Недавно на основе сведений о перспективах добычи нефти и газa в Азербайджане была проведена геологическая и геофизическая оценка глубоких слоев. Были подготовлены научные критерии, которые могут быть основанием для будущих исследований. Отмечено, что основные месторождения нефти и газа связаны с Южным Каспием и Курским бассейном, которые подвергались интенсивному углублению во время мезозойской эры. Высокая перспективность центральной части и глубоких слоев не была количественно и численно выражена должным образом.
  Известно, что разведка, добыча и оценка потенциала нефтяных и газовых месторождений сильно зависят от собранной информации о петрофизических характеристиках слоев. Исследования должны проводиться в нефтяных и газовых регионах Апшеронского и Бакинского архипелагов, где отложения мезозоя и кайнозоя широко распространены.
  Исследованы различные геолого-геофизические и физические аспекты, которые влияли на коллекторный потенциал нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений в данном районе. Проведенные исследования показывают, что в палеопрофилях, образованных вдоль Кюрдакхан-Шах-Дениз шельфового месторождения Шах-Дениз на северо-западе, были залежи плиоцен-антропогенных скоплений тонким слоем – от 100 до 200 м. Толщина увеличивается к Кум адасы до 3600 м и в Шах-Денизе до 6000 м. По краям синклинальных складок толщина упомянутых скоплений достигает 3000 м на северо-западе и около 10 000 м в Шах-Дениз. 
 Таким образом, не имея достаточно знаний относительно коллекторных характеристик страты, невозможно оценить залежи углеводородов и объемы производства, а также поменять направление обследования. Помимо геолого-геофизических исследований, проведенных в этой области, были изучены литологическо-петрографические и коллекторные характеристики для определения изменений соответствия вдоль области содержания углерода, пористости, проницаемости, плотности, гранулярного состава и скорости звуковых волн вышеупомянутой страты. Соответственно, была составлена таблица, отражающая коллекторские характеристики месторождения, в которой были указаны верхние, средние и нижние границы физических характеристик; проанализированы зависимости коллекторских характеристик друг от друга, определены глубина залежей и другие физические аспекты.
  Исследования показывают, что физические особенности одновозрастных и одноименных пород изменяются в результате геолого-физических процессов, приводя к разным результатам. Были изучены коллекторские свойства пород продуктивной толщи. Создана таблица, отражающая физические свойства данной площади во времени и пространстве, а также различные типы геологических особенностей пород-коллекторов и закономерность их распространения.
  Ключевые слова: породы, свита, пористость, глубина, скважина, плотность, петрофизика, мезокaйнoзой, горизонт, бурение, геофизика, нефтегазонакопления, коллектор, карбонатность, скорость продольных волн.

Гурбанов Вагиф Шыхы оглы
Национальная академия наук Азербайджана. Институт нефти и газа 
vagifqurbanov@mail.ru
AZ1001, Азербайджан, г. Баку, ул. Ф. Амирова, 9

Султанов Латиф Агамирза оглы
Азербайджанский государственный университет нефти и промышленности
latif.sultan@mail.ru
AZ1010, Азербайджан, г. Баку, пр. Азадлыг, 20

1. Геология нефтяных и газовых место­рождений Азербайджана / А.А. Али-заде, Г.А. Ахмедов, А.М. Ахмедов, А.К. Алиев, М.М. Зейналов. М.: Недра, 1966. – 390 с.
2. Рахманов Р.Р. Закономерности фор­мирования и размещения зон нефтегазо­накопления в мезозойских отложениях Азербайджана. – Баку: Элм, 1985. – 108 с.
3. Керимов К.М., Рахманов Р.Р., Хеиров М.Б. Нефтегазоносность Южно-Каспийской мегавпадины. – Баку, 2001. – 317 с.
4. Керимов К.М. Глубинное строение и нефтегазоносность депрессионных зон Азербайджана и Южного Каспия. – Баку, 2009. – 438 с.
5. Хаин В.Е. Тектоника нефтегазоносных областей юго-восточного погружения Большого Кавказа. – М.: Гостоптехиздат, 1958. – 224 с.
6. Lebedev T.S. Model studies of physical properties of mineral matter in high pressure – temperature experiments // Phys. Earth and Planet. Inter. – 1980. – Vol. 25. – P. 292–303. DOI: 10.1016/0031-9201(80)90126-0
7. Мехтиев У.Ш., Хеиров М.Б. Литолого-петрографические особенности и коллек­торские свойства пород калинской и подкир­макинской свит Апшеронской нефтегазо­носной области Азербайджана. – Баку, 2007. – Ч. 1. – – 238 с.
8. Справочник по литологии / под ред. Н.Б. Вассоевича. – М., 1988. – 509 с.
9. Геологическое строение месторожде­ния Нефт Дашлары и анализ закономерных изменений коллекторских свойств пород продуктивной толщи в зависимости от глубины / В.Ш. Гурбанов, Л.А. Султанов, А.А. Самед-заде [и др.] // Республика Казахстан. – 2016. – № 3–4 (47–48). – С. 23–30.
10. Составление каталога коллекторских свойств мезокайнозойских отложений место­рождений нефти и газа и перспективных структур Азербайджана: отчет Научно-исследовательского института геофизики – 105-2009 / Фонды Управления геофизики и геологии. – Баку, 2010.
11. Кочарли Ш.С. Проблемы и вопросы нефтегазовой геологии Азербайджана. – Баку, 2015. – 278 с.
12. Литолого-петрографические и кол­лекторские xарактеристики мезокайнозойс­ких отложений северо-западной части Южно-Каспийской впадины / В.Ш. Гурбанов, Л.А. Султанов, С.А. Валиев, М.Т. Бабаева // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2015. – № 17. – С. 5–15. DOI: 10.15593/2224-9923/2015.17.1
13. Успенская Н.Ю., Таусон Н.Н. Нефте­газоносные провинции и области зарубеж­ных стран. – М.: Недра, 1972. – 283 с.
14. Гурбанов В.Ш., Султанов Л.А. О нефтегазоносности мезозойских отложе­ний Азербайджана // Вестник Пермского национального исследовательского поли­технического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2015. – № 16. – С. 7–13. DOI: 10.15593/2224-9923/2015.16.1
15. Hasanov A.B., Balakishibayli Sh.A. The influence of recent geodynamics on the physicomechanical state of the geological environment of the sedimentary cover // Evaluation of synthetic elastic parameters of reservoirs, fluid phase saturation and tempe­ratures in the depths: Materials of International Workshop. – Baku, 2010. – P. 101–108.
16. Hasanov A.B., Melikov Kh.F. 3D model of productive layers according to data geophysics and petrophysics // Тhe influence of recent geodynamics on the physic-mechanical state of the geological environment of the sedimentary cover: Materials of International Workshop. – Baku, 2010. – P. 101–108.
17. Recognition of fluid flow zones in oil reservoirs by loq methods / R.Y. Aliyarov, A.B. Hasanov, F.B. Aslanzade, A.A. Samedzade // Azerbayjan Geologist. – 2018. – № 22. – P. 121–128.
18. Али-Заде А.А., Салаев С.Г., Алиев А.И. Научная оценка перспектив нефтегазонос­ности Азербайджана и Южного Каспия и направление поисково-разведочных работ. – Баку: Элм, 1985. – 227 с.
19. Landolt-Bornstein tables. Physical properties of rocks / ed. G. Argenheisen. – New York, 1983. – Vol. V.
20. Theoretical and experimental investiga­tions of physical properties of rocks and minerals under extreme p,T-conditions. – Berlin: Academie Verlag, 1979. – 232 p.
21. Afandiyeva M.A., Guliyev I.S. Maicop group-shale hydrocarbon complex in Azerbaijan // 75 EAGE Conference and Exhibition. – London, 2013. – P. 06–13. DOI: 10.3997/2214-4609.20130979
22. Салманов А.М., Сулейманов А.М, Магеррамов Б.И. Палеогеология нефте­газоносных районов Азербайджана. – Баку, 2015. – 470 с.
23. Керимов К.М. Глубинное строение и нефтегазоносность депрессионных зон Азербайд­жана и Южного Каспия. – Баку, 2009. –438 с.
24. Физические свойства горных пород и полезных ископаемых / под ред. Н.Б. Дортман. – М.: Недра, 1976. – 527 с.
25. Кожевников Д.А. Петрофизическая инвариантность гранулярных коллекторов // Геофизика. – 2001. – № 4. – С. 31–37.
26. Бабаев М.С. Коллекторские пара­метры пород и выбросы грязевых вулканов Бакинского архипелага (на примере о. Дуванны и о. Булла) // Тематический
сб. науч. тр. – Баку: Изд-во Азербайджанс­кого ИУ, 1991. – С. 82–84.
27. Справочник по геологии нефти и газа. – М.: Недра, 1988. – 480 с.
28. Gurbanov V.Sh., Hasanov А.B., Sultanov L.A. Physical characteristics and filtration capacitance properties (FCP) of prospective oil and gas bearing horizons in the lower levels of Productive thickness (PT) in the land area of Azerbaijan // Modern problems of innovative technologies in oil and gas production and applied mathematics: International conference dedicated to the 90th anniversary of academician AZAD MIRZAJANZADE. – Baku, 2018. – С. 418–419.
29. Султанов Л.А. Геологические и коллекторские свойства отложений продуктивной толщи площади Каламаддин в пределах Прикуринской нефтегазоносной межгорной впадины // Республика Казахстан. – 2018. – № 3 (55). – С. 25–31.
30. Sultanov L.A. The collector characteris­tics of mesozoic-cenozoic deposits of north-west part of south Caspian Basin // Modern problems of innovative technologies in oil and gas production and applied mathematics: International conference dedicated to the
90th anniversary of academician AZAD MIRZAJANZADE. – Baku, 2018. – Р. 561–563.
31. Нариманов Н.Р. Геодинамические аспекты формирования осадочного чехла Южно-Каспийской впадины // Геология нефти и газа. – 2003. – № 6. – С. 26–31.
32. Рачинский М.З., Чилингар Дж. Результаты геолого-разведочных работ 1990–2005 гг., геологические аспекты перспектив и количественная оценка // Журнал АНХ. – 2007. – № 1. – С. 7–15.
33. Воларович М.П., Баюк Е.И., Еэфи­мова Г.А. Упругие свойства минералов при высоких давлениях. – М.: Наука, 1975. – 130 с.
34. Sultanov L.A., Narimanov N.R., Samadzadeh A.A. The geological structure of the Neft Dashlari deposit and the analysis of the regularity of the change in the reservoir properties of the productive floor rocks, depending on the depth of their occurrence // EUREKA: Physical Sciences and Engineering. – 2019. – № 1. – С. 55–62.
35. Султанов Л.А. Геолого-петрофизи­ческие особенности глубокозалегающих коллекторов нефтегазоносных площадей месторождения северо-западной части Южно-Каспийской впадины, Республика Казахстан // Горно-геологический журнал. – 2019. – № 1 (56). – С. 22–25.
36. Соколов Б.А. Эволюция и нефте­газоносность осадочных бассейнов. – М.: Наука, 1980. – 243 с.
37. Гадиров В.Г. Магматический вулканизм среднекуринской впадины Азербайджана и его роль в скоплении углеводородов // Educatio. – 2001. – III (10). – С. 64–69.
38. Гадиров В.Г. Прогнозирование вулканогенных образований мезозоя Среднекуринской депрессии и их нефтегазоносности по комплексным геофизическим данным: автореф. дис. … канд. геол.-мин. наук. – Баку, 1991. – 22 с.
39. Гурбанов В.Ш., Султанов Л.А., Шыхыeв Н.Г. О нефтегазоносности мезозойских отложений Азербайджана // Новые идеи в науках о Земле: материалы XIV Mеждунар. конф. / Российский государственный геолого-разведочный университет имени Серго Орджоникидзе. – М., 2019. – Т. V. – С. 47–50.
40. Султанов Л.А. Геологическое строение и результаты петрофизических исследований нефтегазоносных площадей месторождения северо-западной части Южно-Каспийской впадины // Булатовские чтения: III Междунар. науч.-практ. конф. / Кубанский государственный технологичес­кий университет. – Краснодар, 2019.
41. Гасанов А.Б., Султанов Л.А. Геолого-петрофизические особенности коллекторов месторождений Бакинского архипелага // Известия высших технических учебных заведений Азербайджана. – 2018. – № 3. – С. 7–16.
42. Physical properties of the mineral system of the Earth’s interior: International monograph Project 3 CAPG. – Praha, 1985.
43. Ахмедов А.М. О геологической характеристике и перспективах нефте­газо­носности площади Умид // Азербайджанское нефтяное хозяйство. – 2008. – № 3. – С. 19–22.
44. Бабазаде Б.Х., Путкарадзе Л.А. О поисках залежей газа и нефти в прибрежной морской зоне Апшеронского полуострова и Бакинского архипелага // Геология нефти и газа. – 1961. – № 10. – С. 7–11.
45. Геологическое строение и кол­лекторские свойства мезокайнозойских отложений Джарлы-Саатлинского нефте­газоносного района на больших глубинах / В.Ш. Гурбанов, Н.Р. Нариманов, Л.А. Султанов, М.С. Бабаев // Известия Уральского государственного горного университета. – 2016. – № 2 (42). – С. 25–27. DOI: 10.21440/2307-2091-2016-2-25-27

  Одной из основных проблем при проведении физико-гидродинамических исследований на керновом материале является подбор представительной коллекции образцов. Такая коллекция должна максимально точно отражать физико-гидродинамические процессы изучаемого пласта. Для сложнопостроенных карбонатных коллекторов особенно важным является охватить максимальный диапазон изменения фильтрационно-емкостных свойств. Оценить не только процессы, проходящие в матрице породы, но и каверно-трещиноватую составляющую породы. Методологические вопросы до конца не проработаны, таким образом, при изучении резервуара конкретного месторождения ставится задача разработать методику по выбору представительной коллекции образцов для проведения физико-гидродинамических исследований. Следовательно, используя полученную информацию по коэффициенту вытеснения нефти водой, с достаточной степенью достоверности можно оценить запасы и получить наиболее точно коэффициент извлечения нефти.
  На примере Тэдинского месторождения разработаны методические рекомендации по выбору представительной коллекции образцов для проведения физико-гидродинамических исследований, а также определена необходимость использования керна с сохраненным при выбуривании диаметром для определения коэффициентов вытеснения нефти водой.
  Для оценки представительности выбранной коллекции образцов проведен статистический анализ, использовался метод статистической проверки гипотез (статистических критериев), основанный на распределении Стьюдента.
  Установлено, что подбор представительной коллекции образцов для исследований необходимо проводить из всех типов коллекторов, которыми представлен изучаемый разрез и по всему диапазону фильтрационно-емкостных свойств. Коллекция образцов должна быть представлена как полноразмерными, так и стандартными образцами, поскольку они определяют процессы, проходящие в разных участках пласта.
  Ключевые слова: полноразмерный керн, сложнопостроенный карбонатный коллектор, фильтрационно-емкостные свойства, коэффициент вытеснения нефти водой, метод статистической проверки гипотез.

Путилов Иван Сергеевич
Филиал ООО «ЛУКОЙ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми
Ivan.Putilov@pnn.lukoil.com
614066, Россия, г. Пермь, ул. Советской Армии, 29

Гурбатова Ирина Павловна
Филиал ООО «ЛУКОЙ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми
Irina.Gurbatova@pnn.lukoil.com
614066, Россия, г. Пермь, ул. Советской Армии, 29

Попов Никита Андреевич
Филиал ООО «ЛУКОЙ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми
Nikita.Popov@pnn.lukoil.com
614066, Россия, г. Пермь, ул. Советской Армии, 29

Чижов Денис Борисович
Филиал ООО «ЛУКОЙ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми
Denis.Chizhov@pnn.lukoil.com
614066, Россия, г. Пермь, ул. Советской Армии, 29

Юрьев Александр Вячеславович
Филиал ООО «ЛУКОЙ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми
Aleksandr.Yuriev@pnn.lukoil.com
614066, Россия, г. Пермь, ул. Советской Армии, 29

1. Гурбатова И.П., Мелехин С.В., Юрьев А.В. Особенности изучения петрофизических и упругих свойств керна в сложнопостроенных коллекторах нефти и газа при модели­ровании термобарических пластовых условий // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2010. – № 5. – С. 67–72.
2. Костин Н.Г., Губайдуллин М.Г. Влияние размеров исследуемых образцов керна на величину коэффициента пористости карбонатных и терригенных коллекторов // Геологические опасности: материалы ХV Всерос. конф. с междунар. участием. – 2009. – С. 248–250.
3. Петерсилье В.И., Рабиц Э.Г., Белов Ю.Я. Методы и аппаратура для изучения фильтра­ционно-емкостных свойств пород-коллекторов на образцах большого размера. – М.: Недра, 1980. – 53 с.
4. Алексин Г.А., Клещев А.А., Россихин Ю.А. Перспективы поисков нефти и газа на севере Тимано-Печорской провинции. – М.: ВНИИОЭНГ, 1982. – 44 с.
5. Горная энциклопедия [Электронный ресурс]. – URL: http: http://mining-enc.ru/t/ timano-pechorskaya-neftegazonosnaya-provinciya (дата обращения: 12.02.2019).
6. Oil families and their potential sources in the northeastern Timan Pechora basin, Russia / M.A. Abrams, A.M. Apanel, O.M. Timoshenko, N.N. Kosenkova // American Association of Petroleum Geologists Bulletin. – 1999. – Vol. 83, № 4. – P. 553–577.
7. Heafford A. The geology of Palaeozoic hydrocarbons in the eastern European USSR and their relevance to the Barents shelf, in Vorren // Arctic geology and petroleum potential, Norwegian Petroleum Society (NPF) Special Publication. – Amsterdam: Elsevier Science Publishers B.V. – 1999. – № 2. – P. 26–271.
8. Губайдуллин М.Г., Белозеров И.П., Юрьев А.В. Экспериментальные исследова­ния относительных фазовых проницае­мостей и коэффициента вытеснения нефти водой в сложнопостроенных коллекторах // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2017. – № 2. – С. 49–52.
9. Двухфазная фильтрация в транс­версально-изотропной пористой среде. Теория и эксперимент / М.Н. Дмитриев, В.В. Кадет, М.Н. Кравченко, С.Г. Россохин // Известия РАН. – 2004. – № 4. – С. 92–97.
10. Экспериментальное изучение фильтра­ционных свойств анизотропных коллекторов углеводородного сырья / Н.М. Дмитриев, А.Н. Кузьмичев, Н.Н. Михайлов, В.М. Максимов // Бурение и нефть. – 2015. – № 11. – С. 6–9.
11. Желтов Ю.В., Кудинов В.И., Малофеев Г.Е. Разработка сложнопостроенных месторождений вязкой нефти в карбонатных коллекторах. – М.: Нефть и газ, 1997. – 387 с.
12. Зайнутдинов Р.С. Совершенствование метода определения остаточной нефтенасыщен­ности пластов по керну для оценки коэф­фициентов вытеснения нефти водой: дис. ... канд. техн. наук. – Уфа, 1998. – 162 с.
13. Зубков М.Ю., Микулина О.И., Пушин А.В. Результаты исследований относительных фазовых проницаемостей разновозрастных продуктивных отложений Красноленинского месторождения // Вестник недропользования Ханты-Мансийского автономного округа. – 2012. – № 25. – С. 42–52.
14. Маскет М. Течение однородных жидкос­тей в пористой среде. – М.: НИЦ регулярной и хаотической динамики, 2004. – 629 с.
15. Изучение остаточного нефтенасыщения разрабатываемых пластов / Н.Н. Михайлов, А.В. Джемесюк, Т.Н. Кольчицкая, Н.А. Семенова. – М.: ВНИИОЭНГ, 1990. – 59 с.
16. Тульбович Б.И. Методы изучения пород-коллекторов нефти и газа. – М.: Недра, 1979. – 301 с.
17. Некоторые результаты оценки влияния способов экстракции нефтенасыщенных карбонат­ных пород на их коллекторские свойства / Н.Ш. Хайрединов, А.А. Губайдуллин, Е.А. Юдинцев, С.А. Блинов // Труды ТатНИПИнефть. – Бугульма, 1987. – № 60. – С. 103–109.
18. Шванов В.Н., Фролов В.Т., Сергеева Э.И. Систематика и классификация осадочных пород и их аналогов. – СПб.: Недра, 1998. – 521 с.
19. Herrera R.G., Fernando S.V., Hernandez F.P. On the petrophysics of carbonate reservoirs through whole cole analysis // International Petroleum Conference and Exhibition of Mexico. – Veracruz, 1994. DOI: 10.2118/28675-MS.
20. Pore geometry of carbonate rocksand capillary pressure curves / R.L. Jodry, G.V. Cini­lingarian, S.J. Mazzuiloand, H.H. Rieke // Carbonate Reservoir Characterization: A Geologic-Engineering Analysis. Part I. – Amsterdam: Elsevier, 1992. – 670 p.
21. Fluid flow through carbonate rock sytems / V.F. Samaniego, G.V. Chilingarian, S.J. Mazzullo, H.H. Rieke // Carbonate Reservoir Characterization: A Geologic-Engineering Analysis. Part I. – New York: Elsevier, 1992. – P. 439–503. DOI: 10.1016/S0376-7361(09)70133-5
22. Skopec R.A. Proper coring and wellsite core handling procedures: the first step toward rliable core analysis // Journal of Petroleum Technology. – 1994. – Vol. 46, iss. 04. – 280 p. DOI: 10.2118/28153-PA
23. Chilingarin G.V., Mazzullo S.J., Rieke H.H. Carbonate reservoir characteri­zation: a geologic – engineerin analysis, part 2. – Elsevier, 1996. – 993 p.
24. Denney D. Whole core vs. plugs: integrating log and core data to decrease uncertainty in petrophysical interpretation and oil-in-place calculations // Journal of Petroleum Technology. – 2011. – Vol. 63, iss. 08, SPE № 0811-0058-JPT. – P. 58–60. DOI: 10.2118/0811-0058-JPT
25. Honarpour M.M., Mahmood S.M. Relative-permeability measurements: an overview // Journal of Petroleum Technology. – 1998. – Vol. 40, iss. 08. – SPE № 18565-PA. – P. 15–19. DOI: 10.2118/18565-PA
26. McPhee C.A., Arthur K.G. Relative permeability measurements: an inter-laboratory comparison // European Petroleum Conference. – London, 1994. – P. 199–211. DOI: 10.2118/28826-MS
27. Сборник сметных норм на геологоразве­дочные работы. Вып. 7: Лабораторные исследова­ния полезных ископаемых и горных пород. – М.: ВИЭМС, 1993. – 70 с.
28. Юрьев А.В., Чижов Д.Б. Методические рекомендации по моделированию остаточной водонасыщенности в лабораторных условиях на образцах полноразмерного керна // Вестник САФУ. Естественные науки. – 2015. – № 1. – С. 50–55.
29. Юрьев А.В. Разработка рекомендаций и оборудования по насыщению образцов полно­размерного керна в лабораторных условиях // Вестник ЦКР Роснедра. – 2014. – № 3. – С. 51–54.
30. ОСТ 39-195-86 Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях. – М.: Миннефтепром, 1986. – 19 с.
31. Дементьев Л.Ф. Статистические методы обработки и анализа промыслово-геологических данных. – М.: Недра, 1966. – 206 с.
32. Мирзаджанзаде А.Х., Степанова Г.С. Математическая теория эксперимента в добыче нефти и газа. – М.: Недра, 1977. – 228 с.
33. Чини Р.Ф. Статистические методы в геологии. – М.: Мир, 1986. – 189 с.
34. Шарапов И.П. Применение матема­тической статистики в геологии. – М.: Недра, 1965. – 260 с.
35. Johnson N.L., Leone F.C. Statistics and experimental design. – New York – London – Sydney – Toronto, 1977. – 606 p.
36. Montgomery D.C., Peck E.A. Introduction to liner regression analysis. – New York: John Wiley & Sons, 1982. – 504 p.
37. Watson G.S. Statistic on spheres. – New York: John Wiley and Sons, Inc., 1983. – 238 p.
38. Yarus J.M. Stochastic modeling and geostatistics // AAPG. – Tulsa, Oklahoma, 1994. – 231 p.
39. Гурбатова И.П., Михайлов Н.Н. Изучение анизотропии сложнопостроенных карбонатных коллекторов лабораторными методами // Актуальная проблема развития нефтегазового комплекса России: сб. тез. докл. VIII Всерос. науч.-техн. конф. – М., 2010. – Ч. 1. – С. 94–95.
40. Гурбатова И.П., Кузьмин В.А., Михайлов Н.Н. Влияние структуры порового пространства на масштабный эффект при изучении фильтрационно-емкостных свойств сложнопостроенных карбонат­ных коллекторов // Геология нефти и газа. – 2011. – № 2. – С. 74–82.
41. Особенности изучения карбонатных пород-коллекторов лабораторными методами / И.П. Гурбатова, Д.В. Гушков, П.Н. Рехачев, С.В. Мелехин, Н.А. Попов; Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми – Пермь: Астер Диджитал, 2017. – 264 с.
42. Михайлов Н.Н., Гурбатова И.П. Масштабный эффект при лабораторном опре­делении фильтрационно-емкостных свойств сложнопостроенных карбонатных коллекторов // Технологии нефти и газа. – 2011. – № 4 (75). – С. 32–35.
43. Эпоха полноразмерного керна при лабораторных исследованиях технологий повышения нефтеотдачи пластов / И.С. Путилов, П.Н. Рехачев, И.П. Гурбатова, Н.Н. Барковский, О.И. Якимов, О.А. Морозюк // Вестник Пермского национального исследовательского политехни­ческого университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2016. – Т. 15, № 19. – С. 155–164. DOI: 10.15593/2224-9923/2016.19.6
44. Суходанова С.С. Создание 3D-модели залежи с карбонатными трещиноватыми кол­лекторами на основе комплексирования гидро­динамических, геофизических, сейсмических и промысловых данных (на примере нижнепермских отложений Варандейского месторождения): дис. ... канд. техн. наук: 25.00.17. – М., 2016. – 157 с.
45. Advances in core evaluation. Accuracy and precision in reserves estimation // Reviewed Proceedings of the First Society of Core Analysts European Core Analysis Symposium. – London, 1990. – 567 p.

  Известно, что природный потенциал продуктивной вместимости терригенных коллекторов в значительной степени определяется их межзерновой пористостью и характером упаковки зерен. Однако, помимо этого, на пористость коллекторов большое влияние оказывают форма зерен, а также соотношение содержания и распределения зерен различных размеров в объеме породы. Широко известны попытки моделирования результирующего эффекта влияющих факторов на мультимодальное распределение межзерновой пористости, некоторые из которых рассматриваются в данной работе. Вместе с тем для сравнения с реальными данными здесь также описаны детальные аналитические обобщения фактических результатов гранулометрического анализа керна из скважин одного из известных и длительно эксплуатируемых нефтегазовых месторождений Азербайджана.
  Исследованиями были охвачены наиболее характерные для региона пелитовая, алевритовая, мелкозернистая песчаная и среднезернистая песчаная фракции. Результаты исследований по распределению фракций представлены в виде круговых диаграмм, анализ которых показывает, что в составе первой группы пород (глинисто-алевритовых песках) доминирует фракция с размером зерен 0,175 мм. Две другие фракции с размером зерен 0,055 и 0,01 мм занимают примерно одинаковый объем, наконец, фракция грубых зерен (0,25 мм) составляет незначительную часть объема и может не учитываться.
  Установленные закономерности изменения пористости в зависимости от фракционного состава и механического уплотнения осадков весьма показательны, однако вычисление парного коэффициента корреляции между фракциями и параметрами, усредняющими гранулометрический состав и отражающими сортированность пород, показало, что они являются самостоятельными, не связанными между собой функциональными зависимостями. При этом влияние отдельных фракций, а главное – их соотношения на величину межзерновой пористости неодинаково. Детализация процесса моделирования мультимодального распределения позволила установить, что в данном вопросе более эффективно применение фрактальных концепций. Как вариант рассмотрен способ оценки коллекторских свойств нефтесодержащих пород на основе расчетной зависимости между показателем фрактальности и нефтенасыщенностью.
  Ключевые слова: межзерновая пористость, терригенные коллекторы, упаковка зерен, показатель фрактальности, фильтрация флюидов, гранулометрический анализ, доминирующие фракции, фильтрационно-емкостные свойства.

Гасанов Адалят Бадал оглы
Азербайджанский государственный университет нефти и промышленности 
adalathasanov@yahoo.com
AZ1010, Азербайджан, г. Баку, пр. Азадлыг, 20

Аббасова Гызгаит Гудрет кызы
Азербайджанский государственный университет нефти и промышленности 
qizqayit_abbasova@yahoo.com
AZ1010, Азербайджан, г. Баку, пр. Азадлыг, 20

1. Anderson E.M. The dynamics of faulting. – 2nd ed. – Edinburgh: Oliver and Boyd, 1951. – 206 p.
2. Aydin A., Borja R.I., Eichhubl P. Geological and mathematical framework for failure modes in granular rock // J. Struct. Geol. – 2006. – 28. – Р. 83–98. DOI: 10.1016/j.jsg.2005.07.008
3. Bésuelle P., Rudnicki J.W. Localization: Shear bands and compaction bands, in mechanics of fluid-saturated rocks // International Geophysics / ed. By Y. Guéguen, M. Boutéca. – Amsterdam: Elsevier, 2004. – 89. – P. 219–321. DOI: 10.1016/S0074-6142(03)80021-9
4. Bjorlykke K. Effects of compaction processes on stresses, faults, and fluid flow in sedimentary basis; examples from the Norwegian Margin // Geological Society Special Publications. – 2006. – Vol. 253 (1). – P. 359–379. DOI: 10.1144/GSL.SP.2006.253.01.19
5. Bjorlykke K., Jahren J., Mondol N.H. Mechanical and chemical compaction processes in siliceous and carbonate rocks; a comparison // International Geological Congress Abstracts – Congres Geologique International Resumes. – 2004. – Vol. 1. – 163 p.
6. Bjorlykke K., Grande L., Kjeldstad A. Properties of faults in subsiding sedimentary basins; examples from the Haltenbanken offshore Norway and the North Sea [Электронный ресурс]. – AAPG, 2004. – URL: http://www.searchanddiscovery.com/documents/abst­racts/hedberg2004austin/ short/bjorlykke.htm (дата обращения: 12.01.2019).
7. Bjorlykke K., Gundersen Y.G., Jahren J. Compaction driven fluid flow in overpressured compartments // Annual Meeting Expanded Abstracts AAPG. – 2004. – Vol. 13. – 14 p.
8. Bjorlykke K. Clay mineral diagenesis in sedimentary basins; a key to the prediction of rock properties, examples from the North Sea Basin // Clay Minerals. – 1998. – Vol. 33/1. – P. 15–34. DOI: 10.1180/claymin.1998.033.1.03
9. Левчук М.А., Букреева Г.Ф. О сортирован­ности терригенных осадков и величинах, усредняющих гранулометрический состав // Геоцикличность. – Новосибирск: ИГиГ, 1976.
10. Романовский С.И. Применение теории информации для решения некоторых задач литологии // Математи­ческие методы в геологии. – Л.: ВСЕГЕИ, 1968. – С. 75–92.
11. Bump A.P., Davis G.H. Late cretaceous-early tertiary laramide deformation of the northern Colorado Plateau, Utah and Colorado // J. Struct. Geol. – 2003. – 25. – P. 421–440. DOI: 10.1016/S0191-8141(02) 00033-0
12. Clastic-injection pipes and syndepositional deformation structures in Jurassic eolian deposits: Examples from the Colorado Plateau, in Sand Injectites: Implications for Hydrocarbon Exploration and Production / M.A. Chan, D. Netoff, R.C. Blakey, G. Kocurek, W. Alvarez; ed. by A. Hurst, J.A. Cartwright // AAPG Mem. – 2007. – 87. – P. 233–244. DOI: 10.1306/1209867M871350
13. Experimental compression of loose sands; relevance to porosity reduction during burial in sedimentary basins / F.A. Chuhan, A. Kjeldstad, K. Bjorlykke, K. Hoeg // Canadian Geotechnical Journal = Revue Canadienne de Geotechnique. – 2003. – Vol. 40/5. – P. 995–1011. DOI: http://dx.doi.org/10.1139/T03-050
14. Porosity loss in sand by grain
crushing; experimental evidence and relevance to reservoir quality / F.A. Chuhan, A. Kjeldstad, K. Bjorlykke, K. Hoeg // Marine and Petroleum Geology. – 2002. – Vol. 19/1. – P. 39–53. DOI: 10.1016/S0264-8172(01)00049-6
15. Deformation of carbonates, experimental mechanical and chemical compaction / D. Croize, K. Bjorlykke, D.K. Dysthe, F. Renard, J. Jahren // Geophysical Research Abstracts. – 2008. – Vol. 10.
16. Cuss R.J., Rutter E.H., Holloway R.F. The application of critical state soil mechanics to the mechanical behaviour of porous sandstones // Int. J. Rock Mech. Min. Sci. – 2003. – 40. – P. 847–862. DOI: 10.1016/S1365- 1609(03)00053-4
17. Davis R.O., Selvadurai A.P.S. Plasticity and geomechanics. – Cambridge: Cambridge Univer. Press, 2002. – 287 p. DOI: 10.1017/CBO9780511614958
18. Doelling H.H., Willis G.C. Geologic map of the Smoky Mountain 30′×60′ quadrangle, Kane and San Juan Counties, Utah, and Coconino County, Arizona, Utah Geol. Surv., Salt Lake City, 2006.
19. Deformation bands in sandstone: A review / H. Fossen, R.A. Schultz, Z.K. Shipton, K. Mair // J. Geol. Soc. – 2007. – 164. – P. 755–769. DOI: 10.1144/0016-76492006-036
20. Grueschow E., Rudnicki J.W. Elliptic yield cap constitutive modeling for high porosity sandstone // Int. J. Solids Struct. – 2005. – 42. – P. 4574–4587. DOI: 10.1016/j.ijsolstr.2005.02.001
21. Glover P. Formation evaluation MSc Course notes (Porosity). – 2016. – P. 43–46.
22. Haimson B., Lee H. Borehole breakouts and compaction bands in two high-porosity sandstones // Int. J. Rock Mech. Min. Sci. – 2004. – 41. – P. 287–301. DOI: 10.1016/j.ijrmms.2003.09.001
23. Compaction localization in the Earth and the laboratory: State of the research and research directions / D. Holcomb, J.W. Rudnicki, K.A. Issen, K. Sternlof // Acta Geotech. – 2007. – 2. – P. 1–15. DOI: 10.1007/s11440- 007-0027-y
24. Issen K.A., Challa V. Influence of the intermediate principal stress on the strain localization mode in porous sandstone // J. Geophys. Res. – 2008. – 113. – B02103. DOI: 10.1029/2005JB004008
25. Issen K.A., Rudnicki J.W. Conditions for compaction bands in porous rock // J. Geophys. Res. – 2000. – 105. DOI: 10.1029/ 2000JB900185
26. Jaeger J.C., Cook N.G.W., Zimmermann R.W. Fundamentals of rock mechanics. – 4th ed. – Blackwell, Oxford, 2007. – 475 p.,
27. Bjørlykke K. Petroleum geoscience: from sedimentary environments to rock physics. – Springer-Verlag Berlin Heidelberg; Department of Geosciences University of Oslo, 2010. – 508 p.
28. Sediment compaction and rock properties / K. Bjorlykke, J. Jahren [et al.] // AAPG International Conference and Exhibition. – Cape Town, 2008.
29. Запивалов Н.П., Смирнов Г.И., Харитонов В.И. Фракталы и наноструктуры в нефтегазовой геологии и геофизике. – Новосибирск: Гео, 2009. – 130 с.
30. Physical properties of Cenozoic mudstones from the northern North Sea: Impact of clay mineralogy on compaction trends / Ø. Marcussen, B.I. Thyberg, C. Peltonen, J. Jahren, K. Bjørlykke, J.I. Faleide // AAPG Bulletin. – 2009. – Vol. 93. – P. 127–150. DOI: 10.1306/08220808044
31. Lade P.V. Overview of constitutive models for soils / ed. by J.A. Yamamuro, V.N. Kalaikin // Soil Constitutive Models: Evaluation, Selection, and Calibration: ASCE Geotech. Spec. Publ., 2005. – P. 1–34, 128. DOI: 10.1061/40786(165)1
32. McGarr A. On the state of lithospheric stress in the absence of applied tectonic forces // J. Geophys. Res. – 1988. – 93. – P. 13, 609–613, 617. DOI: 10.1029/JB093iB11p13609
33. Mollema P.N., Antonellini M.A. Compaction bands: A structural analog for anti-mode I cracks in aeolian sandstone // Tectonophysics. – 1996. – 267. – P. 209–228. DOI: 10.1016/S0040-1951(96)00098-4.
34. Muir Wood D. Soil behaviour and critical state soil mechanics. – Cambridge: Cambridge Univ. Press, 1990. – 462 p.
35. Experimental mechanical compaction of clay mineral aggregates – changes in physical properties of mudstones during burial / N.H. Mondol, K. Bjørlykke, J. Jahren, K. Høeg // Marine and Petroleum Geology. – 2007. – Vol. 24. – P. 289–311. DOI: 10.1016/j.marpetgeo.2007.03.006
36. Гасанов А.Б., Мамедова Д.Н., Аббасов Э.Ю. Геолого-геофизическая изученность разреза ПТ Южно-Каспийской впадины (некоторые вопросы прогнозной оценки осадочного комплекса). – M.: Lambert Academic Publishing, 2017. – 109 с.
37. Olsson W.A. Theoretical and experimental investigation of compaction bands in porous rock // J. Geophys. Res. – 1999. – 104. – P. 7219–7228. DOI: 10.1029/1998JB900120
38. Olsson W.A. Origin of Lüders’ bands in deformed rock // J. Geophys. Res. – 2000. – 105. – P. 5931–5938. DOI: 10.1029/1999JB900428
39. Paterson M.S., Wong T.-F. Experimental rock deformation – the brittle field. – 2nd ed. – Berlin: Springer, 2005. – 347 p.
40. Mineralogical control on mudstone compaction; a study of Late Cretaceous to early Tertiary mudstones of the Voring and More Basins, Norwegian Sea / C. Peltonen, O. Marcussen, K. Bjorlykke, J. Jahren // Petroleum Geoscience. – 2008. – Vol. 14/2. – P. 127–138. DOI: 10.1144/1354-079308-758
41. Schultz R.A., Okubo C.H., Fossen H. Porosity and grain size controls on compaction band formation in Jurassic Navajo Sandstone // Geophysical Research Letters. – 2010. – Vol. 37. – L22306. DOI: 10.1029/2010GL044909
42. Rudnicki J.W. Shear and compaction band formation on an elliptic yield cap // J. Geophys. Res. – 2004. – 109. – B03402. DOI: 10.1029/2003JB002633
43. Sargent K.A., Hansen S.E. Bedrock geologic map of the Kaiparowits coal-basin area, Utah, U.S. Geol. Surv. Misc. Invest. Map, I-1033-I. – 1982. DOI: 10.3133/i1033I
44. Relationships between sequence stratigraphy, mineralogy and geochemistry in Cenozoic sediments of the northern North Sea / B.I. Thyberg, H. Jordt, K. Bjørlykke, J.I. Faleide // Geological Society, London, Special Publications. – 2000. – Vol. 167. – P. 245–272. DOI: 10.1144/GSL.SP.2000.167.01.10

  Приводятся результаты работ по автоматизации решения задач, стоящих перед техническими службами рудников ПАО «Уралкалий» при создании годовых планов развития горных работ (ГПРГР).
  Годовой план определяет направления развития горных работ, объемы добычи полезных ископаемых, производства горно-подготовительных работ, объемы переработки минерального сырья, мероприятия по охране недр, рациональному и комплексному использованию минерального сырья, безопасному ведению работ.
  В создании данного технического документа в основном принимают участие специалисты горного, геологического и маркшейдерского отделов рудников. Поэтому разработанные программные модули по планированию горных работ были распределены по программным комплексам, созданным для соответствующих служб.
  В целом совокупность программных модулей, созданных для решения задач, связанных с разработкой ГПРГР, позволяет: подготавливать и анализировать исходные данные: проектные данные, плановые показатели производства продукции, нормы и нормативы, лицензионные условия на пользование недрами и др.; анализировать фактические и ожидаемые показатели ведения горных работ за период, предшествующий планируемому году; определять плановые показатели при ведении горных работ: оптимальные параметры системы разработки, объемы добычи полезных ископаемых, объемы производства горно-подготовительных и закладочных работ; определять плановую производительность средств механизации и осуществлять расстановку средств механизации при ведении горных работ; определять нормативы плановых потерь и разубоживания полезного ископаемого по каждой выемочной единице; использовать созданные 3D-модели геологической среды и горных выработок для принятия оптимальных решений при планировании размещения горных выработок; составлять и подготавливать к печати табличную, графическую и текстовую документацию к ГПРГР.
  Ключевые слова: месторождение калийных солей, горно-геологическая информационная система, программный модуль, годовые планы развития горных работ, цифровые планы, система управления базами данными.

Кутовой Сергей Николаевич
Пермский национальный исследовательский политехнический университет 
kutovoysn@mail.ru
614990, Россия, г. Пермь, Комсомольский проспект, 29

Катаев Анатолий Вениаминович
​Пермский национальный исследовательский политехнический университет 
geotech@pstu.ac.ru
614990, Россия, г. Пермь, Комсомольский проспект, 29

Ефимов Евгений Михайлович
Пермский национальный исследовательский политехнический университет 
geotech@pstu.ac.ru
614990, Россия, г. Пермь, Комсомольский проспект, 29

Оверин Антон Вадимович
Пермский национальный исследовательский политехнический университет 
geotech@pstu.ac.ru
614990, Россия, г. Пермь, Комсомольский проспект, 29

1. Некрасова О.И. Обзор компьютерных систем геолого-маркшейдерского профиля [Электронный ресурс]. – URL: https://www. docme.ru/doc/1535886/obzor-komp._yuternyh-sistem-geologo-markshejderskogo-profilya (дата обращения: 09.02.2019).
2. Geotechnical & geoenvironmental software directory [Электронный ресурс]. – Bedrock, 2014. – URL: http://www.ggsd.com/ index.cfm (дата обращения: 06.03.2019).
3. Earth science and GIS software. – Rockware, 2014. – URL: http://www.ggsd.com/ index.cfm (дата обращения: 06.03.2019).
4. Белогородцев О.В., Савин Е.М. Авто­матизированное планирование подземных горных работ // Черная металлургия. – 2013. – № 10 (1366). – С. 15–19.
5. GEMCOM: сайт. – URL: http://www.gem­com.bc.ca (дата обращения: 05.04.2019).
6. SURPAC: сайт. – URL: http://www. surpac.au (дата обращения: 05.04.2019).
7. DATAMINE: сайт. – URL: http://www.data­mine.co.uk (дата обращения: 05.04.2019).
8. Micromine: сайт. – URL: https://www. micromine.com/ (дата обращения: 05.04.2019).
9. VULCAN: сайт. – URL: http://www. map­tek.com (дата обращения: 05.04.2019).
10. MineScape: сайт. – URL: http://www. abb.com (дата обращения: 05.04.2019).
11. GEOVIA: сайт. – URL: https://www.3ds.com (дата обращения: 05.04.2019).
12. Капутин Ю.Е. Информационные тех­нологии планирования горных работ. – СПб.: Недра, 2004. – 334 с.
13. Наговицын О.В., Лукичев С.В. Горно-геологические информационные системы, область применения и особенности построения // Горный информационно-аналитический бюл­летень (научно-технический журнал). – 2016. – № 7. – С. 71–83.
14. Аленичев В.М., Суханов В.И. Перспек­тивы внедрения горно-геологических информа­ционных систем на отечественных горных предприятиях // Горный информационно-аналитический бюллетень (научно-технический журнал). – 2016. – № 8. – С. 5–15.
15. MINE2-4D: сайт. – URL: http//www.mine 24d.com (дата обращения: 05.04.2019).
16. MineMAX Planne: сайт. – URL: http//www. minemax.com (дата обращения: 05.04.2019).
17. Four-X Analyser: сайт. – URL: http//www. whittle.com.au (дата обращения: 05.04.2019).
18. Звонарев А.Ю., Горцуев А.М. Современ­ные информационные технологии в проекти­ровании и планировании горных работ // Записки горного института. – СПб.: СПбГУ, 2012. – Т. 198. – С. 91–94.
19. MINEFRAME – подходы к решению задач проектирования и планирования горных работ / С.В. Лукичев, О.В. Наговицын, И.Э. Семенова, О.В. Белогородцев // Иннова­ционные направления в проектировании горнодобывающих предприятий: сб. науч. тр. – СПб., 2017. – С. 50–58.
20. ГИС ГЕОМИКС для горной промыш­ленности России и Казахстана / Ю.И. Волков, С.С. Серый, В.А. Дунаев, А.В. Герасимов // Горный журнал. – 2015. – № 5. – С. 32–34. DOI: 10.17580/gzh.2015.05.02
21. Кубрин С.С. Автоматизированная система управления горным производством как платформа комплексирования технологических стадий и операций в единый технологический процесс // Горный информационно-аналитический бюллетень. – 2016. – № 11. – С. 96–107.
22. Внедрение ГИС-технологий на калийных рудниках Урала / А.В. Катаев, С.Н. Кутовой, А.О. Киселев, Ю.В. Круглов // Известия ВУЗ (ов). Горный журнал. – 2003. – № 2. – С. 111–116.
23. Катаев А.В., Кутовой С.Н. Разработка концепции информационной системы ОАО «Сильвинит» // Маркшейдерский вестник. – 2003. – № 2. – С. 21–25.
24. Создание горно-геологической инфор­мационной системы горных предприятий / А.В. Катаев, С.Н. Кутовой, Е.М. Ефимов, Д.А. Мейстер // Рудник будущего. – 2014. – № 3–4. – С. 38–49.
25. Создание горно-геологической информа­ционной системы ПАО «Уралкалий» / А.В. Катаев, С.Н. Кутовой, Е.М. Ефимов, Д.А. Мейстер // Проблемы недропользования. – 2016. – № 2. – С. 26–31. DOI: 10.18454/2313-1586.2016.02.026
26. Катаев А.В., Кутовой С.Н. Разработка модели геологической среды для рудников Верхнекамского месторождения калийных солей // Маркшейдерский вестник. – 2003. – № 2. – С. 25–27.
27. Катаев А.В., Кутовой С.Н., Кутырев В.Ф. Опыт создания ГИС геолого-маркшейдерской службы // Геопрофи. – 2002. – № 6. – С. 5–7.
28. О недрах: Федеральный закон Росийской Федерации: утв. Президентом РФ 03.03.2019, Ст. 2, п. 2 [Электронный ресурс]. – URL: docs.cntd.ru/document/ 9003403 (дата обращения: 12.03.2019).
29. Об утверждении Правил подготовки, рассмотрения и согласования планов и схем развития горных работ по видам полезных ископаемых: Постановление правительства РФ от 06.08.2015 № 814 [Электронный ресурс]. – URL: http://pravo.gov.ru/proxy/ips/?docbody=&nd= 102377075 (дата обращения: 05.04.2019).
30. Об утверждении Требований к планам и схемам развития горных работ в части подготовки, содержания и оформления графической части и пояснительной записки с табличными материалами по видам полезных ископаемых, графику рассмотрения планов и схем развития горных работ, решению о согласовании либо отказе в согласовании планов и схем развития горных работ, форме заявления пользователя недр о согласовании планов и схем развития горных работ: Приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 29.09.2017 № 401 [Электронный ресурс]. – URL: http://pravo.gov.ru/proxy/ips/?docbody= &nd=102451169 (дата обращения: 05.04.2019).
31. Единые правила безопасности (ЕПБ) при разработке рудных, нерудных и россыпных месторождений полезных ископаемых подземным способом: ПБ 03-553-03 / Ростехнадзор. – М.: Промышленная безопас­ность, 2009.
32. Правила охраны недр: ПБ 07-601-03 / Госгортехнадзор России; ФГУП НТЦ «Промышленная безопасность». – М., 2003. – 64 с.
33. Указания по защите рудников от затопления и охране подрабатываемых объектов на Верхнекамском месторождении калийно-магниевых солей / ГИ УрО РАН. – СПб., 2014. – 130 с.
34. Указания по допустимым условиям подработки эксплуатируемых зданий и сооружений на Верхнекамском месторождении калийных солей / ВНИИГ. – СПб., 2004. – 46 с.
35. Ведение горных работ на рудниках Верхнекамского калийного месторождения: метод. руководство / В.А. Соловьев [и др.]; под общ. ред. В.А. Соловьева. – М.: Недра, 1992. – 467 с.
36. Методические рекомендации к «Указаниям по защите рудников от затопления и охране подрабатываемых объектов на Верхнекамском месторождении калийно-магниевых солей» / ГИ УрО РАН. – СПб., 2014. – 65 с.
37. Кутовой С.Н., Круглов Ю.В. Авто­матизация планирования горных работ на базе цифровых маркшейдерских планов // Наука производству. – 2002. – № 4. – С. 5–7.
38. Автоматизированное рабочее место маркшейдера на базе цифровых планов горных работ / А.В. Катаев, С.Н. Кутовой, А.В. Телицын, Е.В. Нестеров, М.В. Гилев // Маркшейдерский вестник. – 2003. – № 2. – С. 28–31.
39. Автоматизация маркшейдерских вы­числений и их графического оформления на цифровых планах горных работ / А.В. Катаев, С.Н. Кутовой, А.В. Телицын, Е.В. Нестеров // Наука производству. – 2003. – № 10. – С. 24–31.
40. Методика создания цифровых марк­шейдерских планов для рудников Верхне­камского месторождения калийных солей / А.В. Катаев, С.Н. Кутовой, А.О. Киселев, С.А. Кислухина, М.В. Гилев // Проблемы формирования и комплексного освоения месторождений солей. VI солевое совещание: материалы международ. конф. – Соликамск, 2000. – С. 82–84.
41. Катаев А.В., Кутовой С.Н. Решение задач горной геомеханики на базе геологической модели массива // Современные геомеханические методы в горной промышленности и подземном гражданском и туннельном строительстве: материалы междунар. геомеханич. конф. – Несебыр, 2003. – С. 19–22.
42. Развитие рабочего места участкового маркшейдера, рабочего места маркшейдера отдела капитальных маркшейдерских работ, поддержка и развитие программных модулей обеспечения геомеханических расчетов: отчет о работе. – Пермь, 2016. – 69 с.
43. Опыт работ по автоматизации обработки маркшейдерских замеров закладки выработанного пространства на рудниках ПАО «Уралкалий» / С.Н. Кутовой, А.В. Катаев, Д.А. Васенин, Е.М. Ефимов // Вестник Пермского националь­ного исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2017. – Т. 16, № 2. – С. 174–182. DOI: 10.15593/2224-9923/2017.2.8
44. Эксплуатационные потери и разубоживание в информационной системе ОАО «Сильвинит» / А.В. Катаев, С.Н. Кутовой, Е.М. Ефимов, М.В. Гилев // Маркшейдерский вестник. – 2009. – № 3. – С. 36–40.
45. Кутовой С.Н. Расчет прогнозных оседаний земной поверхности с использованием интег­рационных сеток на примере отработки Верхнекамского месторождения калийных солей // Известия высших учебных заведений. Горный журнал. – 2012. – № 7. – С. 37–44.
46. Кутовой С.Н., Катаев А.В., Мейстер В.А. Вычисление прогнозных оседаний земной поверхности над границами горных работ
с использованием цифровых планов и интеграционных сеток // Известия высших учебных заведений. Горный журнал. – 2014. – № 8. – С. 71–77.

  В связи с постоянным увеличением числа месторождений, выходящих на завершающую стадию эксплуатации, у нефтедобывающих компаний увеличивается запрос на комплексные технологии, способные одновременно обеспечивать увеличение охвата пласта процессом вытеснения и снижение обводненности продукции скважин. При этом традиционной технологией является заводнение вязкими растворами водорастворимого полиакриламида. В статье приведен обзор технологий полимерного заводнения, выявлены преимущества и недостатки данного подхода, в частности, перечислены факторы, способные влиять на реологию полимерного раствора. Несмотря на широкое применение заводнения на основе полиакриламидных гелей, данный метод имеет ряд ограничений, которые в первую очередь связаны с реологическими характеристиками полимера. Неустойчивость реологических характеристик полимера является существенным недостатком, который может стать причиной недостижимости желаемого коэффициента нефтеизвлечения.
  Альтернативной для выравнивания профиля приемистости является технология заводнения частицами полимерного геля (ЧПГ) на основе суспензии сшитых частиц полиакриламида. Синтез такого полимера осуществляется заранее и предполагает формирование трехмерной структуры (3D-полимера). С опорой на выполненный литературный обзор приведен сравнительный анализ эффективности технологий на основе водорастворимого полиакриламида и предварительно сшитых полиакриламидных частиц, в результате сделан вывод о преимуществах последних по ряду значимых показателей. Полимеры на основе ЧПГ не меняют реологических характеристик в процессе закачки, при этом частицы могут изменять форму и рваться, огибая препятствия. Кроме этого, технология позволяет начинать закачку суспензии с меньшим объемом реагента, последовательно подбирая оптимальный гранулометрический состав в зависимости от конкретных геолого-технологических условий пласта. Заводнение на основе ЧПГ имеет высокие перспективы внедрения на российских нефтяных месторождениях. 
  Ключевые слова: полимерное заводнение, полиакриламид, абсорбент, реологические характеристики, ограничение водопритока, выравнивание профиля приемистости.

Кетова Юлия Анатольевна
ООО «НефтеПром Сервис»
ketovaya@npserv.ru
614022, Россия, г. Пермь, ул. Лизы Чайкиной, 25

Баоджан Бай
Миссурийский университет науки и технологий
baib@mst.edu
МО 65409, США, г. Ролла, проспект Северный Бишоп, 1400

Казанцев Александр Леонидович
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
itilamid@rambler.ru
614990, Россия, г. Пермь, Комсомольский проспект, 29

Галкин Сергей Владиславович
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
gnfd@pstu.ru
614990, Россия, г. Пермь, Комсомольский проспект, 29

1. Алтунина Л.К., Кувшинов В.А. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов // Вестник Санкт-Петербургского университета. Физика и химия. – 2013. – Сер. 4, вып. 2. – С. 46–76.
2. Кетова, Ю.А. Актуальные направле­ния разработки полимерных составов в условиях эксплуатации объектов Пермского края // Вестник Пермского национального иссле­довательского политехнического университета. Геология Нефтегазовое и горное дело. – 2017. – Т. 16, № 4. – С. 342–349. DOI: 10.15593/2224-9923/2017.4.5
3. Wever D.A.Z., Picchinoni F., Broekhuis A.A. Polymers for enhanced oil recovery: A paradigm for structure-property relationship in aqueous solution // Progress in polymer science. – 2011. – № 36. – P. 1558–1628. DOI: 10.1016/j.progpolymsci.2011.05.006
4. Применение полимерного заводнения для увеличения коэффициента извлечения нефти / R. Castro, R. Perez, G. Maya, R. Jimenez, H. Garzia, L. Quintero // Георесурсы. – 2016. – Т. 18, № 4. – С. 271–280. DOI: 10.18599/grs.18.4.4
5. Shuang liang experimental study on the physical performance and flow behavior of decorated polyacrylamide for enhanced oil recovery / Shuang Liang, Yikun Liu, Shaoquan Hu, Anqi Shen, Quinnan Yu, Hua Yan, Mingxing Bai // Energies. – 2019. – Vol. 12, № 562. DOI: 10.3390/en12030562
6. Гладких Е.А. Полимерное заводнение как метод борьбы с обводнением // Научный форум. Сибирь. – 2017. – Т. 3, № 1. – С. 14–15.
7. Никифоров А.И., Анохим С.В. О моде­лировании вытеснения нефти водой с гелеобразующими добавками // Математическое моделирование. – 2002. – Т. 14, № 12. – С. 117–127.
8. Wei B., Romeo-Zeron L., Rodrigue D. Oil displacement mechanism of viscoelastic polymers on enhinced oil recovery (EOR): a review // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. – 2013. DOI: 10.1007/s13202-013-0087-5
9. Experimental study on the transport and improved oil recovery mechanism of submicron particle gel / A. Almohsin, S. Aramco, H. Ding, B. Bai // SPE-2018. DOI: 10.2118/190364-MS
10. Abidin A.Z., Puspasari T., Nugroho W.A. Polymers for enhanced oil recovery technology // Procedia Chemisty. – 2012. – Vol. 4. – P. 11–16. DOI: 10.1016/j.proche.2012.06.002
11. Synthesis techniques for polymers applied to enhanced oil recovery / M.J. Data, J.M. Milanesio, R. Martini, M. Strumia // MOJ Polymer Science. – 2018. – Vol. 2, iss. 1. – P. 17–20. DOI: 10.15406/mojps.2018.02.00040
12. Thomas A. Chemical enhinced oil recovery (cEOR) – a practical overiew: Chapter 2. Polymer flooding [Электронный ресурс]. – IntechOpen, 2016. – P. 54–99. – URL: https://www.intechopen.com/books/chemical-enhan­ced-oil-recovery-ceor-a-practical-overview/polymer-flooding (дата обращения: 25.03.2019).
13. Мелкумян Л.А., Логвинов О.А. Поли­мерное заводнение как метод увеличения нефте­отдачи // Актуальные проблемы прикладной математики, информатики и механики: сб. тр. междунар. науч.-техн. конф. / Воронежский гос. ун-т; Изд-во «Научно-исследовательские публикации»; ООО «Вэлборн». – Воронеж, 2017. – С. 1339–1341.
14. Мордвинов В.А., Поплыгин В.В., Поплыгина И.С. Варианты полимерного завод­нения залежи с высоковязкой нефтью // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2015. – № 14. – С. 39–51. DOI: 10.15593/2224-9923/2015.14.5
15. Microflow mechanism of oil displacement by viscoelastic hydrophobically associating water-soluble polymers in enhanced oil recovery / H. Zhong, Y. Li, W. Zhang, H. Yin, J. Lu, D. Guo // Polymers. – 2018. – Vol. 10, № 628. DOI: 10.3390/polym10060628
16. Experimental study on the physical performance and flow behavior of decorated polyacrylamide for enhanced oil recovery / Sh. Liang, Y. Liu, Sh. Hu, A. Shen, Q. Yu, H. Yan, M. Bai // Energies. – 2019. – Vol. 12, № 562. DOI: 10.3390/en12030562
17. Synthesis and evaluation of partially hydrolysed polyacrylamide (PHPA) as viscosifier in water based drilling fluids / A. Borthakur, S.R. Dutta Choudhury, P. Sengupta, K.V. Rao, M.C. Nihalani // Indian Journal of Chemical Technology. – 1997. – Vol. 4. – P. 83–88.
18. Lake L.W. Enhanced oil recovery. – Prentice-Hall Inc., 1989. – 551 p.
19. Wever D.A.Z., Picchinoni F., Broekhuis A.A. Polymers for enhanced oil recovery: A paradigm for structure-property relationship in aqueous solution… // Progress in Polymer Science. – 2011. – Vol. 36, iss. 11. – P. 1558–1628. DOI: 10.1016/j.progpolymsci.2011.05.006
20. Черепанова Н.А. Обобщение опыта применения полимерного заводнения и критериев выбора полимера // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2015. – № 10. – С. 48–52.
21. Hasmet M.R., Onur M., Tan I.M. Empirical correlation for viscosity of polyacrylamide solution with the effects of concentration, molecular weight and degree of hydrolysis of polymer // Journal of Applied Science. – 2014. – Vol. 14, № 10. – P. 1000–1007. DOI: 10.3923/jas.2014.1000.1007
22. Hashmet M.R., Onur M., Tan I.M. Empirical correlations for viscosity of polyacrylamide splutiond with the effects of salinity and hardness // Journal of Dispersion Science and Technology. – 2014. – Vol. 35. – P. 510–517. DOI: 10.1080/01932691.2013.797908
23. Experimental and theoretical study of dilute polyacrylamide solutions effect of salt concentration / P. Chen, L. Yao, Y. Liu, J. Luo, G. Zhou, B. Jiang // Journal of Molecular Modeling. – 2012. – № 18. – P. 3153–3160. DOI: 10.1007/s00894-011-1332-9
24. Design water-soluble polymers for enhanced oil recovery / W. Kang, X. Wang, X. Wu, L. Meng, Sh. Liu, X. Bin, X. Shan // Society of Plastics Engineers (SPE). – 2012. DOI: 10.1002/spepro.004409
25. Peng S., Wu C. Light scattering study of the formation and structure of partially hydrolyzed poly(acrylamide)/calcium(II) comp­lexes // Macromolecules. – 1999. – Vol. 32. – P. 585–589. DOI: 10.1021/ma9809031
26. Гумерова Г.Р., Яркеева Н.Р. Технология применения сшитых полимерных составов // Нефтегазовое дело. – 2017. – № 2. – С. 63–79. DOI: 10.17122/ogbus-2017-2-63-79
27. Reaction kenitics of the uptatke of chromium (III) acetate by polyacrylamide / R. Jain, C.S. McCool, D.W. Green, G.P. Willhite, M.J. Michnick // SRE Journal. – 2005. – P. 247–254. – DOI: 10.2118/89399-PA
28. Study of action mechanisms and properties of Cr3+ cross-linked polymer solution with high salinity / L. Xiangguo, L. Junxiang, W. Rongian, L. Yigang, Zh. Song // Petroleum Science. – 2012. – № 9. – P. 75–81. DOI: 10.1007/s12182-012-0185-x
29. Rheological properties of hydrolyzed polyacrylamide/sodium oleate mixed system in the presence of different inorganic salts / X. Xin, L. Wang, J. Shen, G. Xu, Y. Li // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2014. – № 114. – P. 15–21. DOI: 10.1016/j.petrol.2013.12.009
30. Data M.J. Synthesis techniques for polymers applied to enhanced oil recovery // MOJ Poly Sci. – 2018. – 2 (1). – Р. 17–20. DOI: 10.15406/mojps.2018.02.00040
31. Experimental study of rheological properties and oil displacement efficiency in oilfields for a synthetic hydrophobically modified polymer / P. Liu, Zh. Mu, Ch. Wang, Y. Wang // Scientific Reports. – Vol. 7, № 8791. DOI: 10.1038/s41598-017-09057-9
32. Microflow mechanism of oil displacement by viscoelastic hydrophobically associating water-soluble polymers in enhanced oil recovery / H. Zhong, Y. Li, W. Zhang, H. Yin, J. Lu, D. Guo // Polymers (Basel). – 2018. – 10 (6). – P. 628. DOI: 10.3390/polym10060628
33. Preformed particle gel for conformance control: factors affecting its properties and application. / B. Bai, L. Li, Yu. Liu, H. Liu, Zh. Wang, Ch. You // SPE Reservoir Evaluation and Engineering. – 2007. – Vol. 10, № 4. DOI: 10.2118/89389-PA
34. Bai B., Wei M., Liu Yu. Field and lab experience with a successful preformed particle gel conformance control technology // SPE Production and Operations Symposium / Society of Petroleum Engineers. – Oklahoma, 2013. DOI: 10.2118/164511-MS
35. Preformed particle gel for conformance control: transport mechanism through porous media / B. Bai, Yu. Liu, J.-P. Coste, L. Li // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. – 2007. – Vol. 10, № 2. DOI: 10.2118/89468-PA
36. Elsharaafi M.O., Bai B. Effect of weak preformed particle gel on unswept oil zones/ areas during conformance control treatments // Industrial and Engineering Chemistry Research. – 2012. – № 51. – P. 11547–11554. DOI: 10.1021/ie3007227
37. Preformed particle gel for conformnce control factors affecting its properties and applications / B. Bai, L. Li, Yu. Liu, Zh. Wang, H. Liu // SPE/DOE Symposium on Improved Oil Recovery / Society of Petroleum Engineers. – Tulsa, 2004. DOI: 10.2118/89389-MS
38. Baojun Bai, Mingzhen Wei, Yuzhang Liu. Injecting large volumes of preformed particle gel for water conformance control // Oil and Gas Science and Technology. – 2012. – Vol. 67, № 6. DOI: 10.2516/ogst/2012058
39. Qiu W. The application of performed particle gel for water shutoff and flooding in severe heterogeneous reservior // Advances in Petroleum Exploration and Development. – 2015. – Vol. 9, № 1. – P. 92–97. DOI: 10.3968/6609
40. Результаты использования технологии «Темпоскрин» на месторождениях республики Казахстан (на примере ПФ «Эмбамунайгаз») / Д.А. Каушанский, М.Д. Батырбаев, С.К. Дузбаев, В.Б. Демьяновский // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2006. – № 9. – С. 51–58.
41. Баранов В.Л., Демьяноский В.Б., Каушанский Д.А. Изучение реологической неоднородности жидких систем на примере набухших в воде дисперсионных гелей полиакриламида // Актуальные проблемы нефти и газа. – 2016. – Т. 1, № 13. – URL: 10.29222/ipng.2078-5712.2016-13.art4.
42. Каушанский Д.А. Многофункциональная инновационная технология повышения нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки «Темпоскрин-люкс» // Георесурсы. Геоэнергетика. Геополитика. – 2014. – Т. 1, № 9. – URL: http://oilgasjournal.ru/vol_9/kaush-adv.pdf (дата обращения: 12.02.2019).
43. Идиятуллин А.Р. «Ритин-10»: новый эффективный реагент для повышения нефтеотдачи пластов // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 2. – С. 54–58.
44. Применение коллоидных систем для увеличения нефтеотдачи пластов / О.Ю. Сла­довская, Н.Ю. Башкирцева, Д.А. Кудряшов, А.И. Лахова, Р.Р. Мингазов, И.Ф. Исмагилов, Б.Р. Вагапов // Вестник Каханского техно­логического университета. – 2010. – № 10. – С. 585–591.
45. Байкова Е.Н., Муслимов Р.Х. Опыт применения технологий ограничения водо­притока и ремонтно-изоляционных работ в трещиноватых карбонатных коллекторах // Георесурсы. – 2016. – Т. 18, № 3, ч. 1. – С. 175–188. DOI: 10.18599/grs.18.3.6
46. Исследование смачиваемости коллек­торов нефтяных месторождений методом рентгеновской томографии керна / А.А. Ефимов, Я.В. Савицкий, С.В. Галкин, Е.В. Соболева, В.Ш. Гурбанов // Научные труды НИПИ Нефтегаз ГНКАР. – 2016. – Т. 4, № 4. – С. 55–63.
47. Опыт исследования керна карбонатных отложений методом рентгеновской томографии / А.А. Ефимов, Я.В. Савицкий, С.В. Галкин, С.А. Шапиро // Вестник Пермского националь­ного исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2016. – Т. 15, № 18. – С. 23–32. DOI: 10.15593/2224-9923/2016.18.3
48. Estimation of heterogeneity of oil & gas field carbonate reservoirs by means of computer simulation of core x-ray tomography data / A.A. Efimov, S.V. Galkin, Ia.V. Savitckii, V.I. Galkin // Ecology, Environment and Conservation. – 2015. – Vol. 21. – P. 79–85.

  Коллекторы турнейских отложений нефтяных залежей Пермского края характеризуются высокой неоднородностью геологического разреза, малыми толщинами и невысокой производительностью скважин. Для их рациональной разработки с целью повышения нефтеотдачи пластов широко применяются геолого-технические мероприятия. В работе проведено сравнение эффективности малозатратных геолого-технических мероприятий – кислотных обработок и радиального бурения.
  Подробно рассмотрена технология радиального бурения. Приведен анализ мероприятий по радиальному бурению, выполненных на турнейских объектах месторождений Пермского края. По фактическим данным построен график динамики падения дополнительной добычи нефти от мероприятия по годам, который можно использовать для оценки прогнозной добычи нефти.
  Представлены методики прогноза эффективности геолого-технических мероприятий. Основным методом является гидродинамическое моделирование. Однако у метода существуют значительные недостатки при прогнозе эффективности применения технологии радиального бурения. По мнению авторов, наиболее оптимальным для прогноза эффективности технологических мероприятий является использование статистических методов, что позволяет учитывать комплексное влияние геолого-технологических параметров. В ходе исследования с помощью t-критерия Стьюдента выявлены основные геолого-технологические параметры, оказывающие влияние на эффективность радиального бурения.
  На основе выявленных параметров методом линейного дискриминантного анализа построена прогнозная модель оценки прироста дебита нефти в первый год после мероприятия. На скважинах обучающей и тестовой выборки проведена оценка погрешности прогноза прироста дебита нефти в первый год после мероприятия. Сопоставлены погрешности прогнозных расчетов с погрешностью прогноза при исследовании гидродинамической модели. Результатом исследований является разработанная методика определения общей дополнительной добычи от применения технологии радиального бурения. 
  Ключевые слова: радиальное бурение, соляно-кислотная обработка, геолого-технические мероприятия, дебит нефти, карбонатный коллектор, дискриминантный анализ, статистическая модель, повышение нефтеотдачи, гидродинамическое моделирование, остаточные запасы, коллектор, вероятностная оценка, коэффициент корреляции, эксплуатационный объект, прогноз эффективности.

Кочнев Александр Александрович
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми
sashakoch93@gmail.com
614066, Россия, г. Пермь, ул. Советской Армии, 29

Галкин Сергей Владиславович
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
gnfd@pstu.ru
614990, Россия, г. Пермь, Комсомольский проспект, 29

1. Multiphase flow in porous rock imaged under dynamic flow conditions with fast X-ray computed microtomography / S. Berg, R. Armstrong, H. Ott [et al.] // Petrophysics. – 2014. – Vol. 55, № 4. – P. 304–312.
2. X-ray tomography in petrophysical studies of core samples from oil and gas fields / S.V. Galkin, A.A. Efimov, S.N. Krivoshchekov, Ya.V. Savitskiy, S.S. Cherepanov // Russian Geology and Geophysics. – 2015. – № 5. – P.782–792. DOI: 10.1016/j.rgg.2015.04.009
3. X-ray microtomography of hydrochloric acid propagation in carbonate rocks / A.C. Machado, T.J.L. Oliveira, F.B. Cruz, R.T. Lopes, I. Lima // Applied Radiation and Isotopes. – 2015. – Vol. 96. – P. 129–134. DOI: 10.1016/j.apradiso.2014.10.027
4. Numerical simulation and Xray imaging validation of wormhole propagation during acid core-flood experiments in a carbonate gas reservoir / Alireza Safari, Mojtaba Moradi Dowlatabad, Ali Hassani, Fariborz Rashidi // Journal of Natural Gas Science and Engineering. – 2016. – Vol. 30. – P. 539–547 DOI: 10.1016/j.jngse.2016.02.036
5. Estimation of heterogeneity of oil & gas field carbonate reservoirs by means of computer simulation of core x-ray tomography data / A.A. Efimov, S.V. Galkin, Ia.V. Savitckii, V.I. Galkin // Ecology, Environment and Conservation. – 2015. – Vol. 21. – P. 79–85.
6. Опыт исследования керна карбонат­ных отложений методом рентгеновской томографии / А.А. Ефимов, Я.В. Савицкий, С.В. Галкин, С. Шапиро // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического универ­ситета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2016. – Т. 15, № 18. – С. 23–32. DOI: 10.15593/2224-9923/2016.18.3
7. Pore-scale characterization of carbonates using X-ray Microtomography / C.H. Arns, F. Bauget, A. Limaye [et al.] // Society of Petroleum Engineers Journal. – 2005. – Vol. 10, № 4. – P. 475–484. DOI: 10.2118/90368-PA
8. Определение параметров трещиноватости пород на основе комплексного анализа данных изучения керна, гидродинамических и геофизических исследований скважин / С.С. Черепанов, И.Н. Пономарева, А.А. Ерофеев, С.В. Галкин // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 2. – С. 94–96.
9. Черепанов С.С., Чумаков Г.Н., Галкин С.В. Возможности учета трещиноватости коллекторов при геолого-гидроди­намическом моделировании разработки залежей с заводнением пластов // Нефтепромысловое дело. – 2016. – № 8. – С. 5–8.
10. Планирование обработки призабойных зон добывающих скважин на месторождении Варадеро (Куба) / В.Н. Гусаков, Л.Е. Каштанова, С.В. Назарова, Е.С. Тюгаева, Г.З. Калимуллина, А.И. Волошин // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 12. – С. 126–131. DOI: 10.24887/0028-2448-2017-12-126-130
11. Анализ проведения геолого-технических мероприятий по увеличению продуктивности добывающих скважин на нефтяных место­рождениях Пермского края / П.Ю. Илюшин, Р.М. Рахимзянов, Д.Ю. Соловьев, И.Ю. Колычев // Вестник Пермского национального иссле­довательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2015. – Т. 14, № 15. – С. 81–89. DOI: 10.15593/2224-9923/2015.15.9
12. Новокрещенных Д.В., Распопов А.В. Эффективность реализации технологии радиального бурения и матричных кислотных обработок карбонатных коллекторов месторождений Пермского края // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 4. – С. 118–121.
13. Кочнев А.А. Анализ эффективности технологии радиального бурения на примере месторождений Пермского края // Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых. – Пермь, 2017. – № 1. – С. 30–33.
14. Асилбеков Б.К., Жапбасбаев У.К., Кабдулов С.З. Моделирование повышения нефтеотдачи пластов способом радиального бурения // Вестник КБТУ. – 2007. – № 3. – С. 7–13.
15. Мартюшев Д.А. Лабораторные иссле­дования кислотных составов для обработки коллекторов, характеризующихся различной карбонатностью и структурой пустотного пространства горных пород // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2018. – Т. 329, № 4. – С. 6–12.
16. Wang H., Liao X., Zhao X. Study of tight oil reservoir flow regimes in different treated horizontal well // Journal of the Energy Institute. – 2015. – Vol. 88, iss. 2. – P. 198–204. DOI: 10.1016/j.joei.2014.05.002
17. Effects of acid-rock reaction heat on fluid temperature profile in fracture during acid fracturing in carbonate reservoirs / Jianchun Guo, Huifeng Liu, Yuanqiang Zhu, Yuxuan Liu // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2014. – Vol. 122. – P. 31–37. DOI: 10.1016/j.petrol.2014.08.016
18. Modeling and simulation of wormhole formation during acidization of fractured carbonate rocks / Piyang Liu, Jun Yao, Gary Douglas Couples, Jingsheng Ma, Hai Sun // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2017. – Vol. 154. – P. 284–301. DOI: 10.1016/j.petrol.2017.04.040
19. Carbonate aciding: Modeling, analysis, and characterization of wormhole formation and propagation / M. Ghommem, W. Zhao, S. Dyer, Xiangdong Qiu, D. Brady // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2015. – Vol. 131. – P. 18–33. DOI: 10.1016/j.petrol.2015.04.021
20. Snoeck Ch., Pellegrini M. Comparing bioapatite carbonate pre-treatments or isotopic measurements: P. 1. Impact on structure and chemical composition // Chemical Geology. – 2015. – Vol. 417. – P. 394–403. DOI: 10.1016/j.chemgeo.2015.10.004
21. Павельева О.Н., Попова Ж.С. Анализ эффективности применения усовершенст­вованной технологии бурения глубоких радиальных каналов на Вахитовском месторождении // Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна (опыт, инновации): материалы десятой международной научно-технической конференции (посвященной 60-летию Тюменского индустриального университета). – Тюмень, 2016. – С. 112–115.
22. Мартюшев Д.А., Пономарева И.Н. Исследование особенностей выработки запасов трещинно-поровых коллекторов с использованием данных гидродинамических исследований скважин // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 10. – С. 102–104. DOI: 10.24887/0028-2448-2017-10-102-104
23. Мартюшев Д.А., Илюшин П.Ю. Экспресс-оценка взаимодействия между добывающими и нагнетательными скважинами на турнефаменской залежи Озерного месторождения // Вестник Пермского национального исследовательского поли­технического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2016. – Т. 15, № 18. – С. 33–41. DOI: 10.15593/2224-9923/2016.18.4
24. Мордвинов В.А., Мартюшев Д.А., Пузиков В.И. Оценка влияния естественной трещиноватости коллектора на динамику продуктивности добывающих скважин сложнопостроенной нефтяной залежи // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 11. – С. 120–122.
25. Черепанов С.С., Мартюшев Д.А., Пономарева И.Н. Оценка фильтрационно-емкостных свойств трещиноватых карбонатных коллекторов месторождений предуральского краевого прогиба // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 3. – С. 62–65.
26. Техника и технология создания сверх­глубоких перфорационных каналов / Н.А. Шамов, А.В. Лягов, Д.В. Пантелеев, А.В. Васильев, М.А. Лягова, И.А. Лягов, С.В. Назаров, Е.Г. Асеев // Нефтегазовое дело. – 2012. – № 2. – С. 131–174.
27. Djebbar T., Erle C. Donaldson petrophysics: Theory and practice of measuring reservoir rock and fluid transport properties. – 2nd ed. – Elsevier, 2004. – 889 р.
28. Tiab D., Donaldson E.C. Petrophysics: Theory and practice of measuring reservoir rock and fluid transport properties. – 2nd ed. – Elsevier, 2004. – 889 р.
29. Bortolan Neto L., Kotousov A. Residual opening of hydraulic fractures filled with compressible proppant // International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences. – 2013. – № 61. – Р. 223–230. DOI: 10.1016/j.ijrmms.2013.02.012
30. Warren J.E., Root P.J. The behavior of naturally fractured reservoirs // Soc. Petrol. Eng. J. – 1963. – Vol. 3, iss. 3. – Р. 245–255. DOI: 10.2118/426-PA
31. Кочнев А.А., Зотиков В.И., Галкин С.В. Анализ влияния геолого-технологических показателей на эффективность технологии радиального бурения на примере эксплуата­ционных объектов Пермского края // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов – 2018. – Т. 329, № 12. – С. 20–29.
32. The transient pressure behavior model of multiple horizontal wells with complex fracture networks in tight oil reservoir / Zongxiao Ren, Ruifeng Yan, Xing Huang, Wenqiang Liu, Zhan Qu // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2019. – Vol. 173. – P. 650–665. DOI: 10.1016/j.petrol.2018.10.029
33. A new semi-analytical model for predicting the performance of horizontal wells completed by inflow control devices in bottom-water reservoirs / Wei Luo, Hai-Tao Li, Yong-Qing Wang, Jun-Chao Wang // Journal of Natural Gas Science and Engineering. – 2015. – Vol. 27, part 3. – P. 1328–1339. DOI: 10.1016/j.jngse.2015.03.001
34. Hamidreza Shahverdi, Mehran Sohrabi. A mechanistic model for prediction of three-phase flow in petroleum reservoirs // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2017. – Vol. 157. – P. 507–518. DOI: 10.1016/j.petrol.2017.06.073
35. Nonlinearity and solution techniques  in reservoir simulation: A review / Pulok Kanti Deb, Farhana Akter, Syed Ahmad Imtiaz, M. Enamul Hossain // Journal of Natural Gas Science and Engineering. – 2017. – Vol. 46. – P. 845–864. DOI: 10.1016/j.jngse.2017.07.031
36. Segmentally variable density perforation optimization model for horizontal wells in heterogeneous reservoirs / Wei Pang, Dechun Chen, Zhongping Zhang, Lifu Jiang, Bing Wang // Petroleum Exploration and Development. – 2012. – Vol. 39, iss. 2. – P. 230–238. DOI: 10.1016/S1876-3804(12)60036-6
37. A new and simple model for the prediction of horizontal well productivity in gas condensate reservoirs / P. Ghahri, M. Jamiolahmadi, E. Alatefi, D. Wilkinson, H. Hamidi // Fuel. – 2018. – Vol. 223. – P. 431–450. DOI: 10.1016/j.fuel.2018.02.022
38. Khan R.A., Awotunde A.A. Determination of vertical/horizontal well type from generalized field development optimization // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2018. – Vol. 162. – P. 652–665. DOI: 10.1016/j.petrol.2017.10.083
39. Dowlatabad M.M., Jamiolahmady M. New approach for predicting multiple fractured horizontal wells performance in tight reservoirs // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2018. – Vol. 162. – P. 233–243. DOI: 10.1016/j.petrol.2017.12.040
40. Modelling and statistical analysis of high viscosity oil/air slug flow characteristics in a small diameter horizontal pipe / G. Losi, D. Arnone, S. Correra, P. Poesio // Chemical Engineering Science. – 2016. – Vol. 148. – P. 190–202. DOI: 10.1016/j.ces.2016.04.005
41. Галкин В.И., Пономарева И.Н., Репина В.А. Исследование процесса нефтеизвлечения в коллекторах различного типа пустотности с использованием многомерного статистического анализа // Вестник Пермского национального иссле­довательского политехнического универси­тета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2016. – № 19. – С. 145–154. DOI: 10.15593/2224-9923/2016.19.5
42. Анализ эффективности применения циклической закачки жидкости на место­рождениях с различными геолого-техно­логи­ческими условиями / Г.Н. Чумаков, В.И. Зотиков, И.Ю. Колычев, С.В. Галкин // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 9. – С. 96–99.

  Солянокислотная обработка (СКО) является одним из основных методов воздействия на призабойную зону скважин, вскрывающих карбонатные коллекторы.
  Несмотря на огромный опыт их применения как в России, так и за рубежом и значительное количество выполненных исследований, успешность их проведения, по различным оценкам, не превышает 30 %.
  Одной из причин низкой успешности является недостаточное внимание изменению физических свойств флюидов в процессе их закачки, взаимодействия с породой и свойств получаемых продуктов реакции в условиях ствола скважины и призабойной зоны пласта при проектировании СКО.
  Рассмотрены основные химические реакции, протекающие при взаимодействии соляной кислоты с известняками и доломитами. Определены количества образующихся веществ при взаимодействии 15%-ного водного раствора соляной кислоты с карбонатами. Оценены свойства (фазовое состояние, коэффициент растворимости, зависимости вязкости и плотности от давления и температуры) воды, углекислого газа, азота, 15%-ного водного раствора соляной кислоты, растворов солей хлорида кальция и магния в диапазоне возможных при СКО давлений и температур.
  Из-за разнообразия используемых для растворов кислот добавок показана необходимость проведения лабораторных экспериментов для оценки их свойств в ожидаемых при кислотной стимуляции условиях.
  На основе лабораторных исследований выполнена оценка времени реакции 15%-ного раствора соляной кислоты с карбонатом кальция. Определено влияние химического потокоотклонителя, применяемого при первичных обработках на месторождении Бадра (Ирак), на свойства кислотного раствора и времени реакции. Определены изменения вязкости раствора в зависимости от температуры и концентрации кислоты.
  Приведенные в работе результаты использованы при проектировании и оценке эффективности СКО скважин месторождения Бадра.
  Ключевые слова: карбонаты, известняк, доломит, солянокислотная обработка, потокоотклонитель, вязкость, плотность, объемный коэффициент, химическая реакция, продукты реакции, соляная кислота, фазовое состояние, хлорид кальция, хлорид магния, углекислый газ, азот, растворимость, сверхкритичный флюид, давление, температура, время реакции, скорость реакции, керн, нейтрализация, растворяющая способность, Бадра, Ирак.

Хузин Ринат Альвертович
Газпромнефть Бадра Б.В.
Khuzin.ra@gazpromneft-badra.com
8070, Ирак, г. Багдад, Ройял Тьюлип Аль-Рашид Хоутел, оф. 335

Ющенко Тарас Сергеевич
ООО «Энергоавтоматика»
yushchenko@phystech.edu
127206, Россия, г. Москва, Чуксин тупик, 9

Хижняк Григорий Петрович
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
xgp@pstu.ru
614990, Россия, г. Пермь, Комсомольский проспект, 29

1. Глущенко В.Н., Силин М.А. Нефтепромыс­ловая химия: в 5 т. Т. 4. Кислотная обработка скважин. – М.: Интерконтакт Наука, 2010. – 703 с. 
2. Сургучев М.Л., Колганов В.И., Гавура А.В. Извлечение нефти из карбонатных коллекторов. – М.: Недра, 1987. – 230 с.
3.  Давыдов A.B., Черницкий A.B. Разработка месторождений с карбонатными коллекторами: Текущее состояние, проблемы, перспективы // Нефтяное хозяйство. – 1993. – № 3. – С. 18–21.
4. Кингстон В.М., Моррис М.В. Химическая обработка скважин. – Баку-М: ОНТИ НКТП-ФзОНТИ, 1938. – 80 с.
5. Economides M.J., Nolte K.G. Reservoir stimulation. – New York: JohnWilley& Sons, LTD, 2000. – 815 р.
6. Бочков И.В. Обработка нефтяных скважин на Верхне-Чусовском нефтепромысле имени Сталина // АНХ. – 1938. – № 2. – С. 25–31.
7. Максимов М.И. Обработка скважин соляной кислотой. – М.-Л.: Гостоптехиздат, 1945. – 163 с. 
8. Газизов А.А. Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки. – М.: Недра-Бизнесцентр, 2002. – 639 с.
9. Сучков Б.М. Добыча нефти из карбонатных коллекторов. – Ижевск: НИЦ РХД, 2005. – 688 с.
10. Муслимов Р.Х. Современные методы повышения нефтеизвлечения: проектирование, оптимизация и оценка эффективности: учеб. пособие. – Казань: ФЭН АН РТ, 2005. – 688 с.
11. Смирнов А.С. Математическое модели­рование процесса закачки кислоты в карбонатный пласт с учетом формирования «червоточин»: автореф. дис. … канд. физ.-мат. наук. – Тюмень: ТГУ, 2011. – 26 с.
12. Вольнов И.А. Моделирование кислотного воздействия на карбонатные нефтесодержащие пласты: дис. … канд. техн. наук. – М., 2009. – 124 с.
13. Жучков С.Ю. Моделирование кислотного воздействия на призабойную зону горизонтальной скважины: диссертация … канд. техн. наук. – М., 2013. – 100 с.
14. Шарифуллин А.Р. Математическое моделирование кислотных обработок скважин в слоисто-неоднородных карбонатных коллекторах: дис. … канд. техн. наук. – Уфа, 2010. – 139 с.
15. Каневская Р.Д., Новиков А.В. Методы моделирования червоточин при солянокислотном воздействии на карбонатные пласты // Нефтепромысловое дело. – 2018. – № 3. – С. 19–28.
16. Fredd C.N. Validation of carbonate matrix stimulation models [Электронный ресурс] // International Symposium on Formation Damage Control held in Lafayette. – Louisiana, 2000. SPE 58713. – URL: www.onepetro.org. (дата обращения: 12.09.2019).
17. Киркинская В.Н., Смехов Е.М. Карбонат­ные породы-коллекторы нефти и газа. – Л.: Недра, 1981. – 255 с.
18. Schechter R.S. Oil well stimulation. – Prentice Hall, New Jersey, 1992. – 602 р.
19. Никольский Б.П., Григоров О.Н., Позин М.Е. Справочник химика. – М.: Химия, 1966.
20. Михеев М.А., Михеева И.М. Основы теплопередачи. – М.: Энергия, 1977. – 344 с. 
21. Кричлоу Г.Б. Современная разработка нефтяных месторождений – проблемы моделирова­ния. – М.: Недра, 1979. – 303 с.
22. Азиз Х., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. – М.: Недра, 1982. – 407 с.
23. Мищенко И.Т., Сахаров В.А. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи. – М.: Недра, 1984. – 272 с.
24. Перри Д.Г. Справочник инженера-химика. – Л.: Химия, 1969.
25. Nishikata E., Ishii T., Ohta T. Viscosities of aqueous hydrochloric acid solutions, and densities and viscosities of aqueous hydroiodic acid solutions // J. Chem. Eng. Data. – 1981. – 26. – P. 254–256.
26. Рабинович В.А., Хавин З.Я. Краткий химический справочник. – Л.: Химия, 1978. – 281 с.
27. Справочник химика-аналитика / А.И. Лазарев, И.П. Харламов, П.Я. Яковлев, Е.Ф. Яковлева. – М.: Металлургия, 1976. – 184 с.
28. Комаров Н.С. Справочник холодильщика. – М.: Машгиз, 1962. – 419 с.
29. Бобылёв В.Н. Физические свойства наиболее известных химических веществ. – М.: РХТУ им. Д.И. Менделеева, 2003. – 24 с.
30. Collins A.G. Properties of produced waters (1987 PEH Chapter 24) [Электронный ресурс] // SPE. – 1987. – SPE-1987-24-PEH. – URL: www.onepetro.org. (дата обращения: 12.09.2019).
31. Грошева Л.П. Расчетное определение некоторых свойств солей: учеб. пособие. – Н. Новгород: Новгородский государственный университет, 2006. – 21 с.
32. Tarek A. Reservoir engineering handbook. – Gulf Professional Publishing, 2010. – 866 p.
33. Matthews C., Russell D. Pressure buildup and flow tests in wells. – New York, 1967. – 167 p.
34. Meehan D. A Correlation for water compressibility // Petroleum Engineer. – 1980. – November. – P. 125–126.
35. Brill J., Beggs H. Two-phase flow in pipes. – Tulsa: The University of Tulsa, 1978. 638 p.
36. Намиот А.Ю. Растворимость газов в воде под давлением. – М.: Гостоптехиздат, 1963. – 148 c.
37. Намиот А.Ю. Растворимость газов в воде: справ. пособие. – М.: Недра, 1991. – 167 с.
38. Балинт В., Бан А., Долешал Ш. Приме­нение углекислого газа в добыче нефти. – М.: Недра, 1977. – 240 с. 
39. Span R., Wagner W. A new equation of state for carbon dioxide covering the fluid region from the triple-point temperature to 1100 K at pressures up to 800 MPa // J. Chem. Eng. Data. – 1996. – 25. – P. 1509–1596.
40. Wakeham W.A. The viscosity of carbon dioxide // Journal of Physical and Chemical Reference Data. – 1998. – Vol 27, № 1. – P. 31–44.
41. Fracz W., Janowski G., Ryzinska G. Selected aspects of manufacturing and strength evaluation of porous composites based on numerical simulations // Zeszyty Naukowe Politechniki Rzeszowskiej 295, Mechanika 89, RUTMech. – 2017. – T. XXXIV, z. 89 (1/17). – S. 31–43.
42. Таблицы физических величин: справ. / под ред. акад. И.К. Кикоина. – М.: Атомиздат, 1976. – 1008 с.
43. Gilespie P.C., Wilson G.M. Vapor – liquid equilibrium data on water-substitute gas components, Research Report 41. – Gas Processors Association, 1980.
44. Japas M.L., Frank E.U. High pressure phase equilibria and PVT – data of the water – nitrogen system to 673K and 250 MPa // Ber. Bunsenges. Phys. Chem. – 1985. – B. 89. – P. 793–800.
45. A Reference equation of state for the thermodynamic properties of nitrogen for temperatures from 63.151 to 1000 K and pressures to 2200 MPa / R. Span, E.W. Lemmon, R.T. Jacobsen, W. Wagner, A. Yokozeki // J. Phys. Chem. Ref. Data. – 2000. – 29 (6). – Р. 1361–1433.
46. Jacobsen R.T., Stewart R.B., Jahangiri M. Thermodynamic properties of nitrogen from the freezing line to 2000 K at pressures to 1000 MPa // J. Phys. Chem. Ref. Data. – 1986. –  15(2). – P. 735–909.
47. Лабораторные испытания кислото­гене­рирующего состава DEEPA / Г.П. Хижняк, А.М. Амиров, Е.А. Гладких [и др.] // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефте­газовое и горное дело. – 2015. – № 14. – C. 18–31.
48. Анализ проведения геолого-технических мероприятий по увеличению продуктивности добывающих скважин на нефтяных месторож­дениях Пермского края / П.Ю. Илюшин, Р.М. Рахимзянов, Д.Ю. Соловьев, И.Ю. Колычев // Вестник Пермского национального исследовательс­кого политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2015. – № 15. – C. 81–89.
49. Глущенко В.Н., Пташко О.А. Фильтрацион­ные исследования новых кислотных составов для обработки карбонатных коллекторов // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефте­газовое и горное дело. – 2014. – № 11. – C. 46–56.
50. Результаты обработок составом ДН-9010 призабойных зон пластов Бш нефтяных место­рождений района ВКМК / В.В. Поплыгин, И.С. Давыдова, И.В. Кузнецов, С.В. Галкин // Вестник Пермского национального иссле­довательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2010. – № 5. – C. 70–74.
51. Эффективность кислотных обработок сква­жин, эксплуатирующих башкирские отложения на месторождениях Пермского края / Е. Павловская, В.В. Поплыгин, Д.Ю. Иванов, И.Ю. Елисеев // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 3. – C. 28–31.

  Устойчивая тенденция роста глубины карьеров и соответствующего увеличения плеча откатки в мировой практике открытой разработки месторождений определили главное направление развития карьерных самосвалов – повышение их грузоподъемности, что приводит к увеличению мощности энергосилового агрегата, массогабаритных показателей двигателя, количества потребляемого топлива. В зимний период подготовка дизельного двигателя со специальной системой подогрева при температуре воздуха –40 ^оС к пуску составляет 40–50 мин. Из-за проблем запуска двигателя при низких температурах дизели часто не глушатся в течение всего зимнего периода, вследствие чего вырабатывается ресурс двигателя, происходит значительный перерасход топлива и увеличение объемов выбросов выхлопных газов.
  Основными преимуществами газотурбинных двигателей являются высокая экономичность при нагрузках, близких к номинальной, большие агрегатные мощности при малых массе и габаритах (энергоемкость составляет 1000–3000 кВт/м³, 1000–2000 кВт/т), высокая маневренность и готовность к действию (приготовление к действию – 10–15 мин, время запуска – 120–180 с), приспособленность к автоматизации, высокая надежность, относительная простота конструкции и обслуживания, высокая технологичность, возможность агрегатного ремонта, легкий и надежный пуск при низких температурах и более низкая токсичность выхлопных газов. Удельная масса газотурбинного двигателя значительно меньше и не превышает 25–30 % массы поршневого двигателя, что позволяет облегчить моторную раму и повысить грузоподъемность самосвала. Габаритная мощность газотурбинного двигателя также выше, чем у поршневого, поэтому для первого характерен 2–3-кратный запас по габаритам пространства в моторном отсеке самосвала. Кроме того, газотурбинный двигатель позволяет длительно работать в условиях высокой запыленности воздуха, использовать более дешевое газовое топливо и практически исключить расход масла.
  Малая масса и компактные размеры, возможность получения большой мощности в одном агрегате и дистанционного управления, наряду с его легким и надежным пуском при низких температурах, делают газотурбинные двигатели весьма привлекательными для использования на большегрузных карьерных самосвалах, автопоездах с активными прицепами и полуприцепами, особенно в северных и арктических районах. 
  Ключевые слова: карьерные самосвалы, экология, открытые горные работы, дизельный двигатель, газотурбинный двигатель, экологическая и экономическая эффективность.

Хазин Марк Леонтьевич
Уральский государственный горный университет
Khasin@ursmu.ru
620144, Россия, г. Екатеринбург, ул. Куйбышева, 30

Тарасов Петр Иванович
ООО «Перспектива-М» 
petr.tarasov95@mail.ru
620144, Россия, г. Екатеринбург, ул. Хохрякова, 87

Фурзиков Виталий Витальевич
Уральский дизель-моторный завод 
furzikovvv@mail.ru
620137, Россия, г. Екатеринбург, ул. Фронтовых бригад, 18

1. Анистратов К.Ю. Мировые тенденции развития структуры парка карьерной техники // Горная промышленность. – 2011. – № 6. – С. 22–26.
2. Кузнецов Д.В., Одаев Д.Г., Линьков Я.Е. Особенности выбора технологического авто­транспорта для разработки глубоких карьеров севера // Горный информационно-аналитический бюллетень. – 2017. – № 5. – С. 54–65.
3. Шешко О.Е. Эколого-экономическое обосно­вание возможности снижения нагрузки на природную среду от карьерного транспорта // Горный информационно-аналитический бюл­летень. – 2017. – № 2. – С. 241–252.
4. Burmistrov K.V., Osintsev N.A., Shakshakpaev A.N. Selection of open-pit dump trucks during quarry reconstruction // Procedia Engineering. – 2017. – Vol. 206. – P. 1696–1702. DOI: org/10.1016/j.proeng.2017.10.700
5. Хазин М.Л., Тарасов А.П. Эколого-эконо­мическая оценка карьерных троллейвозов // Вестник Пермского национального исследовательс­кого политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2018. – Т. 17, № 2. – С. 66–80. DOI: 10.15593/2224-9923/2018.2.6
6. A Method of effective quarry water purifying using artificial filtering arrays / M. Tyulenev, E. Garina, A. Khoreshok, O. Litvin, Y. Litvin, E. Maliukhina // IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. – IOP Publishing. – 2017. – Vol. 50, № 1. – P. 012035. DOI: 10.1088/1755-1315/50/1/012035
7. Feng Y., Dong Z., Yang J. Performance modeling and cost-benefit analysis of hybrid electric mining trucks // Mechatronic and Embedded Systems and Applications (MESA). 12th IEEE/ASME International Conference. – 2016. – P. 1–6. DOI: 10.1109/MESA.2016.7587102
8. Carmichael D.G., Bartlett B.J., Kaboli A.S. Surface mining operations: coincident unit cost and emissions // International Journal of Mining, Reclamation and Environment. – 2014. – Vol. 28, № 1. – P. 47–65. DOI: 10.1080/17480930.2013.772699
9. Taxell P., Santonen T. Diesel engine exhaust: basis for occupational exposure limit value // Toxicological Sciences. – 2017. – Vol. 158, № 2. – P. 243–251. DOI: 10.1093/toxsci/kfx110
10. Jacobs W., Hodkiewicz M.R., Bräunl T. A cost-benefit analysis of electric loaders to reduce diesel emissions in underground hard rock mines // IEEE Transactions on industry applications. – 2015. – Vol. 51, № 3. – P. 2565–2573. DOI: 10.1109/IAS.2014.6978456
11. Грязнов М.Б. Применение газомоторного топлива в Российской Федерации: проблемы и перспективы // Вестник финансового универси­тета. – 2013. – № 4. – С. 21–31.
12. Марков В.А., Поздняков Е.Ф. Природный газ как наиболее выгодное моторное топливо // Автомобильная промышленность. – 2017. – № 1. – С. 11–15.
13. Тарасов П.И., Хазин М.Л., Фурзиков В.В. Природный газ – перспективное моторное топливо карьерного автотранспорта для районов Севера // Горная промышленность. – 2016. – № 6. – С. 51–52.
14. Osorio-Tejada J., Llera E., Scarpellini S. LNG: an alternative fuel for road freight transport in Europe // WIT Transactions on The Built Environment. – 2015. – Vol. 168. – P. 235–246. DOI: 10.2495/SD150211
15. Daidzic N.E., Piancastelli L., Cattini A. Diesel engines for light-to-medium helicopters and airplanes // International Journal of Aviation, Aeronautics, and Aerospace. – 2014. – Vol. 1, № 3. – P. 2–18. DOI: org/10.15394/ijaaa.2014.1023
16. Рыбалко В.В. Газотурбинный реверсив­ный двигатель в корабельной энергетической установке // Газотурбинные технологии. – 2017. – № 6 (149). – С. 20–22.
17. Gîrba I.A., Pruiu A., Ali B. Considerations on the use of maintenance programs for naval propulsion plants with gas turbines // Mircea cel Batran. Scientific Bulletin Naval Academy. – 2014. – Vol. 17, №. 1. – P. 43.
18. Sahu M.K., Choudhary T., Sanjay Y. Thermoeconomic investigation of different gas turbine cycle configurations for marine application // SAE Technical Paper. – 2016. – № 2016-01-2228. DOI: org/10.4271/2016-01-2228
19. Брычева А.Ю., Моляков В.Д. Выбор параметров газотурбинного двигателя, исполь­зующегося в качестве привода нефтяного насоса // Машиностроение и компьютерные технологии. – 2017. – №. 11. – C. 29–43.
20. Остапенко Н.Г., Новиков Р.С. Применение газотурбинных установок на нефтеперекачи­вающих станциях // Современные наукоемкие технологии. – 2013. – № 8–2. – С. 213–214.
21. Возможности использования газотурбин­ных двигателей на маневровых тепловозах / Г.К. Аширбаев, Г.Б. Бакыт, Е.Н. Сисекенова, А.М. Омирбек // Вестник Казахской академии транспорта и коммуникаций им. М. Тынышпаева. – 2015. – №. 1. – С. 17–19.
22. Martinez A.S., Brouwer J., Samuelsen G.S. Feasibility study for SOFC-GT hybrid locomotive power: Part I. Development of a dynamic 3.5 MW SOFC-GT FORTRAN model // Journal of Power Sources. – 2012. – Vol. 213. – P. 203–217. DOI: org/10.1016/j.jpowsour.2012.04.024
23. Яишников В.И., Карпенко А.М. Газотур­бинный двигатель для наземного транспорта // Вестник двигателестроения. – 2012. – № 1. – С. 73–77.
24. Volponi A.J. Gas turbine engine health management: past, present, and future trends // Journal of Engineering for Gas Turbines and Power. – 2014. – Vol. 136, № 5. – P. 051201. DOI: 10.1115/GT2013-96026
25. Концепция создания и перспективы применения семейства ГТД регенеративного цикла в горно-транспортной технике /  В.Е. Беляев, В.Н. Бесчастных, В.Д. Евдокимов, М.В. Синкевич // Горная промышленность. – 2008. – № 3. – С. 76–80.
26. Nada T. Performance characterization of different configurations of gas turbine engines // Propulsion and Power Research. – 2014. – Vol. 3, № 3. – P. 121–132. DOI: 10.1016/j.jppr.2014.07.005
27. Карионов В.П., Саванович А.Г. Анализ применения газотурбинных двигателей в автомобильном двигателестроении // Научный вестник Вольского военного института мате­риального обеспечения: военно-научный журнал. – 2009. – № 2 (24). – С. 270–273.
28. Меркулов В.И., Кустарев Ю.С. Энергети­ческие машины и установки. – М.: МАМИ, 2011. – 257 с.
29. Манушин Э.А. Газотурбинные двигатели колесных и гусеничных машин // Итоги науки и техники. Сер.: Турбостроение. Т. 3 / ВИНИТИ АН СССР. – М., 1984.
30. Транспортные машины с газотурбинными двигателями / Н.С. Попов, С.П. Изотов, В.В. Антонов [и др.] / под общ. ред. Н.С. Попова. – Л.: Машиностроение: Ленинградское отделение, 1987. – 258 с.
31. Зрелов В.А. Отечественные газотурбинные двигатели: основные параметры и конструктивные схемы. – М.: Машиностроение, 2005. – 336 с.
32. Иноземцев А.А., Сандрацкий В.Л. Газо­турбинные двигатели / ОАО «Авиадвигатель». – Пермь, 2006. – 1204 с.
33. Кадыров С.М., Никитин С.Е., Ахметов Л.А. Автомобильные и тракторные двигатели. – М.: Мультимедийное издательство Стрельбицкого, 2007. – 616 с.
34. Чумаков Ю.А. Теория и расчет транс­портных газотурбинных двигателей. – М.: ИНФРА-М.: Форум, 2012. – 448 с.
35. Никитин В.С., Половинкин В.Н., Барановский В.В. Современное состояние и перспективы развития отечественных газо­турбинных энергетических установок // Труды Крыловского государственного научного центра. – 2017. – 3 (381). – С. 75–90. DOI: 10.24937/2542-2324-2017-2-380-70-91
36. Андреенков А.А., Дементьев А.А. Аспекты использования на автотракторной технике энергоустановок с поршневыми газотурбинными двигателями // Международный журнал приклад­ных и фундаментальных исследований. – 2018. – № 3. – С. 9–13.
37. Андреенков А.А., Дементьев А.А., Костюков А.В. Поршневые и газотурбинные энергетические установки для наземных транспортно-технологических средств. – М.: Московский Политех, 2017. – 80 с.
38. Koptev V.Y., Kopteva A.V. Structure of energy consumption and improving open-pit dump truck efficiency // IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. – 2017. – Vol. 87, № 2. – P. 022010. DOI: 10.1088/1755-1315/87/2/022010
39. Greenhouse gas and ammonia emissions from current technology heavy-duty vehicles / A. Thiruvengadam, M. Besch, D. Carder, A. Oshinuga // Journal of the Air & Waste Management Association. – 2016. – Vol. 66, № 11. – P. 1045–1060. DOI: 10.1080/10962247.2016.1158751
40. Anisimov I., Ivanov A., Chikishev E. Assessment of adaptability of natural gas vehicles by the constructive analogy method // International Journal of Sustainable Development and Planning. – 2017. – Vol. 12, № 6. – P. 1006–1017. DOI: 10.2495/SDP-V12-N6-1006-1017
41. Шкрабак В.С., Джабборов Н.И. Эффектив­ность применения газотурбинных двигателей на тракторах сельскохозяйственного назначения // Тракторы и сельхозмашины. – 2015. – № 10. – С. 46–48.
42. Методика нормирования расхода топлива автосамосвалами в глубоких карьерах / Ю.И. Лель, И.В. Зырянов, Д.Х. Ильбульдин, О.В. Мусихина, И.А. Глебов // Известия УГГУ. – 2017. – Вып. 4 (48). – С. 66–71. DOI 10.21440/2307-2091-2017-4-66-71
43. Дейнекин А.С., Спицын В.Е., Сташок А.Н. Газотурбинные двигатели ГП НПКГ «Зоря-МашПроект» промышленного применения // Территория нефтегаз. – 2010. – № 9. – С. 82–84.
44. Силовой модуль на базе ГТД-1250 для БелАЗа [Электронный ресурс]. – URL: http://kadvi.ru/modul-dlya-belaza/ (дата обращения: 15.09.2018).
45. Газотурбинный двигатель ГТД-1250 и продукция на его базе [Электронный ресурс]. – URL: http://kadvi.ru/product/gdt-1250/ (дата обращения: 15.09.2018).