Прогноз крупных месторождений нефти и газа в Баренцево-Карском регионе России

На акваториях Баренцево-Карского региона оценено 64 ЗНГН; 19 из них или 30% подтверждены открытиями месторождений. Суммарные геологические ресурсы этих зон насчитывают более 25,4 млрд. т н.э., или 24% нефтегазовых ресурсов всех акваторий в составе Тимано-Печорской, Баренцево-Карской и Западно-Сибирской НГП.

Выделенные зоны представляют собой группировки преимущественно структурных ловушек; объекты неструктурного типа встречены главным образом в доказанных и прогнозируемых зонах печорского шельфа. Количество локальных объектов достигает 16-ти, однако наиболее распространены зоны, состоящие из 5-6 структурных ловушек.

Среди зональных объектов представлены группировки с различным составом УВ в прогнозируемых и установленных месторождениях. Зоны преимущественного нефтенакопления и зоны газонефтяного профиля составляют 35% общего числа рассматриваемых объектов. Они представлены главным образом в морской части Тимано-Печорской НГП и, возможно, в прибортовых частях Восточно-Баренцевского мегапрогиба.

Зоны, объединяющие газовые и газоконденсатные месторождения, выявленные или предполагаемые составляют 65% и достаточно редко сопровождаются нефтяными залежами. Несомненно, главными областями распространения таких зон являются депрессионные структуры нефтегазоносных провинций - Южно-Карская и Надым-Тазовская синеклизы, а также Восточно-Баренцевский мегапрогиб.

С учетом параметров доказанных бурением зон углеводородонакопления этаж нефтегазоносности большинства аналогичных по рангу прогнозных объектов должен вероятно оцениваться в диапазоне значений 300-800 м. Одновременно те же данные свидетельствуют о возможности значительно больших величин интервала нефтегазоносности в некоторых зонах, что может быть связано с лучшей разбуренностью объектов.

Очерченным зонам свойственны значительные колебания величины геологических ресурсов - от 14 до 8180 млн. т.н.э. и плотности ресурсов - от 22 до 2500 тыс. т/км². Существенно варьируют площади предполагаемого нефтегазонакопления - от 350 до 5000 км².

Наиболее распространены зоны с геологическими ресурсами УВ до 500 млн. т.н.э.; они составляют 75% общего числа прогнозируемых объектов. Зоны нефтегазонакопления с ресурсами от 600 до 800 млн. т.н.э. среди намеченных 64 объектов практически отсутствуют. Объекты свыше 800 млн. т.н.э. составляют наиболее интересную группу среди выделенных зон, к которым как правило приурочены крупные месторождения нефти и газа.

Определение еще одного, наиболее важного для прогноза, параметра зон углеводородонакопления - величины наибольшего месторождения проводилось исходя из значения ресурсов УВ в каждой зоне. Эти зональные характеристики связаны друг с другом при коэффициенте корреляции 0,95.

Было установлено, что минимальные граничные величины зональных геологических ресурсов, обеспечивающие присутствие в зонах хотя бы одного крупного месторождения с извлекаемыми запасами 60 млн. т нефти или 75 млрд.м³ газа, составляют, соответственно, 320 млн. т и 140 млрд.м³. Наряду с региональными значениями бассейновой плотности ресурсов УВ ? 100 тыс. т/км². Эти данные использовались для оценки соответствия выявленных зон базовым участкам с возможным присутствием крупных месторождений. Более серьезные ограничения - зональные ресурсы не менее 450 млрд.м³ были установлены для базовых участков с вероятными газовыми или низкогазоконденсатными месторождениями в акваториальной части Западно-Сибирской НГП.

В итоге по результатам анализа ресурсно-геологических показателей 64 зон углеводородонакопления и их соответствия районам с бассейновой плотностью ресурсов ? 100 тыс. т/км² только 13 оказались отнесенными к базовым участкам с возможным присутствием крупных месторождений нефти и газа.

Тринадцать базовых элементов, выделенных в трех нефтегазоносных провинциях Баренцево-Карского региона являются перспективными участками дальнейших поисков крупных месторождений УВ. Они очерчены с учетом расположения и размеров соответствующих им самых значительных зон доказанного и вероятного нефтегазонакопления и располагаются в геологически и ресурсно наиболее привлекательных НГО на участках с региональной плотностью от 100 до 500 тыс. т/км² и более. Средняя величина геологических ресурсов базового участка, которые варьируют от 270 до 1743 млн. т.н.э., составляет 740 млн. т.н.э. Это более чем в два раза превышает контрольную величину ресурсов в 320 млн. т.н.э., установленную в качестве минимальной для возможного открытия крупного месторождения.

Суммарные геологические ресурсы 13 выделенных базовых участков насчитывают 9,6 млрд. т.н.э. или 9% НСР УВ региона.

Согласно анализа пространственных размеров базовых участков региона средняя величина немногим более 2000 км², но общая акватория, занятая всеми тринадцатью объектами составляет всего 2% площади региона. Большая часть базовых элементов адекватна зонам нефтегазонакопления в мезозойских отложениях и только на двух из них газовые или газоконденсатные скопления предполагаются, наряду с триасовым, в верхнепалеозойском НГК. Особняком рассматривается участок П-2 на морском продолжении Хорейверской впадины (Тимано-Печорская НГП), где углеводороды ожидаются в ордовикско-нижнедевонском НГК.

Намеченные участки (рис. 2) достаточно разнообразны по фазовому составу ожидаемых углеводородных скоплений. Два участка, выделенные в пределах восточной акватории Тимано-Печорской провинции, вероятно, могут рассматриваться как объекты перспективные для поисков скоплений жидких УВ. Преимущественно газонефтяные месторождения следует ожидать на базовых участках вдоль западной границы российского сектора Баренцева моря - Б-3 и Б-4. Остальные девять участков рекомендованы в областях распространения низкоконденсатных газов, господствующих в недрах глубоких баренцевоморских впадин (Южно- и Северо-Баренцевской) и в Южно-Карском регионе. Только в Восточно-Карской ПНГО и вдоль Обской губы от Геофизического до Утреннего месторождения и, вероятно, севернее, наряду с газовыми возможно открытие количественно подчиненных залежей жидких УВ. Тем не менее, свыше 25% ресурсов, ассоциированных с первыми предложенными 13 участками, нацелены на открытие залежей жидких УВ в недрах Баренцево-Карского региона.

Заключительный раздел главы освещает результаты прогноза. При этом характерные количественные признаки крупных месторождений в каждой из НГП дополняются кратким изложением качественных показателей их вероятного присутствия. Особое внимание было уделено геологическим предпосылкам размещения прогнозируемых крупных месторождений.

Так в Тимано-Печорской НГП, где уже открыты 3 таких месторождения, прогнозируется возможность открытия еще двух аналогичных по крупности нефтяных месторождений в двух различных по строению НГО и разновозрастных интервалах разреза.

Первая - Восточно-Печорская НГО отвечает системе краевых структур Печорской плиты на границе с Пайхойско-Новоземельским орогеном. Базовый участок П-1 оконтурен у западной границы Южно-Новоземельского прогиба вблизи Долгинского месторождения - в одноименной структурной зоне, ограничивающей прогиб с запада.

Оценка Папанинской зоны вероятного нефтегазообразования учитывающая, в том числе и благоприятное положение участка П-1, а также параметры крупной структурной ловушки в составе зоны, позволяют рассчитывать на открытие крупного газонефтяного месторождения в верхнепалеозойско-триасовом интервале разреза (табл. 4).

Рис.2 Базовые участки прогноза и поисков крупных месторождений

Второе месторождение прогнозируется в принципиально отличной стабильной части Печорской плиты на восточном склоне Большеземельского палеосвода в пределах Хорейверской НГО и одноименной наложенной впадины. Крупное месторождение, прогнозируемое на базовом участке П-2 (Мадачагская зона), предполагается близким по строению и условиям формирования расположенным невдалеке крупным нефтяным месторождениям им. Р. Требса и А. Титова. Оно прогнозируется в нижнем ордовикско-нижнедевонском НГК Тимано-Печорской НГП (Ю.Ф. Федоровский, В.Е. Захаров, В.Н. Хоштария и др., 2008).

Два геологически различных района Баренцева моря включают две индивидуальные по своим особенностям группировки предполагаемых крупных объектов углеводородонакопления. Первая включает два базовых участка Б-5 и Б-6 в Северо-Баренцевской ПНГО на склонах одноименной впадины, содержащей в верхней половине чехла глубоководные верхнепалеозойские образования и мощную терригенную толщу мезозоя. Ресурсы базовых участков, региональные показатели концентрации УВ и характеристики структурных ловушек позволяют ожидать здесь достаточно крупные, возможно гигантские месторождения.

Вторая группа включает участки прогноза и поисков крупных месторождений в пределах Центральной ПНГО. Особенности строения и развития свода Федынского, к восточному склону которого приурочен участок Б-3, и свода Маловицкого (участок Б-4) позволяют прогнозировать здесь месторождения со значительным содержанием жидких УВ и с большими запасами УВ. Среди двух ожидаемых месторождений одно в Центральной зоне оценивается как уникальное (рис. 3).

Семь базовых участков в акваториях Западно-Сибирской НГП также естественным образом подразделяются на две группы.

Рис. 3. Примеры прогноза крупных месторождений УВ в составе базовых участков

Таблица 4. Результаты прогноза крупных месторождений в Баренцево-Карском регионе

* Категории крупности: У - уникальные, К - крупные месторождения;

** Фазовый состав: Н - нефтяные, Г - газовые, ГК - низкогазоконденсатные, ГН - газонефтяные, НГ - нефтегазовые, НГК - нефтегазоконденсатные месторождения

Участки К-7-10, выделенные в границах Южно-Карской НГО, объединяет их структурно-геологическая общность. Все они располагаются в пределах наиболее изученной части Южно-Карской синеклизы и, за исключением участка К-9 (Анабарская зона), приурочены к однотипно построенным валам - Скуратовскому и Шараповскому. Вместе с сопредельным Ленинградско-Русановским мегавалом эти структуры являются главными перспективными элементами так называемой Западно-Ямальской структурно-фациальной зоны, высоко оцениваемой в отношении газоносности /Вовк 2008/. Фазовый анализ зон углеводородонакопления на базовых участках К-7-9 свидетельствует о том, что все они, как и Ленинградско-Русановская с уже открытыми уникальными месторождениями, относятся к группе низкогазоконденсатных скоплений. Возможность количественной оценки на основе близрасположенных эталонов позволила достаточно уверенно прогнозировать вероятное присутствие на участках характеризуемой группы уникальных месторождений.

Вторая группа участков однородна по их строению и особенностям нефтегазоносности. Каждый из трех базовых элементов К-11-13 принадлежит отдельной НГО, которые объединяет возможность присутствия в месторождениях подчиненного количества жидких УВ. Все три объекта могут рассматриваться как восточная полоса северной части провинции. Повышение мористости верхнеюрских фаций - аналогов баженовской свиты и притоки нефти в скважине на о-ве Белый позволяют предполагать здесь в нижних юрско-неокомских горизонтах разреза на глубинах 2,8-3,2 км наличие нефтяных пластов или крупных оторочек легкой нефти конденсационного типа.

Материал заключительного раздела настоящей главы позволяет подытожить результаты ресурсно-геологического прогноза крупных месторождений УВ в регионе.

Общее число предполагаемых к открытию месторождений составляет 13.

В соответствии с региональными и зональными ресурсами и плотностями на оцененных базовых участках извлекаемые ресурсы локальных объектов варьируют от 75 до более чем 1000 млн. т.н.э. Следовательно среди прогнозируемых месторождений представлены объекты всех классов - от собственно крупных до уникальных. Крупное месторождение ожидается в Тимано-Печорской НГП - в Хорейверской впадине одноименной НГО, главным образом на мегавалах и во впадинах всех трех провинций, уникальные месторождения - на валах Южно-Карской НГО Западно-Сибирской НГП и на своде Федынского в Центральной ПНГО Баренцево-Карской НГП.

Среди ожидаемых месторождений превалируют газоконденсатные (точнее низкогазоконденсатные) и нефтегазоконденсатные (70%); нефтяных и газонефтяных значительно меньше и они прогнозируются исключительно в Тимано-Печорской НГП, а также на восточных склонах Центрального поднятия.

Почти все крупные месторождения предполагаются в мезозойских толщах и только в Центральной ПНГО Баренцево-Карской провинции и зонах нефтегазонакопления Тимано-Печорской НГП они ожидаются в верхнем палеозое - триасе, в единичных случаях (Хорейверская НГО) в нижнем ордовикско-нижнедевонском НГК.

Извлекаемые запасы всех 13 прогнозируемых крупных месторождений оценены в 4,4 млрд т н.э.

Содержание шестой главы «О поисках и освоении крупных месторождений углеводородов» составляет оценка возможности реализации нефтегазового потенциала прогнозируемых объектов или, что то же, освоения тринадцати предполагаемых крупных морских месторождений в Баренцево-Карском регионе. В условиях ледовых акваторий с почти полным отсутствием береговой промышленно-транспортной инфраструктуры сложности освоения могут кардинальным образом сказаться на времени и последовательности проведения предшествующих ГРР в намеченных базовых участках нефте- и газопоисков.

В главе рассмотрена возможность круглогодичных работ на базовых участках прогноза, ограничения по глубинам моря и расстоянию до берега, продолжительности ледового периода, состоянию технических средств освоения, в том числе для подводно-подледного бурения и заканчивания скважин и т.п.

Анализ природных и технологических условий освоения разделил все прогнозируемые объекты на четыре группы. Первые три группы объединяют объекты на базовых участках, разведка и освоение которых возможны в настоящее время или в ближайшей перспективе. Базовые участки четвертой группы, очерченные по контуру Средней, Лунинской и Западно-Шараповской зон, исходя из наиболее суровых условий их освоения и пока отсутствия необходимых технических средств, рассматриваются как объекты ГРР на дальнюю перспективу.

Дополнительные сложности освоения крупных месторождений Баренцево-Карского региона оценены в связи с проблемами транспорта и экспорта УВ.

Геолого-экономическая оценка 13 прогнозируемых крупных месторождений также уточняет подходы к опоискованию, а при положительных результатах, и последующему освоению объектов. Выполненная оценка показала, что при цене нефти 60 долл./бар. и газа 400 долл./тыс. м³ высокорентабельными оказываются Центральная зона предполагаемого нефтенакопления в западной полосе Баренцева моря и две уникальные по ресурсам низкогазоконденсатные зоны Карской акватории - Нярмейская и Кропоткинская. К нормально рентабельным относятся предположительно газонефтяные ресурсы свода Маловицкого и Мадачагской зоны нефтенакопления а также менее значительные ресурсы низкогазоконденсатных зон Карского и северной части Баренцева моря.

Анализ экономической эффективности освоения прогнозируемых крупных месторождений нефти и газа показал, что эффективность освоения громадного углеводородного потенциала Печорского, Баренцева и Карского морей зависит от ряда факторов, главными из которых являются техническое обеспечение работ по освоению ресурсной базы УВ, цены на нефть и газ и уровень издержек на поиски, разведку и транспортировку добытой продукции. В свою очередь на издержки оказывают свое влияние крупность и продуктивность месторождений, а также глубины и ледовая обстановка акваторий в участках их размещения.

Таким образом, учет природных, технических и экономических факторов существенно ограничивает перечень объектов ближайшего освоения и тем самым сокращает количество базовых участков, вводимых в поисковое бурение в ближайшей перспективе.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Результаты исследований, включая целый ряд практических рекомендаций, представляют собой решение крупной народно-хозяйственной задачи по наращиванию энергетической сырьевой базы северо-западных областей России путем прогноза наиболее реальных объектов концентрации запасов нефти и газа в Арктике - крупных морских месторождений УВ. Реализация этой важнейшей задачи достигнута на основе нестандартной технологии детального прогноза нефтегазоносности акваторий, разработанной в ходе подготовки диссертационной работы.

Проведенные исследования позволяют сделать следующие выводы и рекомендации.

1. Разработаны научные основы и осуществлен прогноз открытия 13 крупных месторождений УВ в северо-западных акваториях российской Арктики: в Печорском море - двух, в Баренцевом - четырех, в Карском - семи месторождений нефти и газа.

2. Прогноз крупных объектов углеводородонакопления учитывал широкий спектр ресурсно-геологических, природно-климатических и технико-экономических факторов, контролирующих формирование и размещение соответствующих по рангу месторождений УВ. Впервые эти данные были предметно сопоставлены с базовыми участками прогноза крупных месторождений и использованы для оценки целесообразности поисков и освоения месторождений в различающихся по доступности районах северо-западных акваторий России.

3. Большое значение имела подготовка ресурсно-геологической основы прогноза, которую составили: ранее отсутствовавшие и подготовленные в рамках выполненной работы стратиграфические схемы фанерозойского чехла акваторий, уточненное структурно-тектоническое районирование, систематизация и анализ локальных структур, нефтегеологическое районирование осадочной толщи акваторий с выделением нефтегазоносных комплексов и очагов генерации УВ в палеозое и мезо-кайнозое, уточнение количественной оценки перспектив нефтегазоносности отдельных НГО и фазовой структуры углеводородных ресурсов региона.

4. С учетом морфологии и особенностей формирования структур и параметров залежей УВ в 11 крупных ранее установленных морских месторождениях Баренцево-Карского региона, а также с привлечением данных по 840 наиболее значительным месторождениям Мира, разработан комплекс характерных прогнозно-поисковых признаков крупных месторождений. В их числе: плотность ресурсов УВ в НГБ не менее 30-35 тыс. т/км², плотность ресурсов УВ в районе предполагаемого присутствия крупного месторождения не менее 100 тыс. т/км², величина геологических ресурсов в зонах нефтегазонакопления, где ожидается прогнозируемый крупный объект, - минимально для газа 140 млрд м³, для нефти - 320 млн т. Были использованы также количественные признаки ловушек УВ крупных месторождений разных классов: площадь и объем структур, амплитуда, соподчиненность с тектоническими элементами более высокого ранга и т.п.

5. Уточнены и дополнены признаки крупных залежей углеводородов в геофизических полях. Они проявляются в усилении динамической яркости сейсмозаписи, понижении интервальной скорости в пределах залежи, выраженности в сейсмических полях углеводородо-водяных контактов и т.п. В том или ином виде геофизические аномалии зафиксированы на Штокмановском, Русановском газоконденсатных, Лудловском газовом и Приразломном нефтяном месторождениях в Баренцевом, Карском и Печорском морях, а также отчетливыми минимумами в полях высокоточной гравиметрической съемки на ряде уникальных газовых и нефтегазовых месторождений Ямало-Гыданской НГО (Новопортовское, Каменномысское-море и др.).

Разработанная система качественных и количественных прогнозно-поисковых признаков крупных месторождений является важнейшей научной составляющей настоящей работы.

6. Методическая схема прогноза предусматривала несколько этапов его выполнения. Начальный этап - это оценка возможности присутствия и количества крупных месторождений в НГП (НГО) на основе подготовленных ресурсно-геологических и статистических данных, аналогий с другими лучше изученными бассейнами и имитационных технологий. На следующем этапе предусматривается обоснование базовых наиболее перспективных участков локализации ожидаемых месторождений, которые выделяются по результатам прогноза зон нефтегазонакопления в его количественной модификации. Содержание третьего этапа - конкретизация расположения на базовом участке прогнозируемого месторождения как наибольшего в адекватной зоне, оценка его ресурсов и фазового состава залежей и соответствия общим качественным признакам углеводородных скоплений этого ранга.

7. Количественные показатели выполненного прогноза сводятся к следующему:

В Баренцево-Карском регионе, где установлены 64 зоны углеводородонакопления, в дополнение к 11 ранее выявленным морским месторождениям прогнозируются еще 13 крупных месторождений. Базовые участки локализации прогнозируемых месторождений средней площадью немногим более 2000 км² выделены на акваториях с плотностью ресурсов УВ более 100 тыс. т/км².

Локальные объекты с реальными признаками крупных месторождений как правило имеют двойной структурный контроль, площадь до 1250 км² и амплитуды, достигающие 300 м и более. Ранг прогнозируемых скоплений УВ в этих структурных ловушках с извлекаемыми ресурсами от 75 до 1056 млн т соответствует крупным и уникальным месторождениям.

8. Среди ожидаемых месторождений в мезозойских комплексах Южно-Карской и Северо-Баренцевской НГО прогнозируются низкогазоконденсатные месторождения, в Пайхойско-Таймырской и Восточно-Карской НГО - нефтегазоконденсатные, а в палеозойских отложениях восточных районов Тимано-Печорской провинции и в Центральной ПНГО Баренцева моря - главным образом нефтяные месторождения.

9. Учет влияния природных, технических и экономических факторов на разведку и разработку прогнозируемых месторождений в ледовых условиях северных акваторий ограничивает перечень объектов ближайшего освоения. По результатам геолого-экономической оценки к прогнозируемым крупным высокорентабельным месторождениям Баренцево-Карского региона, освоение которых возможно и целесообразно в настоящее или самое ближайшее время, относятся только четыре из тринадцати намеченных объектов: это два нефтяных Мадачагский и Центральный (или нормально-рентабельный объект в своде Маловицкого) и два низкогазоконденсатных - Кропоткинский и Нярмейский в Карском море.

10. Таким образом, прогноз крупных месторождений УВ в акваториях Баренцево-Карского региона подтверждает возможность и целесообразность ГРР по поискам крупных месторождений УВ с достаточно обоснованной высокой эффективностью их результатов. Поиски и освоение крупных объектов нефте- и газонакопления должны осуществляться с обеспечивающим развитием технической базы и промышленно-транспортной инфраструктуры в наиболее перспективных районах арктического шельфа и побережий. Наряду с пополнением ресурсной базы УВ морских регионов и существенным приростом запасов нефти эти работы будут способствовать промышленному развитию сопредельных территорий Северо-Запада России. Продолжение работ по поискам и освоению крупных месторождений в российских акваториях западной Арктики несомненно будет способствовать укреплению позиций нашей страны в решении геополитических проблем освоения спорных акваторий и делимитации Северного Ледовитого океана.

ОСНОВНЫЕ РАБОТЫ, ОПУБЛИКОВАННЫЕ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1. Подводно-технические работы на морских месторождениях Арктики // Газовая промышленность.-1997.-№1. (Соавторы: А.Г. Лахов, Б.П. Иваницкий, А.Ф. Чернышов).

2. Основные итоги ТЭО Штокмановского газоконденсатного месторождения // Материалы RAO-95.-М., 1997.-С. 91-100. (Соавторы: Б.А. Никитин, В.Н. Присяжный, Г.А. Шемраев, Н.И. Наконечный, А.К. Дерцакян).

3. Основные концепции освоения углеводородных ресурсов Печорского шельфа // Материалы НТС РAO «Газпром» «О концепции Генеральной схемы развития работ в РАО «Газпром» по освоению газовых и нефтяных месторождений на континентальном шельфе до 2000 года и на перспективу до 2010 года».-М., ИРЦ Газпром, 1997.-С. 72-84.

4. Основные положения генеральной схемы развития работ в РАО «Газпром» по освоению газовых и нефтяных месторождений на континентальном шельфе до 2000 года и на перспективу до 2020 года // Материалы НТС РAO «Газпром» «О концепции Генеральной схемы развития работ в РАО «Газпром» по освоению газовых и нефтяных месторождений на континентальном шельфе до 2000 года и на перспективу до 2010 года».-М., ИРЦ Газпром, 1997.-С. 3-10. (Соавторы: Б.А. Никитин, Е.В. Захаров).

5. Концепция освоения углеводородных ресурсов шельфа России // Материалы RAO-97. (Соавторы: Б.А. Никитин)

6. Экономико-математическое обоснование концепции освоения углеводородных ресурсов печорского шельфа // Нефтепромысловое дело.-1997.-№ 6-7.-С. 10-15.

7. Основные технико-технологические решения разработки Штокмановского газоконденсатного месторождения // Освоение шельфа арктический морей России: Труды RAO-97. - СПб., 1997.-С. 95-113. (Соавторы: Б.А. Никитин, М.Е. Рыков и др.).

8. Основные концепции освоения углеводородных ресурсов Печорского шельфа // Научно-техническая конференция «Проблемы разработки газовых и газоконденсатных месторождений», т.1: Доклады.-М., 1998.-С. 68-86.

9. Комплексирование данных глубоководной сейсморазведки 3Д и сейсморазведки в переходной зоне суша-море для решения геологических задач на месторождении Варандей-море // Труды Четвертой Международной конференции «Освоение шельфа Арктических морей России».-СПб., 1999.-С. 165-171. (Соавторы: Б.А. Никитин, А.Д. Дзюбло, И.Г. Агаджанянц, В.Н. Мартиросян, И.В. Рабеи).

10. Геологическое строение акватории Обской и Тазовской губ по результатам сейсморазведочных работ 1995-1998 гг. // Теория и практика морских геолого-геофизических исследований. - Геленджик, 1999.-С. 126-127. (Соавторы: А.Д. Дзюбло, И.Г. Агаджанянц).

11. Концепция освоения углеводородных ресурсов шельфа Печорского моря // Освоение шельфа арктических морей России: Труды RAO-99. - СПб., 1999.-С. 45-50. (Соавторы: Б.А. Никитин, А.И. Гриценко и др.).

12. Состояние и перспективы выявления и освоения новых месторождений газа и нефти на шельфе наиболее перспективных морей России // Освоение шельфа арктических морей России: Труды RAO-99. - СПб., 1999.-С. 91-100. (Соавторы: Б.А. Никитин, Е.В Захаров.).

13. Подготовка сырьевой базы на арктическом шельфе // Газовая промышленность.-1999.-№7.-С. 6-10. (Соавторы: Б.А. Никитин, А.Д. Дзюбло и др.).

14. Программа «Арктик-газ» // Газовая промышленность.-2001.-№2. (Соавторы: Б.А. Никитин, Д.А. Мирзоев, А.С. Цветинский).

15. Подводный буровой комплекс // Нефть и капитал (Спец. прил. «Бурение»).-2001.-№11.

16. Проблемы создания объектов обустройства нефтегазовых месторождений арктических морей // Конференции, совещания, семинары.-М., ИРЦ Газпром, 2001. (Соавторы: Д.А. Мирзоев, К.Б. Колмыков).

17. Освоение нефтегазовых месторождений арктического шельфа // Газовая промышленность.-2002.-№12.

18. Освоение кладовых Арктического шельфа - будущее нефтегазовой отрасли России // Вестник Ассоциации буровых подрядчиков.- 2002.-№1. (Соавторы: И.М. Сидоренко).

19. Результаты геологоразведочных работ ОАО «Газпром» и перспективы поисков месторождений углеводородов на арктическом шельфе России // Труды RAO-03. - СПб., 2003.-С. 42-45. (Соавторы: Б.А. Никитин, А.Я. Мандель и др.).

20. Функциональные мобильные установки для условий мелководного шельфа замерзающих морей // Труды RAO-03. - СПб., 2003.-С. 157-159. (Соавторы: А.Я. Мандель, С.Г. Рассохин и др.).

21. Результаты геологоразведочных работ ОАО «Газпром» на арктическом шельфе и перспективы поисков новых месторождений углеводородного сырья // «ООО»Газфлот» - 10 лет на арктическом шельфе».-М., 2004.-С. 9-13. (Соавторы: Б.А. Никитин, А.Я. Мандель, В.А. Холодилов).

22. Основные направления деятельности ОАО «Газпром» по освоению углеводородных месторождений на шельфе Карского и Баренцева морей // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений.-2004.-№9.-С. 51-52. (Соавторы: Б.А. Никитин, А.Я. Мандель, В.А. Холодилов).

Размещено на Allbest.ru