим направлениям связано с размерами каналов, передающих импульс. Средняя работающая толщина пласта между скважинами 248 – 239 составляет 39,2 м, между скважинами 248 и 246 – 23,1 м, между 248 – 250 проводящая часть коллектора равна 21,2м.     Практическое совпадение пластовых давлений и их глубинных градиентов, определенных по участкам стабилизации забойного давления в реагирующих скважинах перед подачей импульса в возмущающей, косвенно подтверждает гидродинамическое единство залежи.     В итоге, третье гидропрослушивание скважин двух участков залежи (К-1 и К-2) свидетельствует о гидродинамическом единстве пачки А по латерали и разрезу, позволяет оценить степень неоднородности фильтрационных свойств по направлению от возмущающей 248 ко всем реагирующим скважинам, определить толщины наиболее проницаемых составляющих продуктивной части коллектора.    Эффективная продуктивная толщина коллектора по латерали в среднем составляет 21,3м. Существенный прирост работающей толщины зарегистрирован в направлении скважин 239 и 257.    6. За прошедшие 2 года эксплуатации месторождения с ППД произошли изменения фильтрационных свойств коллектора при условном сохранении работающих толщин. Так, при работе соседних скважин 247 и 257, имеющих на начальный период освоения проницаемость на уровне 360 мД, наблюдается снижение проводимости во времени, которое на начало 2010 г. оценивается средней величиной 110 мД. Аналогичная ситуация повторяется в скважинах 229 и 223, где изменение проницаемости происходит в пределах 227,8 – 101,9 мД и 202,7 – 76,6 мД соответственно. Основной причиной служат дополнительные сопротивления за счет обводненности пласта-резервуара.     Таким образом, гидродинамический мониторинг в процессе эксплуатации позволяют заключить, что карбонатная толща продуктивных отложений представляет собой единый, гидродинамически связанный природный резервуар со сложной структурой пустотного пространства. Он характеризуется значительной неоднородностью фильтрационно-емкостных свойств, как по площади, так и разрезу и определенной тенденцией увеличения фильтрационных сопротивлений по залежи в процессе ее разработки с ППД.','./files/2(49)/71-80.pdf','','','ГЕОЛОГИЯ, ПОИСКИ И РАЗВЕДКА НЕФТИ И ГАЗА','GEOLOGY, EXPLORATION OF OIL AND GAS','71-80');
insert into articles (`journal_namber`, `year`, `date`,`titlerus`,`titleeng`, `annatationrus`,`annatationeng`, `author_namber`,`key_wordsrus`,`key_wordseng`,`article`, `pdf`,`literrus`,`litereng`, `headingrus`,`headingeng`, `pages`) values  ('2','2013','2013-7-30 23:52:41','Нефтегазоносные ресурсы Каспийского моря	','Oil and gas potential of the Caspian Sea	','           Дана оценка ресурсов нефти и газа новых месторождений Каспийского моря и различных секторов акватории. Обосновано геологическое районирование перспектив нефтегазоносности Каспийского моря. Изложены исследования запасов природного сырья в мезозойских, каменноугольных и девонских отложений северной акватории Каспийского моря, осуществлено сравнение углеводородных ресурсов с юго-западной и юго-восточной частями акватории. Результаты геологоразведочных работ в различных районах Каспийского моря, изучение параметров основных ресурсообразующих (ключевых) структур и примыкающих к ним зон с учетом всей совокупности регионально-геологических данных позволяют уточнить оценку локализованных ресурсов углеводородов. Ресурсы нефти и газа Северного Каспия в его части, принадлежащей к Прикаспийской соляной провинции, могут достигать 12200–13600 млн т УВ, из которых 8200–8700 млн т УВ тяготеет к северо-восточному побережья Каспийского (морского) поднятия, около 700-900 млн т приходится на структуры, связанные с Укатненской впадиной. При этом основной объем продуктивности связывается с подсолевыми карбонатными отложениями. Ресурсы углеводородов надсолевого комплекса оцениваются как нефтегазовые, они находятся в значительно более доступных горно-геологических условиях и содержат нефть и газ более высокого качества без сероводорода. Приведенные материалы подтверждают, что северная акватория Каспийского моря обладает высоким потенциалом нефтегазоносности. В ближайшей перспективе здесь может сформироваться крупный регион нефтегазодобычи. ','           The estimation of oil and gas fields of the Caspian Sea new and different sectors of the area. Justified geological zoning perpektiv Caspian Sea oil and gas. Describes a study of natural resources in the Mesozoic, Carboniferous and Devonian deposits in the northern Caspian Sea, carried out a comparison of hydrocarbon resources in the south-western and south-eastern parts of the area. The results of exploration work in different areas of the Caspian Sea, the study of the basic parameters resursoobrazuyuschih (key) structures and adjacent areas, taking into account the totality of the regional-geological data can refine the estimate of localized hydrocarbon resources. Oil and gas resources of the Caspian Sea in the North part of it belongs to the Caspian province of salt, can reach 12200–13600 million tons of hydrocarbons, of which 8200–8700 million tons of hydrocarbons tends to the north-east coast of the Caspian Sea (sea) rises, about 700–900 million t have to structures related to Ukatnenskoy depression. While the bulk of productivity associated with the subsalt carbonate deposits. Hydrocarbon resources are estimated post-salt complex as oil and gas, they are much more accessible geological conditions and contain oil and gas of higher quality without hydrogen sulfide. The above materials confirm that the northern Caspian Sea has a high potential oil and gas. In the short term there may be formed a major oil and gas regions. ',',147,','нефть,газ,месторождение,акватория,оценка,сектор,запасы,разведанные и балансовые запасы','oil,gas,mine,water area,assessment,sector stocks,category,explored and commercial reserves','Анализ результатов геологоразведочных работ [1,2,3,4 и др.] в различных регионах Каспийского моря, изучение параметров основных ресурсообразующих (ключевых) структур и примыкающих к ним зон с учетом всей совокупности регионально-геологических данных позволяют уточнить оценку локализованных ресурсов углеводородов. С разведочными структурами северной акватории Каспийского моря связаны крупные многопластовые месторождения с нефтегазовыми, газовыми и газоконденсатными залежами. На Хвалынском месторождении промышленный приток газа с конденсатом с дебитом 849тыс. м3/сут и содержанием конденсата 95 г/м3 получен из доломитизированных высокопористых известняков верхней юры (интервал 2978–2998 м). Из песчаников нижнего мела (интервал 2422–2479 м) дебит газа составил 253 тыс. м3/сут, конденсата – 19,2 м3/сут. Открыты промышленные залежи [5,6,7 и др.].    На месторождении «170 км», расположенном западнее Хвалынского месторождения высокодебитный приток нефти (свыше 350 м3/сут) получен из отложений верхней юры в интервале 3021–3040 м. Промышленный приток газа с дебитом 600 тыс. м3/сут получен из кровельной части верхнеюрских отложений. Газоносными являются также и нижнемеловые отложения.    Месторождение им. Ю. Корчагина включает 6 залежей с промышленным содержанием углеводородов на глубине от 690 до 1860 м. Большие дебиты газа (627 тыс. м3/сут) и конденсата (46,3 м3/сут) получены из песчаников батского яруса средней юры. Нефтегазоконденсатная залежь открыта в доломитах волжского яруса; дебиты нефти до 377,5 м3/сут, газа до 123,7 тыс. м3/сут. Четыре газоконденсатные залежи открыты в нижнемеловых песчаниках и палеогене [8,9,10,11 и др.].     На месторождении Ракушечном в терригенном комплексе нижнего мела выявлены три газоконденсатные залежи с промышленной газоносностью. Из альбских коллекторов получен интенсивный приток газа дебитом 430 м3/сут. Притоки нефти получены в готеривских песчаниках нижнего мела (глубина 1420 м) и доломитах волжского яруса верхней юры (глубина 1470 м). Нефти открытых залежей легкие, высокопарафинистые, малосернистые. Газы жирные, содержание метана 74 %, этана до 7–8 %, пропана до 4,5 %, С7+В до 6 %. Конденсаты легкие, содержат мало твердых парафинов, серы, силикагелевых смол и асфальтенов. Содержание конденсатов в газе по 90 г/м3 (Серебрякова, 2012 и др.)    Полученные результаты позволяют оценить суммарные извлекаемые прогнозные ресурсы углеводородов триасового, юрского и мелового нефтегазоносных комплексов северной акватории в 835 млн т УВ, в том числе нефти до 270 млн т, газа до 485 млрд м3, конденсата до 39 млн т, попутного газа до 40 млрд м3. Подавляющая часть этих ресурсов связана с юрскими и меловыми отложениями. По двум перспективным участкам Средне-Каспийского свода (Центральному и Ялама-Самурскому) прогнозные извлекаемые ресурсы углеводородов оцениваются в 1,1 млрд т УТ, в том числе нефти до 126 млн т, газа до 875 млрд м3, конденсата до 80 млн т. Оценка извлекаемых ресурсов всего российского сектора Каспия до 5 млрд т УВ, в том числе нефти свыше 1 млрд т, газа свыше 3 млрд м3, конденсата более 240 млн т [12, 13,14 и др.].    На казахском шельфе Каспия находятся два морских блока, расположенных в Северном Каспии. Первый блок включает структуры Восточный Кашаган (ранее Кашаган) и Западный Кашаган (ранее Кероглы-Нубар). Второй блок включает поднятия Кайран и Актота в прибрежной зоне Казахстана. На Восточном Кашагане с глубины 5170 м получен приток нефти хорошего качества дебитом 600 м3/сут (15,16,17,18 и др.). Суммарные геологические запасы месторождения по оценкам экспертов достигают 1,7–2,5 млрд т УВ. На Западном Кашагане с глубины 4250 м получен приток нефти дебитом 540м3/сут и газа до 215 тыс. м3/сут. Геологические запасы месторождения здесь до 1,5 млрд т УВ. Здесь, как и в российском секторе, успешность бурения составила 100 %, т.е. каждая скважина стала открывательницей промышленного скопления углеводородов. Такая успешность является свидетельством высокой перспективности глубинных палеозойских отложений северной акватории на нефть и газа (табл. 1) [19,20,21,22 и др.]. Новые открытия, сделанные в казахском секторе Каспия, вместе с результатами бурения на русском шельфе позволили оценить геологические ресурсы казахского сектора шельфа в интервале от 7,5 млрд т УВ (по оценкам экспертов МПР РФ и Минэнергетики РФ) до 8,1 млрд т УВ (по оценкам «ЛУКОЙЛ»).     В составе Тенгизского палеозойского карбонатного массива выделяются три объекта, включающие среднекаменноугольные и девонские отложения в соответствии со структурными планами. В составе I объекта запасы исследованы по каждому подобъекту (башкирскому, серпуховскому и окскому) с учетом структурных зон (платформа, баундстоун и склон). В составе II и III объектов запасы исследованы отдельно для платформенной и фланговой частей карбонатного массива. Платформенная часть объекта I исследована по категориям В и С1. Категория В включает запасы на площади, разбуренной эксплуатационными скважинами, остальная площадь нефтеносности платформы отнесена к категории С1. Для склоновой части башкирского подобъекта запасы нефти оценены по категориям С1 и С2. Участок баундстоуна, получивший развитие в склоновой части месторождения, оценен по категории С2. Склоновая часть в районе скважин, где получены промышленные притоки нефти, оценены по категориям С1 на площади радиусом 2,8 км (удвоенное расстояние между эксплуатационными скважинами). Остальная часть площади нефтеносности склона отнесена к категории С2 [23,24,25,26 и др.].    По серпуховскому и окскому подобъектам выделяются две структурные зоны баундстоунов: внутренняя и внешняя. Запасы во внутренних зонах баундстоунов, «опоясывающих» платформенную часть, характеризующихся большими значениями объемов нефтенасыщенных пор, максимальными толщинами, наличием трещиноватости и доказанной продуктивностью пород, отнесены к категории С1. Запасы во внешних зонах отнесены к категории С2 вследствие удаленности от платформенной части и малого охвата по периметру. Запасы склоновых частей серпуховских и окских отложений оценены по категории С2 [27,28,29,30 и др.].    Во II объекте к категории С1 отнесены запасы на участках радиусом 1,4 км вокруг скважин, из которых получены притоки нефти как на платформе, так и на присклоновых и склоновых частях месторождения. Запасы остальной части II объекта классифицируются по категории С2. В III объекте к категории С1 отнесены запасы в радиусе 1,4 км вокруг каждой скважины, давшей промышленный приток нефти. Остальная часть разреза до водонефтяного раздела классифицируется по категории С2 (табл. 1). Для обоснования КИН при разработке месторождения Тенгиз исследованы варианты эксплуатации [30, 31, 32 и др.]:     1. варианты на естественном упруго-замкнутом режиме;    2. варианты режима закачки воды;    3. вариант режима закачки газа.    Запасы нефти и растворенного газа, а также запасы содержащихся в нефти попутных компонентов (серы и парафина) приведены в таблице 2. Таким образом, 84 % извлекаемых запасов месторождения сосредоточено в I объекте, из них 62 % заапсов приурочены к платформенной части, 35 % к бортовой и 3 % к склоновой. Запасы II и III объектов составляют 12 % и 4 % от суммарных запасов месторождения. По промышленным категориям оценены 92% запасов I объекта, 38 % запасов II объекта и лишь 3 % запасов III объекта [31, 32, 33 и др.].    По мере повышения изученности Каспийского моря [34, 35, 36, 37 и др.] при одновременном увеличении объемов поискового бурения происходит устойчивое изменение оценок величины потенциала. При этом 68 % суммарных ресурсов УВ акватории поделили между собой Азербайджан и Казахстан (соответственно, 33 и 35 %), а на долю Туркменистана и России пришлось, соответственно, 18 и 14 % всех ресурсов. Если же говорить о распределении доказанных запасов, то около 97,5 % приходилось на долю Азербайджана и Туркменистана (соответственно, 87 и 10,5 %) и около 2,5 % – на долю Российской Федерации (Глумов, 2004 и др.) (табл. 3, 4).    Современные оценки запасов нефти в Каспийском море [38, 39, 40, 41, 42 и др.] колеблются в интервале 4–6 млрд т, а суммарные ресурсы УВ в пределах 30–60 млрд т. В недрах акватории, примыкающей к Казахстану содержится от 9 до 15 млрд т УВ, а в туркменской части Каспия – до 12,2 млрд т УВ. При этом основной объем продуктивности связывается с подсолевыми карбонатными отложениями. Ресурсы нефти и газа Северного Каспия в его части, принадлежащей Прикаспийской соляной провинции, могут достигать 12200–13600 млн т УВ, из которых 8200-8700 млн т УВ тяготеет к северо-восточному побережью Казахстана, от 3300 до 4000 млн т может быть сконцентрировано в районе Жамбайского (морского) поднятия, около 700–900 млн т приходится на структуры, связанные с Укатненской впадиной. При этом основной объем продуктивности должен связываться с подсолевыми карбонатными отложениями. Ресурсы углеводородов надсолевого комплекса оцениваются как нефтегазовые, они находятся в значительно более доступных горно-геологических условиях и содержат нефть и газ более высокого качества без сероводорода (табл. 4) (Глумов, 2004; Серебрякова, 2012 и др.) [43, 44, 45 и др.].     Таблица 1 Запасы нефти и растворенного газаОбъектПодобъектКатегорияПлощадь нефтеносности, тыс. м2Объем нефтенасыщенности пород, тыс. м3Начальныегеологические запасы нефти, тыс. тКоэффициент извлечения нефти, доли ед.Начальные извлекаемые запасы нефти, тыс. тIБашкирскийВ1037505167592097240,6456135405С1147625234449951500,502647819ВС12513757512083048740,601183224С2149625214928872270,361831561ВС1С24010009661363921010,5478214785СерпуховскийВ913006647152697710,5848157751С118515016707066780480,4751322157ВС127645023354219478190,5063479908С21374004091001660310,396665852ВС1С2413850274452111138500,49545760ОкскийВ653758939333627980,6211225334С11976507921083214730,5872188780ВС126302516860416842710,6052414114С248625772631360,38391204ВС1С231165016937676874070,6042415318IIС1753753162720,20163580С21631255109530,2042104342С1С22385008272280,203167922IIIДевонС11212577260,2011553С22373752672970,204254582С1С22495002750230,204156135Всего по место-рожднениюB8422930,6156518490C114186720,4398623889BC122606950,50531142379C210346440,2489257541BC1C232956090,42481399920Таблица 2 Запасы растворенного газа и компонентовОбъектПодобъектЗонаКатегорияНачальные запасы растворенного газа, млн м3Запасы компонентов, содержащихся в нефтисерыпарафинаГеологическиеИзвлекаемыеГеологическиеИзвлекаемыеГеологическиеИзвлекаемыеIВсего по I объектуВ433360266763800249263301820325С15632082874801039953084291121903ВС199656855424318401102347592942228С2131915507382436937100513866ВС1С2112848360498120837111718598046094IIНижний Визей + ТурнейПлатформаС185218,710379,6С2132716,216164,5С1С2217931,926544,1Фланг + склонС176397,722109,5С212838437154,3С1С2204781,659263,8Всего по II объектуС1161616324893005604123982492С2261097533194854991200294090С1С24227138580878591595324276583IIIДевонС13933790731530361С2136054277822539519104782140С1С2139987285722613533107812200Всего по месторождениюВ433360266763800249263301820325С17287573207591347759275561224456ВС1116211758752221479108538863044781С2529066131839982924474055810096ВС1С21691183719360313081329912918854877Таблица 3 Ресурсы углеводородов месторождений северного КаспияОбъектРесурсы извлекаемые, млн т УВХвалынское176им. Ю. Корчагина96Сарматская106Центральная520Ялама-Самур617Тенгиз719360Кашаган2500000Таблица 4 Промышленные запасы новых месторождений нефти и газа (по А.А. Новикову)МесторожденияКатегория запасовС1С2С1 + С2им. Ю. КорчагинаНефть, млн т Конденсат, млн т Газ, млрд м36,6852,07944,39542,5861,41941,54249,2713,49885,937РакушечноеКонденсат, млн т Газ, млрд м30,651282172,19795,1282,848123,345ХвалынскоеКонденсат, млн т Газ, млрд м31,07414,2658,487112,7329,561126,997170 кмНефть, млн т Конденсат, млнт т Газ, млрд м33.90,915,64,40,11,88,3117,4Всего:нефть, млн т конденсат, млн т газ, млрд м310,5854,704102,47746,98612,203251,20257,57116,907353,679        Продуктивность Среднего Каспия (46,47,48 и др.) связана с морской частью Северо-Кавказско-Мангышлакской провинции, расположенной на Скифско-Туранской платформе. Суммарный потенциал этой части бассейна составляет 7500–8500 млн т УВ (табл. 5,6,7). Наибольшие углеводородные перспективы связываются с Промысловским и Сегендыкским морскими районами, которые содержа, соответственно, до 3000 и до 1000 млн т УВ. При этот в пределах Промысловского морского района наибольший интерес представляют Кулалинский вал с поднятием Курмангазы и рядом возможных ловушек в доюрском комплексе, а также Лаганский порог – южная морская ветвь кряжа Карпинского, где в юрских и нижнемеловых отложениях может быть сосредоточено более 1000 млн т нефти, газа и конденсата (табл. 4) (Глумов, 2004 и др.) [49, 50, 51 и др.].        Таблица 5 Геологические ресурсы углеводородов Каспийского моря (по материалам МНР, Минэнерго РФ и др.)Район, зонаГеологические ресурсы, млрд т УВПалеозойМезозойКайнозойВсегоСеверный Каспий, Прикаспийская НГПЮжно-Эмбенский район (зоны Кашаган-Кайран-Актота, Бурыншик, Абай-Гаджи-Зейналлы, Бакиханова)7,6–8,00,6–0,7-8,2–8,7Жамбай-Северо-Каспийский район Укатнен-ский район (зоны Укатненская, Атаба-ба-Мусаханлы)3,3–4,0–-3,3–4,00,3–0,40,4–0,5-0,7–0,9Итого по НГП11,2–12,41,0–1,2-12,2–13,6Северный и Средний Каспий, Северо-Кавказско-Мангышлакская НГППромысловский район (зоны Промысловская,–2,8–3,0–2,8–3,0Кулалинская, Каспийско-Лаганская) Бузачин-ский район (Каражанбас – морская зона)–0,1–0,3–0,1–0,3Караганский район (Тюб-Караганская зона)–0,1–0,1Манычско-Прикумский район–0,1–0,1Сулакский район––0,10,1Южно-Дагестанский район (Дагестан – мор-––0,20,2екая зона)Сегендыкский район (зоны Сарматско-–0,8–1,0–0,8–1,0Хвальшская, Беке-Башкудукская) Централь-2,9–3,1ный, Дербентский (зоны Хазарская, Ялама-–2,9–3,1–Хачмасская, Самур – морскаяПесчаномысско-Ракушечный районКарабогазский район–0,3–0,5–0,3–0,5–^0,1–^0,1Итого по НГП–7,2–8,20,37,5–8,5        Таблица 6 Ресурсы углеводородов Каспия (млрд т УТ)Форма оценкиУсловный сектор, регионВсегоЮго-запад (Азербайджан),Юго-восто (Туркменистан)Северо-востоки центр(Казахстан)Северо-запад и центр (Россия)Юг (Иран)Экспертная, МПР4,63,214,15,61,529РФ, «Лукойл»3,82,28,16,7Не оценивались20,3        Существенные перспективы (2900-3100 млрд т) связаны с Центральным (Дербентским) глубоководным районом, где наиболее значимые ловушки представлены крупными сводами – Центральным, Ялама-Самур, Самур-море, Хачмас и другими, каждый из которых концентрирует в себе до 700 млрд т УВ. Углеводородный потенциал локализован не только в юрско-меловых, но и в триасовых отложениях. Эти отложения залегают на глубине до 5,5 км и достигают мощности 7 км (Глумов, 2004 и др.).        Таблица 7 Прогнозные ресурсы углеводородов российского сектор Каспийского моряКомпонентыЕдиницы измеренийРесурсы углеводородовМеловой комплексЮрский комплексТриасовый комплексСуммаНефтьмлн т2102510802800Попутный газмлрд м32039015420Свободный газмлрд м3110018701103000Конденсатмлн т6032020400        Приведенные исследования подтверждают, что северная акватория Каспийского моря обладает весьма высоким потенциалом нефтегазоносности. В ближайшей перспективе здесь может сформироваться крупный район нефтегазодобычи.        Исследование выполнено при поддержке Министерства образования и науки РФ, соглашение № 14. В37.21.0586 от 20.08.2012 г.','./files/2(49)/80-90.pdf','','','ГЕОЛОГИЯ, ПОИСКИ И РАЗВЕДКА НЕФТИ И ГАЗА','GEOLOGY, EXPLORATION OF OIL AND GAS','80-90');
insert into articles (`journal_namber`, `year`, `date`,`titlerus`,`titleeng`, `annatationrus`,`annatationeng`, `author_namber`,`key_wordsrus`,`key_wordseng`,`article`, `pdf`,`literrus`,`litereng`, `headingrus`,`headingeng`, `pages`) values  ('2','2013','2013-7-30 23:52:41','Анализ структуры запасов и ресурсов прибрежных  сухопутных территорий и акватории Каспийского моря	','Analysis of structure of supplies and resources of off-shore landterritories and aquatorium of Caspian Sea	','           Как известно, Прикаспийская нефтегазоносная мегапровинция (НГМП) рассматривается как один из наиболее перспективных регионов в отношении нефтегазоносности. Основными перспективными считаются слабоизученные подсолевые каменноугольно-девонские комплексы пород, на которые в последние десятилетия были целенаправлены поисково-разведочные работы. Первые результаты бурения сверхглубоких скважин заложенных в различных частях Прикаспийской синеклизы позволили существенно повысить степень изученности глубоких недр и оценить их ресурсный потенциал. Региональное размещение запасов и ресурсов в пределах Прикаспийской НГМП крайне неравномерно. Наиболее крупные по запасам газоконденсата и нефти месторождения сосредоточены в подсолевом комплексе отложений (Астраханское, Западно- и Центрально Астраханское, Тенгизское, Оренбургское, Кашаган, Карачаганак). В надсолевом комплексе отложений открыты в основном средние и мелкие по запасам месторождения. Наряду с этим высокие перспективы нефтегазоносности связываются с шельфовыми зонами морей, в том числе и Каспийского моря УВ потенциал которого оценивается достаточно высоко, и где в течение 2000–2012 гг. открыт ряд новых как крупных так, и средних по запасам месторождений среди которых: им. В. Филановского, им. Ю. Корчагина, «170 км», Хвалынское и др. Всего в пределах астраханского региона насчитывается около 20 открытых месторождений, и лишь немногие из низ разрабатываются. Это Астраханское газоконденсатное, Промысловское газовое, Бешкульское и Верблюжье нефтяные, им. Ю. Корчагина, им. В. Филановского. Остальные месторождения находится либо в стадии разведки, либо их запасы относятся к пассивным (т.е. не используются в течение более чем 5 лет со дня подсчета запасов). В настоящей статье рассмотрена динамика структуры запасов и ресурсов прибрежных сухопутных территорий Астраханского сектора Прикаспийской провинции и прилегающей акватории Каспийского моря. Проведено ранжирование месторождений по количественной оценке запасов. Приведены динамика запасов, ресурсов и добычи УВ и перспективы наращивания минерально-сырьевой базы Астраханского региона. ','           As you know, the Caspian oil and gas megaprovintsiya (NGMP) is regarded as one of the most promising regions in respect of oil and gas. The main promising are poorly studied subsalt Carboniferous-Devonian rock complexes, which in recent decades have been target-oriented exploration. The first results of drilling ultra-deep wells found in different parts of the Caspian syncline able to significantly increase the degree of scrutiny of the bowels and evaluate their resource potential. Regional location of reserves and resources within the Caspian NGMP unevenly. The largest reserves of oil and gas condensate deposits are concentrated in complex subsalt deposits (Astrakhan, West and Central Astrakhan, Tengiz, Orenburg, Kashagan, Karachaganak). In the post-salt complex deposits are open mainly medium and small reserves of the deposit. In addition, the high oil and gas potential associated with the shelf zones of seas, including the Caspian Sea hydrocarbon potential is estimated highly enough, and where during 2000–2012 yy number of new both large and medium-sized reserves of fields including: them. V. Filanovskogo they. Korchagin, "170 km", etc. In total Khvalynskoye within the Astrakhan region, there are about 20 open fields, and only a few of the low developed. This Astrakhan gas condensate, Promyslovka gas, oil and camel Beshkulskoe they. Korchagin, MI. V. Filanovskogo. The remaining fields are either under investigation or their stocks are passive (ie not used for more than 5 years from the date of calculation of reserves). In this paper, the dynamics of the structure of the reserves and resources of coastal land area of Astrakhan sector Caspian provinces and adjacent waters of the Caspian Sea. Ranging of fields to quantify the reserves. The dynamics of reserves, resources and production of hydrocarbons and the prospects of increasing the mineral resource base of the Astrakhan region. ',',148,149,150,','разведанные и балансовые запасы,начальные суммарные ресурсы,добыча,месторождения,нефть,газоконденсат','explored and commercial reserves,the initial total resources,production,field,oil,natural gas liquids','Основными источниками углеводородного сырья для топливно- энергетического комплекса являются нефть, конденсат, природный и растворенный в нефти газ. Месторождения Астраханской области немногочисленны, но область занимает заметное положение в газовой отрасли страны. Все месторождения области находятся в пределах крупнейшей Прикаспийской нефтегазоносной провинции. Месторождения газа сосредоточены в подсолевых каменноугольных, триасовых и юрско-меловых отложениях, месторождения нефти – в триасовом, юрско-меловом комплексах. По состоянию на 01.01.2012 г. по региону числится 20 месторождений нефти и газа, среди которых имеются как гиганты, так и мелкие по запасам. Объем начальных разведанных запасов Астраханского региона оценивается величиной 5 трлн м3 газа и 1,0 млрд т нефти и конденсата [1].     Разработка новой стратегии геологоразведочных работ с использованием данных комплексных магнитометрических, геохимических, термометрических, сейсмических электроразведочных исследований позволила вырабогтать надежные комплексы методов, успешно решаемые задачи поисков, разведки и подготовки выявленных объектов к бурению[13]. В результате такого подхода первые поисковые сверхглубокие скважины на подсолевой комплекс отложений в пределах Астраханского свода позволили открыть несколько крупных месторождений УВ-Западно-Астраханское, Центрально-Астраханское, Табаковское, Алексеевское в прилегающей сухопутной части Каспия.    В последние годы фронт геологоразведочных работ сместился в акваторию Каспийского моря, где открыты новые месторождения: Хвалынское, Ракушечное, Сарматское, им. В. Филановского, Ю. Корчагина, 170 км и др. [2]. Запасы российского сектора Каспийского моря специалистами оцениваются величиной 1,0 млрд т нефти и 1,0 трлн м3 газа. Начальные извлекаемые запасы на открытых морских месторождениях составляют 327 млн т нефти и 675 млрд м3 газа [3].    Количественная оценка запасов, ресурсов и добыча УВ сырья позволяет оценить перспективы нефтегазоносности любого региона и обосновать экономическую целесообразность дальнейших поисковых работ [4–5]. С учетом существующих классификаций [6–8] количественная оценка запасов, ресурсов и добыча УВ сырья месторождений Астраханского региона приведена в таблице 1.        Таблица 1 Ресурсы, запасы и добыча УВ сырья по состоянию на 01.01.2006 г. (по данным Минприродресурсов)Тип флюидаНачальные суммарные ресурсы НСР)РесурсыЗапасыНакопленная добычаД1+Д2С3С2А+В+С1Нефть, млн т.56,27824,97712,5114,7483,1930,85Свободный газ, млрд м37270,581808,65161,32427,942638,24134,45Растворенный в нефти газа, млрд м3–––0,460,110,02Конденсат, млн т10431129,82478,27405,6131,3        Начальные суммарные ресурсы (НСР) нефти Астраханской области оцениваются величиной 56 млн т., что составляет 0,1 % от НСР запасов нефти России. Доля начальных потенциальных ресурсов категории Д1+Д2 в НСР области составляет 45 %, доля перспективных ресурсов категории С3-22 %, они учтены по шести подготовленным к бурению площадям. Извлекаемые промышленные запасы нефти, сосредоточенные в надсолевом комплексе отложений невелики (категория А+В+С1+С2) и составляют 17,7 млн т. или 31 % от НСР области. В этой доли начальные разведанные запасы (НРЗ) равны 3,19 млн т или 7 % НСР. Нефтенасыщенными породами служат терригенные коллекторы средней юры и нижнего мела, залегающие на глубинах 850–1650 м. Нефть разрабатываемого Бешкульского нефтяного месторождения содержится в батском и байосском ярусах средней юры. Более половины запасов нефти являются тяжелыми, высоковязкими, относятся к средне- и малосернистым [1].     Начальные суммарные ресурсы газа области оцениваются величиной 7370,58 млрд м3, что составляет 4,6 % от НСР России. Четвертую часть начальных потенциальных ресурсов составляют категории Д1+Д2+Д0-1808,7 млрд м3, доля перспективных ресурсов-161,3 млрд м3, что чуть больше 2 % от всех начальных суммарных ресурсов области. Балансовые геологические промышленные запасы свободного газа (категория А+В+С1) равны 5066,18 млрд м3 (7 % от НСР России или 70 % НСР Астраханской области). Оцененные запасы составляют 2638,24 млрд м3, из которых на категорию А+В приходится всего 305 млрд м3 [13].     Начальные балансовые запасы газоконденсата составляют 1083 млн т или почти 8 % российских НСР. Из них на долю прогнозных ресурсов категории Д1+Д2 приходится 11 %, на долю перспективных ресурсов-менее 1 %. Балансовые запасы конденсата Астраханской области составляют 884 млн т (четвертая часть российских или 85 % НСР области, из них чуть более половины – это разведанные запасы категорий А+В+С1 (478,27 млн т). 	Основные запасы конденсата содержатся в Астраханском, Центрально- и Западно-Астраханском месторождениях. Содержание конденсата колеблется в пределах 130–330 г/м3. Исключение составляет Алексеевское месторождение, где его содержание составляет всего 39 г/м3.    Все разведанные запасы промышленных категорий и примерно половина предварительно оцененных запасов категории C2 находятся в распределенном фонде недр, они сосредоточены на семи месторождениях, четыре из которых разрабатываются, а три находятся в разведке. Лидером по количеству промышленных запасов является предприятие ООО «Газпром добыча Астрахань», ведущее разработку Астраханского ГКМ с запасами более 3,0 трлн м3. В нераспределенном фонде недр находится Бугринское газовое месторождение. Ранжирование месторождений по величине геологических запасов [7, 8] приведено в таблице 2. Таблица 2Ранжирование месторождений по величине запасов [2, 3, 4, 12, 13]ГруппаЗапасы согласно Классификации запасов и ресурсов2005 г.МесторожденияФактические запасы месторожденийГаза, млрд м3Конденсата, млн тМесторождения газауникальные500 млрд м3Астраханское ГКМЦентрально Астраханское ГКМ36001250560,0300крупные30–500 млрд м3Хвалынское НГКИмашевское ГКМПравобережная часть АГКМЗападно Астраханское ГКМРакушечное ГМим. Ю. Корчагина НГМ322,0278,0220,0141,3123,34586,017,020,720,022,02,8483,50средние3–30 млрд м3им. В. Филановского170 км34,017,0–9,56мелкие1–3 млрд м3Промысловское ГМБугринское ГМ1,651,26––очень мелкиеменее 1,0 млрд м3Северо-Шаджинское ГМ0,95–Нефтяные месторожденияЗапасы нефти (С1+С2)Запасы газа, млрд м3уникальныеБолее 300 млн тОтс.––крупные30–300 млн тСарматское НГМБешкульское НМим. Ю. Корчагина НГМХвалынское НГМ106,014049,27127,0––85,9379,561средние3–30 млн тВерблюжье НГМ170 км НГМИнчхе-море НГМ17,59,08,00,5817,4–мелкие1–3 млн т-––    На территории области успешно ведутся геологоразведочные работы, инвестиции в которые позволили заметно увеличить минерально-сырьевую базу и запасы газа области примерно на треть. Всего по результатам ГРР на баланс поставлено 1,4 трлн м3 газа. Основная добыча газоконденсата ведется на Астраханском ГКМ, где в 2007 г. добыто 13,044 млрд м3 газа, 3,147 млн т конденсата. Всего за время разработки месторождения добыто более 130 млрд м3 газа и 30 млн т конденсата, что составляет около 6 % от начальных суммарных запасов [1].    Таблица 3 Прогнозные ресурсы углеводородов российского сектор и лицензионных территорий на 1 января 2002 г. [Глумов, 2007]Прогнозная оценкаЕд. изм.Ресурсы углеводородовМеловой НГКЮрский НГКТриасовый НГКСуммаГеологическиеИзвлекаемыеГеологическиеИзвлекаемыйГеологи-ческиеИзвлекаемыеГеоло-гическиеИзвлекаемыеРоссийский сектор Каспийского морямлн т УТ1391,61217,550893165,9217,8155,36698,44538,7Нефтьмлн т210,973,82510958,177,831,12799,11063,0Попут. газмлрд мэ20,47,1387,7145,9145,6422,1158,6Своб. газмлрд мэ1101,01101,01868,61868,6107,4107,43077,03077,0Конденсатмлн т59,435,6322,2193,318,711,2400,2240,1Лицензионные территории ООО «ЛУКОЙЛ»млн т УТ2820,7491932,306Нефтьмлн т47,01816,4561002,085362,24830,44312,1771079,546390,881Попут. газмлрд м34,551,593174,91662,2495,5932,237185,058660,079Своб. газмлрд м3416,037416,037904,996904,99638,16938,1691359,2021 359,202Конденсатмлн т22,21613,33167,612100,5676,5152,249196,343116,145        НСР нефти и газа Северного Каспия оцениваются специалистами величинами 12200–13600 млн т у.т., из которых 8200–8700 млн т.у.т тяготеют к Казахстанскому побережью. Основные перспективы нефтегазоносности связываются с лицензионным участком «Северный», Центральный, Ялама-Самурский, Кулалинским валом, поднятием Курмангазы, Лаганским порогом (южная морская ветвь кряжа Карпинского) [2, 3, 13].     Полученные результаты позволяют оценить суммарные извлекаемые прогнозные ресурсы углеводородов триасового, юрского и мелового нефтегазоносных комплексов лицензионного участка «Северный» в количестве 834 млн т.у.т., в том числе: нефти – 269 млн т, газа – 484 млрд м3, конденсата – 38,6 млн т, попутного газа – 42 млрд м3. При этом подавляющая часть этих ресурсов по современным представлениям связана с юрскими и меловыми отложениями [10, 11, 12].    По двум лицензионным участкам ОАО «ЛУКОЙЛ» Средне-Каспийского свода (Центральному и Ялама-Самурскому) прогнозные извлекаемые ресурсы углеводородов оцениваются в 1,1 млрд т.у.т., в том числе: нефти – 121,6 млн т, газа – 874 млрд м3, конденсата – 77 млн т. Оценка извлекаемых ресурсов всего российского сектора Каспия оценивается в 4,5 млрд т.у.т., в том числе нефти – 1,06 млрд т, газа – 3,07 млрд м3, конденсата – 240 млн т. Все открытые и прогнозируемые залежи приурочены к ловушкам антиклинального, неантиклинального (стратиграфического экранирования) и массивного типам.      Приведенные сведения показывают, что российский сектор Каспия и прибрежные сухопутные районы обладают весьма высоким потенциалом нефтегазоносности. В ближайшей перспективе здесь может сформироваться крупный район нефтегазодобычи.        Исследование выполнено при поддержке Министерства образования и науки РФ, соглашение № 14. В37.21.0586 от 20.08.2012 г.','./files/2(49)/90-97.pdf','','','ГЕОЛОГИЯ, ПОИСКИ И РАЗВЕДКА НЕФТИ И ГАЗА','GEOLOGY, EXPLORATION OF OIL AND GAS','90-97');
insert into articles (`journal_namber`, `year`, `date`,`titlerus`,`titleeng`, `annatationrus`,`annatationeng`, `author_namber`,`key_wordsrus`,`key_wordseng`,`article`, `pdf`,`literrus`,`litereng`, `headingrus`,`headingeng`, `pages`) values  ('2','2013','2013-7-30 23:52:41','Геологические исследования влияния разведки газовых месторождений  на свойства осадочных пород	','Geological investigations of influence gas exploration on the properties of sedimentary rocks	','           В южных регионах России встречены изменения состава и свойств пород и пластовых вод при разведке газовых месторождений в результате процессов образования газогидратов в верхних слоях литосферы. Возникает производственная и научная необходимость разработки методов прогнозирования масштабов и направлений изменения состава и свойств пород и пластовых вод при гидратообразующих процессах в Калмыцком Прикаспии (в Калмыцком секторе Юго-Западного региона Прикаспийской впадины) при строительстве и функционировании геолого-технических сооружений для минимизации криогенного воздействия на природные и промышленные системы. При освоении углеводородного сырья в Калмыцком Прикаспии техногенные криогенные процессы проявляются в породах приустьевых зон скважин и вокруг промысловых газопроводных коммуникаций. Периодичность криогенного замораживания пород ниже глубин естественного промерзания, чередующегося с их циклическим оттаиванием летом, изменяет физико-механические свойства пород, в которых функционируют промышленно-технические системы, вследствие чего снижаются несущие способности пород, их плотность и сцепление с промышленными узлами и объектами, разрушаются системы крепления промышленных объектов и трубопроводов, что приводит к аварийным ситуациям и техногенным катастрофам. ','           In the southern regions of Russia met with changes in the composition and properties of rocks and formation waters in the exploration of gas fields in the result of the formation of gas hydrates in the upper layers of the lithosphere. Production and there is the need to develop scientific methods for predicting the extent and direction of the composition and properties of rocks and formation water at hydrate processes in the Caspian Kalmykia (Kalmyk sector in South-West region of the Caspian basin) during the construction and operation of geological-¬ of facilities to minimize the impact on the cryogenic natural and industrial systems. During the development of hydrocarbon resources in the Caspian Kalmyk man-made cryogenic processes occur in rocks of estuarine zones around the wells and pipeline of commercial communications. Frequency of cryogenic freezing of rocks deep below the natural freezing, alternating with cyclic defrost them in the summer, changes the physical and mechanical properties of the rocks in which an industrial-technical systems, thereby reducing the load-bearing capacity of rocks, their density and coupling with industrial sites and objects, broken system mounting of industrial facilities and pipelines, leading to a crash and man-made disasters. ',',151,','геология,разведка,газ,порода,скважина,вода,месторождение','geology,exploration,gas,rock,well,water,field','Впервые в промышленных инженерно-геологических условиях явления газогидратообразования были выявлены в районах вечной мерзлоты Восточной Сибири, где они не оказывают воздействия, так как горные породы находятся длительное геологическое время в естественном замороженном состоянии. В начале XXI века активные процессы образования гидратов стали проявляться и в южных регионах России на территории Прикаспия, преобразуя инженерно-геологические свойства пород, в которых расположены и функционируют природно-технические системы (1, 2 и др.).    Особенности газогидратообразования на газовых месторождениях Калмыцкого Прикаспия предопределены тем, что пластовые смеси месторождений характеризуются сложным составом. В газах содержится большое количество окиси углерода до 10 мг/м3 и более. В результате инженерно-геологических и термометрических исследовании, а также геофизических данных, отбора и исследования грунтов и керна горных пород в инженерно-геологическом разрезе выявлены мощности отложений, перспективные для формирования зоны газогидратообразования (рис. 1).    Для уточнения зоны газогидратообразования на геотермические профили нанесены равновесные кривые образования гидратов. На рисунке 2 приведена принципиальная схема глубинного распространения зоны газогидратообразования (ЗГО) в условиях Калмыцкого Прикаспия (4, 7 и др.). В результате многочисленных криогенных газогидратогенных циклов «замораживание – размораживание», достигающих в течение месяца двух – трех раз, а в течение многолетнего функционирования геолого-технических объектов многих сотен циклов, наблюдаются локальные изменения поверхности рельефа вдоль газопроводных трасс и вокруг устья скважин (рис. 3).    Рис. 1. Система образования газогидратов в скважинах на Шаджинском и Совхозного месторождениях: 1 – зона естественной влажности газов, 2 – зона критической (предельной) влажности газов, Г – газогидратная пробка, ЗГО – зона образования газогидратов, – – зона перфорации колонны, НКТ – насосно-компрессорные трубы (газовый лифт), – направление движения газов, /// – цементное кольцо        Эти изменения заключаются в динамической просадочности циклически размороженных пород и в оседании поверхности рельефа. Величина оседания поверхности рельефа около скважины в результате суммарной просадочности размороженных грунтов достигает 1 м, которая увеличивается с повышением количества циклов «замораживание – размораживание». С повышением количества криогенных циклов зона проседания рельефа удлиняется вдоль трассы газопроводов и расширяется вокруг устья скважины. В течение одного цикла длина зоны проседания рельефа около трубопровода составляла 5 м, а ширина зоны проседания вокруг скважины составляла 10 м. После 5 циклов длина зоны проседания рельефа вдоль газопровода увеличивалась до 50 м, а вокруг скважины – до 5 м. После 10 циклов длина зоны проседания рельефа вдоль газопровода достигала 100 м, а вокруг скважины – до 8–10 м. Ширина проседающей зоны рельефа вдоль газопровода аналогична скважинным зонам. Это приводит к изгибам и порывам трубопроводов и аварийным уклонам устьевого оборудования (3, 8 и др.).    Рис. 2. Профиль распространения зоны газогидратообразования с учетом давления, состава газа и минерализации пластовых вод на Шаджинском и Совхозном месторождениях        Гидрогеологические условия, в особенности минерализация пластовых вод оказывают значительное влияние на масштабы гидратообразования и мощности замораживания грунтов изменения свойств грунтов (6,10 и др.). При гидратообразовании в зонах скважин и газотрубных коммуникациях происходят изменения состава водорастворенных солей вследствие их криогенного «высаливания» из пластовых вод, выпадения солей из раствора и необратимости этих процессов. Поскольку растворы отдельных минеральных солей отвердевают при разных отрицательных температурах, то формирование солей в замороженном веществе приводит к расслоению жидкой фазы с выделением солей (рис. 4). Формирование в составе пород дополнительной массы солевых кристаллов увеличивает засоленность почв и формирование солончаков и усиливает коррозионные процессы заглубленных производственно-технических систем (7, 11 и др.).    Многочисленные циклы «естественное состояние – замораживание – размораживание», количество которых за десятилетия промышленного функционирования объектов достигает многих сотен циклов и более, приводят к изменениям не только состояния и свойств пород, но и их минералогического состава. Изменения минералогического состава грунтов резко усиливают коррозионные процессы и увеличивают аварийную обстановку вследствие снижения прочности объектов.    Рис. 3. Оседание рельефа и прогибание трубопроводов в зоне образования газогидратов Калмыцкого промысла: 1 – манометр, 2 – расходомер, 3 – штатное состояние газопровода, 4 – всплытие газопровода, 5 – газогидратная пробка,                        L – расстояние между двумя секущими кранами, L0 – длина сплошной гидратной,    L1 – расстояние от входного крана до гидратной пробки, L2 – расстояние от гидратной пробки до выходного секущего крана,  – относительное проседание рельефа    Одной из главных характеристик физико-механических свойств грунтов являются деформационные показатели, называемые «просадочностью» , измеряемые относительной осадкой пород при переходе из мерзлого в оттаявшее состояние (9,12 и др.):    где  – осадка слоя при оттаивании,  – первоначальная (естественная) толщина.    В замороженном состоянии относительная просадочность практически исчезает до нуля (рис. 6), однако при размораживании их динамическая просадочность увеличивается в несколько раз, что приводит к техническим осложнениям. Нижняя граница просадочной толщи лессов, ательского горизонта располагается на глубинах 9–12 м. Максимальная величина техногенной просадки от собственного веса технических объектов (трубы газовых коммуникаций, скважины и продуктопроводы) достигает 50–100 см (11, 14 и др.).    В периоды освобождения трубопроводов от сырья они облегчаются и трубопроводы «всплывают» из-за образовавшихся после размораживания «плывунов» вплоть до выхода труб на дневную поверхность.     Рис. 4. Относительная просадочность лессовых пород в процессах образования газогидратов: Е – просадочность в естественном состоянии, 3 – просадочность в замороженном состоянии, Р – просадочность после цикла размораживания в процессах образования газогидратов,  – просадочность        Толщину промерзания вокруг скважины или газопровода определяют по зависимости подтвержденной в промысловых условиях месторождений (12, 16 и др.):где  – толщина промерзания, м; R – внешний радиус газопровода, м; – плотность образующегося гидрата, кг/м3; L1 – температура процесса образования гидрата, кДж/моль; – молекулярная масса гидрата; – плотность грунта, кг/м3; – теплоемкость грунта, кДж/(кг*°С);  – плотность льда, кг/м3; –теплота плавления льда, кДж/кг; – теплоемкость льда, кДж/(кг*°С).    Нормальную эксплуатацию промышленных объектов возможно обеспечить снижением температуры гидратообразования на величину 4,5 °С. При использовании в качестве ингибитора гидратообразования метанола необходимая конечная его концентрация должна составлять 17 %. Этот метод применим для предупреждения и ликвидации газогидратных осложнений в призабойной зоне пласта, стволах скважин и газопроводах (14, 15).','./files/2(49)/97-105.pdf','','','ГЕОЛОГИЯ, ПОИСКИ И РАЗВЕДКА НЕФТИ И ГАЗА','GEOLOGY, EXPLORATION OF OIL AND GAS','97-105');
insert into articles (`journal_namber`, `year`, `date`,`titlerus`,`titleeng`, `annatationrus`,`annatationeng`, `author_namber`,`key_wordsrus`,`key_wordseng`,`article`, `pdf`,`literrus`,`litereng`, `headingrus`,`headingeng`, `pages`) values  ('2','2013','2013-7-30 23:52:41','Туристско-рекреационное районирование Мангистауской области  Казахстана для развития экологического туризма	','Tourist and recreational zoning mangystau of Kazakhstan for ecological tourism development	','           Установлено, что при рекреации на природе выделяются две основные составляющие – это историко-культурные ценности и эстетическая привлекательность мест отдыха. Они являются и смыслом, и мотивом путешествия, обеспечивают развитие инфраструктуры. В ходе исследования было выявлено, что природно-географические и культурно-исторические условия Мангистауской области в силу своего геополитического положения и особенностей исторического развития, располагают необходимыми ресурсами для развития экологического туризма в регионе. Мангистауская область расположена на юго-западе Республики Казахстан, на восточном берегу Каспийского моря между 450 и 420 с.ш., в пустынной зоне, и включает в себя полуостров Мангышлак, плато Устюрт, полуостров Бузачи, соры Мертвый Култук и Кайдак. На севере и западе омывается Каспийским морем, на северо-востоке граничит с Актюбинской областью Республики Казахстан, на востоке – с Узбекистаном, на юге – с Республикой Туркменистан. Проведенное рекреационное районирование территории Мангышлакского полуострова, учитывающее как ее природные, так и социально-экономические условия, позволило выявить рекреационные районы, имеющие различные условия для развития разнообразных направлений в экологическом туризме. Все предлагаемые туристско-рекреационные районы были дифференцированы по геоморфологическому признаку и приурочены к геоморфологическим районам, которые имеют специфические черты (рельеф, ландшафты, климат, и т.д.), определяющие специализацию каждого района. ','       It is found that there are two main components for the tourist attractiveness – historical and cultural values and aesthetic appeal of tourist destinations. They are themeaning andmotive oftravel and they ensure the development of infrastructure. Geographic, cultural and historical conditions of Mangistau region, due to its geopoliticalposition andhistorical reasons, have the necessary resourcesfor the developmentof eco-tourismin the region. Mangistauregion is locatedin the southwest of Kazakhstan, on the eastern shoreof the Caspian Seabetween 45°and 42°N, in the desert area, and includes the Mangyshlak peninsula, Ustyurt plateau, the Buzachi peninsula, Mertviy Kultukand Kaidak mountains. Mangistauregion is washed by the Caspian Sea in the northand in the west. It borders Aktobe region of Kazakhstan inthe north-east, Uzbekistan in the east, theRepublic of Turkmenistan in the south. Recreationalzoning of the Mangyshlakpeninsula revealed recreational areaswith differentconditions for the developmentof varioustrends ineco-tourism. All offeredtourist andrecreational areaswere differentiatedonthe geomorphological basis and confined togeomorphologicalareas thathave specific features(topography, landscapes, climate, etc.) that determine the specializationof each area. ',',152,153,154,155,','экологический туризм,Мангистауская область,рекреация,раонирование,сервис,ландшафт','ecological tourism,Mangistau region,recreation,zoning,service,landscape','Мангистауская область расположена на юго-западе Республики Казахстан, на восточном берегу Каспийского моря между 450 и 420 с.ш., в пустынной зоне, и включает в себя полуостров Мангышлак, плато Устюрт, полуостров Бузачи, соры Мертвый Култук и Кайдак. На севере и западе омывается Каспийским морем, на северо-востоке граничит с Актюбинской областью Республики Казахстан, на востоке – с Узбекистаном, на юге – с Республикой Туркменистан. В современных границах область была образована в 1973 г. как Мангышлакская область, с 1990 г. носит название Мангистауская. Площадь области занимает территорию в 165,6 км2, что составляет 6,1 % от общей площади территории Казахстана. Центр области – г. Актау, который является портом на Каспийском море и основан в 1963 г. Область включает 3 города (Актау, Жанаозен, Форт-Шевченко), 4 сельских района (Бейнеуский, Тупкараганский, Каракиянский, Мангистауский), 8 поселков, 26 сельских и аульных округов. Плотность населения составляет 2 человека на 1 км2; численность населения на 01.01.2012 г. составила 346,4 тыс. человек; удельный вес городского населения составляет 72,6 %; сельского – 27,4 %. На территории области расположена самая глубокая в бывшем СССР и третья в мире впадина Карагие (132 м) [9, 11].     Рекреационное районирование территории Мангышлакского полуострова, учитывающее как ее природные, так и социально-экономические условия, позволило выявить рекреационные районы, имеющие различные условия для развития разнообразных направлений в экологическом туризме [1].    Все предлагаемые туристско-рекреационные районы были дифференцированы по геоморфологическому признаку и приурочены к геоморфологическим районам, которые имеют специфические черты (рельеф, ландшафты, климат, и т.д.), определяющие специализацию каждого района.    В выделенных туристско-рекреационных районах могут быть организованы различные по направленности туристские центры и объекты для приема отдельных групп туристов (спортивного, научного, познавательного, экстремального и т.д.).    Северный Мангистауский туристско-рекреационный район расположен к северу и северо-востоку от Мангистауских гор. В этом районе находится впадина Мертвый Култук, барханные пески Сам и Кызылкум, встречаются такыры [6, 11].    Имеющиеся условия для развития экологического туризма в этом районе: своеобразный «лунный» ландшафт, наличие в пределах района Актау-Бузачинского заказника, наличие уникальных памятников археологии и памятников народного зодчества (некрополи и мечети).    В Северном Мангистауском туристско-рекреационном районе возможно развитие следующих направлений экологического туризма:    научный (археологический, биологический, палеонтологический), экстремальный (походы). Возможны также спортивный (велотуризм, дайвинг) и водный (купание) туризм, но в связи со значительной удаленностью от города Актау, развитие этих видов экологического туризма будет затруднено транспортной доступностью.    Центральный, или Горный Мангистауский туристско-рекреационный районрасположен в центральной части области, где протянулись с северо-запада на юго-восток невысокие Мангистауские горы, наивысшая точка которых г. Бесшокы (556 м). Мангистауские горы состоят из двух хребтов: Каратау и Актау. Хребты Каратау и Актау сильно изрезаны. Здесь встречаются живописные ущелья (Самал, Сарысу, Аусары) с отвесными уступами и скалами, находятся выходы родниковой воды, разнообразна растительность. В долинах возвышаются останцовые горы причудливой формы в виде замков, дворцов и юрт [6, 11].    Имеющиеся условия для развития экологического туризма в этом районе: хорошая транспортная (автотранспорт) доступность большинства объектов экологического туризма, большое разнообразие типов рельефа для развития горного туризма, альпинизма и т.д., наличие уникального природного комплекса для познавательного и научного туризма, наличие в пределах района Актау-Бузачинского заказника, наличие уникальных памятников археологии и памятников народного зодчества (некрополи, подземные и наземные мечети, остатки древних городов), большое количество минеральных источников.    В Центральном Мангистауском туристско-рекреационном районе возможно развитие следующих видов экологического туризма: познавательный (экскурсии), научный (археологический, биологический, этнографический, палеонтологический), спортивный (горный туризм, альпинизм, спортивное ориентирование, парапланиризм, велотуризм, конный туризм, экскурсии на верблюдах, фото – и видеосъемка, дайвинг), водный (купание), экстремальный (походы), лечебный (бальнеологический), религиозный (паломничество). Восточный Мангистауский туристско-рекреационный районрасположен восточнее Центрального Мангистау и включает в себя плато Устюрт, где находятся возвышения столообразной формы с отвесными обрывами – чинками, высотой до 300 м [6, 11].    Имеющиеся условия для развития экологического туризма в этом районе: большое разнообразие типов рельефа для развития горного туризма, альпинизма, экстремального туризма, наличие на территории района Устюртского биосферного заповедника, наличие уникального природного комплекса для познавательного и множества видов научного туризма, наличие уникальных памятников археологии и памятников народного зодчества (некрополи, подземные и наземные мечети, развалины древних городов, палеолитические стоянки), большое количество минеральных источников.    На территории данного района возможно развитие следующих видов экологического туризма: научный (археологический, биологический, этнографический, палеонтологический), экстремальный (походы, джиппинг), религиозный (паломничество). Южный Мангистауский туристско-рекреационный район простирается к югу от Мангистауских гор до границы с Туркменистаном. Рельеф Южного Мангистау представлен обширным плато Мангышлак с многочисленными бессточными впадинами разного размера, расположенными ниже уровня моря (впадина Карагие /132 м) [6, 11].    Имеющиеся условия для развития экологического туризма в этом районе: хорошая транспортная (автотранспорт и водный транспорт) доступность, наличие уникального водного объекта – Каспия, для познавательного, научного, спортивного и водного туризма, в районе находится центр областной центр – г. Актау, наличие в пределах района Карагие-Каракольского заказника, наличие уникальных памятников археологии и памятников народного зодчества (некрополи, подземные и наземные мечети), развитая инфраструктура (наличие санаториев, домов и баз отдыха), наличие минеральных источников.    В Южном Мангистауском туристско-рекреационном районе существуют предпосылки для развития следующих видов экологического туризма: познавательный (экскурсии), научный (археологический, биологический, этнографический, палеонтологический), спортивный (парусный спорт, дайвинг, фото – и видеосъемка), водный (купание, экскурсии на яхтах, водные лыжи), лечебный туризм (бальнеологический, санаторное лечение), экстремальный (глубоководные погружения).    Специфические потребности экологического туризма в нетронутых природных ландшафтах, редких видах животных и растений в сочетании с экзотической культурой и бытом коренного населения, стремление к постоянному расширению географии туров позволяют уверенно прогнозировать развитие этого направления туризма в Мангистауской области [12].    Однако современное состояние экологического туризма в регионе характеризуется крайней противоречивостью. С одной стороны, четко обозначился большой и сложный социально-экономический заказ на организацию в области экологического туризма как новой отрасли экономической деятельности региона. С другой стороны, развитие этого направления сталкивается с серьезными трудностями в связи с тем, что вся рекреационно-туристская отрасль находится на начальном этапе развития [1].    Превращение экологического туризма в источник финансовых поступлений для развития цивилизованной туристской отрасли в области затрудняется двумя основными факторами. Во-первых, отсутствием элементарного сервиса (слабая материально-техническая и информационная обеспеченность), и, во-вторых, неудовлетворительным состоянием нормативно-правовой базы для цивилизованного контроля за «дикими» туристами и слабая действенность этого контроля.','./files/2(49)/105-111.pdf','','','ФИЗИЧЕСКАЯ ГЕОГРАФИЯ И БИОГЕОГРАФИЯ, ГЕОГРАФИЯ ПОЧВ И ГЕОХИМИЯ ЛАНДШАФТОВ','PHYSICAL GEOGRAPHY AND BIOGEOGRAPHY, SOIL GEOGRAPHY AND LANDSCAPE GEOCHEMISTRY','105-111');
insert into articles (`journal_namber`, `year`, `date`,`titlerus`,`titleeng`, `annatationrus`,`annatationeng`, `author_namber`,`key_wordsrus`,`key_wordseng`,`article`, `pdf`,`literrus`,`litereng`, `headingrus`,`headingeng`, `pages`) values  ('2','2013','2013-7-30 23:52:41','Геоэкологические риски при геологоразведочных работах в морских акваториях	','Geoecological risk when prospecting works in the marine waters	','           Впервые обоснован комплекс оперативной оценки геоэкологических и техногенных рисков при разведке, переработке и транспортировке углеводородного сырья в северной акватории Каспийского моря. Разведка и добыча природного сырья в морских акваториях предопределяет значительную нагрузку на окружающую среду, которая осложняет выполнение морских работ. Геоэкологические воздействия подлежат математическому моделированию для снижения факторов и оптимизации освоения морских ресурсов. Масштабы накопления, литологический характер и строение отложений осложняют выполнение геологоразведочных работ в морских акваториях, что обусловлено наличием неконсолидированных донных пород. В донных отложениях формируются скопления газа, представляющие техногенные риски. В рельефе дна наблюдаются неровности, повышающие геоэкологические и техногенные риски на буровых установках при геоологоразведочных работах. Распространение нефти при разливах в море имеют принципиально иной характер, отличающийся от суши. Наибольший ущерб нефтяные разливы доставляют при загрязнении берегов, поэтому целесообразно оценивать угрозу поражения побережья по времени достижения берегов нефтяным пятном. Циркуляция атмосферы обусловлена типами барических образований в атмосфере, которые влияют на технологию освоения морских ресурсов, поэтому значения динамики ветрая являются геологическими критериями. ','           First settled the rapid assessment of complex geo-environmental and technological risks in exploration, refining and transportation of hydrocarbons in the northern Caspian Sea. Exploration and production of natural resources in the sea areas determines a significant impact on the environment, which makes performing offshore operations. Geological impacts shall mathematical modeling to reduce the factors and optimizing the use of marine resources. Scale accumulation, rock character and structure of deposits further complicate exploration in marine waters due to the presence of unconsolidated rock bottom. In the bottom sediments formed gas accumulation, representing technological risks. In the topography of the observed irregularities, increasing geo-ecological and technological risks on drilling rigs in geoologorazvedochnyh works. The spread of oil spills at sea have a fundamentally different character, different from the land. The greatest damage to oil spills deliver when contaminated beaches, so it is advisable to evaluate a risk of coast on the time to reach the coast of the oil spill. Atmospheric circulation caused by types of pressure systems in the atmosphere that affect the technology development of marine resources, the values of the dynamics of wind is the geological criteria. ',',156,157,','геоэкология,оценка,риск,разведка,углеводороды','geo-ecology,assessment,risk,intelligence,hydrocarbons','Проведение морских работ по разведке и добыче природного сырья в акваториях предопределяет значительную нагрузку на морскую окружающую среду, в особенности не водную и воздушную, которые, в свою очередь, осложняют выполнениек морских работ. Такие взаимные воздействия подлежат математичекому моделированию для снижения негативных факторов и оптимизации освоения морских ресурсов. Масштабы накопления [1, 2], литологический характер и строение отложений [3, 4] осложняют выполнение геологразведочных работ в морскихакваториях, что обусловлено наличием неконсолидированных донных пород и отнесением аквтаорий к районам со сложными геоэкологическими условиями проведения работ [5, 6]. Геоэкологическое районирование рисков по геологическому разрезу приведено в таблице 1. В донных отложениях (рис. 1) формируются скопления газов [7, 8, 12, 15 и др.], представляющие риски [9]. В рельефе дна наблюдаются неровности в виде положительных (банки и острова) и отрицательных форм (бороздины и замкнутые котловины), повышающие риски при геологоразведочных работах           [10, 11, 13, 14 и др.].    Таблица 1 Геоэкологическое районирование рисков в отложенияхсеверной Каспийской акваторииКомплексы и подкомплексы отложенийГлубинаподошы от поверхности дна, мМощ-ность,мГеоэкологические зоны рисковЛитологический характер рисковСовременные Q0–0,50,5Риски свободного гидропромываМелкие пески, илистые и глинистые фракции, текучие плывуныНовокаспийский nk2,05–4,52–2,5Местный флюидоупор, линзы газаРыхлый песок и раковинный детрит, со слойками глины. Во врезах глинистые породы текучие и текучепластичныеМангыншлакский mgдо 11до8–9Локальный флюидоупорТекучие и текучепластичные глинистые и органо-минеральные породыХвалынскийверхний hv215–1613–14Газоводонасы-щенные риски, выбросы газаКомплекс аллювиально-морских (дельтовых) отложений, чередование рыхлых, песчаных и пылевато-глинистых пород, в низах прослои раковинных породХвалынский нижний hv1в т.ч.Глинистая пачка2710–12Локальный флюидоупорГлина мягко-тугопластичная со слойками рыхлого песка Базальный песчаный слой30–313–4Газоводонасы-щенный Коллектор, спонтанный газПесчано-раковинные породы с прослоем пылевато-глинистых отложенийХазарский верхний hz2в т.ч.Гинистая пачка5019–20Локальный флюидоупорПылевато-глинистые породы, консистенция от мягкопластичной до полутвердой и глина тугопластичнаяПесчано-глинистая пачка62–6412–13Газоводоносные риски, выбросы газа Прослои рыхлых песков разной крупности и глинистых прослоевХазарскийнижний hz1в т.ч.«Песчаный слой»72–749Газоводоносный коллектор, линзы газаПесок пылеватый и мелкий с прослоями пылевато-глинистых породЛокальныйглинистый горизонт128–13054–56Локальный флюидоупор, линзы газаГлинистые породы в тугопластичном и полутвердом состоянии. В верхней части горизонта вероятны прослойки пескаБакинский bбазальный глинистый горизонт0068–70Региональный флюидоупорОсновная часть разрезапредставлена глинами. В низах возможны песчаные и грубозернистые отложенияМезозой, MZ000000Песчаные и глинистые породы, продуктивные залежиПереслаивание плотных коллекторов и глинистых породПалеозой, PZ000000Карбонатно-сульфатные породы, продуктивные залежиПереслаивание крепких сульфатно-карбонатных пород        Загрязнение техническими и пластовыми водами, представляет собой геоэкологические риски для морской среды. Учет загрязнения и количества (Q) технических и пластовых вод, перетекающих через стволы скважин, осуществляется по зависимости (Антоненко, 1976 и др.):где r0 – радиус незатампонированной скважины; k0 – коэффициент фильтрации в стволе (значение k0 может быть равным 0,01–0,001 К, где К – проницаемость поглощающего горизонта); PH – давление, MO – мощности разделяющих непроницаемых слоев.     Для оценки загрязнения (ЗВ) морских объектов используется показатель Z (Сает и др., 1990):где с1 – концентрация ЗВ, сф – фоновая концентрация ЗВ, n – число учитываемых элементов.    Нефтяные разливы и распространение нефти в море имеют принципиально иной характер, отличающийся от суши. Наибольший ущерб нефтяные разливы доставляют при загрязнении берегов, поэтому целесообразно оценивать угрозу поражения побережья по времени достижения берегов нефтяным пятном. Для закрытой акватории Каспия скорость дрейфа нефтяного пятна может быть оценена по дрейфовому коэффициенту, значение которого колеблется в пределах 2–4 % от скорости ветра.     Среднее время Тср достижения ближайших берегов находится по соотношению (Кормак, 1989):где Li – расстояние до берега, вдоль которого дует ветер, k – дрейфовый коэффициент, Wimax – максимальная скорость ветра (по румбам), n – количество рабочих румбов.    Рис. 1. Геоэкологическое районирование рисков газовых донных аномалий северного Каспия:1 – структуры в мезозойских отложениях: а – зоны поднятия и своды; б – локальные купола, 2 – структуры в палеозойских отложениях: а – зоны поднятия и своды;                 б – локальные купола. 3 – рифы в палеозойских отложениях суши. 4 – месторождения:          а – нефти; б – газа; в – конденсата, 98 % – изоконцентраты донных газовых               компонентов, – прогнозные участки геоэкологических рисков; – нефтегазосборный          терминал; – проектный продуктопровод        Методы прогнозирования и решения геоэкологических рисков приведены в таблице 2 [11, 13, 14, 19 и др.].     Циркуляция атмосферы обусловлена типами барических образований в атмосфере, которые влияют на технологию освоения морских ресурсов, поэтому значения динамики ветра являются геологическими критериями. Скорость ветра W аппроксимируется распределением Фреше [5, 26, 27, 28 и др.]:где A=ln2=0,693, W0,5 – медианное значение.    Волнения и зыбь оказывают механическое воздействие на подводную и надводную части сооружения, а также на размыв донных отложений. Недооценка этих факторов при проектировании и строительстве стационарных геолого-технических сооружений приводит к трагическим последствиям. В Мексиканском заливе с 1948 по 1973 г. произошло 25 крупных аварий стационарных буровых платформ, причиной 22 из них были волновые перегрузки. Размывы дна вызывают целый спектр геоэкологических процессов: механических, энергетических, градиентных, разрывных и другие. Распределение высоты волн h подчиняется логнормальной зависимости (Рожков, 1979).где z = lnh,– среднее значение логарифмов высоты волн, – среднее квадратичное отклонение логарифмов высот волн.    Таблица 2Пути и этапы решения геоэкологических проблем      Наличие геоэкологических опасностей, к которым относятся подводные эрозионные объекты, повышают риск техногенных аварий. Для безопасности геологоразведочных работ принимается вероятность опасностей, критерий С – оценка этой вероятности. Вероятность одной опасности Pi находится по зависимости (Судовой справочник, 1989):где Di – кратчайшее расстояние до i-й опасности, Li – средняя квадратичная погрешность точки расположенной на кратчайшем расстоянии от геоэкологической опасности. Величину Li рассчитывают по формуле:    в которой M0 – средняя квадратичная погрешность последней обсервации, мили; K – коэффициент точности счисления; t – интервал счисления от последней обсервации до данной точки, ч.    В морской акватории сочетания геоэкологической процессов оцениваются суммарным эффектом при совместном проявлении. Сумма отношений показателей С к предельно допустимым значениям (ПДЗi) не должна превышать нормируемого значения (К) при расчете по зависимости:по которой устанавливаются пределы допустимого уровня техногенного и геоэкологического риска.        Исследование выполнено при поддержке Министерства образования и науки РФ, соглашение № 14. В37.21.0586 от 20.08.2012 г.','./files/2(49)/111-119.pdf','','','ФИЗИЧЕСКАЯ ГЕОГРАФИЯ И БИОГЕОГРАФИЯ, ГЕОГРАФИЯ ПОЧВ И ГЕОХИМИЯ ЛАНДШАФТОВ','PHYSICAL GEOGRAPHY AND BIOGEOGRAPHY, SOIL GEOGRAPHY AND LANDSCAPE GEOCHEMISTRY','111-119');
insert into articles (`journal_namber`, `year`, `date`,`titlerus`,`titleeng`, `annatationrus`,`annatationeng`, `author_namber`,`key_wordsrus`,`key_wordseng`,`article`, `pdf`,`literrus`,`litereng`, `headingrus`,`headingeng`, `pages`) values  ('2','2013','2013-7-30 23:52:41','Типизация объектов захоронения промышленных отходов и стоков	','Typing of industrial waste disposal facilities and waste	','           Проблемы экологической безопасности в настоящее время, как никогда, остро стоит перед человечеством. Серьезные экологические проблемы, как на региональном, так и локальном уровнях, создают предприятия ведущие добычу и переработку углеводородного сырья, нефтехимические, химические, транспортные предприятия. В этом случае негативное воздействие на окружающую среду от предприятий распространяется на недра, атмосферу, почвы, подземные воды, биосферу. Одной из причин возникновения негативных последствий от техногенного воздействия нефтегазодобывающих и перерабатывающих предприятий является проблема обеззараживания, утилизации или временного хранения образующихся в значительных объемах нефтесодержащих и токсичных отходов разного класса опасности. Решение этого вопроса является острой экологической проблемой всех нефтегазодобывающих регионов, в том числе и для Астраханской области, где действует крупнейший комплекс по переработке газоконденсатного сырья, содержащего в своем составе токсичные компоненты-сероводород и углекислый газ. При переработке такого сырья образуются высокотоксичные жидкие отходы- промстоки. Наиболее экологически безопасным способом утилизации отходов не поддающихся очистке является их глубинная закачка (инжекция) в различные геологические объекты. Это могут быть водоносные горизонты, выработанные залежи газа, полости выщелачивания и камеры в соляных куполах и многие другие. Выбор того или иного объекта обусловлен геологическими, гидрогеологическими и термобарическими условиями недр. В статье изложены экологические проблемы связанные с захоронением твердых и жидких отходов производства. Приведена типизация объектов пригодных для создания полигонов закачки промстоков и отходов производства. Обобщены результаты и дана оценка функционирующих полигонов закачки промышленных отходов.  ','           Ecological safety problem at the moment, more than ever, acute for humanity. Serious environmental problems, both at the regional and local levels, to create an enterprise leading the mining and processing of hydrocarbons, petrochemicals, chemicals, transport enterprises. In this case, the negative impact on the environment from companies cover the subsoil, air, soil, ground water, the biosphere. One of the reasons for the negative effects of the industrial impact of oil and gas and processing companies is the problem of disinfection, disposal or temporary storage resulting in significant amounts of oily waste and toxic hazards of different class. Resolving this issue is an environmental problem of all oil and gas producing regions, including the Astrakhan region, which has a major complex for processing of gas condensate feedstock containing in its composition toxic components, hydrogen sulfide and carbon dioxide. During the processing of the raw materials are produced highly toxic liquid waste, industrial waste. Most environmentally friendly way to dispose of waste can not be cleaned is their deep injection (injection) in different geological features. This may be aquifers developed gas deposits, and leaching chamber cavity in the salt domes and many others. The choice of an object due to geological, hydrogeological and subsurface temperature and pressure conditions. The article describes the environmental problems associated with the disposal of solid and liquid waste. See typing objects suitable for creating polygons injection effluent and waste production. The results and the evaluation of operating landfills injection of industrial waste. ',',158,','отходы производства,полигон закачки промстоков,геологические объекты,окружающая среда','waste,landfill effluent injection,geological features,environment','В ХХ веке появились экологические проблемы, связанные с захоронением (тафономированием) и хранением (магазинированием) различных веществ и отходов в литосферном пространстве. Это обусловлено постоянно расширяющими разведочными работами на нефть и газ, добычей и переработкой углеводородного сырья, и как следствие, постоянно увеличивающимися объемами жидких и газообразных отходов промышленного производства. Отсутствие технологий очистки отдельных видов отходов или невозможность их поверхностной утилизации обусловили захоронение жидких и газообразных отходов в недра земли, особенно в районах с тяжелой экологической обстановкой (с сильным загрязнением поверхностных водоемов, водостоков и при наличии процессов загрязнения грунтовых вод через зону аэрации) [1].    Впервые захоронение отходов началось в США в 1920–1930 гг. и получило название «глубинной инжекции через скважины», и с тех пор Америка сохраняет первенство по объему закачки промстоков (40 млн м3/год), второе место занимает Канада, третье место-Россия, которая применяет и подземное захоронение жидких радиоактивных отходов (ЖРО). В США захоронение ЖРО не практикуется из-за отсутствия соответствующих геологических условий (резервуаров) и менталитета населения.    При выборе площадок для захоронения отходов или хранения продуктов переработки необходимо соблюдать системный подход, т.е. учитывать взаимосвязи между разного рода факторами: геологическими условиями, безопасностью, экономическими затратами, социально-политической обстановкой, правовой базой [4]. Безопасность населения и окружающей среды – приоритетная цель, преследуемая при локализации опасных отходов. Существенно снизить затраты на создание надежной защиты биосферы от воздействия загрязнителей может геологическая среда – последний барьер на пути их движения в окружающую среду. Поэтому из всех факторов, влияющих на выбор места захоронения отходов, именно геологические условия определяют экологическую безопасность будущего хранилища отходов [5, 6].    В качестве объектов для создания хранилищ и резервуаров хранения и захоронения отходов могут служить как наземные, так и подземные геосферные оболочки: земная поверхность, литосфера, гидросфера.     Объекты складирования жидких и твердых отходов производства и потребления на земной поверхности представляют собой:    1. полигоны твердых бытовых и промышленных отходов;    2. свалки;    3. зона аэрации (поверхностные поля фильтрации и безнапорные горизонты);    4. наземные пруды накопители- испарители;    5. хвостохранилища для твердых и пульпообразных отходов;    6. естественные соленые озера;    7. могильники;     8. шламовые амбары, шламохранилища;    9. рассолохранилища;    10.  бункерный метод захоронения (отходы уничтожения химического оружия);    11.  очистные сооружения.    Указанные поверхностные объекты обладают значительной экологической опасностью, так как полигоны, свалки, хвостохранилища и др. занимают существенные площади земель, являются источниками выбросов токсичных веществ и соединений в атмосферу, биосферу, загрязняют верхнюю зону аэрации.     Более перспективным и экологически безопасным методом захоронения отходов является их подземное захоронение (инжекция) в глубокие подземные горизонты гидросферы и литосферы [3]. Глубокие горизонты земной коры в результате применения современных технологий утилизации превращаются в элемент экотопосферы (т.е. геосферы, состоящей из косного и биокосного вещества в объеме соответствующем биосфере-ноосфере). В качестве подземных объектов для утилизации жидких отходов в литосфере можно признать:    1. отработанные горные выработки;    2. специальные бункеры и тунелли;    3. геологические формации различного морфологического облика;    4. многолетнемерзлые породы;     5. нетрещинные скальные породы;    6. глинистые породы;    7. соленосные отложения, имеющие до глубины 1000–2000 м практически однородный галитовый состав, слагающие куполовидные соляные структуры, могут быть использованы для создания хранилищ продуктов переработки (природного газа, нефти, конденсата), токсичных отходов химической, атомной промышленности, в том числе отходов уничтожения химического оружия;    8. полости, выработки, камеры, искусственно создаваемые путем выщелачивания каменной соли, в которых высокотоксичные отходы размещаются в специальных контейнерах и транспортируются по специальной геотехнологической скважине в полости-могильники. В одной такой скважине можно захоронить до 1 млн т высокотоксичных веществ [4].    9. глубокозалегающие поглощающие терригенные и карбонатные отложения (для Прикаспийской впадины это породы нижнемелового и юрского возраста, выполняющие глубокие межсолевые мульды) не содержащие пресных, бальнеологических и минеральных вод [10,11];    10. отработанные или истощенные месторождения полезных ископаемых, в частности месторождения нефти и газа;    11. подземные хранилища газа и конденсата;     12. «вживление в геологические системы ноосферных продуктов с целью их запрограммированного контролируемого преобразования с применением комплексного мониторинга (Моисеев Н. Н, Рыскин М. И., 2000);    13. искусственно созданные трещины разрыва в слабопроницаемых геологических формациях;    14. кристаллические породы фундамента;    15. мощные эффузивные образования.    В качестве среды депонирования отходов среди объектов гидросферы ученые выделяют:    1. водоносные горизонты под продуктивной частью залежей нефти и газа [7, 16];    2. водоносные горизонты с аномально низким пластовым давлением;     3. гидротермальные геосистемы активных областей вулканизма [8].    4. глубинные части (океанические желоба) Мирового океана, объем которых составляет почти 39 млрд км3 (Жигалин А. Д., Коробов А. Д., 2001);    5. Анализ существующих способов захоронения жидких отходов производств показал, что закачка их в глубокие горизонты является наиболее рентабельным и экологически безопасным способом, по сравнению с другими способами утилизации.    Глубинное захоронение промышленных стоков получило широкое развитие за рубежом еще в 30–40 гг. Одним из первых закачку промстоков в глубокие горизонты осуществляли заводы «Доу Кемикл Компании». Сегодня такой способ захоронения промстоков производится почти в 25 штатах США, для чего имеется около 3000 поглощающих скважин. Планомерное изучение геологических недр для целей закачки промстоков началось в США в 1954 г. По данным исследований был составлен тектонический и геологический обзор территории США, который показал наличие ряда крупных бассейнов, выполненных мощными толщами осадочных отложений, содержащих высокоминерализованные воды непромышленного значения, пригодных для захоронения промстоков.    Геологические формации, используемые для закачки промстоков, представлены исключительно осадочными породами и редко метаморфизованными. В метаморфические формации докембрия закачиваются промстоки компании «Рокки Маунтан Арсенал» (штат Колорадо) с приемистостью пластов до 5 тыс. м3/сут. Во Франции, Германии, Канаде, Испании промышленные стоки успешно закачиваются в глубокие горизонты.    В России утилизация промышленных стоков в глубокие поглощающие горизонты ведется с середины 50-х гг. в объединениях химической, атомной и нефтегазодобывающей отраслей: «Башнефть», «Куйбышевнефть», Пермьнефть», «Грознефть», «Татнефть», на газоконденсатных месторождениях Уренгойском, Оренбургском, Астраханском, Карачанакском Тенгизском и многих других [2, 11, 15, 16].     Результаты эксплуатации 14 полигонов для удаления жидких промышленных отходов в разных отраслях промышленности (ОАО «Оргсинтез», ПО «Оргстекло», ПО «Чепецкий мехзавод», «Волжский Оргсинтез» и др.) показали, что 6 из них успешно функционируют в надсолевых межкупольных мульдах, 7 – в карбонатных подсолевых отложениях [9, 10]. Всего на указанных функционирующих полигонах закачки промстоков из сферы обитания человека удалено более 312,7 млн м3 отходов.    Многолетний опыт эксплуатации полигонов закачки промстоков в различных геолого-гидрогеологических условиях показал, что подземное захоронение отходов в глубокие горизонты лито и гидросферы в современных условиях является наиболее эффективным и экологически безопасным способом обращения с жидкими промышленными отходами.         Исследование выполнено при поддержке Министерства образования и науки РФ, соглашение № 14. В37.21.0586 от 20.08.2012 г.','./files/2(49)/119-125.pdf','','','ФИЗИЧЕСКАЯ ГЕОГРАФИЯ И БИОГЕОГРАФИЯ, ГЕОГРАФИЯ ПОЧВ И ГЕОХИМИЯ ЛАНДШАФТОВ','PHYSICAL GEOGRAPHY AND BIOGEOGRAPHY, SOIL GEOGRAPHY AND LANDSCAPE GEOCHEMISTRY','119-125');
insert into articles (`journal_namber`, `year`, `date`,`titlerus`,`titleeng`, `annatationrus`,`annatationeng`, `author_namber`,`key_wordsrus`,`key_wordseng`,`article`, `pdf`,`literrus`,`litereng`, `headingrus`,`headingeng`, `pages`) values  ('2','2013','2013-7-30 23:52:41','Геоэкологические, гидрогеологические и инженерно-геологические  условия отложений Каспийского моря	','Forecasting geoecological complications in marine exploration and mining activities	','           В надсолевом гидрогеологическом этаже выделяются четвертичный, неогеновый, палеогеновый, верхнемеловой, нижнемеловой, юрский, триасовый и верхнепермский водоносные комплексы. Породы-коллекторы здесь представлены глинистыми песками, песчаниками, алевролитами, известняками, мелом и мергелями. Водоупорами являются плотные глины и аргиллиты. Коллекторские свойства и толщины водопроницаемых горизонтов изменяются в широких пределах. Коэффициенты пористости колеблются от 5–7 до 15–28 %. Дебиты скважин изменяются от нескольких до 95–600 м3/сут. Все водоносные горизонты, кроме самых верхних, являются высоконапорными. Повсеместно развиты соленые воды и рассолы хлоридно-кальциевого типа, минерализация которых изменяется от 1–70 г/л в верхней части разреза до 242–310 г/л и более – в нижней. В четвертичных аллювиальных отложениях отмечаются небольшие линзы пресных вод с минерализацией 1–3 г/л. Высокоминерализованные воды на глубинах более 1000 м содержат повышенные концентрации микрокомпонентов. Внутри галогенной кунгурской толщи развиты линзы и пропластки слабосцементированных сульфатно-карбонатно-терригенных пород, при вскрытии которых в ряде случаев отмечались рапопгюявлеиия. Дебиты рапы при еамоизливс колеблются от 2,5 до 41,3 м3/сут. Изоляция сульфатно- терригеиных линз по площади и разрезу приводит к формированию АВПД. Коэффициенты аномальности могут достигать 1,7–1,9. Рапа относится к хлоридно-кальциевому типу с плотностью 1190–1220 кг/м3 и минерализацией до 510 г/л. Подсолевой гидрогеологический этаж элизионного гидродинамического режима начинается толщей галопелитовых (глинистых) сакмаро-артинских отложений, которые явных коллекгоров не имеют. Они являются верхним водоупором подсолевого гидрогеологического этажа, усиливающим экранирующие свойства региональной галогенной толщи. Известняки башкирского яруса среднекаменноугольного возраста и нижнекаменноугольные породы составляют верхнюю часть подсолевого гидрогеологического этажа. Общая толщина карбонатного комплекса, по данным бурения, достигает 2000 м. Проницаемые породы представлены пористыми и проницаемыми известняками, в различной степени доломитизированными. Коллекторы разделяются плотными разностями карбонатных пород. Дебиты самоизливающихся скважин изменяются от 0,7 до 350 м3/сут. Комплекс характеризуется элизионным гидродинамическим режимом. Воды мигрируют из центральной части Прикаспийской впадины к бортам, где происходит их скрытая разгрузка. Замещение карбонатного типа разреза на карбонатно-терригенный создает гидравлические сопротивления на путях движения потока, что обеспечивает условия для гидродинамической изоляции водонапорного резервуара, концентрации пластовой энергии и формирования АВПД. Коэффициент аномальности напорных вод составляет 1,5–1,55. Воды характеризуются высокой газонасыщенностью и углеводородно- сероводородно-углекислым составом водорастворенного газа. Особенностью подсолевого водоносного этажа является существование двух генетических типов подземных вод: хлоридио-кальциевого и гидрокарбонатно-натриевого.  ','           In the post-salt hydrogeological floor stand Quaternary, Neogene, Paleogene, Upper, Lower Cretaceous, Jurassic, Triassic and Upper Permian aquifer systems. Reservoir rocks are represented by clayey sand, sandstone, siltstone, and limestone. chalk and marl. Aquitard are dense clays and mudstones. Reservoir properties and thickness of permeable horizons vary widely. Voids ratio ranging from 5–7 to 15–28 %. Production rates vary from a few to a 95–600 m3/day. All aquifers except the very top are the high-pressure. Universal development of salt water and brine calcium chloride-type mineralization which ranges from 1 70 g / l in the upper part of the section up to 242 – 310 g / l and more – at the bottom. In the Quaternary alluvial deposits observed small lenses of fresh water with a salinity of 1–3 g / l. Highly mineralized water at depths greater than 1000 m contain elevated concentrations of trace constituents. Inside halogen Kungurian strata developed lenses and interlayers weak bostssmentirovannyh sulfagio tsrrigsnnyh-carbonate-rock, at the opening of which in some cases occurred rapopgyuyavleiiya. Brine flow rates at eamoizlivs ranging from 2,5 to 41,3 m3 per day. Isolation of sulfate-terrigeinyh lenses by area and section leads to the formation of AVPD. The coefficients of the anomaly may reach 1,7–1,9. Brine refers to chloride-calcium type with density 1190–1220 kg/m3 and mineralization of up to 510 g / l. Subsalt hydrogeological tgazh Elysion hydrodynamic regime begins thickness galopelitovyh (clay) Sakmar-Artinskian deposits that do not have explicit kollekgorov. They are the top aquitard subsalt hydrogeological floor, reinforcing regional screening properties halogen column. Bashkirian limestone sredpekamennougolnogo age and Lower rocks constitute the upper part of the hydrogeological subsalt floor. The total thickness of the carbonate complex, according to drilling up to 2000 m permeable rocks are porous and permeable limestone, dolomite, to varying degrees. Collectors are separated dense varieties of carbonate rocks. Debits flowing wells vary from 0,7 to 350 m3/day. The complex is characterized by Elysion hydrodynamic regime. Water migrates from the central part of the Caspian basin to the sides, where they are hidden unloading. Replacement of carbonate type cut on the carbonate-terrigenous creates hydraulic resistance on the way of the flow, which provides conditions for hydrodynamic isolation water drive reservoir, the concentration of produced energy and the formation of AVPD. The coefficient of the anomalous pressure water 1,5–1,55. Waters are characterized by high gas saturation and hydrocarbon-ssrovodorodno-uglskislym vodorastvorsnnogo gas composition. Feature-salt bearing floor is the existence of two genetic types of underground water: calcium chloride and sodium bicarbonate. ',',159,','геоэкология,гидрогеология,шельф,комплекс,этаж,геологоразведка','geo-ecology,hydrogeology,shelf set,floor,hydrochemistry,geological survey','Инженерно-гидрогеологическая характеристика региона опирается на результаты бурения, а также на сейсморазведочные работы. Осадочные породы Каспийского моря лежат на разнородном кристаллическом фундаменте, возраст пород которого колеблется от докембрийского до позднепалеозойского. Поверхность фундамента дифференцирована на ряд крупных поднятий и прогибов и разбита разрывными нарушениями на блоки. Общая мощность осадочного чехла достигает 10–16 км на севере и в средней части бассейна и превышает 15–20 км в Южно-Каспийской впадине. В целом с севера на юг происходит сокращение стратиграфического объема осадочного чехла за счет последовательного уменьшения мощностей наиболее древних комплексов разреза, их полного исчезновения или складчато-метаморфического преобразования, с включением их в состав фундамента или промежуточного комплекса. На севере Каспия осадочный разрез занимает стратиграфический интервал от верхов протерозоя до позднего кайнозоя, в Среднем Каспии – от раннего мезозоя (или местами позднего палеозоя) до позднего кайнозоя, в Южном – от раннего кайнозоя (или верхнею мезозоя) до позднего кайнозоя. На севере Каспийского моря развиты значительные по мощности (до трети всей мощности разреза) отложения впадинного комплекса – пермско-триасовые.    Палеозойские отложения наиболее полно охарактеризованы на побережьях Северного и отчасти Среднего Каспия. Они разбурены на поднятиях Кашаган на акватории Северного Каспия. Наиболее древние девонские отложения были разбурены скважинами на западе и юге Прикаспийской впадины. Позднедевонская толща, включающая франский и фаменский ярусы, исследована в скважинах на юго-западных и юго-восточных окраинах Прикаспийской впадины, в Астраханской. Каратон-Тенгизской и Южно-Эмбенской зонах поднятий. Отложения каменноугольной системы исследованы многочисленными скважинами как в пределах Скифской плиты, гак и на южных окраинах Прикаспийской впадины. Отложения представлены нижним и средним отделами, в разрезе которых выделяются две формационные группы карбонатная, преобладающая в районах Астраханского свода и Каратон-Тенгизской зоны поднятий, и терригенная, которая наиболее характерна для Биикжальской и Южно-Эмбенской зон поднятий и, вероятно, их морских продолжений. На Астраханском своде каменноугольные отложения представлены визейскими, серпуховскими, башкирскими известняками с прослоями доломитов. В зоне кряжа Карпинского нерасчлененная толща каменноугольно-пермских отложений образована слабометаморфизованными песчаниками, алевролитами, аргиллитами и сланцами, залегающими с углами 30–75°.    Пермские отложения широко распространены по периферии Северного и Среднего Каспия. Они разбурены на полуострове Мангышлак, в южных окраинных зонах Прикаспийской впадины, а также в структурах Скифской и Туранской плит. По сейсмическим данным, пермская система развита в акватории Северного и Среднего Каспия. Представлены слоями аргиллитов, известковых песчаников, доломитов и известняков, обогащенных органическим материалом. Кунгурский ярус нижней перми характеризуется широким развитием в пределах Прикаспийской впадины. Общая мощность эвапоритовой толщи изменяется от нескольких сотен метров на окраинах Прикаспийского бассейна до нескольких тысяч – в его центральной части. Поздняя пермь представлена красноцветными породами (карбонатами, песчаниками, конгломератами) казанского и татарского ярусов, изученными на юге Прикаспийской впадины. Отложения мезозойского возраста в Каспийском регионе с размывом и часто с угловым несогласием залегают на нижне- или верхнепермских породах или на нерасчлененных комплексах перми нижнего-среднего триаса, образующих так называемый промежуточный комплекс Скифско-Туранекой платформы.    Отложения триаса вскрыты в скважинах Прикумско-Тюленевской зоны поднятий. Восточно-Манычского прогиба, кряжа Карпинского. Прикаспийской впадины. Равнинного и Горного Мангышлака, а в акватории Среднего Каспия на структуре Широтная и др. Ннжнетриасовые отложения сложены в нижней части песчано-конгломератовой и пестроцветной глинистой толщами с прослоями песчаников, а в верхней – карбонатно-терригенными известняково-глинистыми отложениями. Среднетриасовыс отложения на северном побережье представлены известняково-глинистой толщей мощностью от 30–75 до 600 м. отмечено увеличение песчанистости разреза с запада на восток. На Бузачинском своде они представлены алевролито-глинистыми породами с редкими прослоями мергелей. Их мощность здесь составляет от 975 до 1680 м.    На севере Каспийского шельфа верхнетриасовые отложения представлены переслаиванием пестроцветных глин, алевролитов и аргиллитов с прослоями песчаников. Отмечается увеличение песчанистости разреза в направлении к низовьям Эмбы на северо-восточном побережье Каспия. На склонах Бузачинского свода разрез состоит из аргиллитов с подчиненными прослоями песчаников и алевролитов. Мощность отложений достигает 660 м. Юрские отложения установлены в Восточном Предкавказье, на валу Карпинского, на склонах Астраханского свода, на Мангышлаке и прилегающей акватории Каспия. Нижняя юра на кряже Карпинского представлена толщей песчаников, алевролитов и аргиллитов с редкими прослоями глин и карбонатов. Мощность отложений достигает от 50 до 300 м. составляя на южном склоне кряжа Карпинского около 100 м и. вероятно, выклиниваясь в его наиболее поднятых зонах. На северном побережье Каспия, нижняя юра представлена песчано-гравелитовой пачкой с прослоями глин.    На северном побережье Каспия средняя юра представлена чередованием глин, известняковых глин, песчаников и алевролитов с тонкими прослоями известняков и мергелей мощностью до 200 м. На северо-восточном побережье вблизи Бузачинекого свода отложения представлены прибрежноконтинентальной толщей песчаников, алевролитов, глин, известковых и песчанистых глин с прослоями углей. Мощность толщи достигает 500–700 м. На Бузачинском поднятии разрез также представлен чередованием глин, алевролитов и песчаников мощностью до 300 м. В направлении акватории Северного Каспия происходит нарастание мощности среднеюрских отложений, на фоне которого выделяются два бассейна: Урало-Эмбенский с мощностью отложений до 900 м и Уватненский – до 700–800 м. Эти бассейны разделены перемычкой, образованной морским продолжением Полдневского вала и Северо-Каспийским поднятием. Мощность отложений сокращается до 400–600 м. Верхнеюрские отложения на южном склоне кряже Карпинского образованы переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов с редкими карбонатными прослоями мощностью до 200 м.    На северном побережье Каспия отмечается смена терригенного пссчано- глинистого разреза правобережья Волги карбонатно-терригенным разрезом ее левобережья. На Бузачинском своде (главным образом па его склонах) верхний отдел представлен переслаиванием глин, алевролитов, мергелей с прослоями доломитов, доломитовых мергелей и известняков. Мощность отложений весьма изменчива от 0 м на вершинах отдельных локальных поднятий до 130–180 м в привершинной части свода. В направлении от северного побережья и Бузачинского свода к восточной части ссверо-каспийской акватории происходит увеличение мощности верхнеюрских отложений до 500–600 м.    На северном побережье Каспия отложения нижнего мела представлены темно-серыми известковистыми и песчанистыми глинами, глинистыми известняками. алевролитами, конгломератами и песчаниками. Мощность разреза изменяется от 120 м на западе побережья до 1300 м в восточной части района. В районе Бузачинского свода нижнемеловой разрез образован переслаиванием глин, алевролитов и песчаников, с редкими прослоями мергелей и известняков в основании толщи. Его мощность составляет от 800–900 м на склонах до 400 500 м в вершинной части, однако сокращение мощности здесь отчасти может быть отнесено на счет эрозии. В вершинной части Бузачинского свода верхнемеловые отложения отсутствуют. На его склонах они представлены глинисто-карбонатными породами мощностью 250 м, с нарастанием в стороны соседних прогибов до 500–600 м. В северном шельфе Каспия разрез верхнемеловых отложений достигает наибольших мощностей: в отдельных котловинах вблизи его северной и восточной прибрежных зон, а также к северу и югу от Кулалинского вала они могут достигать 900 м.    Кайнозойские отложения повсеместно распространены в Каспийском регионе и представлены всеми тремя системами – палеогеновой, неогеновой и четвертичной (или антропогеновой). Вдоль северного побережья Каспийского моря отложения палеоцена- эоцена размыты и обнаружены только в межкупольных зонах. Отложения олигоцена вместе с залегающими выше нижнемноценовыми отложениями традиционно объединяются в майкопскую свиту, но на морском продолжении Каспийской впадины майкопская свита в основном размыта в течение среднемиоценовой эрозионной фазы или присутствует в межкупольиых мульдах, где она сохранилась от размыва. Неогеновые отложения в Каспийском регионе представлены двумя отделами – миоценом и плиоценом, каждый из которых пользуется почти повсеместным развитием на равнинных территориях и отсутствует во внутренних зонах горно-складчатых областей. Миоценовые отложения практически отсутствуют на северо-восточном побережье Каспийского моря, где они частично развиты в межкупольных мульдах. Четвертичные отложения представлены плейстоценовыми и голоценовыми осадками. На Северном Каспии они образованы преимущественно песками, глинами, суглинками и галькой с мощностью от нескольких десятков до нескольких сотен метров. Таким образом, в осадочной толще северного шельфа выделяются три основных гидрогеологических этажа: подсолевой (палеозойский), соленосная толща кунгура и надсолевой (верхнепермско-кайнозойский).    Литологичсские, стратиграфические, геохимические и нефтегеологические параметры разреза, полученные по данным бурения на окружающих территориях, позволяют предположить наличие в подсолевом этаже Северного Каспия следующих гидрогеологических нефтегазоносных комплексов: девонского терригенно-карбонатного, тульско-турнейского, гжельско-верхневизейского, артинско-ассельского. На шельфе Северного Каспия в надсолсвых отложениях выявлены нефтегазоносные подкомплексы, которые, судя по сейсмическим данным, присутствуют и в прилегающих акваториях: верхнепермско-триасовый (терригенный); средне-верхнеюрский (терригенно-карбонатный); нижнемеловой (терригенно-карбонатный); верхнемеловой-палеогеновый (карбонатный); неогеновый (терригенный). В гидрогеологическом отношении северный шельф Каспия относится в основном к Прикаспийскому артезианскому бассейну Каспийского гидрогеологического района. Характерной особенностью бассейна является огромные мощности осадочных образований, достигающие, по данным геофизики, 20–23 км, молодой возраст верхних артезианских горизонтов (плейстоценовый и доплейстоценовый), занимающие большие площади и имеющие широкое развитие зоны соляно-купольной тектоники. В гидрогеологическом разрезе выделяются три крупных гидрогеологических этажа: надсолевой (верхнепермско-мезозойско-кайнозойский) и подсолевой (палеозойский), разделенные региональным водоупором – соленосной толщей кун турского яруса. Данные этажи представляют собой самостоятельные водонапорные системы, отличающиеся как гидродинамическим режимом, так и гидрохимическими особенностями.    Надсолевой этаж характеризуется инфильтрационным и артезианским динамическим режимами. Источником пластовой энергии подземных вод являются гидростатические напоры, возникающие за счет различия гипсометрического положения областей питания и разгрузки. Главные области питания располагаются во внешней прибортовой зоне Прикаспийской впадины, области разгрузки се внутренние районы. Разгрузка осуществляется из нижележащих горизонтов в вышележащие через литологические окна фильтрации и по дизъюнктивным нарушениям. В надсолевом гидрогеологическом этаже выделяются четвертичный, неогеновый, палеогеновый, верхнемеловой, нижнемеловой, юрский, триасовый и верхнепермский водоносные комплексы. Породы-коллекторы здесь представлены глинистыми песками, песчаниками, алевролитами, известняками, мелом и мергелями. Водоупорами являются плотные глины и аргиллиты. Коллекторские свойства и толщины водопроницаемых горизонтов изменяются в широких пределах. Коэффициенты пористости колеблются от 5–7 до 15–28 %. Дебиты скважин изменяются от нескольких до 95–600 м3/сут.     Все водоносные горизонты, кроме самых верхних, являются высоконапорными. Повсеместно развиты соленые воды и рассолы хлоридно-кальциевого типа, минерализация которых изменяется от 1–70 г/л в верхней части разреза до 242–310 г/л и более – в нижней. В четвертичных аллювиальных отложениях отмечаются небольшие линзы пресных вод с минерализацией 1–3 г/л. Высокоминерализованные воды на глубинах более 1000 м содержат повышенные концентрации микрокомпонентов. Внутри галогенной кунгурской толщи развиты линзы и пропластки слабосцементированных сульфатно-карбонатно-терригенных пород, при вскрытии которых в ряде случаев отмечались рапопроявления. Дебиты рапы при самоизливе колеблются от 2,5 до 41,3 м3/сут. Изоляция сульфатно-терригеиных линз по площади и разрезу приводит к формированию АВПД. Коэффициенты аномальности могут достигать 1,7–1,9. Рапа относится к хлоридно-кальциевому типу с плотностью 1190–1220 кг/м3 и минерализацией до 510 г/л. Подсолевой гидрогеологический этаж элизионного гидродинамического режима начинается толщей галопелитовых (глинистых) сакмаро-артинских отложений, которые явных коллекторов не имеют. Они являются верхним водоупором подсолевого гидрогеологического этажа, усиливающим экранирующие свойства региональной галогенной толщи. Известняки башкирского яруса среднекаменноугольного возраста и нижнекаменноугольные породы составляют верхнюю часть подсолевого гидрогеологического этажа. Общая толщина карбонатного комплекса, по данным бурения, достигает 2000 м.     Проницаемые породы представлены пористыми и проницаемыми известняками, в различной степени доломитизированными. Коллекторы разделяются плотными разностями карбонатных пород. Дебиты самоизливающихся скважин изменяются от 0,7 до 350 м3/сут. Комплекс характеризуется элизионным гидродинамическим режимом. Воды мигрируют из центральной части Прикаспийской впадины к бортам, где происходит их скрытая разгрузка. Замещение карбонатного типа разреза на карбонатно-терригенный создает гидравлические сопротивления на путях движения потока, что обеспечивает условия для гидродинамической изоляции водонапорного резервуара, концентрации пластовой энергии и формирования АВПД. Коэффициент аномальности напорных вод составляет 1,5–1,55. Воды характеризуются высокой газонасыщенностью и углеводородно-сероводородно-углекислым составом водорастворснного газа. Особенностью подсолевого водоносного этажа является существование двух генетических типов подземных вод: хлоридно-кальциевого и гидрокарбонатно-натриевого. Хлоридно-кальциевые воды встречены во всех законтурных скважинах. Их минерализация характеризуется величинами от 73 до 110 г/л. Коэффициенты метаморфизации в среднем составляют 2.8, концентрация микрокомпонентов невысокая, содержание сероводорода 2,5- 6,0 г/л. Гидрокарбонатно-натриевые воды отмечены в приконтактной зоне АГКМ. Минерализация их от 61 до 87 г/л. Отмечено более высокое содержание микрокомпонентов, содержание сероводорода до 4 г/л.    Астраханское месторождение йодосодержащих вод приурочено к водоносному горизонту апшеронского возраста, залегающему в верхней части надсолевого водоносного этажа. Поэтому надсолевая часть гидрогеологического разреза исследуется более детально по сравнению с подсолевой частью. По условиям формирования и движения пластовых вод, а также наличию водоносных и водоупорных толщ в надсолевом гидрогеологическом этаже выделяются следующие водоносные горизонты и водоупоры.    Водоносный горизонт хвалыно-хазарских отложений распространен повсеместно и является первым от поверхности. Водовмещающими породами являются пески мощностью до 27–31 м. Уровень грунтовых вод зависит от гипсометрии местности и устанавливается на глубине 3 7 м. По химическому составу воды хлоридные. натриево-магниевые, минерализация их изменяемся от 21 до 50 г/л.    Водоупорная толща бакинских отложений распространена повсеместно и является региональным водоупором первого от поверхности водоносного горизонта. Мощность бакинских глин составляет 40–45 м, глубина залегания кровли глин изменяется от 50 до 76 м.    Водоносный горизонт бакинских отложений распространен повсеместно. водовмещающими породами являются пески тонко- и мелкозернистые, залегающие на глубине от 102 до 75 м в подошве бакинских отложений. Мощность песков колеблется от 8 до 15 м. По химическому составу воды хлоридные натриевые, минерализация 12–35 г/л и выше.    Водоносный комплекс апшеронских отложений распространен повсеместно. Водовмещающими породами являются пески разнозернистые, залегающие прослоями в толще глин. Количество прослоев изменяется от 4 до 7 м. мощность их также различна – от 2 до 70 м. Воды высоконапорные и самоизливающиеся, дебиты воды при самоизливе достигают 10 л/с, чаще всего составляют 2–3 л/с. Воды хлоридные натриевые, минерализация 25–12 г/л.    Водоупорная толща акчагыльских отложений распространена повсеместно и является надежным региональным водоупором мощностью до 233 м. практически исключается переток из нижележащих горизонтов в плиоцен- четвертичные отложения.    Водоносный комплекс палеогеновых отложений развит не повсеместно. Установившийся уровень составляет до 12,4 м. Дебит скважин до 1,4 м3/сут при понижении 30 м. Воды хлоридные натриевые, минерализация 121 г/л, отмечается высокое содержание I – до 17 г/л, повышенное содержание Вг – до 110 мг/л и Sr – до 100 мг/л. Воды заслуживают дальнейшего изучения как источник гидрохимического сырья.    Водоносный комплекс верхнемеловых отложений развит в межкупольных мульдах. Установившийся уровень до 53 м, дебит скважин 0.4 л/с при понижении 236 м. то сеть притоки крайне незначительны. Вода хлоридная натриевая, минерализация до 175 г/л, характерно высокое содержание I до 23 мг/л, содержание Вг-до 99 мг/л. В местах распространения пород с высокими коллекторскими свойствами воды могут представлять интерес как источник гидрохимического сырья.    Водоносный комплекс нижнемеловых отложении развит в межкупольных мульдах. Установившийся уровень 63–69 м, дебит скважин составляет от 320 до 605 м3/сут. Воды хлоридные, натриевые, минерализация 259–272 г/л, содержание I – до 2,5–9 мг/л, Вг – до 87–1140 мг/л. Воды практического значения не имеют.    Водоносный комплекс верх не юрских отложений развит в межкупольных мульдах. Установившийся уровень 87 м. Дебиты скважин при откатке составляют от 199 до 432 м3/сут. Воды хлоридные, натриевые, минерализация 259–304 г/л, содержание I – до 3,8 г/л. Вг – до 68–91 мг/л. Воды практического значения не имеют.    Водоносный комплекс среднеюрских отложений развит в межкупольных мульдах. Установившийся уровень 95 м. Дебит скважин меняется от 86 до 285 м3/сут при понижении 140 м. Воды хлоридные натриевые, минерализация от 300 до 318 г/л, содержание 1 – до 2.5–3.4 г/л, Вг – до 52–78 мг/л. Воды практического значения не имеют.    Водоносный комплекс триасовых отложений развит в погруженных частях межкупольных мульд. Водовмещающими породами являются песчаники, глубина залегания комплекса меняется от 740 до 2380 м. Водообильность слабая. Воды высоконапорные, хлоридные натриевые, минерализация до           195 г/л и выше. Воды практического значения не имеют.    Водоупорная толща кунгурского яруса распространена повсеместно и является мощнейшим региональным водоупором. Сложена галогенными породами мощностью до 2000 м и более. Рапопроявления встречены в подошвенных частях толщи на больших глубинах, составляющих 3300–3940 м. При вскрытии рассолы изливались с дебитом от 4 5 до 200 м3/сут. Состав их хлоридный натриевый, хлоридно-магниевый, минерализация 312– 516 г/л. Высокая минерализация обусловливает быструю кристаллизацию солей в стволе скважин.    Водоносный комплекс подсолевых нижнепермских и каменноугольных отложений вскрыт многими скважинами. Дебиты низкие – от 2,2 до                     6,4 м3/сут. По составу воды хлоридные натриевые, характерно резкое снижение минерализации от 150 до 105–160 г/л. Практического значения не имеют.    В северных районах наиболее молодые отложения новокаспииского комплекса, согласно общей схеме расчленения, представлены всеми основными видами дисперсных грунтов: обломочными, песчаными и глинистыми (табл. 1).    Породы новокаспийского комплекса (IVnk), наименее дисперсные раковинные породы различной крупности, распространены преимущественно в верхней части слоя. В них содержится свыше 25 % обломочного материала в виде ракушек, благодаря этому они характеризуются очень высоким содержанием карбонатов (до 80–90 %). Породы имеют рыхлую укладку, межчастичная пористость фунтов довольно высока (е = 1,25), кроме того, присутствуют более тонкие поры в обломках ракушек. Песчаные породы обладают примерно одинаковым коэффициентом пористости (е = 0,71–0,74). Механические свойства определяются содержанием обломочного материала и крупностью песчаных зерен. Наименее дисперсные пески мелкие и пылеватые с включением раковинного детрита обладают наиболее высокими характеристиками прочное (расчетные  и СР равны соответственно 37° и 11 кПа). Менее прочны ( = 32°) пески более дисперсные, пылеватые, но содержащие большее количество обломков ракушек. Повышенное содержание карбонатов (37 %) указывает на то, что микрообломки ракушек присутствуют и в наиболее дисперсных песчаных фракциях. С этим связано повышение в них сцепления (СР = 24 кПа). Пески пылеватые, без крупных обломков ракушек имеют пониженные значения  = 22° и СР = 11 кПа.    В пределах наиболее мелководных площадок на площади месторождения Ракушечное встречены глинистые породы, представленные илами разного состава и супесями текучими. Все породы недоуплотнены (е = 0,83–1,54;      IL = 1,4–4,7), слабоконсолидированы. Наиболее рыхлой структурой                      (е = 1,535) обладают илы суглинистые, вскрытые на площадке Ракушечная-2. Более уплотненные (е = 1,22) илы того же состава обладают низкими характеристиками деформируемости (нормативный модуль обшей деформации Ео = 2,4 МПа) и прочности (расчетные CuР= 19 кПа;  = 80 и Стот.Р = 33 кПа). Во времени они довольно быстро уплотняются под нагрузками (коэффициент консолидации cv = 4,4 * 10-3 см2/с). Недренированное сцепление CuР более дисперсных илов глинистых (площадка Ракушечная-1 бис) повышается до            30 кПа. Верхи хвалынского комплекса представлены дельтовыми (аллювиально-морскими отложениями), что определяет их большое видовое разнообразие.    Среди отложений верхнего подкомплекса встречаются разнообразные виды и разновидности пород: обломочные, песчаные разной крупности и глинистые различной консистенции (табл. 2). Плотность раковинных и песчаных пород примерно одинакова (коэффициент пористости е = 0.67–0.73). Содержание карбонатов закономерно уменьшается с увеличением дисперсности грунтов от 97 % у раковинных фунтов различной крупности до 10 и 7 % у песков мелких и пылеватых соответственно. Той же закономерности подчинены значения параметров прочности.     Угол внутреннего трения и сцепление составляют: = 37°, СР = 23 кПа для раковинных грунтов;  = 36°, СР = 6 кПа для мелких песков и = 320, СР = 7 кПа для песков пылеватых. Прочность пород снижается при переходе к глинистым разновидностям, при этом супеси занимают промежуточное положение. Обладая той же плотностью, что и пески (е = 0.73), и имея повышенное содержание карбонатов (14 %), они показывают следующие прочностные характеристики: = 330 и СР = 10 кПа. При разнообразии фациальных замещений для глинистых пород определяющую роль играют состав, плотность и консистенция. Прежде всего, по дисперсности выделяются две основные разновидности: глины и суглинки. Глины (с числом пластичности до 23) встречаются в полутвердом (средний показатель текучести IL = 0.23) и тугопластичном (IL = 0,33) состояниях. При этом, обладая одинаковыми углами внутреннего трения = 22-23°, грунты имеют разное сцепление                  (15 кПа для тугопластичных глин и 25 кПа для полутвердых).    Величина сцепления составляет СР = 8 кПа, однако возрастает угол внутреннего трения (= 25°). Сопротивление недренированному сдвигу Cu(или недренированное сцепление) уменьшается по сравнению с глинами. Так, интервал изменения нормативного значения CuH для суглинков составляет 16-54 кПа, а для глин – 55–94 кПа. Таблица 1 Нормативные и расчетные (в знаменателе) значения физико-механических пород, новокаспийский комплексВиды и разновидности грунтов(место и глубина отбора)Влажность, W, %Плотность, ρ, г/см3Плотность скелета, ρd, г/см3Плотность частиц, ρs, г/см3Коэффициент пористости, е, д.е.Степень водонасыщения, Sr, д.е.Число пластичности, Ip,%Показатель текучести, ILСодержание карбонатов, %Коэффициент фильтрации, см/сКоэффициент консолидации, см2/сМодель общей деформации, Ео, МПаНедренированное сцепление, Cu, МПаУгол внутреннего трения, тот., градусыУгол внутреннего трения, эфф., градусыСцепление, тот., КПаСцепление, эфф., КПаРаковинные грунты разной крупности(Широтная 1, 0,0–0,5 м;Широтная 2, 0,0–0,4 м;Широтная 3, 0,1–0,6 м)46,01.79 1,721,222,771,2581,0083,21.9Е-5Пески пылеватыес ракушкой(Широтная 1, 0,8–1,4 м;Широтная 2,0,3–1,2 м;Ракушечная 2, 0,0–0,4 м)24,51.96 1,921,572,740,7430,9036,81,2Е-33933393211253124Пески мелкие и пылеватые сракушкой (Ракушечная 1, 0,0–1,2 м; Ракушечная 1 бис, 0,0–1,2 м)26,51.99 1,971,572,690,7131,0018,38,2Е-44137413713111311Пески пылеватые(Широтная 2,0,55–0,7 м;Ракушечная 1 бис, 0,1–1,1 м)27,31.961,931,542,680,7370,9912,43.2Е-427252019Илы суглинистые(Ракушечная 2, 0,4–1,2 м)55,61,66 1,611,062,701,5350,9812,22,36Илы суглинистые(Ракушечная 1, 1,3–3,8 м; Ракушечная 1 бис, 0,4–4,8 м;Ракушечная 2, 0,4–1,2 м)47,71,79 1,761,212,691,2151,0013,81,7314,96.7Е-84.4Е-32Л2019998181637333329Илы глинистые(Ракушечная 1 бис, 1,2–4,8 м)49,81.75 1,761,172,681,2931,0018,41,4332 30Сулеси текучие(Ракушечная 2, 0,7–1,5м)30,21,92 1,901,472,690,8260,982,44,6911,74.3Е-5        Это обусловлено как составом, так и консистенцией пород, поскольку суглинки находятся преимущественно в мягко- и текучепластичном состоянии. Кроме того, играют роль вторичные преобразования в субаэральных условиях, результатом которых является, в частности, наличие гипсовых включений, повышающих прочность структурных связей. Для мягкопластичных разностей характерно значение CuH = 37 кПа, для текучепластичных – 23 кПа и для текучих – 16 кПа. В том же направлении изменяется и дисперсность суглинков – с уменьшением числа пластичности (от IpH =- 14.0 до IpH = 9.1) увеличивается показатель текучести. Таким образом, уменьшение дисперсности обусловливает переход к текучему состоянию и уменьшение нетренированного сцепления, что вполне закономерно.    Нижняя часть разреза данною подкомплекса представлена морскими мелководными отложениями, преимущественно песчаного состава. Наиболее плотные (еH = 0,630) пески мелкие, с обломками ракушек, обнаруживают наибольшее сцепление (СР = 22 кПа) и угол внутреннего трения, равный             = 31°. Более дисперсные пески пылеватые обладают разной плотностью – в зависимости от нее изменяется прочность. Значения угла внутреннего трения варьируют в пределах = 32°- 36°. сцепление в песках средней плотности отсутствует, а в плотных, содержащих также повышенное количество мелкообломочного ракушечного материала (карбонатность до 7,4 %), повышается до СР = 18 кПа.Отложения нижнего подкомплекса формировались в морских условиях и представлены преимущественно глинистыми породами, особенно в нижней части толщи. Вверху на площадках «Широтная-3», «Ракушечная-1» они перемежаются слоями песчаных пород.    Пески пылеватые имеют высокую прочность, величина которой определяется степенью уплотнения и содержанием карбонатов. Так. в песках более плотных (еH = 0,697, среднее содержание карбонатов 13,1 %) СР = 21 кПа и  = 39° Для менее плотных и менее карбонатных (еH = 0.766, средняя карбонатность 8.0 %) те же параметры прочности несколько снижаются (СР =            18 кПа и  = 35е).    Плотность глинистых пород в пределах слоя невелика ( = 1.82-1.84 г/см3), консистенция меняется от туго- до текучепластичной. В соответствии с ней выделено несколько разновидностей, отличающихся прочностными характеристиками. Наибольшей прочностью обладают глины туго- и мягкопластичные (недренированное сцепление CuH = 89 кПа, СР = 63 кПа и  = 18°). Далее следуют глины мягкопластичные (соответственно 59 кПа, СР =           40 кПа и  = 13°). Наименее прочны глины и суглинки мягко- и текучепластичные: сопротивление недренированному сдвигу CuH снижается до 47 56 кПа. угол внутреннего фения до 9 12°. При этом сцепление глин составляет СР = 43 кПа, а менее дисперсных суглинков – 23 кПа. Нижняя часть разреза представлена раковинными породами, в которых межраковинное пространство заполнено песком разной крупности либо глинистым материалом и песком с раковинным материалом. Раковинные породы различной крупности достаточно уплотнены ( = 1,96 г/см3, еH = 0,700), и характеризуются следующими значениями показателей прочностных свойств: СР = 15 кПа и = 36°. Для песков пылеватых, обладающих той же плотностью (= 1.94 г/см3, еH = 0.714), менее карбонатных 115,7 %), сцепление снижается до СР = 9 кПа.    Породы верхнехазарского комплекса (IIIhz) представлены мелководно- морскими и дельтовыми грунтами, преимущественно глинистыми, разнообразной консистенции. Полутвердые и тугопластичные, плотные ( =           2,02 г/см’, еH = 0,536) суглинки обнаруживают высокое сопротивление недренированному сдвигу (CuH = 206 кПа).     Прочность туго- и мягкопластичных разновидностей глин и суглинков (= 1,95 г/см3, еH = 0,747) значительно меньше: величина недренированного сцепления снижается до CuH = 82 КПа. расчетные угол внутреннего трения и сцепление в эффективных напряжениях составляют соответственно = 20° и СР = 39 кПа. В южных районах грунты новокаспийского комплекса (IVnk) представлены раковинными, песчано-раковинными и песчаными отложениями. Раковинные породы разной крупности имеют среднюю степень уплотнения (= 1,78 г/см3, еH = 0,889), высокое содержание карбонатов (85,7 %) и достаточно высокое сцепление (СР = 26 кПа). Для плотных пылеватых песков ( = 1,97 г/см3, еH = 0,639), содержащих обломки ракушек, сцепление достигает СР = 33 кПа, а угол внутреннего трения  = 38°.    Грунты хвалынского комплекса (IIIhv) представлены весьма разными по составу и состоянию видами и разновидностями грунтов. Изменения свойств грунтов верхнего подкомплекса по гранулометрическому составу широкие, начиная от песков разной крупности с обломочным материалом, песков пылеватых, супесей и кончая суглинками и глинами. В основе подобного разнообразия лежат условия осадконакопления и постседиментационные процессы, характерные для чередования субаэральных и морских условий. Аллювиально-морской генезис пород обусловил значительные и частые фациальные замещения отложений и, как следствие, довольно значительные вариации физико-механических свойств. Так, пески пылеватые в зависимости от плотности и содержания карбонатов изменяют сцепление в довольно широком диапазоне. Наиболее плотные и карбонатные пески (= 1,99–2,01 г/см3, еH = 0,637–0,678, содержание карбонатов 5,9–7,4 %) имеют СР = 17–25 кПа, другие СР = 11 кПа. Для чистых и плотных песков  = 2,04 г/см3, еH = 0,575) сцепление минимально (СР = 1 кПа). Угол внутреннего трения для всех песков пылеватых довольно высок и составляет 38–410.    Суглинки по мере перехода от полутвердых и тугопластичных к мягко- пластичным снижают показатели сцепления с 51 до 36 кПа, при углах внутреннего трения 20–29°. Недренированнос сцепление глин туго- и мягкопластичных составляет CuH = 43–51 кПа. Эти породы характеризуются невысоким значением угла внутреннего трения  = 13–15° и сцепления СР = 33–38 кПа. Отмечаются загипсованные прослои суглинков и глин, сформировавшихся в субаэральных условиях.    Благодаря наличию жестких структурных связей, сопротивление недренированному сдвигу этих грунтов возрастает до CuH = 147 кПа. В нижней части породы, представленные преимущественно пылеватыми песками довольно большой мощности, супесями и глинистыми грунтами, сформировались в условиях морского мелководья. Пылеватые пески, содержащие карбонаты (до 12,1 %), имеют плотность  = 1,98 г/см3, еH = 0,661, обладают сцеплением СР = 17 кПа и углом внутреннего трения  = 37°. Чистые пылеватые пески имеют минимальное сцепление СР = 1 КПа и высокий угол внутреннею трения  = 42°, благодаря своей повышенной плотности ( = 2,4 г/см3, еH = 0,600). Среди глинистых пород полутвердые и тугопластичные разности обладают наибольшей прочностью (CuH = 114 кПа). Недренированнос сцепление туго- и мягкопластичных разновидностей снижается до 83 кПа, а для мягко- и текучепластичных глин составляет 51–67 кПа. Диапазон изменения угла внутреннего трения при переходе от мягкопластичной к текучепластичной консистенции невелик (= 14–15°). однако сцепление уменьшается от 41 до 33 Кпа. Промежуточное положение между песчаными и глинистыми грунтами занимают супеси твердые и пластичные: при  = 34° величина сцепления составляет СР = 8 кПа. Морские грунты нижнего подкомплекса в верхней его части представлены глинистыми отложениями, внизу – сменяемыми пылеватыми песками (= 1,94–1,97 г/см3, еH = 0,708–0,749).    Таблица 2 Нормативные и расчетные (в знаменателе) значения физико-механических пород, хвалынский комплексВиды и разновидности грунтов(место и глубина отбора)Влажность, W, %Плотность, ρ, г/см3Плотность скелета, ρd, г/см3Плотность частиц, ρs, г/см3Коэффициент пористости, е, д.е.Степень водонасыщения, Sr, д.е.Число пластичности, Ip,%Показатель текучести, ILСодержание карбонатов, %Коэффициент фильтрации, см/сКоэффициент консолидации, см2/сМодель общей деформации, Ео, МПаНедренированное сцепление, Cu, МПаУгол внутреннего трения, тот., градусыУгол внутреннего трения, эфф., градусыСцепление, тот., КПаСцепление, эфф., КПаРаковинные грунтыразной крупности (Широтная 1, 5,7-5,8 м;Ракушечная 2, 15,0-18,95 м)23,22,08 2,041,692,820,6700,9897,31.3Е-44537453729732923Пески мелкие (Ракушечная 2, 7,6-14,5 м)25,02.00 1,981,602,670,6740,9910,466.7Е-5403640367676Пески пылеватые(Широтная 1,2,2-6,7 м; Широтная 2,1,2-2,3 м;Ракушечная 2, 9,6-12,0 м)24,51.93 1,891,552,680,7310,906,69.1Е-432293532376387Супеси текучие(Ракушечная 2, 1,3-3,8 м;Широтная 3, 0,6-5,1 м)26,91 981,971,562,690,7280,993,22,8113,51,6Е-61,1Е-2363330353311101110Суглинки туго- и мягко-пластичные (Широтная 1, 1,6-3,6 м)27,51.951,532,720,7800,9613,60,561.2Е-751Суглинки мягкопластичные (Ракушечная 2, 3,8-7,8 м)30,31.92 1,901,482,730,8470,9814,00,5618,82,9Е-72.3Е-36,3373325163225117108Суглинки от мягкопластичныхдо текучих(Ракушечная 1 бис, 4,8-7,6 м)25,92.00 1,971,592,690,6941,0011,30,8423Суглинки текучиеи мягкопластичные(Широтная 2, 2,9-5,7 м)23,72.10 2,051,702,680,5821,009,10,968,911Глины полутвердые и тугопластичные(Ракушечная 1, 3,8-8,4 м)27,61.97 1,941,542,710,7580,9918,20,2310,53.5Е-84.1Е-312,194 8424 2027 2329732175Глины тугопластичные(Ракушечная 1бис, 5,4-8,5м)32,51.92 1,891,452,710,8691,0023,00,331.2Е-212,3552418272217121815    В зависимости от содержания мелкообломочного материала (от 9,2 до 14,4 %) угол внутреннего трения пылеватых песков уменьшается от 37 до 33°, а сцепление, напротив, возрастает с 21 до 34 кПа. Суглинки и глины туго- и мягкопластичные, обладают недренированным сцеплением CuH = 88 кПа, углом внутреннего трения  = 13°, сцеплением СР = 39 кПа. При изменении консистенции в сторону мягко- и текучепластичной сопротивление недренированному сдвигу глинистых грунтов снижается до 36–39 кПа. Нижний слой представлен глубоководными морскими глинистыми породами, глины и суглинки перекрываются супесью. Супеси пластичной и текучей консистенции, а также пески пылеватые обладают плотностью = 1,92 г/см3, еH = 0,785. Нормативный коэффициент пористости глинистых грунтов возрастает до еH = 0,873–1,035. Характерным для всех пород является относительно высокое содержание карбонатов (17,9–22,0 %).    Резко выделяются глины и суглинки Сарматской площадки, находящиеся в туго- и мягкопластичном состоянии, среднее значение сопротивления недренированному сдвигу CuH этих грунтов составляет 164 кПа. Значительно меньшие средние значения CuH имеют мягкопластичные глины (CuH = 64 кПа) и текучепластичные суглинки (CuH = 39 КПа) на площадках Хвалынского месторождения. Нижняя часть (hv11) разреза на площади месторождения Хвалынское представляет собой «клиновидное» тело, сложенное песками с раковинным детритом в верхней части разреза, глинистыми породами, занимающими среднюю часть «клина» и ракушей с песчаным или глинистым заполнителем в основании тела. Аналогичное строение данной части разреза на площади Сарматская. В месте выклинивания тела (площадь Хвалынская-2) разрез представлен раковинным материалом с песчаным или глинистым заполнителем. Глинистые грунты данного тела характеризуются повышенным содержанием карбоната в виду присутствия в них включений раковинного детрита. Средняя плотность всех разновидностей пород изменяется в небольшом интервале от 1,93 до 1,98 г/см3, а коэффициент пористости от 0,779 до 0,873. Таким образом, геологические исследования физико-механических свойств пород хвалыно-хазарского возраста Каспийской акватории подтверждают резкое изменение параметров на небольших расстояниях.    Морские исследования «Моринжгеологии», «ЛукойлНижневолжскнефти» и других подтверждают, что разжижение слабосвязанных пород влияет на угол внутреннего трения (табл. 3), что способствует снижению устойчивости морских инженерных объектов и сооружений (табл. 4). При динамических и статических нагрузках инженерными сооружениями происходят изменение сопротивления сдвигу.        Таблица 3 Геоэкологические изменения угла внутреннего трения морскихотложений при динамическом воздействииГлубина залегания донных отложений от дна, мСнижение угла внутреннего трения (), %, max0–5255–102010–151515–201020–305        Таблица 4 Геоэкологические изменения сопротивления сдвигу связанных морских отложений при динамическом воздействииГлубина залегания донных отложений от дна, мСнижение сопротивления сдвигу0–520–255–101510–151015–201020–305        В итоге из-за наличия в донных отложениях свободных газов снижаются несущие механические параметры этих отложений (табл. 5).        Таблица 5 Геоэкологические изменения параметров морских отложенийПараметры отложенийСнижение показателей донных отложений из-за скоплений свободных газов, %, maxУгол внутреннего трения, 25Сопротивление недренированному сдвигу, S20Модуль деформации, E20        Приведенные геоэкологические материалы рекомендуется применять в расчетах устойчивости оснований скважин, морских эксплуатационных платформ и нефтегазопроводов в акватории Каспийского моря        Исследование выполнено при поддержке Министерства образования и науки РФ, соглашение № 14. В37.21.0586 от 20.08.2012 г.','./files/2(49)/125-143.pdf','','','ФИЗИЧЕСКАЯ ГЕОГРАФИЯ И БИОГЕОГРАФИЯ, ГЕОГРАФИЯ ПОЧВ И ГЕОХИМИЯ ЛАНДШАФТОВ','PHYSICAL GEOGRAPHY AND BIOGEOGRAPHY, SOIL GEOGRAPHY AND LANDSCAPE GEOCHEMISTRY','125-143');
insert into articles (`journal_namber`, `year`, `date`,`titlerus`,`titleeng`, `annatationrus`,`annatationeng`, `author_namber`,`key_wordsrus`,`key_wordseng`,`article`, `pdf`,`literrus`,`litereng`, `headingrus`,`headingeng`, `pages`) values  ('2','2013','2013-7-30 23:52:41','Условия устойчивого развития геологоразведочного бизнеса. Системный подход к управлению портфелем поисковых проектов. Концептуальная модель механизма предоставления  прав на пользование недрами	','Conditions of stable development of the exploration business. systematic approach to exploration project portfolio management. Conceptual model of the mechanism for the granting of rights of subsoil use for geological survey	','             В статье рассматриваются вопросы управления рисками в геологоразведочном бизнесе, создания правовых условий повышения эффективности геологоразведочной отрасли. Сформулировано «необходимое условие устойчивого функционирования отдельной геологоразведочной компании». Даны четкие определения понятий, используемых при решении задач управления рисками. Представлен алгоритм составления портфелей нефтегазопоисковых проектов, перечень необходимой для их составления информации. На основе примера расчета показателя минимального количества проектов в портфеле, обоснована эффективность применения системного подхода к управлению рисками геологоразведочного бизнеса. Проведен анализ условий возникновения существующей системы пользования недрами, анализ ее способности эффективно решать стоявшие в различное время государственные задачи рационального использования недр. Обоснована необходимость перераспределения функции постановки геологоразведочных задач в пользу современных центров соответствующих компетенций. Разработана и представлена работоспособная концептуальная модель механизма предоставления прав на пользование недрами в целях геологического изучения, обеспечивающая необходимые условия применения системного подхода к проведению ГРР на нефть и газ. Разработан критерий выявления победителя аукциона на основе показателя интенсивности ГРР. Показаны пути создания отраслевой поисковой системы, основанной на применении системного подхода.  ','        This article deals with risk management in the geological survey business, as well as aspects of creation of a legal environment for improving exploration industry effectiveness. In the article, the necessary conditions for the stable operation of a separate exploration company, are outlined. There are clear definitions of the concepts used in solving the problems of risk management. The algorithm, for making an oil and gas portfolio of projects, and a list of information necessary, for compiling the portfolio, is presented. The effectiveness of a systematic approach to managing risk, in the geological survey business, is shown, based on the example of the calculation of the minimum number of projects in the portfolio. Analysis of current system of subsoil use and analysis of its ability to solve governmental tasks of and rational subsoil use effectively, is performed.  The necessity of redistribution of the  exploration tasking  functionality for benefit of modern centers of relevant expertise is substantiated. A workable, conceptual model of the mechanism for the granting of rights, to use subsoil for geological study, which provides the necessary conditions for a systematic approach to exploration for oil and gas is developed and presented. Criterion for deciding the auction winner based on indicator of the exploration works intensity is developed. The ways of creating an industrial exploration system, based on a systematic approach, are shown. ',',160,','геологоразведка,геологоразведочный бизнес,недропользование,поисковая система,поисковые проекты,портфель проектов,прогнозная успешность,риски,требуемая вероятность,требуемая доходность,успешность,управление рисками,управление портфелем проектов','geological survey,exploration business,subsoil use,exploration system,exploration projects,project portfolio,predictive success,risks,required probability,required rate of return,successfulness,risk management,project portfolio management','Сегодня, в широком общественном мнении инвестиции в геологоразведку представляются если не наказанием, то своеобразным социальным обязательством, социальной нагрузкой, которую должны нести нефтегазовые компании в качестве оплаты предоставленных им прав на добычу углеводородов. Продолжает действовать стереотип о геологоразведке как о высокорисковой, высокозатратной, убыточной части полного технологического цикла работ на нефть и газ. Возникновению этого стереотипа исторически способствовало большое количество объективных причин, часть из которых будет рассмотрена в данной работе.    В 2009–2010 гг. по поручению советника Президента РФ В.С.Черномырдина разработана Программа подготовки сырьевой базы создания нового крупного топливно-энергетического комплекса на юге России (Программа). Программа представляет собой портфель поисковых проектов, диверсифицированный по направлениям и объектам геологоразведочных работ. Методология разработки Программы основана на представлении о поисковом этапе комплекса работ на нефть и газ как о самостоятельном виде бизнеса, товарным продуктом которого являются открытые в ходе ГРР месторождения углеводородов. При таком подходе расчетная цена продажи месторождения определяется превышением расчетной доходности проекта добычи УВ на открытом месторождении над требуемой доходностью по проектам добычи добывающей компании («Покупателя открытого месторождения»). Высокие значения показателей экономической эффективности отдельных проектов позволяют с вероятностью близкой к единице обеспечить прибыльность всего портфеля. Индекс прибыльности PI (profitability index) отдельных проектов составил от 800 до 14000 %, что с вероятностью 0,99 обеспечивает PI портфеля на уровне 1200 %.    Полученные результаты доказывают наличие экономических предпосылок развития геологоразведки как самостоятельного, отдельного от добычи вида бизнеса. Далее в работе мы рассмотрим необходимые условия существования и развития геологоразведочного бизнеса и теоретически наметим возможные пути и механизмы их создания.    Геологоразведка – это высоко рисковый бизнес. Поэтому с точки зрения управления рисками можно сформулировать следующее необходимое условие устойчивого функционирования отдельной геологоразведочной компании:    Теоретическая возможность составления в ареале операционной деятельности геологоразведочной компании такого портфеля поисковых проектов, который с вероятностью близкой к единице обеспечивал требуемую доходность портфеля  проектов.    Для обеспечения достаточной строгости анализа необходимо привести определения следующих, используемых здесь и в дальнейшем понятий:    1. Требуемая вероятность обеспечения требуемой доходности портфеля проектов;    2. Требуемая доходность портфеля проектов;    3. Поисковая система;    4. Успешность (успешность решения геологоразведочной задачи);    5. Прогнозная успешность.    Требуемая вероятность доходности портфеля проектов. Близость требуемой вероятности требуемой доходности портфеля к единице определяется уровнем значимости противоположного события, т.е. получения меньшей доходности или убытков. Уровнем значимости называют достаточно малую вероятность, при которой (в данной определенной задаче) событие можно считать практически невозможным. Насколько малой должна быть вероятность события, чтобы можно было считать невозможным его появление в одном испытании? На этот вопрос нельзя ответить однозначно. Для задач, различных по существу, ответы будут разными. Например, если вероятность того, что парашют при прыжке не раскроется, равна 0,01, то было бы недопустимым применять такие парашюты. Если же вероятность того, что поезд дальнего следования прибудет с опозданием, равна 0,01, то можно практически быть уверенным, что поезд прибудет вовремя [1]. На практике обычно принимают уровни значимости, заключенными между 0,01 и 0,05. В условиях рынка менеджмент и акционеры геологоразведочной компании вольны самостоятельно определять свой «аппетит к риску». Мы же в данной работе, исходя из того, что геологоразведочный бизнес является высоко затратным, примем однопроцентный уровень значимости. Или другими словами примем значение требуемой вероятности обеспечения требуемой доходности портфеля проектов Pпорт.треб. равным 0,99.    Требуемая доходность портфеля проектов. Требуемая доходность портфеля геологоразведочных проектов – это минимальная доходность, устраивающая с заданной вероятностью успеха (заданным риском) владельцев геологоразведочного бизнеса. В связи с тем, что сегодня главными субъектами нефтегазовой геологоразведки и одновременно главными покупателями разведанных запасов являются крупные ВИНК за минимальную (требуемую) доходность портфеля геологоразведочных проектов rпорт.треб., получаемую с  вероятностью Pпорт.треб.  принимаем используемую российскими ВИНК требуемую доходность по проектам добычи разведанных запасов rдоб.треб. равную 15 %. Если «безрисковая» (Pпорт.треб.= 0,99) доходность геологоразведочного бизнеса меньше требуемой доходности проектов добычи, то вертикально-интегрированной компании выгоднее не разведывать самостоятельно, а приобретать разведанные запасы.    Поисковая система. Под поисковой системой мы понимаем совокупность всех элементов, участвующих в решении какой-либо конкретной геологоразведочной (геологической) задачи. То есть, пользуясь какой-либо геологической информацией, мы тем самым включаем ее источник в свою поисковую систему.    Успешность. В российской и международной практике оценки эффективности геологоразведки используются различные показатели характеризующие статистику успеха в выполнении тех или иных видов геологоразведочных работ: коэффициент успешности (отношение количества открытых месторождений к количеству опоискованных бурением подготовленных структур); коэффициент подтверждаемости подготовленных объектов; коэффициент удачи (успешности бурения) и т.д. В данной работе мы будем использовать более общее понятие успешности - успешности постановки и решения геологоразведочной задачи.            Соответственно, в зависимости от поставленных задач принятое нами понятие успешности будет совпадать с коэффициентом успешности, коэффициентом подтверждаемости и т.п.    Прогнозная успешность. Прогнозная успешность – это статистическая или вероятностная характеристика поисковой системы, отражающая ее способность (компетенцию) успешно ставить и решать геологоразведочные задачи. Значение прогнозной успешности зависит от условий поставленной геологоразведочной задачи, таких как геологические и географические характеристики изучаемого геологического объекта, степень его геологической изученности, полнота и достоверность геологической информации о нем и т.п. Конкретное значение прогнозной успешности решения поисковой системой данной геологоразведочной задачи основывается на данных практического решения подобных задач в подобных условиях этой либо эталонной поисковой системой.    Портфели проектов. Для обеспечения необходимого условия устойчивого функционирования отдельной геологоразведочной компании при балансировке портфеля кроме упомянутых Pпорт.треб., rпорт.треб. используются следующие исходные данные: прогнозные денежные потоки отдельных проектов; прогнозные успешности отдельных проектов.    На рисунке в виде разноцветной матрицы, состоящей из единиц и нулей, в графической форме представлен алгоритм расчета параметров портфеля.    Поисковые проекты обозначены латинскими буквами A,B,C,D. Включение в портфель каждого последующего проекта добавляет в пространство элементарных событий портфеля два новых члена, обозначенных в столбцах каждого проекта как:    1 – подтверждение предполагаемого результата (открытие месторождения);    0 – получение отрицательного результата.    Каждая строка матрицы портфеля представляет собой несовместное событие, то есть один из всех возможных вариантов реализации портфеля. Увеличение пространства несовместных событий с добавлением в портфель каждого последующего проекта выделено цветом. Вероятность реализации несовместного события равна произведению вероятностей входящих в него элементарных событий. Денежный поток несовместного события равен сумме денежных потоков входящих в него элементарных событий.    Для включения проектов в портфель к характеристикам проектов предъявляются некоторые требования в том числе к уровню доходности, к весу затрат проекта в составе общих затрат портфеля и др. С точки зрения перспектив развития нефтегазоразведочного бизнеса в России, наиболее важным из требований сегодня является требование взаимной независимости отдельных проектов портфеля.     Под взаимной независимостью проектов портфеля мы подразумеваем отсутствие в их внутренней структуре общих нерешенных геологоразведочных (геологических) задач.    Рис. Алгоритм расчета параметров портфеля        Независимыми могут считаться проекты по поиску месторождений нефти и газа в пределах «разведанного направления геологоразведочных работ» (разведанный плей). На этапе, когда все общие геологические закономерности уже выявлены, проект по открытию месторождения сводится к сейсморазведочной задаче выявления и локализации объекта и задаче опоискования подготовленного объекта бурением. Обе эти задачи имеют отношение только к отдельным проектам, поэтому проекты опоискования объектов принадлежащих одному разведанному направлению ГРР являются взаимно независимыми.    В качестве практических примеров разведанных направлений геологоразведочных работ могут служить рифовое направление Волгоградской области, опоискованное компанией ЛУКОЙЛ в 1990-е годы. Фактическая успешность поисковых работ по этому направлению ГРР составляла 80–100 %. Такую же оценку вероятности открытия месторождения (прогнозной успешности) дает Питер Р. Роуз [2]. В своей методике он рекомендует для проектов поисков месторождений в плеях с доказанной нефтегазоносностью и выявленными геологическими закономерностями (Pгеол.=1) использовать значение прогнозной успешности (вероятности открытия месторождения в интерпретации Роуза) равным 0,9.    Допущение, что прогнозная успешность всех проектов портфеля одинакова pi=const, позволит нам упрощенно выразить в общем виде такую важную характеристику портфеля как минимально необходимое количество проектов в портфеле nmin, обеспечивающее требуемую вероятность портфеля Pпорт.треб.:Формула 1,    где P=Pпорт.треб. - требуемая вероятность доходности портфеля проектов; p=pi=const – прогнозная успешность отдельного проекта.         Для составления портфеля из проектов по поиску месторождений в разведанных направлениях работ при pi=0,9 достаточно 2 проектов (nmin=2,00) при pi=0,8 достаточно трех (nmin=2,86). Причем эти проекты могут принадлежать как одному, так и разным направлениям ГРР.    ТаблицаОбобщенные коэффициенты успеха различных классов скважин, пробуренных в США на суше и на море в течение 1980-х годов [13]Класс скважинПроцент успешныхЭксплуатационные скважины75-80Все поисково-разведочные скважины20-30Разведочные скважины40-50Поисковые скважины на месторождении25-35Поисковые скважины13-18        Для иллюстрации ситуации, когда проекты поиска месторождений принадлежат направлениям ГРР, геологические закономерности в которых выявлены не до конца и прогнозная успешность, соответственно, существенно меньше 0,9 воспользуемся статистикой, представленной в таблице 1 [2]. Примем условно успешность поисковых скважин за успешность открытия месторождений на поисковом этапе. Минимально необходимое количество проектов в портфеле nmin, обеспечивающее требуемую вероятность портфеля Pпорт.треб. при pi=0,18 составит 24 проекта (nmin=23,20), при pi=0,13 составит 34 проекта (nmin=33,07).    Необходимость обеспечения взаимной независимости проектов требует, чтобы все 24 или 34 проекта поисков месторождений относились к различным и также взаимно независимым направлениям ГРР. Для составления такого портфеля необходимо преодолеть следующие трудности:    1. Подобрать в ареале операционной деятельности компании 24 – 34 перспективных объекта, принадлежащих взаимно независимым, то есть  не имеющим в своей внутренней структуре общих нерешенных задач, направлениям ГРР;    2. Приобрести права на пользование недрами на необходимых участках;    3. Большая величина nmin обуславливает повышенные требования к показателям экономической эффективности отдельного проекта. Если принять срок реализации отдельного проекта 5 лет, то значение коэффициента прибыльности PI проекта должно составлять порядка 5000% - 7000%. Такие значения PI в России сегодня обеспечивают только проекты поисков крупных и уникальных месторождений углеводородов на суше в районах с развитой инфраструктурой;    4. Для опоискования 24 – 34 объектов требуются значительные финансовые средства.    Очевидно, что задача построения подобного портфеля практически нереализуема даже для крупной транснациональной вертикально интегрированной компании. Соблюдение необходимого условия устойчивого функционирования отдельной геологоразведочной компании на ранних этапах и стадиях поисково-разведочных работ обеспечивается применением системного подхода к составлению портфелей проектов. Отдельный проект портфеля в этом случае представляет собой не проект открытия непосредственно месторождения, а проект решения геологоразведочной задачи более высокого уровня, например открытия нового направления геологоразведочных работ (разведанного плея).    При постановке таких задач должны обеспечиваться возможность оценки прогнозной успешности ее решения (на основе статистики элементов поисковой системы или применяемых методов) и возможность определения прогнозных показателей экономической эффективности.    Например, если принять:     1. проекты поисков месторождений в пределах разведанного направления поисковых работ в качестве геологоразведочных задач первого уровня;     2. проекты открытия новых направлений ГРР в пределах того же продуктивного стратиграфического комплекса в ловушках другого типа в качестве геологоразведочных задач второго уровня;     3. проекты определения продуктивности перспективных стратиграфических комплексов в том же нефтегазоносном районе в качестве геологоразведочных задач третьего уровня;    4. проекты открытия новых нефтегазоносных районов в пределах нефтегазоносного бассейна в качестве геологоразведочных задач четвертого уровня и т.д.,    то обеспечить соблюдение необходимого условия устойчивого функционирования отдельной геологоразведочной компании можно за счет составления портфелей геологоразведочных задач каждого уровня, состоящих всего из трех – четырех проектов. Если прогнозная успешность каждого уровня оценивается, например в 0,8, то реализовав портфель из трех задач четвертого уровня, с вероятностью 0,99 получаем открытие не менее одного нового нефтегазоносного района. Это позволяет составить портфель из трех наиболее перспективных задач третьего уровня и т.д. Поэтапно решая на каждом из первых трех этапов по три задачи, на выходе с вероятностью близкой к единице получаем не менее одного разведанного направления поисковых работ (разведанного плея), то есть десятки независимых поисковых проектов с прогнозной успешностью каждого из них около 0,9.    Количество уровней решаемых геологоразведочной компанией задач может быть разным – меньшим или большим. Постановка задач осуществляется не на пустом месте, в большинстве случаев задачи самых ранних стадий уже решены, выделены нефтегазоносные провинции, в провинциях определены нефтегазоносные районы и т.д.    В настоящее время для решения задачи открытия новых направлений ГРР не создан ряд необходимых условий. В частности, для реализации системного подхода в рыночных условиях необходимо, чтобы поисковая компания могла воспользоваться результатами геологоразведочных работ всех (в т.ч. ранних) этапов и стадий в собственных коммерческих целях.     Условия открытия новых направлений ГРР.    Для удобства рассмотрения разделим условия, требуемые для решения задачи открытия новых направлений на два крупных блока:    1. Блок экономических условий. Обеспечение требуемой доходности каждого этапа производства ГРР.    2. Блок обеспечения технологических потребностей производства, включая обеспечение возможности воспользоваться результатами всех этапов ГРР в коммерческих целях.    Блок экономических условий. Сегодня, на суше в районах с развитой инфраструктурой, экономические условия, обеспечивающие требуемую доходность по проектам поисков новых направлений ГРР, уже сложились. Тем не менее, сформулируем алгоритм создания этих условий в общем виде. Товарным продуктом геологоразведочного бизнеса являются открытые месторождения. Доходность проекта поиска месторождения определяется ценой месторождения. Цена месторождения определяется превышением расчетной доходности проекта добычи УВ на открытом месторождении над требуемой доходностью по проектам добычи добывающей компании («Покупателя открытого месторождения»).    Примем проекты поисков месторождений в пределах разведанного направления поисковых работ в качестве геологоразведочных задач первого уровня, проекты открытия новых направлений ГРР в пределах того же продуктивного стратиграфического комплекса в ловушках другого типа в качестве геологоразведочных задач второго уровня. Так как задачи второго уровня являются портфелями задач первого уровня, доходность их успешного решения зависит от доходности успешного решения задач первого уровня.    Образуется цепочка обеспечения требуемой доходности: доходность проектов добычи → доходность решения задач первого уровня → доходность решения задач второго уровня → и т.д. Зависимость доходности решения геологоразведочных задач высоких уровней от расчетной доходности перспективных проектов добычи не является прямо пропорциональной. Тем не менее, эта зависимость есть, поэтому меры по стимулированию ГРР любых стадий должны основываться на предоставлении гарантий обеспечения соответствующего уровня доходности перспективных проектов добычи.    В абсолютных величинах требуемый доход геологоразведки составляет 1–2 % от требуемого дохода добычи. Поэтому для стимулирования геологоразведки достаточно гарантий, относительно небольшого, снижения издержек по перспективным проектам добычи. Меры по повышению прогнозной доходности проектов добычи могут быть связаны не только со снижением налоговой нагрузки. Это могут быть меры по развитию транспортной инфраструктуры, открытию доступа к новым рынкам сбыта и т.п. Блок условий обеспечения технологических потребностей производства, включая обеспечение возможности геологоразведочным компаниям воспользоваться результатами всех этапов ГРР в коммерческих целях.    Этот блок условий развития геологоразведочного бизнеса в основном определяется механизмом предоставления прав на пользование недрами. Существующий механизм создавался в начале 1990-х годов, отвечал сложившимся в тот период в геологоразведочной отрасли экономическим условиям, обеспечивал возможность решения стоявших перед государством задач в сфере использования недр. Геологоразведочная отрасль находилась в тот период в следующих экономических условиях:    1. Дефицит инвестиций в проекты поисков, разведки, разработки месторождений УВ;    2. Большой задел разведанных, но не разрабатываемых запасов УВ, что создавало избыток предложения запасов;    3. Низкие внутренние и мировые цены на углеводороды, делающие низкорентабельными или не рентабельными проекты по добыче УВ на значительной части уже разведанных запасов и проекты опоискования разведанных направлений ГРР.    В этих условиях экономические предпосылки развития геологоразведки как бизнеса отсутствовали, т.к. рыночная цена разведанных запасов в большинстве случаев была ниже себестоимости их открытия.    С точки зрения технологии производства ГРР ключевой характеристикой созданной системы является возложение функции постановки геологоразведочной задачи на уполномоченные государственные органы (Роснедра, МинПрироды). Реализация этой функции заключается в выборе объекта лицензирования, определении прогнозных показателей эффективности выполнения программы ГРР на объекте (участке), определении минимальной программы геологоразведочных работ на объекте (участке).     Исполнение уполномоченным государственным органом данной функции поисковой системы длительный период позволяло успешно решать  следующие государственные задачи:    1. Увеличения притока капитала в отрасль за счет привлечения к реализации геологоразведочных проектов, дополнительно к компетентным инвесторам (крупным ВИНК), инвесторов, не имеющих собственной компетенции в проведении ГРР.    2. Контроля над рациональным использованием недр, качеством и полнотой выполнения программы ГРР на участке.    3. Определения минимального размера стартового платежа в целях компенсации недропользователем затрат понесенных государством на геологическое изучение предоставляемого в пользование участка.    Среди факторов, позволявших действующему механизму предоставления прав на пользование недрами в 1990-е – 2000-е годы успешно решать задачи государства в сфере использования недр можно выделить три ключевых:    1. В конце 1980-х – начале 1990-х годов центр компетенции в постановки и решения геологоразведочных задач принадлежал предприятиям и организациям системы Мингео СССР, на основе которых, были сформированы уполномоченные в сфере пользования недрами государственные органы. То есть возложение на них функции постановки геологоразведочных задач было полностью оправдано расположением центра компетенций;    2. Наработанный в советский период задел в проведении ГРР создавал избыток готовых проектов поиска, разведки, разработки месторождений УВ;    3. Рост мировых и внутренних цен на УВ позволял вовлекать в разработку все более затратные к добыче ранее разведанные запасы, проводить опоискование ранее разведанных направлений ГРР с прогнозными запасами, при более низких ценах на УВ являвшимися нерентабельными к добыче.    За прошедшие годы эти факторы в значительной степени исчерпали потенциал своего положительного влияния:    1. Изменилось положение центра компетенций в постановке и решении геологоразведочных задач. По большей части видов геологоразведочных задач центр компетенций сместился в сторону крупных вертикально интегрированных нефтегазовых компаний. Это произошло как за счет большего, чем у бюджетных организаций объема  проведенных геологоразведочных работ, так и за счет перехода к ним на работу носителей компетенций;    2. Наработанный в советский период задел в проведении ГРР в части готовых проектов разработки открытых месторождений, проектов поисков и разведки месторождений по разведанным направлениям геологоразведочных работ (разведанным плеям) исчерпан;    3. Рост мировых цен на углеводороды прекратился, уровень цен стабилизировался на фоне продолжающейся инфляции издержек. Сложился дефицит инвестиционно привлекательных геологоразведочных проектов.    Конъюнктура мирового рынка углеводородов нескольких последних лет диктует России необходимость ускоренной подготовки новых запасов углеводородов с невысокой себестоимостью добычи.  Максимально эффективно решить эти задачи сможет только отраслевая поисковая система, основанная на стадийности и применении системного подхода к геологическому изучению недр. От советской отраслевой поисковой системы в дезинтегрированном, но работоспособном виде сохранилась часть элементов, отвечающая за проведение работ ранних стадий. Компетенцией в проведении работ поискового и разведочного этапа обладают самостоятельные (прежде всего крупные вертикально интегрированные) компании. Создание поисковой системы, основанной на системном подходе к проведению ГРР, сегодня означает интеграцию всех элементов, установку прямых и обратных связей между ними.    Для интеграции в отраслевую поисковую систему научного потенциала самостоятельных  компаний необходимо допустить их к исполнению функции постановки геологоразведочных задач при исполнении процедуры предоставления прав на пользование недрами. На практике это означает, что механизм лицензирования должен предусматривать для компаний следующие возможности:    1. Самостоятельно определять объекты лицензирования (необходимые территории лицензионных участков);    2. Самостоятельно определять программу геологоразведочных работ на участке (не ниже научно обоснованного минимального объема);    3. Самостоятельно определять срок действия лицензии.    Передача функции постановки геологоразведочных задач от уполномоченного государственного органа самостоятельным частным и государственным компаниям влечет необходимость существенного переустройства всего механизма предоставления прав на пользование недрами.     Концептуальная модель механизма предоставления прав на пользование недрами.    Объект лицензирования. Предварительные границы лицензионного участка определяет в своей заявке претендент на получение лицензии (Заявитель №1). Уполномоченный государственный орган корректирует границы участка и запускает процедуру проведения аукциона.    Аукцион. Предоставление прав на пользование недрами осуществляется по результатам аукциона.    Критерий выявления победителя аукциона. Критерием выявления победителя аукциона является максимальный, из предложенных участниками, размер показателя интенсивности проведения геологоразведочных работ на участке. Показатель интенсивности равен отношению стоимости выполнения планируемой участником программы ГРР на участке к планируемому им необходимому сроку действия лицензии. Если за единицу измерения времени принять квартал, то показателем интенсивности ГРР будет размер ежеквартального авансового платежа на проведение геологоразведочных работ (ден.ед./квартал).    Регулярный авансовый платеж на проведение геологоразведочных работ. Регулярный авансовый платеж на проведение геологоразведочных работ каждый определенный период, перечисляется пользователем недр на специальный депозит. Средства, накопленные на депозите недропользователь, по согласованию с уполномоченным государственным органом, вправе расходовать на оплату определенных (котируемых) видов геологоразведочных работ на участке. Условием согласования может являться, например, передача недропользователем уполномоченному государственному органу результатов проведенных на участке ГРР, удовлетворяющих установленным государством стандартам качества.    Котируемые виды геологоразведочных работ.    Котируемые виды геологоразведочных работ - это ограниченный перечень видов геологоразведочных работ, которые недропользователь вправе оплачивать из средств регулярных авансовых платежей.    Отбор для включения в котируемые виды геологоразведочных работ может быть основан на следующих принципах:    1. На принципе широко признаваемой обязательности применения для решения соответствующих назначению лицензии геологоразведочных задач.     2. На принципе широко признаваемой научной общественностью ценности и  достоверности получаемой геологической информации.    3. На принципе простоты измеримости и контроля.    По нашему мнению, в этот перечень могут входить: полевые сейсморазведочные работы (без интерпретации); бурение; и возможно, полевые электроразведочные работы.    Актуальные котировки. Актуальные котировки представляют собой перечень, определяемых уполномоченным государственным органом цен за единицу физических объемов котируемых видов геологоразведочных работ.     Инструмент актуальных котировок используется для исключения возможности оплаты проведенных геологоразведочных работ из средств обязательных авансовых платежей по завышенным ценам. А также для определения претендентами заявляемого ими на аукционе размера обязательного ежеквартального авансового платежа на проведение ГРР (соответственно планируемым ими программам поисковых работ).    Минимальный (стартовый) размер регулярного авансового платежа на проведение ГРР. Минимальный размер регулярного авансового платежа на проведение ГРР равен отношению стоимости выполнения котируемых видов работ минимальной программы ГРР на запрашиваемом участке к сроку, необходимому на ее выполнение. При определении минимальной для данного участка программы геологоразведочных работ можно руководствоваться следующими критериями:    1. Способность обеспечить решение простейшей из возможных для данного участка геологоразведочной задачи.    2. Наименьшая стоимость.    3. Широко признаваемая обязательность применения видов ГРР для решения данной геологоразведочной задачи.    4. Широко признаваемая научной общественностью ценность и  достоверность получаемой геологической информации.    Указанным критериям, по нашему мнению, соответствуют сейсморазведочные работы 2D по локализации либо детализации объектов. Срок, необходимый для выполнения данной программы ГРР на участке может быть определен как сумма разумных показателей времени требующегося на выполнение непосредственно полевых работ (с учетом сезонного фактора), времени на обработку и интерпретацию данных, времени на принятие решения о продолжении работ. По нашему мнению, срок мог бы быть определен как 1,5 года (6 кварталов).    Плотность размещения сейсморазведочных профилей существенно зависит от линейных размеров опоисковываемых объектов, а значит, находится в зависимости от площади запрашиваемого лицензионного участка. Для обеспечения прозрачности и простоты процедуры определения минимальных объемов ГРР уполномоченный государственный орган может разработать разумную классификацию площадей участков и определить минимальные для каждого класса площадей значения минимальной плотности сейсмопрофилей.    Срок действия лицензии. Основанием для прекращения действия лицензии является прекращение пользователем недр своевременной оплаты очередных авансовых платежей на выполнение ГРР. Таким образом, пользователь недр самостоятельно может определить необходимый ему срок действия лицензии. Государством могут быть установлены верхняя и нижняя границы этого срока. Например, если максимальный срок действия лицензии будет установлен в 6 лет, а периодичность уплаты авансового платежа - в один квартал, то недропользователь сможет выбирать необходимый ему срок действия лицензии с шагом в квартал  длительностью от 1 до 24 кварталов (6 лет).    Накопленные на специальном депозите средства, неиспользованные недропользователем в период действия лицензии на проведение геологоразведочных работ на участке, перечисляются в доход государства.    Установление связей между элементами отраслевой поисковой системы. Для целей создания отраслевой поисковой системы, основанной на стадийности и системном подходе к проведению ГРР, предлагаемый концептуальный механизм предоставления прав на пользование недрами может послужить инструментом создания прямых и обратных связей между элементами системы. Получаемые от пользователей недр в зачет авансовых платежей первичные геологоразведочные материалы, отвечающие установленным стандартам качества, могут передаваться для интерпретации и обобщения государственным предприятиям и организациям, ответственным за выполнение геологоразведочных работ самых ранних этапов и стадий. Этим мы устанавливаем обратные связи в отраслевой поисковой системе. Самые последние результаты интерпретации и обобщения ГРР, проведенных всеми недропользователями страны, будут представлять интерес для самостоятельных компаний, работающих на поисковом и разведочном этапе. Передавая эту информацию самостоятельным компаниям на коммерческой основе, государственные предприятия получат внебюджетное финансирование, а в отраслевой поисковой системе будут установлены прямые связи.    Предлагаемый  концептуальный механизм предоставления прав на пользование недрами позволит освободить территории необходимые для проведения работ по открытию новых направлений геологоразведочных работ. В распределенном фонде недр будут находиться только те территории, на которых интенсивно проводятся геологоразведочные работы. В то же время недропользователям активно проводящим ГРР механизм позволит оплачивать пользование недрами либо полученной при выполнении собственной программы ГРР на участке геологической информацией установленного качества либо денежными средствами в размере сопоставимом с затратами на ее получение.    Для проведения самостоятельными компаниями геологоразведочных работ ранних стадий представляется возможным ввести особый вид лицензий, не дающих никаких прав на открытые в ходе работ запасы углеводородов. Стимулом проведения таких работ для геологоразведочной компании будет являться получение геологической информации, которая будет являться исключительно ее собственностью, использоваться по ее усмотрению, и которую она не обязана раскрывать никому, даже уполномоченным государственным органам. Лицензионные участки могут включать территории распределенного фонда недр, при этом согласование для проведения работ с другими недропользователями не требуется. Лицензирование проводится только с целью обеспечения технической и экологической безопасности.','./files/2(49)/143-164.pdf','','','ФИЗИЧЕСКАЯ ГЕОГРАФИЯ И БИОГЕОГРАФИЯ, ГЕОГРАФИЯ ПОЧВ И ГЕОХИМИЯ ЛАНДШАФТОВ','PHYSICAL GEOGRAPHY AND BIOGEOGRAPHY, SOIL GEOGRAPHY AND LANDSCAPE GEOCHEMISTRY','143-164');