Геохимический мониторинг разработки нефтяных залежей и оторочек (на примере Пильтун-Астохского месторождения) тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Павлов Дмитрий Валерьевич

• Павлов Дмитрий Валерьевич
• кандидат наук
• 2025

Оглавление диссертации кандидат наук Павлов Дмитрий Валерьевич

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. СОСТОЯНИЕ ГЕОХИМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ КОНТРОЛЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

1.1 Становление теоретической и методологической базы геохимических исследований

1.2 Развитие органической геохимии и геохимических методов корреляции углеводородов

1.3 Развитие геохимических методов исследования строения месторождений и оптимизации разработки

1.4 Развитие геохимических методов количественной оценки вклада пластов и мониторинга разработки

ГЛАВА 2. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ ПИЛЬТУН-АСТОХСКОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.1 Геологическое строение

2.2 Физико-литологическая характеристика пород коллекторов

2.3 Нефтегазоносность

2.4 Свойства пластовых флюидов

2.4.1 Нефть и растворенный газ

2.4.2 Газ газовых шапок и конденсат

2.4.3 Пластовая вода

2.5 Состояние разработки месторождения

2.5.1 Эксплуатационный объект VIII

2.5.2 Эксплуатационный объект II

2.5.3 Эксплуатационный объект VI

2.5.4 Эксплуатационный объект IX

ГЛАВА 3. ГЕОХИМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТИ ПИЛЬТУН-АСТОХСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

3.1 Геохимическая характеристика пластов Астохского участка

3.2 Геохимическая характеристика пластов Пильтунского участка

ГЛАВА 4. МЕТОДИКА КОЛИЧЕСТВЕННОГО ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВКЛАДА ПЛАСТОВ В

ДОБЫЧУ НЕФТИ

4.1 Общие положения расчета вклада пластов в добычу нефти

4.2 Расчет вклада пластов в добычу нефти Астохского участка

4.3 Расчет вклада пластов в добычу нефти Пильтунского участка

ГЛАВА 5. ИДЕНТИФИКАЦИЯ И МОНИТОРИНГ МЕЖПЛАСТОВЫХ ПЕРЕТОКОВ

5.1 Анализ геохимических данных

5.2 Комплексирование результатов геохимического анализа с другими геолого-промысловыми данными

5.2.1 Мониторинг пластового давления

5.2.2 Гидродинамическая модель

5.2.3 4Б-сейсмомониторинг

ГЛАВА 6. ПРАКТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ МЕТОДИКИ - РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ОТБОРУ И ХРАНЕНИЮ ПРОБ, ПРОБОПОДГОТОВКЕ, ИСПОЛЬЗУЕМОМУ ОБОРУДОВАНИЮ И ТЕХНОЛОГИИ ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТ

6.1 Оборудование

6.2 Реагенты

6.3 Настройки хроматографа

6.4 Отбор проб нефти

6.5 Хранение проб нефти

6.6 Подготовка проб к анализу

6.7 Проверка и интеграция результатов

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

БИБЛИОГРАФИЯ

СПИСОК ИЛЛЮСТРАТИВНОГО МАТЕРИАЛА И ТАБЛИЦ

Список рисунков

Список таблиц

Приложение 1. Структурная карта по кровле пласта 7 совмещеная с картой накопленных отборов пласта 7 Пильтун-Астохского месторождения по состоянию на

Приложение 2. Геологический профиль Пильтун-Астохского месторождения по линии СЗС - ЮВЮ

ВВЕДЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Геохимический мониторинг разработки нефтяных залежей и оторочек (на примере Пильтун-Астохского месторождения)»

Актуальность темы исследования

Разработка морских месторождений углеводородов связана с повышенным уровнем неопределенностей и рисков, которые обусловлены природно-климатическими условиями, техническими и технологическими ограничениями, высокими капитальными и операционными затратами. В этих условиях особенно актуальным становится определение вкладов разрабатываемых пластов в общий объем добычи. Решение данного вопроса определяется необходимостью мониторинга и учета извлекаемых запасов по пластам, локализации остаточных запасов, планирования и выполнения программы бурения и геолого-технических мероприятий (ГТМ) с целью управления и оптимизации разработки месторождений. В то же время проведение промыслово-геофизических исследований (ПГИ) скважин не всегда технически возможно или экономически обосновано в морских условиях. Это связано с ограниченной операционной доступностью буровой установки на платформе, используемой для всех спускоподъемных операций на скважинах, и с высокой стоимостью внутрискважинных работ (ПГИ и ГТМ) в условиях морского месторождения. Сложная логистика и суровые природно-климатические условия вносят дополнительные сложности и ограничения для работ, выполняемых на месторождении. Разработка и внедрение альтернативных не инвазивных методов контроля притока на сегодняшний день является актуальнейшей задачей для повышения эффективности разработки многопластовых месторождений углеводородов как моря, так и суши.

Данная работа обобщает опыт применения геохимического анализа нефти для контроля и управления разработкой Пильтун-Астохского нефтегазоконденсатного месторождения, расположенного в акватории Охотского моря вблизи северо-восточной части острова Сахалин. Разработка месторождения осуществляется с двух стационарных ледостойких платформ, оборудованных добычными комплексами и буровыми установками. Ограниченное количество буровых окон на платформах обуславливает необходимость объединения нескольких пластов в единые эксплуатационные объекты, редкие сетки и сложные траектории эксплуатационных скважин (большие отходы, значительные углы отклонения от вертикали). Количество ПГИ, выполняемое для контроля за разработкой, ограничивается доступностью буровых, обслуживающих все спускоподъемные операции (бурение, ремонты, исследования). В связи с вышеперечисленным, геохимические исследования имеют ряд существенных преимуществ перед ПГИ и другими методами контроля притока - низкие операционные затраты, независимость от доступности буровой, отсутствие необходимости в остановке скважин и снижении добычи, низкие операционные риски, типичные для ПГИ (прихват или падение прибора, воздействие радиоактивных источников, нарушение герметичности устьевого

противовыбросового оборудования и другие внештатные ситуации). В некоторых случаях геохимическим исследованиями по техническим или экономическим ограничениям нет альтернативы, например, в случае эксплуатации месторождения с помощью подводно-добычных комплексов или ограничения доступа к интервалам исследования геофизическими приборами из-за сложной траектории или конструкции заканчивания.

Степень разработанности темы исследования

Фундамент для геохимических методов исследования в виде теоретической и методологической базы заложили многие видные отечественные и зарубежные ученые, которые изучали состав углеводородов в свете их происхождения, формирования месторождений, преобразований углеводородов и применяемых методов исследований: И. В. Вернадский [Вернадский, 1934], А. Ф. Добрянский [Добрянский, 1936, 1961], И. М. Губкин [Губкин, 1975], В. А Соколов [Соколов, 1956, 1971], Х. Крейг [Craig, 1953, 1957], Дж. Хобсон [Hobson, 1966], Дж. Эгнинтон [Eglinton, Calvin, 1967, А. А. Карцев [Карцев, 1969], Дж. Эглинтон, 1971], Э. М. Галимов [Галимов, 1968], Д. Велте [Welte, 1972], У. Сейферт и М. Молдован [Seifert, Moldowan, 1978], Дж. Хант [Хант, 1982], М. Шёлль [Schoell, 1980, 1983], Б. Тиссот и Д. Велте [Tissot, Welte, 1984], Б. Вассоевич [Вассоевич, 1986], Д. Уэлпс и Ц. Мачихара [Waples, Machihara, 1991], К Петерс, К. Волтерс и М. Молдован [Peters, Walters, Moldovan, 2005], М. В. Дахнова [Дахнова, 2007], А. Э. Конторович [Конторович, 2008] и другие ученые. Практическое применение геохимических методов для изучения геологического строения месторождений и оптимизации разработки начинает активно развиваться с 70-х гг. XX века и связано с ростом возможностей инструментальной и методологической баз и накоплением большого фактического материала. Значительный вклад в развитие практического применения геохимических методов при разработке месторождений привнесли следующие исследователи и инженеры: Л. Сленц [Slentz, 1981], С. Лартер и А. Алпин [Larter, Aplin, 1994], Г. Халперн [Halpern, 1995], Р. Хван, А. Ахмед и М. Молдован [Hwang, Ahmed, Moldovan, 1994], Н. Чавагнак, И. Тегелаар и Ф. Даугас [Chavagnac, Tegelaar, Daugas, 1997], Р. Хван и Дж. Ортиз [Hwang, Ortiz, 1998], Р. Кауфман [Kaufman et al., 2000], К. Петерс и М. Фоулер [Peters, Fowler, 2002], А. Мильков [Milkov et al., 2007], У. Ингленд [England, 2007], Е. Чупарова [Chuparova et al., 2010], Н. В. Фомина [Фомина, 2014], Р. Деккер [, 2017], П. Ван-Берген [Van Bergen, Gordon, 2018], А Я. Куклинский [Куклинский и др., 2021, 2021а], М. С. Шипаева [Шипаева и др., 2022], Д. Дюбуа и Ж. Филью [Dubois, Mendonça Filho, 2022], О. Вудруфф [Woodruff et al., 2022], П. Тейлор и И. Тегелаар [Taylor et al., 2024] и многие другие. С конца 1980-х годов начинается применение геохимических методов для количественной оценки вклада пластов в добычу на основе геохимического анализа нефти (а также газа, конденсата и воды). Большой вклад в

развитие количественных методов оценки сделали следующие исследователи и инженеры: Р. Кауфман [Kaufman, Ahmed, Hempkins, 1987; Kaufman, Ahmed, Elsinger, 1990], М. Маккэффри [McCaffrey, Legarre, Johnson, 199б; McCaffrey et al., 2011], Р. Хван, Дж. Элсингер, Д. Баскин, С. Тиирман [Hwang, Elsinger, 1995; Hwang, Baskin, Teerman, 2000], Х. Хервиг [Herwig et al., 2004], К. Ноувелле, К. Рохас, А. Станкевич [Nouvelle, Rojas, Stankiewicz, 2012], А. Корнаски [Kornacki, 2018], Е. В. Русских, К. Ю. Муринов [Русских, Муринов, 2017], А. Н. Морошкин и др. [Морошкин и др., 2019], Ф. Хашеми-Насаб и Х. Парастар [Hashemi-Nasab, Parastar, 2019], Ф. Лю и др. [Liu et al., 2020], А. Я. Куклинский [Куклинский и др., 2021, 2021а], И. Ван [Wang et al., 2021], И. Сун и Э. Майкл [Song, Michael, 2021] Н. В. Морозов и др. [Морозов и др., 2022, 2023], П. Франко и др. [Franco, Galimberti, Garlich, 2023], Дж. Сверинген и Я. Итиаго [Swearingen, Itriago, 2022], М. С. Шипаева [Shipaeva et al., 2024], И. Атва и др. [Atwah, Azzouni, Alalaw, 2024] и многие другие.

На сегодняшний день геохимические методы анализа пластовых флюидов, применяющиеся в мире для управления разработкой месторождений углеводородов, весьма многочисленны, разнообразны и продолжают динамически развиваться. Применение методов охватывает весь спектр месторождений по типам флюидов, геологическому строению и условиям эксплуатации. Существующий инструментарий и наработанная методологическая база, а также вычислительные мощности, предоставляют широкие возможности для изучения пластовых флюидов и применения геохимических методов для решения различных практических задач при разработке месторождений углеводородов. В то же время не существует общих шаблонов, которые можно распространить на все месторождения - необходимо тестировать, подбирать и адаптировать методы под специфику месторождения. Применение геохимических методов подразумевает погружение в детали, часто имеющие ключевое значение для характеристики флюидов, что логичным образом вытекает из специфики месторождения. Интегрирование геохимической, геолого-геофизической и промысловой информации кратно повышает обоснованность выводов и рекомендаций по оптимизации разработки месторождений.

Необходимо отметить, что в российской практике управления разработкой месторождений углеводородов геохимические методы и, в частности, методы количественной оценки вкладов пластов пока еще не получили массового распространения. Отчасти это связано с отставанием развития инструментальной и методологической баз в 80-90-х гг. XX века, отчасти с отсутствием должного взаимодействия научно-исследовательских центров и нефтяных компаний и недостатком финансирования исследований для решения практических задач. В какой-то степени сдерживающим фактором также явились ограничения в плане раскрытия информации по наработкам геохимических методов нефтяными компаниями. Появление примеров применения методов количественной оценки в отечественной практике начинается

примерно со второй половины 2010-х годов. В последние несколько лет наблюдается значительный рост интереса к геохимическим методам и появлению все большего количества их практического применения. Тем не менее, на сегодняшний день в отечественной производственной практике наблюдается острый дефицит обобщения опыта выбора и анализа эффективности применения геохимических методов для различных типов месторождений и условий эксплуатации. В недостаточной степени проработаны вопросы интеграции геохимических методов с другими геолого-геофизическими и промысловыми данными и данными геолого-гидродинамического моделирования. В России, как и в мире в целом, сравнительно мало данных об опыте длительного применения методов геохимического анализа нефти на одном месторождении (на интервалах 10-20 лет и более). Настоящая работа направлена на частичное восполнение этого пробела и обобщение имеющегося опыта

Цель и задачи исследования

Целью данной работы является разработка подходов геохимического анализа нефти для контроля и управления разработкой нефтяных залежей и нефтяных оторочек нефтегазоконденсатных месторождений на примере Пильтун-Астохского месторождения.

Для достижения этой цели необходимо было решить следующие задачи:

1) Выполнить отбор проб нефти эксплуатационных скважин, боковых и пилотных стволов Пильтун-Астохского нефтегазоконденсатного месторождения с максимально возможным охватом месторождения по продуктивному разрезу, по площади и временному интервалу по истории разработки месторождения;

2) Выполнить анализ проб сырой нефти методом газовой хроматографии, выбрать оптимальный режим работы хроматографа и расходных материалов, обеспечивающих оптимальные условия хроматографического разделения нефти Пильтун-Астохского месторождения;

3) Систематизировать полученные хроматографические данные, обосновать выбор параметров для характеристики нефти разных пластов и выполнить кластерный анализ данных;

4) Обосновать возможность геохимической идентификации нефти разных пластов и разделения нефти на качественном (индикативном) уровне;

5) Разработать алгоритма расчета количественной оценки вклада пластов (групп пластов) на основе хроматографических данных;

6) Выполнить экспериментальную проверку расчетов - подготовку искусственных смесей, анализ на хроматографе и интерпретацию результатов;

7) Выполнить расчеты вкладов пластов в добычу (по скважинам), используя данные геохимического анализа нефти для смесевых проб по всему эксплуатационному фонду скважин месторождения и за весь период разработки (с 1999 по 2024 гг.);

8) Выполнить интегрированный анализ и перекрестную проверку данных геохимического анализа нефти и других геолого-геофизических и промысловых данных (ПГИ, в том числе трехфазной дебитометрии, ГДИ, ГДК, тестирования скважин, забойных и пластовых давлений, 4Б- сейсморазведки и др.);

9) Выполнить практическую апробацию метода через применение геохимического анализа для решения производственных задач, в частности:

a. уточнение геолого-гидродинамических моделей (уточнение корреляции пластов и обновление ГМ, адаптация ГДМ на историю разработки);

b. планирование и оценку эффективности ГТМ (РИР, ОПЗ и др.);

c. обоснование целей для уплотняющего бурения (через обновление ГДМ).

Научная новизна

1) Установлена (выявлена) закономерность изменений характеристики нефти пластов Пильтун-Астохского месторождения по содержанию предельных углеводородов и обоснована возможность идентификации нефти разных пластов по выбранным параметрам;

2) Установлено, что выбранные параметры (маркеры) для характеристики нефти разных пластов устойчивы во времени (на протяжении 10-20 лет) и не подвержены влиянию физико-химических процессов, имевших место при разработке месторождения (в геолого-промысловых условиях эксплуатации месторождения);

3) Установлена возможность идентификации и мониторинга однофазных (нефти в нефть) межпластовых перетоков через геологические окна слияния на основе геохимического анализа нефти - показателей биодеградации нефти, в условиях Пильтун-Астохского месторождения в случае для близкой по составу и свойствам нефти разных пластов.

Теоретическая и практическая значимость работы

1) Обоснована возможность качественного и количественного разделения нефти Пильтун-Астохского нефтегазоконденсатного месторождения с применением газовой хроматографии. Количественные расчеты вкладов пластов в добычу для бинарной системы подтверждены экспериментальными данными в лаборатории на искусственных смесях с погрешностью <5%. Продемонстрирована устойчивость выбранной геохимической характеристики нефти в процессе разработки и возможность использования геохимического анализа нефти для мониторинга вклада пластов (групп пластов) в добычу нефти. Обоснована

возможность применения геохимического анализа нефти для идентификации и мониторинга однофазных межпластовых перетоков через геологические окна слияния пластов помощью геохимического анализа нефти.

2) Продемонстрирована высокая перспективность применения геохимических методов для задач управления разработкой как источника ценной информации о строении пласта, динамических процессах в пластах, выработке пластов и локализации остаточных запасов (через интеграцию с ГДМ и другими данными и методами анализа), обоснования и контроля эффективности ГТМ. Метод доказал высокую эффективность применения на практике для решения производственных задач - получение ценной информации при минимальных затратах, используя достаточно простые методы. В случае интеграции геохимического анализа с другими геолого-геофизическими и промысловыми данными и методами анализа достигается существенное повышение качества и обоснованности производственных решений по оптимизации разработки (регулирование отборов и закачки, проведение и контроль РИР, ОПЗ, КРС и др.) и обоснования уплотняющего бурения. Геохимический анализ нефти полностью интегрирован в производственный цикл управления разработкой Пильтун-Астохского месторождения и полностью локализован - после апробации методики все рутинные работы выполняются сотрудниками на оборудовании оператора проекта «Сахалин-2».

Методология и методы исследования

3) Диссертационная работа выполнена на материале исследования компонентного состава около 800 проб нефти Пильтун-Астохского нефтегазоконденсатного месторождения (выполнено >1000 измерений). Инструментальной и методологической базой для выполнения работы является метод газовой хроматографии с использованием одноколоночного газового хроматографа с детектором ПИД. Материал исследования - сырая нефть. Для выполнения одного анализа достаточно нескольких капель нефти. В связи с небольшим расходом материала при необходимости пробы нефти можно анализировать многократно для проверки результатов или калибровки новых данных при смене настроек хроматографа или расходных материалов.

Положения, выносимые на защиту

1. Закономерность изменения состава предельных углеводородов по разрезу в нефтях пластов Пильтун-Астохского месторождения. Обоснование выбора геохимических маркеров на основе предельных углеводородов для идентификации нефтей различных пластов Пильтун-Астохского месторождения. Устойчивость геохимических маркеров к влиянию условий разработки месторождения (для данного месторождения и условий эксплуатации). Обоснование

возможности идентификации и различения нефтей различных продуктивных пластов Пильтун-Астохского месторождения с использованием выбранных геохимических маркеров.

2. Алгоритм количественной оценки долевого вклада пластов в добычу нефти эксплуатационных скважин с использованием выбранных геохимических маркеров на основе содержания предельных углеводородов. Подтверждение корректности расчетов экспериментальными данными на искусственных смесях и сравнением с независимыми геолого-геофизическими и промысловыми методами (1 Н И, тестирование скважин при помощи ОРЭ) для бинарной системы (два пласта / две группы пластов).

3. Обоснование возможности идентификации и мониторинга (с качественной и количественной оценкой) однофазных межпластовых перетоков нефти через геологические окна слияния с использованием выбранных геохимических маркеров на основе содержания предельных углеводородов. Возможность осуществления мониторинга перетоков для нефтей близких по составу и свойствам, в пределах одного эксплуатационного объекта.

Степень достоверности и апробация результатов

4) Достоверность полученных результатов определяется значительным объемом выполненных исследований (около 800 проб нефти, отобранных за период 1998-2024 гг.), проверкой расчетов экспериментальными данными на подготовленных модельных смесях, интегрированным анализом геохимических, геолого-геофизических и промысловых данных за всю историю разработки месторождения, используемых для перекрестной проверки и взаимного дополнения.

5) Основные положения работы докладывались на четырех всероссийских и международных конференциях: Российская нефтегазовая технологическая конференция SPE (2017, г. Москва), Международная конференция по изучению и моделированию пластов SPE (2019 г. Абу-Даби, ОАЭ), XV Международная выставка и конференция по освоению ресурсов нефти и газа Российской Арктики и континентального шельфа стран СНГ - RAO/CIS Offshore (2023, г. Санкт-Петербург), Научно-практическая конференция им. Н. Н. Лисовского «Трудноизвлекаемые запасы - настоящее и будущее» (2024, г. Санкт-Петербург).

6) По теме исследования опубликованы 5 статей в изданиях, индексирующихся в международных базах данных научного цитирования Web of Science, Scopus, RSCI, и 3 статьи в рецензируемых научных изданиях из перечня ВАК, рекомендованных Минобрнауки РФ. По теме исследования зарегистрирован один патент.

Личный вклад автора

Личный вклад автора в выполнение работы заключается в следующем:

Обобщении и анализе литературных источников по текущему состоянию проблематики исследования;

Руководстве разработкой методики геохимического анализа и внедрения методики на производстве;

Анализе и интерпретации результатов, полученных методом газовой хроматографии, непосредственном участии в выборе и обосновании геохимических маркеров, разработке алгоритма расчетов количественной оценки вкладов пластов в добычу;

Комплексном анализе геохимических, геолого-геофизических и промысловых данных, а также данных геолого-гидродинамического моделирования для перекрестной проверки и согласованности результатов, проверке устойчивости и уточнению геохимической модели;

Разработке внутреннего регламента применения геохимического анализа нефти на производстве и методических рекомендаций, утвержденных на ЭТС ГКЗ в 2024 г. (в соавторстве).

Структура и объем диссертации

Диссертация состоит из введения, шести глав, заключения, библиографии, включающей 260 наименований, иллюстрирована 58-ю рисунками, 2-мя графическими приложениями и содержит 15 таблиц. Общий объем работы составляет 181 страницу.

Благодарности

Автор выражает свою искреннюю признательность и благодарность:

Научному руководителю, профессору, доктору геолого-минералогических наук Данису Карловичу Нургалиеву, проректору по направлениям нефтегазовых технологий, природопользования и наук о Земле ФГАОУ ВО «Казанский (Приволжский) федеральный университет» за всестороннюю помощь и руководство на всех этапах выполнения работы.

Младшему научному сотруднику Казанского (Приволжского) федерального университета, кандидату геолого-минералогических наук, Марии Сергеевне Шипаевой за ценную методическую помощь с подготовкой работы и публикаций.

Ли Чун Сан, инженеру химико-аналитической лаборатории ПК «Пригородное», ООО «Сахалинская Энергия» за повторную экспериментальную проверку расчетов на модельных

смесях и помощь с разработкой внутреннего регламента и методических рекомендаций (лабораторная часть).

Своим бывшим коллегам, Антону Сергеевичу Васильеву, Валентину Николаевичу Тарскому и Марату Фаргатовичу Ямбаеву за многолетнее и плодотворное сотрудничество и большой личный вклад в развитие геохимического анализа нефти проекта «Сахалин-2».

Руководителям ООО «Сахалинская Энергия», в частности, заместителю генерального директора по устойчивому развитию и новациям Тимуру Наилевичу Гафарову, техническому директору Роману Николаевичу Окишеву, заместителю технического директора, начальнику департамента геологии и разработки Руслану Геннадьевичу Облекову, начальнику управления научно-технического развития и технических данных, кандидату технических наук Алексею Владимировичу Хабарову, начальнику отдела научно-технического развития Алексею Владимировичу Моисеенкову за предоставленную возможность выполнения данной работы, рецензии публикаций и ценные рекомендации при подготовке работы.

Ведущему специалисту отдела интеллектуальной собственности Владимиру Александровичу Григорьеву за помощь с оформлением патента № 2786663 «Способ идентификации межпластовых перетоков при разработке нефтегазоконденсатных или нефтяных месторождений».

Марине Васильевне Семитко, ведущему специалисту отдела информационного обеспечения и работы со СМИ, начальнику отдела новых техник и технологий Александру Александровичу Константинову, начальнику департамента стратегического планирования Ирине Николаевне Сахаровой, начальнику управления стратегического планирования Александре Сергеевне Семенковой и специалисту по технической поддержке научно-технического потенциала Виктории Дмитриевне Дерюгиной за помощь с публикацией статей и организационную поддержку с представлением работы.

Особые положения

В работе использовались данные, полученные в ходе реализации работ по проекту «Сахалин-2». Часть из них может относиться к информации для служебного пользования и являться конфиденциальной в соответствии с условиями Соглашения о разделе продукции по проекту «Сахалин-2». В связи с этим любое использование или публичное упоминание данных, визуальной и иллюстративной баз, представленной в работе, не может осуществляться без предварительного письменного согласования с ООО «Сахалинская Энергия».

ГЛАВА 1. СОСТОЯНИЕ ГЕОХИМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ КОНТРОЛЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

Обзор текущего состояния геохимических методов контроля и управления разработкой месторождений углеводородов невозможен без ретроспективного анализа развития органической геохимии и геохимических методов исследования. Геохимия занимает особое, интегрирующее положения место среди естественных наук, объединяя знания из разных областей - химии, физики, геологии и биологии. Для обработки информации широко применяются различные математические алгоритмы работы с многомерными массивами данных. Поэтому развитие органической геохимии и геохимических методов исследования тесно переплетено с развитием науки и техники в целом, и, в частности, с развитием инструментальной и методологической базы. Изучение текущего состояния и развития методов решения практических задач, например, качественного и количественного определения вклада пластов в добычу, следует рассматривать в контексте развития всего спектра геохимических методов и органической геохимии, применительно к задачам поиска, разведки и разработки месторождений углеводородов, а также в связке с развитием лабораторных и аналитических методов исследования пластовых флюидов. Концептуально, хронология развития геохимических методов применительно к задачам геологии и разработки изображена на Рисунке 1 (дополнено по материалам Д. Баскина и М. Маккэффри) [Baskin, McCaffrey, 2019].

ю о

и

M. Цвет - изобретение хроматографии Ф. Астон - изобретение масс-спектрометрии

Э.Ледерер - применение хроматографии для исследования состава нефти

Г.Юри - открытие дейтерия и разработка принципов изотопного анализа

♦ Появление газовой хроматографии, Х.Крейг - исследования стабильных изотопов С12, С13 - Р. Гольке - изобретение ГХ - МС Дж.Энглинтон - "химические окаменелости"

Происхождение, миграция, катагенез и гипергенез нефти

lSQQ-е

- бассейновое моделирование, поиски и разведка УВ Изучение строения месторождений и оптимизация разработки

Индикативная диагностика притока, разделение добычи для

бинарных систем

Разделение добычи для многопластовых систем,

мониторинг изменения свойств флюидов

Мониторинг профиля притока, интеграция с ! ГДМ, применение машинного обучения

3Q^

SQ-е SQ-е Ю-е eQ-е SQ-е 2000-е

хронология

Рисунок 1 - История развития геохимических методов исследования пластовых флюидов

1.1 Становление теоретической и методологической базы геохимических исследований

Ранний этап развития геохимии как самостоятельной науки охватывает период с начала XX века по конец 1940-х годов. Становление теоретических основ геохимии связано прежде всего с именами И. В. Вернадского и В. Гольдшмидта [Вернадский, 1934; Гольдшмидт, 1933]. Вернадский впервые объединил геологию, химию и биологию, показав ключевую роль живых организмов в миграции химических элементов и, в частности, доказал, что углерод, азот, кислород и некоторые другие элементы циркулируют благодаря живым организмам [Вернадский, 1934]. Вернадский подчеркивал, что биосфера - главный источник углерода в нефти. Процессы преобразования органического вещества (ОВ) в углеводороды связаны с деятельностью бактерий и геохимическими условиями. Впоследствии это стало базовым положением в органической теории происхождения нефти и взаимосвязи состава углеводородов и исходного органического вещества [Eglinton et al., 1964; Eglinton, Calvin, 1967; England, 1990; Moldowan, Seifert, Gallegos, 1985; Tissot, Welte, 1984]. Также Вернадский одним из первых указал, что нефть, как правило, не остается на месте образования, а мигрирует через породы под действием гравитации, тектонических процессов и капиллярных сил. Гольдшмидт разработал принципы геохимической дифференциации Земли, объясняющие распределение элементов

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Павлов Дмитрий Валерьевич, 2025 год

БИБЛИОГРАФИЯ

1. Абдулмазитов Р.Д. [и др.]. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России / Р.Д. Абдулмазитов, К.С. Баймухаметов, В.Д. Викторин [и др.]. - М.: ВНИИОЭНГ, 1996. - Т. 1. - 276 с.; Т. 2. - 352 с.

2. Абукова Л.А. Гидрогеохимический мониторинг разработки месторождений углеводородов / Л.А. Абукова, О.П. Абрамова, Е.П. Варягова // Георесурсы, геоэнергетика, геополитика. - 2015. - № 2. - С. 2 [1-8].

3. Антипенко В.Р. [и др.]. Взаимосвязь удельного показателя поглощения нефтей, природных битумов и их компонентов в видимой области спектра с параметрами их состава /

B.Р. Антипенко, Т.В. Петренко, О.С. Баканова, В.Д. Огородников // Изв. Том. политехн. ун-та. Инжиниринг георесурсов. - 2016. - Т. 327, № 6. - С. 45-54.

4. Арбузов В.М. Изучение нефтей Аганского месторождения на содержание микропримесей металлов с целью контроля за его разработкой / В.М. Арбузов, Р.А. Рафиков // Труды / БашНЙПИнефть и ВНИИнефтепромгеофизика. - Уфа, 1978. - Вып. 8. - С. 91-94.

5. Баженова О.К. [и др.]. Геология и геохимия нефти и газа: учебник / О.К. Баженова, Ю.К. Бурлин, Б.А. Соколов, В.Е. Хайн. - М.: Изд-во МГУ, 2000. - 384 с.

6. Бушнев Д.А. Биомаркеры нефтей нижнего палеозоя северной части Тимано-Печорского бассейна / Д.А. Бушнев, О.В. Вяляева, Н.С. Бурдельная. - DOI 10.19110/2221-13812018-4-45-48 // Вестн. Ин-та геологии Коми УрО РАН. - 2018. - № 4. - С. 45-48.

7. Вассоевич Н.Б. Геохимия органического вещества и про^хождение нефти: избр. труды / Н.Б. Вассоевич. - М.: Наука, 1986. - 368 с.

8. Вернадский В.И. Очерки геохимии / В.И. Вернадский. - М. [и др.]: Горгеонефтеиздат, 1934. - 378 с.

9. Виноградова Т.Л. Геохимические закономерности изменения состава нефтей при гипергенезе / Т.Л. Виноградова, С.А. Пунанова. - DOI 10.19110/2221-1381-2018-4-45-48 // Геология нефти и газа. - 2012. - № 3. - С. 44-53.

10. Галимов Э.М. Геохимия стабильных изотопов углерода / Э.М. Галимов. - М.: Недра, 1968. - 224 с.

11. Галкин В.М. Оценки параметра распределения Коши / В.М. Галкин, Л.Н. Ерофеева, С.В. Лещева // Тр. Нижегор. гос. техн. ун-та им. Р.Е. Алексеева. - 2014. - № 2. -

C. 314-319.

12. Ганеев А.А. [и др.]. Масс-спектральные методы прямого элементного и изотопного состава анализа твердотельных материалов / А.А. Ганеев, А.Р. Губаль, С.В. Потапов,

Н.Н. Агафонова, В.М. Немец. - Б01 10.1070/КСК4504?1оеай=1аЬе1::Ш881АК // Успехи химии. -2016. - Т. 85, № 4. - С. 427-444.

13. Гафаров Т.Н. [и др.]. Уточнение трехмерной геолого-гидродинамической модели с учетом данных 4Б-сейсмомониторинга / Т.Н. Гафаров, Р.Г. Облеков, А.В. Хабаров, С.А. Песоцкий, О.В. Тимофеева // Территория Нефтегаз. - 2023. - № 5-6. - С. 14-18.

14. Геология гигантских месторождений нефти и газа: пер. с англ. / под ред. М. Хэлбути. - М.: Мир, 1973. - 440 с.

15. Геология и разработка месторождений нефти и газа Сахалина и шельфа: сб. ст. / отв. ред. В.В. Харахинов. - М.: Науч. мир, 1997. - 198 с.

16. Геология нефти: справочник: в 4 т. / под ред. Н.А. Еременко. Т. 1. Основы геологии нефти. - М.: Гостоптехиздат, 1960. - 592 с.

17. Геология нефти: справочник: в 4 т. / под ред. Н.А. Еременко. Т. 2, кн. 2. Нефтяные месторождения зарубежных стран / под ред. И.В. Высоцкого. - М.: Гостоптехиздат, 1968. - 804 с.

18. Гилязева Л.Р. Методика корреляции/типизации нефти месторождений Республики Башкортостан на основе микроэлементного состава / Л.Р. Гилязева, Т.Я. Гадомский, А.В. Забродина. - Б01 10.24887/0028-2448-2020-3-58-62 // Нефтяное хозяйство. - 2020. - № 3. -С. 58-62.

19. [Гольдшмидт, 1933]. Основные идеи геохимии: переводы и статьи науч. сотрудников Геохим. ин-та Акад. наук: И.Д. Борнеман-Старынкевич, И.Б. Боровского, Е.Е. Костылевой, Н.В. Тагеевой, В.В. Щербины / под ред. А.Е. Ферсмана. - Л.: Госхимтехиздат, 1933. - Вып. 1: Работы по геохимии и кристаллохимии В.М. Гольдшмидта 1911-1930 гг. - 277 с.

20. Горбачева О.А. Разработка и внедрение методов контроля и исследований скважин с межколонными давлениями на Астраханском ГКМ: автореф. дис. ... канд. техн. наук: 25.00.17, 05.26.03 / О.А. Горбачева. - Уфа, 2012. - 25 с.

21. Гордадзе Г.Н. Применение методов органической геохимии при поисках нефтяных месторождений / Г.Н. Гордадзе, М.В. Гируц, В.Н. Кошелев // Бурение и нефть. - 2020. - № 1. -С. 32-39.

22. Губкин ИМ. Учение о нефти / И.М. Губкин. - 3-е изд. - М.: Наука, 1975. - 384 с.

23. Данильева Н.А. Комплекс геофизических и геохимических методов исследований при проектировании, строительстве и эксплуатации подземных хранилищ газа в водоностных пластах: автореф. дис. ... канд. геол.-минерал. наук: 25.00.10 / Н.А. Данильева. - СПб., 2011. -20 с.

24. Дахнова М.В. [и др.]. Геохимия и генезис нефтей Ванкорского месторождения / М.В. Дахнова, Т.П. Жеглова, Г.С. Нечитайло, Е.С. Назарова, Ю.А. Мялкина // Геология нефти и газа. - 2009. - № 5. - С. 31-38.

25. Дахнова М.В. Применение геохимических методов исследований при поисках, разведке и разработке месторождений углеводородов / М.В. Дахнова // Геология нефти и газа. -2007. - № 2. - С. 81-89.

26. Дашков Р.Ю. [и др.]. Особенности контроля разработки месторождений с морских платформ / Р.Ю. Дашков, Т.Н. Гафаров, А.А. Сингуров, Р.Г. Облеков, А.В. Хабаров, В.Н. Тарский, Д.В. Павлов, А.В. Моисеенков // Газовая промышленность. - 2022. - № 7. - С. 2838.

27. Девликамов В.В. Оптические методы контроля за разработкой нефтяных месторождений / В.В. Девликамов, И.Л. Мархасин, Г.А. Бабалян; под ред. И.Л. Мархасина. - М.: Недра, 1970. - 160 с.

28. Добрянский А.Ф. Анализ нефтяных продуктов: практич. пособие / А. Ф. Добрянский. - 3-е изд., испр. и доп. - Л.; М.: ОНТИ НКТП СССР, 1936. - 455 с.

29. Добрянский А.Ф. Химия нефти: учеб. пособие / А.Ф. Добрянский. - Л.: Гостоптехиздат, 1961. - 224 с.

30. Долгушин Н.В. Методология изучения газоконденсатной характеристики нефтегазоконденсатных месторождений с высоким содержанием конденсата и большим этажом газоносности: дис. ... д-ра техн. наук: 25.00.17 / Н.В. Долгушин. - Ухта, 2007. - 400 с.

31. Жданов М.А. Нефтегазопромысловая геология: учебник / М.А. Жданов. - М.: Гостоптехиздат, 1962. - 536 с.

32. Зеркин И.С. Применение нетрадиционного подхода «Геохимия резервуаров -метод отпечатков пальцев» для уточнения вертикальной и латеральной сообщаемости пластов нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений / И.С. Зеркин // Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых. - 2017. - № 1. - С. 22-25.

33. Карцев А.А. Основы геохимии нефти и газа / А.А. Карцев. - М.: Недра, 1969. -

266 с.

34. Керимов В.Ю. [и др.]. Очаги генерации углеводородов в Присахалинском шельфе Охотского моря / В.Ю. Керимов, В.Н. Хоштария, А.В. Бондарев, Е.А. Сизиков // Труды Рос. гос. ун-та нефти и газа им. И.М. Губкина. - 2016. - № 2. - С. 5-15.

35. Конторович А.Э. Геология нефти и газа: избр. труды (1960-1989 гг.) / А.Э. Конторович. - Новосибирск, 2008. - Т. 2: Геохимия. Теория образования нефти и газа. -593 с.

36. Косков Б.В. Проблема исследования гидродинамической связности геологических тел и методы ее решения / Б.В. Косков, В.Н. Косков, Ю.В. Шурубор // Вестн. Перм. ун-та. Геология. - 2011. - № 4. - С. 90-96.

37. Крамер Х. Математические методы статистики: пер. с англ. / Х. Крамер; под ред. А Н. Колмогорова. - М.: Мир, 1975. - 647 с.

38. Кувандыков И.Ш. Контроль притоков нефти из совместно эксплуатируемых пластов с помощью метода анилиновых точек: дис. ... канд. техн. наук: 05.15.06 / И.Ш. Кувандыков. - Оренбург, 1984. - 174 с.

39. Куклинский А.Я. [и др.]. Применение методов резервуарной геохимии при оценке вклада в добываемую продукцию из двух совместно эксплуатирующихся пластов, содержащих разные по молекулярному составу нефти / А.Я. Куклинский, С.Ю. Штунь, А.Н. Морошкин, А.В. Ермоловский, Ю.С. Тарасова, М.А. Невестенко, А.А. Захарченко. - DOI 10.33285/2413-5011-2021-1(349)-39-43 // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2021. - № 1. - С. 39-43.

40. Куклинский А.Я. [и др.]. Уточнение геологической модели месторождения по данным геохимического мониторинга молекулярного состава нефтей / А.Я. Куклинский, С.Ю. Штунь, А.Н. Морошкин, А.В. Ермоловский, М.А. Невестенко, Ю.С. Тарасова, Е В. Зубарева, М.В. Садманова. - DOI 10.33285/2413-5011-2021-12(360)-31-36 // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2021а. - № 12. - С. 31-36.

41. Лютоев П.А. [и др.]. Опыт применения анализа коэффициента светопоглощения и микрокомпонентного состава нефти при решении задач разделения добычи в скважинах, эксплуатирующих совместно несколько пластов / П.А. Лютоев, А.В. Шилов, С.Е. Никулин, А.А. Протопопов. - DOI 10.33285/0207-2351-2021-8(632)-10-12 // Нефтепромысловое дело. -2021. - № 8. - С. 10-12.

42. Мавлетдинов М.Г. Оценка типа пластового флюида, добываемого из скважин газонефтяной залежи, по компонентному составу проб газа / М.Г. Мавлетдинов. - DOI 10.29222/ipng.2078-5712.2022-37.art12 // Актуальные проблемы нефти и газа. - 2022. - № 2. -С. 162-174.

43. Мавлетдинов М.Г. Оценка типа пластового флюида, добываемого из скважин газонефтяной залежи, по компонентному составу проб газа / М.Г. Мавлетдинов, С.Е. Антонова, А.И. Пономарев. - DOI 10.33285/2073-9028-2022-2(307)-102-116 // Труды РГУ Нефти и газа имени И.М. Губкина. - 2022. - № 2. - С. 102-116.

44. Марютина Т.А. [и др.]. Современные способы определения микроэлементов в нефти и ее отдельных фракциях / Т.А. Марютина, О.Н. Катасонова, Е.Ю. Савонина, Б.Я. Спиваков. - DOI 10.7868/S0044450217050073 // Журнал аналитической химии. - 2017. -Т. 72, № 5. - С. 417-436.

45. Месторождения нефти и газа Казахстана: справочник / под ред. А.М. Кажельгедина. - Алматы: [Б. и.], 1996. - 325 с.

46. Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений: № РД 153-39.0-109-01 / Министерство энергетики РФ, Москва, 2002. - Текст: электронный // Электронный фонд правовых и нормативно-технических документов. - URL: https://docs.cntd.ru/document/1200040681?ysclid=mb0r69zcoe799662776 (дата обращения: 23.05.2025).

47. Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и физико-химических исследований при разработке нефтяных и газонефтяных месторождений / Государственная комиссия по запасам полезных ископаемых» (ФБУ ГКЗ), Москва, 2023. - URL: https://gkz-rf.ru/sites/default/files/media/files/2025-03/reglament_po_kompleksirovaniyu.pdf (дата обращения: 23.05.2025). - Текст: электронный.

48. Методическое руководство по гидродинамическим, промыслово-геофизическим и физико-химическим методам контроля разработки нефтяных месторождений: № РД-39-100-91 / Министерство нефтяной и газовой промышленности, ВНИИ им. А.П. Крылова, Москва, 1991. -URL: https://files.stroyinf.rU/Index2/1/4293828/4293828854.htm (дата обращения: 23.05.2025). -Текст: электронный.

49. Морошкин А.Н. [и др.]. Методы резервуарной геохимии при оценке эффективности проведения гидроразрыва пласта в нетрадиционных коллекторах / А.Н. Морошкин, А.Ю. Самойленко, А.Я. Куклинский, А.В. Ермоловский, Н.Н. Польская, Е.В. Зубарева, М.А. Невестенко // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2019. - № 3. - С. 28-34.

50. Муляк В.В. Геотехнологические основы анализа и контроля разработки нефтяных месторождений по промысловым гидрогеохимическим данным: автореф. дис. ... д-ра техн. наук: 25.00.17 / В.В. Муляк. - М., 2008. - 34 с.

51. Невестенко М.А. [и др.]. Использование методов резервуарной геохимии для оценки приточных интервалов в многопластовых месторождениях / М.А. Невестенко, Ю.С. Тарасова, А.В. Ермоловский, М.В. Садманова // Нефтяная столица: материалы V Междунар. молодежного науч.-приклад. форума. - Сургут, 2002. - С. 132-136.

52. Немченко-Ровенская А.С. Геохимия нефти месторождений о-ва Сахалин / А.С. Немченко-Ровенская, Т.Н. Немченко // Недропользование XXI век. - 2019. - № 1. - С. 4853.

53. Ожегов Э.А. ^следование состава нефти при анализе чрезвычайных ситуаций с целью идентификации и диагностики загрязнений: автореф. дис. ... канд. техн. наук: 05.26.02 / Э.А. Ожегов. - СПб., 2013. - 23 с.

54. Органическая геохимия (успехи в познании природы нефти и нефтематеринского вещества): сб. статей: пер. с англ.: в 3 вып. / [под ред. Н.Б. Вассоевича и др.]. - М.: Недра, 1967. - Вып. 1. - 263 с.

55. Органическая геохимия: пер. с англ. / под ред. Дж. Эглинтона, М.Т. Дж. Мэрфи. -Л.: Недра, 1974. - 488 с.

56. Павлов Д.В. [и др.]. Геохимическая характеристика нефтей Пильтун-Астохского нефтегазоконденсатного месторождения / Д.В. Павлов, Т.Н. Гафаров, Р.Г. Облеков, А.В. Хабаров, А.С. Васильев, Ли Чун Сан. - DOI 10.24887/0028-2448-2025-3-80-85 // Нефтяное хозяйство. - 2025. - № 3. - С. 80-85.

57. Павлов Д.В. [и др.]. Методика количественного определения вклада пластов в добычу с помощью геохимического анализа нефти на примере Пильтун-Астохского месторождения / Д.В. Павлов, Т.Н. Гафаров, Р.Г. Облеков, А.В. Хабаров, А.С. Васильев, Ли Чун Сан. - DOI 10.24887/0028-2448-2025-4-82-88 // Нефтяное хозяйство. - 2025а. - № 4. - С. 82-88.

58. Павлов Д.В. [и др.]. Идентификация и мониторинг межпластовых перетоков с помощью геохимического анализа нефти на примере Пильтун-Астохского месторождения / Д.В. Павлов, Т.Н. Гафаров, Р.Г. Облеков, А.В. Хабаров, А.С. Песоцкий, Н.В. Федоров, Р.А. Лазарев, И.Н. Хайбрахманов, А.С. Васильев, Ли Чун Сан. - DOI 10.24887/0028-2448-20255-108-113 // Нефтяное хозяйство. - 2025б. - № 5. - С. 108-113.

59. Павлов Д.В. [и др.]. Методические рекомендации по контролю разработки нефтяных месторождений и нефтяных оторочек нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений на основе геохимического анализа нефти, Южно-Сахалинск, 2024 / Д.В. Павлов, Т.Н. Гафаров, Р.Г. Облеков, А.В. Хабаров, А.В. Марченко, Ли Чун Сан, А.Н. Шандрыгин, М.С. Шипаева. - URL: mr_po_kontrolyu_razrabotki_neftyanyh_mestorozhdeniy_na_osnove_geohimicheskog_0.pdf (дата обращения: 22.05.2025). - Текст: электронный.

60. Пантелеев А.С. Решение некоторых геологических задач при помощи фотоколориметрии на месторождениях Оренбургской области / А.С. Пантелеев, Н.М. Гилева, Е.С. Гришин // Нефтяное хозяйство. - 1964. - № 4. - С. 52-56.

61. Патент № 2786663 Российская Федерация МПК E21B 47/10 (2012.01). Способ идентификации межпластовых перетоков при разработке нефтегазоконденсатных или нефтяных месторождений: № 2022115536: заявл. 08.06.2022: опубл. 23.12.2022 / Павлов Д.В., Васильев А.С., Тарский В.Н.; патентообладатель: ООО «Сахалинская Энергия». - URL: https://patenton.ru/patent/RU2786663C1.pdf (дата обращения: 22.05.2025). - Текст: электронный.

62. Патент № RU 2625822 C2 Российская Федерация МПК E21B 47/10 (2012.01), E21B 49/08 (2006.01). Способ оперативного раздельного учета продукции двухпластового

эксплуатационного объекта: № 2016100686: заявл. 11.01.2016: опубл. 19.07.2017 / Бурханов Р.Н., Ибрагимов И.И.; патентообладатель: ГБОУ ВПО «Альметьевский государственный нефтяной институт». - 13 с. - URL: https://patents.s3.yandex.net/RU2625822C2_20170719.pdf (дата обращения: 22.05.2025). - Текст: электронный.

63. Патент № RU 2710574 Российская Федерация ПМК E21B 47/10(2012.01). Способ определения относительных дебитов совместно эксплуатируемых нефтяных пластов: № 2019113849: заявл. 05.07.2019: опубл. 27.12.2019 / Васильев А.С.; патентообладатель: «Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд» (ВМ). - 14 с. - URL: https://patents.s3.yandex.net/RU2710574C1_20191227.pdf (дата обращения: 26.05.2025). - Текст: электронный.

64. Патент № RU 2720430 C1 Российская Федерация МПК 21B 49/08 (2006.01), G06F 17/18 (2006.01), G01N 33/26 (2006.01). Способ определения состава и свойств пластового флюида на основе геологических характеристик пласта: № 2019135243: заявл. 01.11.2019: опубл. 29.04.2020 / Морозов Н.В., Калачева Д.Ю., Земцова Е.Г., Арбенин А.Ю.; патентообладатель: ООО «Газпромнефть Научно-Технический Центр» (ООО «Газпромнефть НТП»). - 31 с. - URL: https://patentimages.storage.googleapis.com/52/7a/29/419db5dd2859a0/RU2720430C1.pdf (дата обращения: 26.05.2025). - Текст: электронный.

65. Патент № RU 2742651 C1 Российская Федерация МПК G01N 30/68 (2006.01), G01N 30/72 (2006.01), E21B 49/00 (2006.01). Способ определения состава углеводородного флюида: № 2020120120: заявл. 17.06.2020: опубл. 09.02.2021 / Морозов Н.В., Калачева Д.Ю., Кирсанов Д.О., Арбенин А.Ю., Панчук В.В.; патентообладатель: ООО «Газпромнефть Научно-Технический Центр» (ООО «Газпромнефть НТП»). - URL: https://patents.s3.yandex.net/RU2742651C1_20210209.pdf (дата обращения: 22.05.2025). - Текст: электронный.

66. Патент № RU 2773670 C1 Российская Федерация МПК E21B 47/00 (2012.01), E21B 47/10 (2012.01), E21B 49/08 (2006.01). Способ (варианты), система и машиночитаемый носитель для определения доли пластового флюида в смеси флюидов: № 2021123821: заявл. 11.08.2021: опубл. 07.06.2022 / Морозов Н.В., Калачева Д.Ю., Косихин А.С., Кирсанов Д.О., Панчук В.В.; патентообладатель: ООО «Газпромнефть Научно-Технический Центр» (ООО «Газпромнефть НТЦ». - URL: https://patentimages.storage.googleapis.com/27/d2/38/cd730808dad0d0/RU2773670C1.pdf (дата обращения: 22.05.2025). - Текст: электронный.

67. Патент № RU 2792839 C1 Российская Федерация МПК G01N 30/86 (2006.01). Способ определения состава смеси углеводородных флюидов: № 2021140077: заявл. 0.12.2021: опубл. 27.03.2023 / Морозов Н.В., Калачева Д.Ю., Исламов Р.Р., Кирсанов Д.О., Панчук В.В.;

патентообладатель: ООО «Газпромнефть Научно-Технический Центр» (ООО «Газпромнефть НТЦ». - 27 с. - URL: https://patenton.ru/patent/RU2792839C1.pdf (дата обращения: 22.05.2025). -Текст: электронный.

68. Патент № RU 2341792 C2 Российская Федерация ПМК G01N 27/62 (2006.01), G01N 30/72 (2006.01). Фингерпринтинг сложных смесей, содержащих углеводороды: № 2006132062/2: заявл. 07.02.2005: опубл.: 20.12.20 / Ингвар Э., Колбьорн С.; патентообладатель: Статойл АСА (Норвегия). - 17 с. - URL: https://patents.s3.yandex.net/RU2341792C2_20081220.pdf (дата обращения: 26.05.2025). - Текст: электронный.

69. Песоцкий С.А. [и др.]. Подходы к обоснованию ценности доизучения не введенных в эксплуатацию объектов, разрабатываемых на шельфе / С.А. Песоцкий, А.В. Марченко, Т.Н. Гафаров, Р.Г. Облеков, Д.В. Павлов, А.А. Попов // Нефтяное хозяйство. - 2024. - № 6. -С. 50-54.

70. Попов А.Ю. Применение методов органической геохимии для контроля за движением ВНК и ГНК / А.Ю. Попов // Записки Горного института. - 2006. - Т. 167, № 2. - С. 4345.

71. Попович Т.А. Генетические особенности углеводородного состава нефтей СевероСахалинского нефтегазоносного бассейна / Т.А. Попович, Т.И. Кравченко // Геология нефти и газа. - 1995. - № 1. - С. 40-45.

72. Попович Т.А. Углеводородный состав нефтей Северного Сахалина и геологические условия их формирования: автореф. дис. ... канд. геол.-минерал. наук: 04.00.17 / Т.А. Попович. - Оха, 1998. - 21 с.

73. Романов А.Г. Основные типы нефтей остаточных запасов и успешность методов увеличения нефтеотдачи пластов (на примере Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения): дис. ... канд. техн. наук: 02.00.13 / А.Г. Романов. - Казань, 2007. - 188 с.

74. Русских Е.В. Применение хроматографического анализа для сопоставления составов нефтей и разделения добычи скважин, эксплуатирующих многопластовые объекты / Е.В. Русских, К.Ю. Муринов. - DOI 10.24887/0028-2448-2017-10-28-32 // Нефтяное хозяйство. -2017. - № 10. - С. 28-32.

75. Рыбаков А.А. Исследование влияния гидравлического разрыва пласта на оптические свойства добываемой нефти (на примере девонских отложений Ромашкинского месторождения: автореф. дис. ... канд. техн. наук: 25.00.17 / А.А. Рыбаков. - Альметьевск, 2019. - 163 с.

76. Сейтазиев Е.Ш. [и др.]. Количественное распределение нефти совместно добывающих скважин на месторождении Узень с использование геохимических исследований /

Е.Ш. Сейтазиев, Г.Г. Елтай, Ш.С. Пантелеева, Н.Д. Сарсенбеков // Нефть и газ. - 2019. - № 4. -С. 87-113.

77. Сейтхазиев Е.Ш. Интерпретация результатов геохимических исследований нефти и воды на примере одного месторождения (Республика Казахстан) / Е.Ш. Сейтхазиев, Н.Д. Сарсенбеков. - Б01 https://doi.org/10.17353/2070-5379/29_2020 // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2020. - Т. 15, № 3. - С. 2 [1-25].

78. Сизиков Е.А. Условия формирования и размещения углеводородных систем и перспективы поисков залежей нефти и газа в северо-восточной части Присахалинского шельфа: дис. ... канд. геол.-минерал. наук: 25.00.12 / Е.А. Сизиков. - М., 2016. - 196 с.

79. Силкина Т.Н. [и др.]. Геохимические методы контроля при мониторинге разработки нефтегазовых месторождений ОАО «Томскнефть» ВНК / Т.Н. Силкина, П.В. Молодых, М.В. Скородулина, Ю.Г. Копылова // Нефтяное хозяйство. - 2014. - № 3. -С. 110-113.

80. Силкина Т.Н. [и др.]. Оценка источников обводнения по химическому составу попутных вод на поздних стадиях разработки месторождений и прогноз насыщенности продуктивного пласта по месторождениям ОАО «Томскнефть» ВНК / Т.Н. Силкина, Ю.Г. Копылова, П.В. Молодых, М.В. Скородулина // Мониторинг разработки нефтяных и газовых месторождений: разведка и добыча: материалы XII Междунар. науч.-техн. конф. -Томск, 2013. - С. 55-57.

81. Скородулина М.В. Опыт применения гидрогеохимических исследований при разработке нефтегазовых месторождений АО «Томскнефть» ВНК / М.В. Скородулина, О.Ю. Матвеев, П.В. Молодых, А.В. Кузнецов, С.В. Захаров. - Б01 10.33285/2413-5011-2021-3(351)-27-32 // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2021. -№ 3. - С. 27-32.

82. Соболева Е.В. Химия горючих ископаемых: учебник / Е.В. Соболева, А.Н. Гусева. - М.: Изд-во Моск. ун-та, 2010. - 312 с.

83. Соколов В.А. Геохимия природных газов / В.А. Соколов. - М.: Недра, 1971. - 331 с.

84. Соколов В.А. Миграция нефти газа / В.А. Соколов. - М.: Изд-во АН СССР, 1956. -

352 с.

85. Сутягина Г.Н. Методы определения микроэлементов в нефтях и нефтепродуктах: обзор / Г.Н. Сутягина // Изв. Том. политехн. ин-та им. С.М. Кирова. Инжиниринг георесурсов. -1976. - Т. 258. - С. 18-20.

86. Файзуллин И.Н. Геолого-геофизическое доизучение Ромашкинского нефтяного месторождения на поздней стадии разработки: дис. ... канд. геол.-минерал. наук: 25.00.12 / И.Н. Файзуллин. - Уфа, 2010. - 243 с.

87. Фомина Н.В. Идентификация нефтей Самарской области по многомерному массиву показателей качества: дис. ... канд. хим. наук: 02.00.02 / Н.В. Фомина. - Самара, 2014. -220 с.

88. Хант Д.М. Геохимия и геология нефти и газа / Д.М. Хант. - М.: Мир, 1982. - 698 с.

89. Цвет М.С. Хроматографический адсорбционный анализ: избр. работы / М.С. Цвет; ред. А.А. Рихтер, Т.А. Красносельский. - [М.?]: Изд-во АН СССР, 1946. - 274 с.

90. Шестаков Д.А. [и др.]. Комплексный подход к эффективной разработке месторождений с применением интеллектуального мониторинга притока горизонтальных скважин / Д.А. Шестаков, М.М. Галиев, К.Н. Овчинников, Е.А. Малявко // Территория Нефтегаз.

- 2019. - № 6. - С. 64-71.

91. Шипаева М.С. [и др.]. Оперативное определение профиля притока в добывающих скважинах по химическому составу нефти и попутных вод (на примере одного из нефтяных месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции) / М.С. Шипаева, К.Р. Талипова,

B.А. Судаков, Д.К. Нургалиев, A.A. Шакиров // Георесурсы. - 2023. - Т. 25, № 4. - С. 121-127.

92. Шипаева М.С. [и др.]. Определение взаимовлияния скважин на основе комплекса методов ретроспективного анализа эксплуатации скважин и геохимических исследований / М.С. Шипаева, Д.К. Нургалиев, В.А. Судаков, А.А. Шакиров, А.А. Лутфуллин, Л.И. Минихаиров, Л.А. Зинуров. - DOI 10.24887/0028-2448-2022-1-64-69 // Нефтяное хозяйство.

- 2022. - № 1. - С. 64-69.

93. Шипаева М.С. [и др.]. Совершенствование эффективности отбора нефти и поиск источника обводнения на многопластовых залежах геохимическими методами исследований добываемого флюида / М.С. Шипаева, И.А. Нуриев, Н.В. Евсеев, Т.Р. Мифтахов, В.А. Судаков, А.А. Шакиров. - DOI 10.18599/grs.2020.4.93-97 // Георесурсы. - 2020. - Т. 22, № 4. - С. 93-97.

94. Якубова С.Г. Дифференциация нефтей многопластовых месторождений: дис. ... канд. хим. наук: 02.00.13 / С.Г. Якубова. - Казань, 2006. - 153 с.

95. Ясныгина Т.А. [и др.]. Микроэлементы и изотопы стронция в нефтях из месторождений шельфа о. Сахалин / Т.А. Ясныгина, С.В. Рассказов, М.Е. Маркова, А.Е. Жаров, Ю.М. Малых, Е.В. Саранина, Н.Н. Фефелов // Тихоокеанская геология. - 2015. - Т. 34, № 5. -

C. 32-43.

96. Abdulla N.K. [et al.]. Increasing production from a shallow, underdeveloped reservoir in the Bahrain field with combination of reservoir analysis and geochemistry / N.K. Abdulla, N. Nedham, C.R.K. Murty, Y. Al Ansari. - DOI 10.2118/120562-MS // SPE Middle East Oil and Gas Show and Conference. - Manama, 2009. - Paper ID SPE-120562-MS.

97. Abelson P.H. Organic geochemistry and the formation of petroleum / P.H. Abelson // World Petroleum Congress (WPC): 6th World Petroleum Congress, Frankfurt am Main, 1963, Paper 41

- PD, Paper Number: WPC-10025, Corpus ID: 92205919. - Frankfurt. - Vol 1. - P. 397-407.

98. Al-Amrie O. [et al.]. A first in-line remove geochemistry pilot for an offshore field / O. Al-Amrie, C. Blondeau, M. Berthier, O. Ruau, A. Baylaucq, D. Massoue, L. Lescoute. - DOI 10.2118/183392-MS // Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference. - Abu Dhabi, UAE, 2016. - Paper ID SPE-183392-MS.

99. Alfred O.N. A mass spectrometer for isotope and gas / O.N. Alfred. - DOI 10.1063/1.1740961 // The Review of Scientific Instruments. - 1947. - Vol. 18, № 6. - P. 398-411.

100. Alfred O.N. A Mass spectrometer for routine isotope abundance measurements / O.N. Alfred. - DOI 10.1063/1.175168 // The Review of Scientific Instruments. - 1940. - Vol. 11, № 7.

- P. 212-216.

101. Al-Meshari A.A. [et al.]. An investigation of PVT effects on geochemical fingerprinting of condensates from gas reservoirs / A.A. Al-Meshari, S.L. Kokal, P.D. Jenden, H.I. Halpern. - DOI 10.2118/108441-MS // Paper presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition. -Anaheim, California, U.S.A., 2007. - Paper ID SPE-108441-MS.

102. Amendola A. [et al.]. Caldiero Production allocation without end members: Now it is possible / A. Amendola, A. Cerioli, L. Caldiero, D. Dolci, R. Galimberti, M. Nali [et al.] // Offshore Mediterranean Conference and Exhibition in Ravenna. - Italy, 2017.

103. Amosov G.A. Interaction of crude oils and water in Sakhalin oil fields / G.A. Amosov, T.A. Kozina. - DOI 10.1080/00206816709474523 // International Geology Review. - 1967. - Vol. 9, № 7. - P. 883-889.

104. Arouri K.R. Molecular tracers and PVT data combined better constrain fluid systems for exploration, reservoir characterization, and reservoir management Society of Exploration Geophysicists and the American Association of Petroleum Geologists / K.R. Arouri. - DOI 10.1190/image2022-3738532.1 // Second International Meeting for Applied Geoscience & Energy. - 2022.

105. Aston F.W. A positive ray spectrograph / F.W. Aston. - DOI 10.1080/14786441208636004 // Philosophical Magazine. - 1919. - Vol. 38, № 6. - P. 707-714.

106. Atwah I. Time-lapse diamondoid analysis in unconventional reservoirs: A new frontier in production monitoring unconventional resources technology conference / I. Atwah, A. Azzouni, W. Alalawi. - Houston, 2024. - DOI 10.15530/urtec-2024-4043338. - Paper ID URTeC: 4043338.

107. Balley N.J.L. [et al.]. Alteration of crude oil by waters and bacteria-evidence from geochemical and isotope studies / N.J.L. Balley, H.R. Krouse, C.R. Evans, M.A. Rogers. - DOI 10.1306/83D90E94-16C7-11D7-8645000102C1865D // American Assosiation Petroleum Geology Bulletin. - 1973. - Vol. 57, № 7. - P. 1276-1289.

108. Balley N.J.L. Bacterial degradation of crude oil, comparison of filed and experimental data / N.J.L. Balley, A.M. Jobson, M.A. Rogers. - DOI 10.1016/0009-2541(73)90017-X // Chemical Geology. - 1973. - Vol. 11, № 3. - P. 203-221.

109. Barker M. Partial least squares for discrimination / M. Barker, W. Rayens. - DOI 10.1002/cem.785 // Journal of Chemometrics. - 2003. - Vol. 17, № 3. - P. 166-173.

110. Baskin D.K. Reservoir geochemistry: The changing landscape from the 1950's to the present / D.K. Baskin, M.A. McCaffrey. - DOI 10.1306/70409baskin2020 // The Evolution of Petroleum Systems Analysis: American Association of Petroleum Geologists (AAPG) Hedberg Conference. - Houston, 2019. - [P. 1-28].

111. Bendoraitis J.G. Isoprenoid hydrocarbons in petroleum. Isolation of 2,6,10,14-tetramethylpentadecane by high temperature gas-liquid chromatography / J.G. Bendoraitis, B.L. Brown, L.S. Hepner. - DOI 10.1021/ac60181a011 // Analytical Chemistry. - 1962. - Vol. 34, № 1. - P. 49-53.

112. Bennett B. Oil fingerprinting for production allocation: Exploiting the natural variations in fluid properties encountered in heavy oil and oil sand reservoirs / B. Bennett, J.J. Adams, S.R. Larter. - Text: electronic // Frontiers + Innovation - 2009. CSPG CSEG CWLS Convention. - Calgary, Alberta, Canada, 2009. - P. 157-160. - Corpus ID: 54587554. - URL: https://geoconvention.com/wp-content/uploads/abstracts/2009/083.pdf (accessed: 27.05.2025).

113. Bergen P.F. Production geochemistry: fluids don't lie and the devil is in the detail / P.F. Van Bergen, M. Gordon. - DOI 10.1144/SP484.1 // Geological Society. Special Publications. -London, 2018. - Vol. 484. - P. 9-28.

114. Bestman S. Stable isotope and biomarker geochemistry and pressure data to characterise the continuity of a geologically complex gas condensate reservoir / S. Bestman, B. Ghassal, A. Attar. -DOI 10.2523/IPTC-21428-MS // International Petroleum Technology Conference. - Virtual, 2021. -Paper ID IPTC-21428-MS.

115. Blomberg J. Gas chromatographic methods for oil analysis / J. Blomberg, P.J. Schoenmakers, U.A.Th. Brinkman. - DOI 10.1016/S0021-9673(02)00995-0 // Journal of Chromatography A. - 2002. - Vol. 972, № 2. - P. 137-173.

116. Bray E.E. Distribution of n-paraffins as a clue to recognition of source beds / E.E. Bray, E D. Evans. - DOI 10.1016/0016-7037(61)90069-2 // Geochimica et Cosmochimica Asta. - 1961. -Vol. 22, № 1. - P. 2-15.

117. Bray E.E. Hydrocarbons in non-reservoir-rock source beds / E.E. Bray, E.D. Evans. -DOI 10.1306/A663352E-16C0-11D7-8645000102C1865D // Bulletin of the American Association of Petroleum Geologists. - 1965. - Vol. 49, № 3. - P. 248-257.

118. Brewer A.K. Mass spectrometric analyses of hydrocarbon and gas mixtures /

A.K. Brewer, V.H. Dibeler. - DOI 10.6028/JRES.035.003 // Journal of Research of the National Bureau of Standards. - 1945. - Vol. 35. - P. 125-138.

119. Broa R. Principal component analysis / R. Broa, A.K. Smildeab. - DOI 10.1039/c3ay41907j // Analytic Methods. - 2014. - № 6. - P. 2812-2831.

120. Canbaz C.H. [et al.]. Optimization of development of heavy oil reservoirs through geochemical characterization / C.H. Canbaz, M. Deniz-Paker, F.B. Hosgor, D. Putra, R. Moreno, C. Temizel [et al.]. - DOI 10.2118/198129-MS // SPE Kuwait Oil & Gas Conference and Show. -Mishref, 2019. - Paper ID SPE-198129-MS.

121. Carpentier B. Reservoir organic geochemistry: Processes and applications /

B. Carpentier, A. Wilhelms, G.A. Mansoori. - DOI 10.1016/j.petrol.2007.02.007 // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2007. - Vol. 58, № 3-4. - P. 341-343.

122. Caumette G. [et al.]. Element speciation analysis of petroleum and related materials / G. Caumette, C.-P. Lienemann, I. Merdrignac, B. Bouyssierea, R. Lobinski. - DOI 10.1039/b817888g // Journal of Analytical Atomic Spectrometry. - 2009. - Vol. 24, № 3. - P. 263-276.

123. Chavagnac N.Ph. Reservoir characterization applying geochemical techniques: Case study from Yemen / N.Ph. Chavagnac, E.W. Tegelaar, F. Daugas. - DOI 10.2118/37703-MS // Middle East Oil Show and Conference. - Bahrain, 1997. - Paper ID SPE-37703-MS.

124. Chuparova E. [et al.]. Integration of time-lapse geochemistry with well logging and seismic to monitor dynamic reservoir fluid communication: Auger field case-study, deep water Gulf of Mexico / E. Chuparova, T. Kratochvil, J. Kleingeld, P. Blinski, C. Gullory, J. Bikun, R. Djojosoeparto. - DOI 10.1144/SP347.5 // Geological Society of London. Special Publications. - 2010. - Vol. 347. -P. 55-70.

125. Connan J. Alteration of petroleum in reservoirs / J. Connan, K.Le Tran, B. Weide // 9th World Petroleum Congress. - Tokyo, 1975. - Paper ID WPC-16116.

126. Connan J. Biodégradation of crude oils in reservoirs / J. Connan. - DOI 10.1016/B978-0-12-032001-1.50011-0 // Advances in Organic Geochemistry. - London, 1984. - Vol. 1. - P. 299-335.

127. Craig H. Isotopic standards for carbon and oxygen and correction factors for mass-spectrometric analysis of carbon dioxide / H. Craig. - DOI 10.1016/0016-7037(57)90024-8 // Geochimica et Cosmochimica Acta. - 1957. - Vol. 12, № 1-2. - P. 133-149.

128. Craig H. The geochemistry of the stable carbon isotopes / H. Craig. - DOI 10.1016/0016-7037(53)90001-5 // Geochimica et Cosmochimica Acta. - 1953. - Vol. 3, № 2-3. - P. 53-92.

129. Curtis J.B. Use of geochemistry to improve identification of completion intervals / J.B. Curtis, R.A. McBane. - DOI 10.2118/17032-PA // SPE Formation Evaluation. - 1989. - Vol. 4. -P. 163-166. - Paper ID SPE-17032-PA.

130. Dekker R. [et al.]. Determination of fluid connectivity in the middle marrat of the jurassic fields of North Kuwait using oil fingerprinting / R. Dekker, E. Tegelaar, S. Perrotta, S.D. Miller, X. Le Varlet, C-A. Hasler, S.R. Narhari, J.D. Rao, N.Neog, A.A. Dwindt, S. Al-Haidar, Q. Dashti. - Abu Dhabi: International Petroleum Exhibition & Conference, 2017. - Paper ID SPE-188375-MS. - DOI 10.2118/188375-MS.

131. Dolle N. [et al.]. Combining testing-by-difference, geochemical fingerprinting, and data-driven models: An integrated solution to production allocation in a long subsea tieback / N. Dolle, F. Gelin, F. Tendo, K.-C. Goh, P. van Overschee. - DOI 10.2118/108957-MS // Offshore Europe Oil and Gas Conference and Exhibition. - Aberdeen, 2007. - Paper ID SPE-108957-MS.

132. Dubois D.S. Reservoir geochemistry on compositional grading settings - a molecular approach / D.S. Dubois, J.G. Mendon9a Filho. - DOI 10.1190/image2022-3735183.1 // Second International Meeting for Applied Geoscience & Energy. - Society of Exploration Geophysicists and the American Association of Petroleum Geologists, 2022. - P. 1044-1048.

133. Edman J.D. Geochemistry in an integrated study of reservoir compartmentalization at Ewing Bank 873, Offshore Gulf of Mexico / J.D. Edman, M.K. Burk. - DOI 10.2118/57470-PA // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. - 1999. - Vol. 2, № 6. - P. 520-526. - Paper ID SPE-57470-PA.

134. Eglinton G. [et al.]. Hydrocarbons of biological origin from a one-billion-year-old sediment / G. Eglinton, P.M. Scott, T. Belsky, A.L. Burlingame, M. Calvin. - DOI 10.1126/science.145.3629.263 // Science. - 1964. - Vol. 145, № 3630. - P. 263-264.

135. Eglinton G. Chemical fossils / G. Eglinton, M. Calvin. - DOI 10.1038/scientificamerican0167-32 // Scientific American. - 1967. - Vol. 216, № 1. - P. 32-43.

136. Eglinton G. Chemical fossils: A combined organic geochemical and environmental approach / G. Eglinton // Chemical Geology. - 1971. - Vol. 8. - P. 611-632.

137. Ekpo B.O. [et al.]. Geochemical fingerprinting of western offshore Niger Delta oils / B.O. Ekpo, N. Essien, P.A. Neji, R.O. Etsenake. - DOI 10.1016/j.petrol.2017.10.041 // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2018. - Vol. 160. - P. 452-464.

138. England W.A. Geochemistry of reservoirs, an introduction / W.A. England, J.M. Cubbit. - DOI 10.1144/GSL.SP.1995.086.01.01 // Geological Society London Special Publication. - 1995. -Vol. 86, № 1. - P. 1-3.

139. England W.A. Reservoir geochemistry - A reservoir engineering perspective / W.A. England // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2007. - Vol. 58, № 3-4. - P. 344354.

140. England W.A. The organic geochemistry of petroleum reservoirs / W.A. England. - DOI 10.1016/0146-6380(90)90058-8 // Organic Geochemistry. - 1990. - Vol. 16, № 1-3. - P. 415-425.

141. Erdman J.G. Geochemical Correlation of Petroleum / J.G. Erdman, D.A. Morris. - DOI 10.1306/83D91BA5-16C7-11D7-8645000102C1865D // The American Association of Petroleum Geologists Bulletin. - 1974. - Vol. 58, № 11. - P. 2326-2337.

142. Evans C.R. Evolution and alteration of petroleum in Western Canada / C.R. Evans, M.A. Rogers, N.J.L. Balley. - DOI 10.1016/0009-2541(71)90002-7 // Chemical Geology. - 1971. - Vol. 8, № 3. - P. 147-170.

143. Franco P. Multi-well production allocation via petroleum fingerprinting: A case study in the Nowegian sea, SPWLA / P. Franco, R. Galimberti, T.U. Garlichs. - DOI 10.30632/SPWLA-2023-0083 // 64th Annual Logging Symposium, Lake Conrue TX. - Society of Petrophysicists and Well Log Analysts, 2023.

144. Fredericks E.M. Gas chromatography analysis of gaseous hydrocarbons by gas-liquid partition chromatography / E.M. Fredericks, F.R. Brooks. - DOI 10.1021/ac60111a003 // Analytical Chemistry. - 1956. - Vol. 28, № 3. - P. 297-303.

145. Ghatee M.H. [et al.]. Multivariate Curve resolution alternating least-squares as a tool for analyzing crude oil extracted asphaltene samples / M.H. Ghatee, B. Hemmateenejad, T. Sedghamiz, T. Khosousi, S. Ayatollahi, O. Seiedi, J.S. Amin. - DOI 10.1021/ef300510h // Energy & Fuels. - 2012.

- Vol. 26, № 9. - P. 5663-5671.

146. Ghoniem S.A. Geochemistry and hydrodynamics of the partitioned neutral zone: Their impact on shallow reservoir performance / S.A. Ghoniem, F.H. Al-Zenki. - DOI 10.2118/17981-MS_// Middle East Oil Show. - Bahrain, 1989. - Paper ID SPE-17981-MS.

147. Gohlke S.R. Time-of-flight mass spectrometry and gas-liquid partition chromatography / S.R. Gohlke. - DOI 10.1021/ac60146a003_// Analytical Chemistry. - 1959. - Vol. 31, № 4. - P. 535541.

148. Goldshmidt V.M. The principles of distribution of chemical elements in minerals and rocks / V.M. Goldshmidt. - DOI 10.1039/jr9370000655 // Journal of the Chemical Society. - 1937. -March. - P. 655-673.

149. Gutierrez D. [et al.]. Interrelationship of carbazoles with other geochemical markers across geographically diverse petroleum systems / D. Gutierrez, T. Malloy, J. Curiale, J. R. Radovic. -DOI 10.1190/image2024-4100520.1 // Fourth International Meeting for Applied Geoscience & Energy.

- Houston: Society of Exploration Geophysicists and the American Association of Petroleum Geologists, 2024.

150. Halpern H. I. Development and applications of light-hydrocarbon-based star diagrams / H.I. Halpern. - DOI 10.1306/8D2B1BB0-171E-11D7-8645000102C1865D // The American Association of Petroleum Geologists Bulletin. - 1995. - Vol. 79, № 6. - P. 801-815.

151. Hartugan J.A. Clustering Algorithms / J.A. Hartugan. - London: John Vviley & Sons, 1975. - 351 p.

152. Hashemi-Nasab F.S. Pattern recognition analysis of gas chromatographic and infrared spectroscopic fingerprints of crude oil for source identification / F.S. Hashemi-Nasab, H. Parastar. -DOI 10.1016/j.microc.2019.104326 // Microchemical Journal. - 2019. - Vol. 153. - Article number 104326.

153. Hassanzadeh P. [et al.]. Integrating geochemical and reservoir engineering approach to evaluate reservoir continuity: A case study from Foroozan field, Offshore Iran, Indian Academy of Sciences / P. Hassanzadeh, A. Hezarkhani, A.R. Rabbani1, S. Khajooie. - DOI 10.1007/s12040-019-1105-x // Journal of Earth System Science. - 2019. - Vol. 128, № 4. - P. 83 [1-15].

154. He Wen-Xiang [et al.]. Proportioning fingerprinting plate of single-source oil samples and its application to the analysis of commingled well oils / He Wen-xiang; Wang Peirong; Liu Yi, Li Caixu. - DOI 10.0000/1000-0747-28-158 // Petroleum Exploration and Development. - 2001. - Vol. 28, № 6. - P. 158-160.

155. Height-Nielsen R. Applications of counterpropagation networks / R. Height-Nielsen. -DOI 10.1016/0893-6080(88)90015-9 // Neural Networks. - 1988. - Vol. 1, № 2. - P. 131-139.

156. Hevesy G. Radioactive tracers in industrial and geochemical research / G. de Hevesy. -DOI 10.1146/annurev.ns.01.120148.000325 // Annual Review of Nuclear Science. - 1948. - Vol. 1. -P. 25-42.

157. Herwig H. [et al.]. Geochemical fingerprinting technology in SPDC: Improving reservoir models and field development / H. Herwig, M.A. Dolapo, V. Okpoto, C. Davidson, R. Berhitoe, R. Kreulen // 28th Annual SPE International Technical Conference and Exhibition in Abuja. - 2004.

158. Hobson G.D. The organic geochemistry of petroleum / G.D. Hobson. - DOI 10.1016/0012-8252(66)90031-6 // Earth-Science Reviews. - 1966. - Vol. 2. - P. 257-276.

159. Hu Yong [et al.]. The application of steranoid fingerprint compounds in the calculation of the single-layer productivity of heavy oil commingled producing wells in the Qinhuangdao 32-6 oil field / Hu Yong, Xu Yaohui, He Wenxiang, Zhang Chunming, Kang Xiaodong, Zeng Yang, Luo Jie, Sun Yanze, Zeng Hongwei, Zhao Siyue, Yan Gang. - doi 10.1016/j.petrol.2020.107075 // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2020. - Vol. 190. - Article number 107075.

160. Huang W.Y. Sterols as ecological indicators / W.Y. Huang, W.G. Meinscew. - DOI 10.1016/0016-7037(79)90257-6 // Geochimica at Cosmochimica Acta. - 1979. - Vol. 43. - P. 739-745.

161. Huc A.Y. [et al.]. Geochemistry in a reservoir and production perspective / A.Y. Huc, B. Carpentier, G. Guéhénneux, C. Magnier. - DOI 10.2118/53146-MS // Middle East Oil Show and Conference. - Bahrain, 1999. - Paper ID SPE-53146-MS.

162. Hwang R.J. Allocation of commingled pipeline oils to field production / R.J. Hwang, D.K. Baskin, S C. Teerman. - DOI 10.1016/S0146-6380(00)00123-6 // Organic Geochemistry. - 2000.

- Vol. 31, № 12. - P. 1463-1474.

163. Hwang R.J. Detecting production tubing leak by time resolved geochemical analysis of oils / R.J. Hwang, R.J. Elsinger. - DOI 10.2118/29478-MS // SPE Production Operations Symposium.

- Oklahoma City, 1995. - Paper ID SPE-29478-MS.

164. Hwang R.J. Effect of CO2 flood on geochemistry of McElroy oil / R.J. Hwang, J. Ortiz.

- DOI 10.1016/S0146-6380(98)00057-6 // Organic Geochemistry. 1998. - Vol. 29, № 1-3. - P. 485503.

165. Hwang R.J. Oil composition variation and reservoir continuity: Unity field, Sudan / R.J. Hwang, A.S. Ahmed, J.M. Moldovan. - doi 10.1016/0146-6380(94)90153-8 // Organic Geochemistry. - 1994. - Vol. 21, № 2. - P. 171-188.

166. James A.T. Gas-liquid partition chromatography: The separation and micro-estimation of ammonia and the methylamines / A.T. James, A.J.P. Martin, G.H. Smith. - DOI 10.1042/bj0520238 // Biochemical Journal. - 1952. - Vol. 50, № 5. - P. 679-690.

167. James B. A case study in using compositional grading to improve reservoir characterization / B. James, R. Patience. - DOI 10.2118/08-07-33 // Journal of Canadian Petroleum Technology. - 2008. - Vol. 47, № 7.

168. Jensen M.D. [et al.]. Increasing performance of multilateral wells using oil fingerprinting / M.D. Jensen, M R. Werner, M.A. McCaffrey, J. E. Dahl. - DOI 10.2118/180445-MS // SPE Western Regional Meeting. - Anchorage, 2016. - Paper ID SPE-180445-MS.

169. Jin M. [et al.]. Reservoir characterization and monitoring using geochemical fingerprinting technology with case studies in the Delaware Basin / M. Jin, S. Esmaili, A. Harris, M. Pavlovic, A. Serna, T. Lv, J. Wu, F. Liu. - DOI 10.15530/urtec-2022-3723632 // Unconventional Resources Technology Conference. - Houston, 2022.

170. Jones P.J. [et al.]. Leveraging oil and water time-lapse geochemistry and well diagnostics to understand drainage and opportunity for infill development in a stacked pay asset, Avalon to Wolfcamp, Delaware Basin, New Mexico / P.J. Jones, M. Myers, D. Armistead, M. Barber, B. Bayliss.

- DOI 10.15530/urtec-2024-4044603 // Unconventional Resources Technology Conference. - Houston, 2024.

171. Jones W.L. Units of measurement in gas chromatography / W.L. Jones, R. Kieselbach. -DOI 10.1021/ac60142a003 // Analytical Chemistry. - 1958. - Vol. 30, № 10. - P. 1590-1592.

172. Jweda J. [et al.]. Optimizing field development strategy using time-lapse geochemistry and production allocation in Eagle Ford / J. Jweda, E. Michael, O. Jokanola, R. Hofer, V. Parisi. - DOI

10.15530/urtec-2017-2671245 // Unconventional Resources Technology Conference. - Austin, 2017. -Paper ID URTeC: 2671245.

173. Kaufman R.L. A new technique for the analysis of commingled oils and its application to production allocation calculations / R.L. Kaufman, A.S. Ahmed, W.B. Hempkins. - DOI org/10.29118/ipa.13.247.268// Proc. Ind. Petr. Ass. 16th Annual Convention. - 1987. - P. 247-268.

174. Kaufman R.L. [et al.]. Characterizing the Greater Burgan field with geochemical and other field data / R.L. Kaufman, C.S. Kabir, B. Abdul-Rahman, R. Quttainah, H. Dashti, J.M. Pederson, M.S. Moon. - DOI 10.2118/62516-PA // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. - 2000. - Vol. 3, № 2. - P. 118-126. - Paper ID SPE-62516-PA.

175. Kaufman R.L. Gas Chromatography as a development and production tool for fingerprinting oils from individual reservoirs: Applications in the Gulf of Mexico / R.L. Kaufman,

A.S. Ahmed, R.J. Elsinger. - DOI 10.5724/gcs.90.09.0263 // Proceedings of the Annual Research Conference of the Society of Economic Paleontologists and Mineralogists / ed. D. Schumaker,

B.F. Perkins. - New Orleans, 1990. - P. 262-292.

176. Kerimov V.Y. [et al.]. Formation conditions of hydrocarbon systems on the Sakhalin Shelf of the sea of Okhotsk Based on the geochemical studies and modeling / V.Y. Kerimov, G.N. Gorgadze, R.N. Mustaev, A.V. Bondarev. - DOI 10.13005/ojc/340243 // Oriental Journal of Chemistry. - 2018. - Vol. 34, № 2. - P. 934-947.

177. Koksalan T. [et al.]. Compartmentalization, complex filling history and operational oil alteration due to EOR processes revealed using state-of-the-art multivariate geochemical fingerprinting in a mature Abu Dhabi oil field, UAE / T. Koksalan, K.A. Khan, A.A. Salahuddin, N.M. Aljneibi, M.N.A. Alblooshi, J.J. Adams. - DOI 10.2118/222836-MS. - Abu Dhabi, 2024. - Paper ID SPE-222836-MS.

178. Kornacki A.S. [et al.]. Fingerprinting technology to determine the amount of oil produced from hydraulically-fractured Wolfcamp reservoirs using petroleum samples extracted from conventional core plugs / A.S. Kornacki, J.T. Westrich, C. Gong, L. Rodriguez, J.S. Etienne. - DOI 10.15530/urtec-2017-2670968 // Unconventional Resources Technology Conference. - Austin, 2017. - Paper ID URTeC 2670968.

179. Kornacki A.S. Production of migrated oil from horizontal wells landed in the Eagle Ford on the San Marcos Arch / A.S. Kornacki. - DOI 10.1306/80664Kornacki2019 // American Association of Petroleum Geologists. - Salt Lake City, 2018.

180. Kovâts E. Gas-chromatographische charakterisierung organischer verbindungen. Teil 1. Retentionsindices aliphatischer Halogenide, Alkohole, Aldehyde und Ketone / E. Kovâts. - DOI 10.1002/hlca.19580410703 // Helvetica Chimica Acta. - 1958. - Vol. 41, № 7. - P. 1915-1932.

181. Larter S.R. [et al.]. Reservoir geochemistry: A link between reservoir geology and engineering? / S.R. Larter, A.C. Aplin, P.W.M. Corbett, M. Chen, P.N. Taylor. - DOI 10.2118/28849-PA // SPE Reservoir Engineering. - 1997. - Vol. 12, № 1. - P. 12-17.

182. Larter S. [et al.]. The controls on the composition of biodegraded oils in the deep subsurface - part 1: biofdegradation rates in petroleum reservoirs / S. Larter, A. Wilhelms, I. Heada, M. Koopmans, A. Aplin, R. Di Primio, C. Zwach, M. Erdmann, N. Telnaes. - DOI 10.1016/S0146-6380(02)00240-1 // Organic Geochemistry. - 2003. - Vol. 34. - P. 601-613.

183. Larter S.R. Production applications of reservoir geochemistry: A current and long-term view / S. R. Larter, A.C. Aplin. - DOI 10.2118/28375-MS // SPE Annual Technical Conference and Exhibition. - New Orleans, 1994. - Paper ID SPE-28375-MS.

184. Lederer E. Chromatographic adsorption analysis of petroleum oils / E. Lederer // Journal of Chemical Technology and Biotechnology. - Vol. 53, № 1. - P. 12-18.

185. Liang P. [et al.]. Integrating geochemical fingerprinting technology with reservoir surveillance data - a montney case study to optimize pad design in multi-bench development / P. Liang, Y. Liu, K. Unick, T. Curzon, M. Jin, J. Wu, F. Liu. - DOI 10.2118/212732-MS // SPE Canadian Energy Technology Conference and Exhibition. - Alberta, 2023. - Paper ID SPE-212732-MS.

186. Liu F. [et al.]. From Reservoir Characterization to Reservoir Monitoring: An Integrated Workflow to Optimize Field Development Using Geochemical Fingerprinting Technology / F. Liu, J. Wu, M. Jin, D.L. Hardman, D. Cannon. - DOI 10.15530/urtec-2020-2902 // Unconventional Resources Technology Conference. - Austin, 2020. - Paper ID URTeC: 2902.

187. Liu F. [et al.]. Time-lapse geochemistry (TLG) application in unconventional reservoir development / F. Liu, E. Michael, K. Johansen, D. Brown, J. Allwardt. - DOI 10.15530/urtec-2017-2670186 // Unconventional Resources Technology Conference. - Austin, 2017. - Paper ID URTeC: 2670186.

188. Long H. [et al.]. Integrating oil and water geochemistry to assess SRV and DRV in the Bakken/Three Forks hybrid play / H. Long, E. Michael, S. Bordoloi, Y. Liu, B. Rajappa, B. Weaver, N. McMahan, K. McLin. - DOI 10.15530/urtec-2020-2470 // Unconventional Resources Technology Conference. - Austin, 2020.

189. Maende A. Finding bypassed or overlooked pay zones using geochemistry techniques / A. Maende, D. Jarvie. - DOI 10.2523/IPTC-12918-MS // International Petroleum Technology Conference. - Kuala Lumpur, Malaysia, 2008.

190. Martin A.J.P. A new form of chromatogram employing two liquid phases. 1. A theory of chromatography. 2. Application to the micro-detrmination of the higher monoamino-acids in proteins / A.J.P. Martin, R. Synge. - DOI 10.1042/bj0351358 // Biochemical Journal. - 1941. - Vol. 35. - P. 13581368.

191. McCaffrey M.A. [et al.]. Diagnosing production problems in highly deviated wells using oil and gas geochemical fingerprinting / M.A. McCaffrey, A. Al-Khamiss, M.D. Jensen, D.K. Baskin, C D. Laughrey, W.M. Rodgers. - DOI 10.4043/27617-MS // Offshore Technology Conference. -Houston, 2017. - Paper ID OTC-27617-MS.

192. McCaffrey M.A. Applying oil fingerprinting to unconventional reservoirs in the Permian basin for characterization of frac.height and quantification of the contribution of multiple formations to commingled production / M.A. McCaffrey, D.K. Baskin. - DOI 10.15530/URTEC-2016-2460348 // SPE/AAPG/SEG Unconventional Resources Technology Conference. - San Antonio, Texas, USA, 2016. - Paper ID URTeC: 2460348.

193. McCaffrey M.A. [et al.]. Geochemical allocation of commingled oil production or commingled gas production / M.A. McCaffrey, D.H. Ohms, M. Werner, C. Stone, D.K. Baskin,

B.A. Patterson. - DOI 10.2118/144618-MS // SPE Western North American Region Meeting. -Anchorage, 2011. - Paper ID SPE-144618-MS.

194. McCaffrey M.A. Using biomarkers to improve heavy oil reservoir management: An example from the Cymric field, Kern County, California / M.A. McCaffrey, H.A. Legarre, S.J. Johnson. - DOI 10.1306/64ED8908-1724-11D7-8645000102C1865D // American Association of Petroleum Geologists Bulletin. - 1996. - Vol. 80, № 6. - P. 898-913.

195. McKinney D. [et al.]. Advanced mud gas logging in combination with wireline formation testing and geochemical fingerprinting for an improved understanding of reservoir architecture / D. McKinney, M. Flannery, H. Elshahawi, A. Stankiewicz, E. Clarke, J. Breviere, S. Sharma. - DOI 10.2118/109861-MS // SPE Annual Technical Conference and Exhibition. - Anaheim, 2007. - Paper ID SPE-109861-MS.

196. Milkov A.V. [et al.]. Compartmentalization and time-lapse geochemical reservoir surveillance of the Horn Mountain oil field, deep-water Gulf of Mexico / A.V. Milkov, E. Goebel, L. Dzou, D A. Fisher, A. Kutch, N. McCaslin, D.F. Bergman. - DOI 10.1306/01090706091 // American Association of Petroleum Geologists Bulletin. - 2007. - Vol. 91, № 6. - P. 847-876.

197. Milner C.W.D. Petroleum transformation in reservoirs / C.W.D. Milner, M.A. Rogers,

C.R. Evans. - DOI 10.1016/0009-2541(71)90002-7 // Journal of Geochemical Exploration. - 1977. -Vol. 7. - P. 101-153.

198. Mohamed S.M. Obaiyed field fluid geochemical analysis / S.M. Mohamed. - DOI 10.2118/87289-MS // 9th Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference. - Abu Dhabi, 2000. - P. 15-18.

199. Moldowan M.J. Relationship Between Petroleum Composition and Depositional Environment of Petroleum Source Rocks / M.J. Moldowan, W.K. Seifert, E.J. Gallegos. - DOI

10.1306/AD462BC8-16F7-11D7-8645000102C1865D // American Association of Petroleum Geologists Bulletin. - 1985. - Vol. 69, № 8. - P. 1255-1268.

200. Mullins O.C. [et al.]. Downhole fluid analysis and gas chromatography; a powerful combination for reservoir evaluation / O.C. Mullins, J.C. Forsythe, A.E. Pomerantz, T. Wilkinson,

B. Winkelman, V.K. Mishra, J.A. Canas, L. Chen, R. Jackson, S.S. Betancourt, J.Y. Zuo, A. Kauerauf, K.E. Peters // SPWLA 59th Annual Logging Symposium. - London, 2018. - Paper ID SPWLA-2018-EEE.

201. Nengkoda A. [et al.]. Evaluation of reservoir for production allocation using reservoir fingerprinting: A case study / A. Nengkoda, M.S. Mandhari, S. Widojo, Z. M. Al-Hinai. - DOI 10.2523/IPTC-11420-MS // International Petroleum Technology Conference. - Dubai, UAE, 2007.

202. Nengkoda A. [et al.]. The effectivelly of geochemical technique for evaluation of commingled reservoir: Case study / A. Nengkoda, S. Widojo, M.S. Mandhari, Z. Hinai, T. Khan. - DOI 10.2118/109169-MS // Asia pacific oil and gas conference and exhibition. - Jakarta, 2007. - Paper ID SPE-109169-MS.

203. Nicolle G. [et al.]. Geochemistry: A powerful tool for reservoir monitoring / G. Nicolle,

C. Boibien, H.L. Ten-Haven, E. Tegelaar, Ph. Chavagnac. - DOI 10.2118/37804-MS // Middle East Oil Show and Conference. - Manama, Bahrain, 1997.

204. Nouvelle X. Novel method of production back-allocation using geochemical fingerprinting / X. Nouvelle, K. Rojas, A. Stankiewicz. - DOI 10.2118/160812-MS // Abu Dhabi International Petroleum Conference and Exhibition. - Abu Dhabi, 2012. - Paper ID SPE-160812-MS.

205. Osuju L.C. Geochemical implication of some chemical fossils as indicators of petroleum source rock / L.C. Osuju, B.S. Antia // Journal of Applied Sciences and Environmental Management. -2005. - Vol. 9, № 1. - P. 45-49.

206. Patent № US 9074465 B2 United States. Methods for allocating commingled oil production / Abivin P., Toribio M.M., Indo K.; patent holder: Schlumberger Technology Corporation, Cambridge, MA (US), 2015. - 14 p. - URL: https://patentimages.storage.googleapis.com/b4/3e/14/1d96eee5325d3b/US9074465.pdf (accessed: 27.05.2025). - Text: electronic.

207. Pavlov D. [et al.]. Improved integrated approach in reservoir modeling by the example of the Astokh field / D. Pavlov, N. Fedorov, O. Timofeeva, A. Vasiliev. - DOI 10.2118/196719-MS // SPE Reservoir Characterisation and Simulation Conference and Exhibition. - Abu Dhabi, 2019.

208. Pavlov D. Oil fingerprinting technology for well and reservoir management / D. Pavlov, A. Vasiliev. - DOI 10.2118/187781-MS // SPE Russian Petroleum Technology Conference. - Moscow, 2017.

209. Permanyer A. Reservoir compartmentalization assessment by using FTIR spectroscopy / A. Permanyer, C. Rebufa, J. Kister. - DOI 10.1016/j.petrol.2005.09.009 // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2007. - Vol. 58, № 3-4. - P. 464-471.

210. Peters K.E. Applications of petroleum geochemistry to exploration and reservoir management / K.E. Peters, M.G. Fowler. - DOI 10.1016/S0146-6380(01)00125-5 // Organic Geochemistry. - 2002. - Vol. 33, № 1. - P. 5-36.

211. Peters K.E. The Biomarker Guide / K.E. Peters, C.C. Walters, J.M. Moldovan. -Cambridge: Cambridge University Press, 2005. - 473 p. - DOI 10.1017/CBO9780511524868.

212. Philippi G.T. On the depth, time and mechanism of origin of the heavy to medium-gravity naphthenic crude oils / G.T. Philippi. - DOI 10.1016/0016-7037(77)90185-5 // Geochmuca et Cosmochlmlca Acta. - 1977. - Vol. 41, № 1. - P. 33-52.

213. Pollo B.J. [et al.]. The impact of comprehensive two-dimensional gas chromatography on oil & gas analysis: recent advances and applications in petroleum industry / B.J. Pollo, G.L. Alexandrino, F. Augusto, L.W. Hantao. - DOI 10.1016/j.trac.2018.05.007 // TrAC Trends in Analytical Chemistry. - 2018. - Vol. 105. - P. 202-217.

214. Pym J.G. [et al.]. Petroleum triterpane fingerprinting of crude oils / J.G. Pym, J.E. Ray, G.W. Smith, E.V. Whitehead. - DOI 10.1021/AC60359A052 // Analytical Chemistry. - 1975. - Vol. 47, № 9. - P. 1617-1622.

215. Qassamipour M. An integrated procedure for reservoir connectivity study between neighboring fields / M. Qassamipour, E. Khodapanah, S.A. Tabatabaei-Nezhad. - DOI 10.1007/s13202-020-00995-1 // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. - 2020. - Vol. 10, № 1. - P.3179-3190.

216. Rahman M. [et al.]. Oil and gas generation, migration, production prediction, and reservoir characterization of Northern Denver basin: Implication from the total petroleum systems / M. Rahman, M. Fox, D. Kramer, C. Mullen. - DOI 10.15530/urtec-2023-3866347 // Unconventional Resources Technology Conference. - Denver, 2023.

217. Ratulowski J. [et al.]. Theoretical and experimental investigation of isothermal compositional grading / J. Ratulowski, A.N. Fuex, J.T. Westrich, J.J. Sieler. - DOI 10.2118/84777-PA // SPE-Reservoir Evaluation and Engineering. - 2003. - Vol. 6, № 3. - P. 168-175. - Paper ID SPE-84777-PA.

218. Reed W.E. Molecular compositions of weathered petroleum and comparison with its possible source / W.E. Reed. - DOI 10.1016/0016-7037(77)90231-9 // Geochimica et Cosmochimica Acta. - 1977. - Vol. 41. - P. 237-247.

219. Riickheim J. Organic geochemistry of petroleum reservoirs / J. Riickheim, W.A. England // Society of Exploration Geophysicists (SEG) Annual Meeting. - Dallas, 1989. - Paper ID SEG-1989-1350.

220. Saifutdinov M.A. [et al.]. Studies of the hydrodynamic connection presence between the terrigenous Bobrikovian and carbonate Tournaisian objects on the basis of the geological-technological model of the site of the field / M.A. Saifutdinov, I.N. Khakimzyanov, V.N. Petrov, R.I. Sheshdirov, L.M. Mironova. - DOI 10.18599/grs.2018.1.2-8 // Georesources. - 2018. - Vol. 20, № 1. - P. 2-8.

221. Schafer D. [et al.]. Geochemical oil fingerprinting - implications for production allocations at Prudhoe Bay field, Alaska / D. Schafer, O. Bommarito, K. Cooper, M. McCaffrey, P. Meixueiro, M. Mower. - DOI 10.2118/146914-MS // SPE Annual Technical Conference and Exhibition. - Denver, 2011. - Paper ID SPE-146914-MS.

222. Schneider F. Quantitative HC potential evaluation using 3D basin modelling: application to Franklin structure, Central Graben, North Sea, UK / F. Schneider, S. Wolf. - DOI 10.1016/S0264-8172(99)00060-4 // Marine and Petroleum Geology. - 2000. - Vol. 17. - P. 841-856.

223. Schoell M. Genetic characterization of natural gases / M. Schoell. - DOI 10.1306/AD46094A-16F7-11D7-8645000102C1865D // The American Assiosiation of Petroleum Geolosists Bulletein. - 1983. -Vol. 67, № 12. - P. 2225-2238.

224. Schoell M. The hydrogen and carbon isotopic composition of methane from natural gases of various origins / M. Schoell. - DOI 10.1016/0016-7037(80)90155-6 // Geochimica et Cosmochimica Acta. - 1980. - Vol. 44, № 5. - P. 649-661.

225. Seifert W.K. Applications of steranes, terpanes and monoaromatics to the maturation, migration and source of crude oils / W.K. Seifert, M.J. Moldowan. - DOI 10.1016/0016-7037(78)90219-3 // Geochimica et Cosmochimica Acta. - 1978. - Vol. 42, № 1. - P. 77-95.

226. Sereda J.N. A case study in the application of bitumen geochemistry for reservoir characterization in SAGD development / J.N. Sereda, B.R. James. - DOI 10.2118/170109-MS // SPE Heavy Oil Conference-Canada. - Calgary, 2014. - Paper ID SPE-170109-MS.

227. Shipaeva M. [et al.]. Advanced oil fingerprinting technology for enhanced reservoir characterization and development / M. Shipaeva, A. Shakirov, D. Nurgaliev, V. Sudakov, M. Fazlyyyakhmatov. - DOI 10.2118/223466-MS // SPE Caspian Technical Conference and Exhibition. - 2024. - Paper ID SPE-223466-MS.

228. Shipaeva M.S. [et al.]. Profile evaluation in producer wells by geochemical studies of oil and water and analysis of anomalies associated with deep fault zones / M.S. Shipaeva, D.K. Nurgaliev, V.A. Sudakov, A.A. Shakirov, B.G. Ganiev, A.A. Lutfullin. - DOI 10.2118/216170-MS // Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference. - Abu Dhabi, UAE, 2023.

229. Shipaeva M.S. [et al.]. The Geochemical Survey Methods for Optimization of Oil Field Development / M.S. Shipaeva, D.K. Nurgaliev, V.A. Sudakov, A.A. Shakirov, A.A. Lutfullin, B.G. Ganiev, L.I. Minikhairov. - DOI 10.2118/207566-MS // Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference. - Abu Dhabi, 2021. - Paper ID SPE-207566-MS C.

230. Sinclair J.W. Oil spill fingerprinting - the practical benefits for the operator / J.W. Sinclair, S.J.W. Grigson. - DOI 10.2118/35861-MS // International Conference M Healfh, Safety & Environment. - New Orleans, 1996.

231. Skopich A. [et al.]. Field case: Complex water inflow risk evaluation by various surveillance methods / A. Skopich, E. Neubauer, R. Sadyrbakiyev, L. Xing. - DOI 10.2118/202554-MS // SPE Annual Caspian Technical Conference. - Virtual, 2020. - Paper ID SPE-202554-MS.

232. Slentz L.W. Geochemistry of reservoir fluid as a unique approach to optimum reservoir management / L.W. Slentz. - DOI 10.2118/9582-MS // Middle East Technical Conference and Exhibition. - Manama, 1981. - [P. 37-51]. - Paper ID SPE 9582.

233. Smalley P.C. [et al.]. New tools target oil-quality sweetspots in viscous-oil accumulations / P.C. Smalley, N.S. Goodwin, J.F. Dillon, CR. Bidinger, R.J. Drozd. - DOI 10.2118/36652-PA // SPE Reservoir Evaluation and Engineering. - 1997. - Vol. 12, № 3. - P. 157-162. - Paper ID SPE-36652-PA.

234. Sofer Z. Stable carbon isotope compositions of crude oils: Application to source depositional environments and petroleum alteration / Z. Sofer. - DOI 10.1306/AD460963-16F7-11D7-8645000102C1865D // The American Association of Petroleum Geologists Bulletin. - 1984. - Vol. 68, № 1. - P. 31-49.

235. Song Y. Production diagnostics with time lapse geochemistry / Y. Song, E. Michael. -DOI 10.15530/urtec-2021-5398 // Unconventional Resources Technology Conference. - Denver, 2021. - Paper ID URTeC: 5398.

236. Standard test method for determination of light hydrocarbons in stabilized crude oils by gas chromatography. D7900 - 23, 2023. - URL: https://store.astm.org/d7900-23.html (accessed: 28.05.2025). - DOI 10.1520/D7900-23. - Text: electronic.

237. St0lum H.H. A deterministic method for assessing reservoir communication, based on strontium fingerprinting / H.H. St0lum, P.C. Smalley. - DOI 10.2118/25007-MS // European Petroleum Conference. - Cannes, 1992.

238. Swearingen J. Advanced Analytical tools for fingerprinting, production allocation, & improved/enhanced oil recovery monitoring / J. Swearingen, Y.A. De Itriago. - DOI 10.2118/210060-MS // SPE Annual Technical Conference and Exhibition. - Houston, 2022. - Paper ID SPE-210060-MS.

239. Syofvas Syofyan [et al.]. Application of an integrated geochemical approach to assess hydrocarbon presence and its composition below the hitherto free water level / Syofvas Syofyan, Syed Asif Ahsan, Tamer Koksalan, Asma Hassan Ali Bal Baheeth, Saif Ghanim Al-Shamsi, Ashraf Lotfy El Gazar, Ahmed Adnan Ali Alkhawaja, Wei Chenji. - DOI 10.2118/211610-MS // A Case Study from Flank Appraisal Wells of a Producing Field in the Onshore UAE, ADIPEC. - Abu Dhabi, 2022. - Paper ID SPE-211610-MS.

240. Taylor P.N. [et al.]. Understanding oil quality variability / P.N. Taylor, E. Tegelaar, A.S. Al Belushi, B. Al Fazari. - DOI 10.2118/222428-MS // A Carbonate Reservoir of Oman / ADIPEC. - Abu Dhabi, 2024. - Paper ID SPE-222428-MS.

241. Tissot B.P. Petroleum formation and occurrence / B.P. Tissot, D.H. Welte. - Heidelberg; Berlin: Springer, 1984. - 702 p. - DOI 10.1007/978-3-642-87813-8.

242. Treibs A. Chlorophyll-und häminderivate in bituminösen gesteinen, erdölen, erdwachsen und asphalten. Ein beitrag zur entstehung des erdöls / A. Treibs. - DOI 10.1002/jlac.19345100103 // European Journal of Organic Chemistry. - 1934. - Band. 510, № 1. - P. 42-62.

243. Urey H.C. The thermodynamic properties of isotopic substances / H.C. Urey. - DOI 0.1039/JR9470000562 // Journal of the Chemical Society (Resumed). - 1947. - P. 562-581.

244. Wang W. [et al.]. Time-lapse produced water source allocation: Characterizing impact of fracture-driven interaction, insights on life-of-well water production profile and asset development optimization in the Permian Midland basin / W. Wang, W. Wei, C. Studnicky, S. Reed. - DOI 10.15530/urtec-2023-3858760 // Unconventional Resources Technology Conference. - Denver, 2023.

245. Wang Y. [et al.]. Applications of time-lapse geochemistry (TLG) to Delaware Basin field development / Y. Wang, F. Esson, E. Michael, I. Perez, B. Biurchieva, P. Hoang, K. McLin. - DOI 10.15530/urtec-2021-5127 // Unconventional Resources Technology Conference. - Houston, 2021. -Paper ID URTeC: 5127.

246. Waples D.W. Biomarkers for geologists: A practical guide to the application of steranes and triterpanes in petroleum geology / D.W. Waples, T. Machihara. - Chiba, Japan, 1991. - 91 p. -(AAPG. Methods in Exploration Series; № 9).

247. Welte D.H. Petroleum exploration and organic geochemistry / D.H. Welte // Journal of Geochemical Exploration. - 1972. - Vol. 1. - P. 117-136.

248. Wen Zhigang [et al.]. The application of gas chromatography fingerprint technique to calculating oil production allocation of single layer in the commingled well / Wen Zhigang, Zhu Dan, Tang Youjun, Li Yuquan, Zhang Guorong. - DOI 10.1007/BF02871319 // Chinese Journal of Geochemistry. - 2005. - Vol. 24, № 3. - P. 257-261.

249. Westrich J.T. [et al.]. Evaluating reservoir architecture in the Northern Gulf of Mexico using oil and gas chemistry: Insights from a study at Bullwinkle field / J.T. Westrich, P.O. Knigge,

A.N. Fuex, H.I. Halpern. - DOI 10.2118/36541-MS // SPE Annual Technical Conference and Exhibition. - Denver, 1996. - Paper ID SPE-36541-MS.

250. Whiticar M.J. Biogenic methane formation in marine and freshwater environments: CO2 reduction VS. acetate fermentation-isotope evidence / M.J. Whiticar, E. Faber, M. Schoell. - DOI 10.1016/0016-7037(86)90346-7 // Geochimica et Cosmochimica Acta. - 1986. - Vol. 50. - P. 693-709.

251. Wilhelms A. [et al.]. Biodegradation of oil in uplifted basins prevented by deep-burial sterilization / A. Wilhelms, S.R. Latter, I. Head, P. Farrimond, R. di-Primio, C. Zwach. - DOI 10.1038/35082535 // Nature. - 2001. - Vol. 411. - P. 1034-1037.

252. Wold S. PLS-regression: a basic tool of chemometrics / S. Wold, M. Sjostrom, L. Erikssonc. - DOI 10.1016/S0169-7439(01)00155-1 // Chemometrics and Intelligent Laboratory Systems. - 2001. - Vol. 58, № 2. - P. 109-130.

253. Woodruff O. [et al.]. Geochemical fingerprinting of Niobrara oils across four distinct landing zones located within Powder River Basin, USA / O. Woodruff, N. Dannemiller, M M. Laughland, D. Kimmeridge. - DOI 10.15530/urtec-2022-3716911 // Unconventional Resources Technology Conference. - Houston, 2022.

254. Xianchuan Yu. Blind source separation: theory and application / Yu. Xianchuan, Dan Hu, Jindong Xu. - Singapure: Wiley, 2014. - 367 p. - URL: https://doi.org/10.1002/9781118679852.fmatter (accessed: 28.05.2025). - Text: electronic.

255. Xincang Liu [et al.]. Using chromatographic fingerprint technique to monitor individual zone production in ASP flooding / Xincang Liu, Dong Zhang, Jian Ding, Fajiang Ran, Mingchuan Zhao, Shiyong Li. - DOI 10.2118/165299-MS // SPE Enhanced Oil Recovery Conference. - Kuala Lumpur, 2013. - Paper ID SPE-165299-MS.

256. Xing L. Time lapse production allocation using oil fingerprinting for production optimization in Deepwater Gulf Mexico / L. Xing, S. Teerman, F. Descant. - DOI 10.2118/193601-MS // SPE International Conference on Oil field Chemistry. - Galveston, 2019. - Paper ID SPE-193601-MS.

257. Xu Yaohui [et al.]. Calculating single layer production contribution of heavy oil commingled wells by analysis of aromatic parameters in whole-oil GC-MS / Xu Yaohui, Ma Li, Li Linxiang, Cui Wenfu, Cheng Xiaowei, Wang Xiaoping. - DOI 10.1007/s12182-014-0320-y // Petroleum Science. - 2014. - Vol. 11, № 1. - P. 89-96.

258. Yang W. [et al.]. A new method of geochemical allocation and monitoring of commingled crude oil production using trace and ultra-trace multi-element analyses / W. Yang, J.F. Casey, Y. Gao, J. Li. - DOI 10.1016/j.fuel.2018.12.049 // Fuel. - 2019. - Vol. 241. - P. 347-359.

259. Zhou Yuzheng [et al.]. How to eliminate the defects of GCF applied to the production partitioning calculation of crude oil in coproducing wells / Zhou Yuzheng, Chai Yuanming, Ma Ting,

Mei Bowen. - DOI 001-6112(2001)02-0212-08 // Petroleum Geology and Experiment. - 2001. -Vol. 23, № 2. - P. 213-220.

260. Zongrui Yang [et al.]. Analyzing feature selection of chromatographic fingerprints for oil production allocation / Zongrui Yang, Wei Wu, Mingliang Gao, Qizhi Teng, YouSong He. - DOI 10.1007/978-3-642-33478-8_57 // 4th International Conference on Artificial Intelligence and Computational Intelligence (AICI). - Chengdu, China, 2012. - P. 458-467.

СПИСОК ИЛЛЮСТРАТИВНОГО МАТЕРИАЛА И ТАБЛИЦ Список рисунков

Рисунок 1 - История развития геохимических методов исследования пластовых флюидов

................................................................................................................................................................16

Рисунок 2 - Схема выделения эксплуатационных объектов Пильтун-Астохского

нефтегазоконденсатного месторождения..........................................................................................71

Рисунок 3 - Состав бензиновой фракции, Пильтунский и Астохский участки.................79

Рисунок 4 - Параметры, характеризующие зрелость ОВ и вторичные изменения (шкала

логарифмическая), Пильтунский и Астохский участки...................................................................80

Рисунок 5 - Характеристика содержания средних алканов и изопреноидов нефти

Пильтунского участка..........................................................................................................................81

Рисунок 6 - Характеристика содержания средних алканов и изопреноидов нефти

Астохского участка..............................................................................................................................82

Рисунок 7 - Содержание стеранов в нефти Пильтун-Астохского месторождения...........83

Рисунок 8 - Содержание ароматических биомаркеров в нефти Пильтун-Астохского

месторождения.....................................................................................................................................84

Рисунок 9 - Генетическая характеристика ОВ на основе стеранов нефти Пильтун-

Астохского месторождения.................................................................................................................85

Рисунок 10 - Пример участка хроматограммы небиодеградированной нефти (пласт 16),

пластовая температура 82°С...............................................................................................................89

Рисунок 11 - Пример участка хроматограммы небиодеградированной нефти (пласт 7),

пластовая температура 67°С...............................................................................................................89

Рисунок 12 - Температурный градиент Пильтун-Астохского месторождения с учетом

неопределенностей...............................................................................................................................90

Рисунок 13 - Зависимость сумм нормированных высот пиков средних и тяжелых предельных УВ в нефтях Пильтун-Астохского месторождения от пластовой температуры и

вертикального расстояния интервалов перфорации скважин до зеркала воды.............................91

Рисунок 14 - Вариативность (стандартные отклонения) высот пиков хроматограмм для

всей выборки проб...............................................................................................................................92

Рисунок 15 - Оценка дисперсии высот хроматографических пиков 1728, Ю15, ПС16.......92

Рисунок 16 - Геохимический «облик» нефтей Астохского участка в диапазоне средних УВ (все пики). Пласты 7, 8, 9 и 16............................................................................................................94

Рисунок 17 - Геохимический «облик» нефтей Астохского участка в диапазоне средних УВ

(все пики). Пласты 7, 8, 9.....................................................................................................................95

Рисунок 18 - Геохимическая характеристика пластов Астохского участка: а) номограмма

выбранных маркеров, б) геологический профиль Астохского участка..........................................96

Рисунок 19 - Номограмма разделения нефти пластов 7 и 8 / 9 Астохского участка........97

Рисунок 20- Геохимический «облик» нефтей Пильтунского участка, Блок I, в диапазоне

средних УВ (все пики). Пласты 7+ 9, 11, 12+13, 15+16, 18.............................................................98

Рисунок 21 - Геохимический «облик» нефтей Пильтунского участка, Блок I, в диапазоне

средних УВ (идентифицированные пики). Пласты 7+ 9, 11, 12+13, 15+16, 18.............................99

Рисунок 22 - Геохимическая характеристика пластов Пильтунского и Астохского участков: а) номограмма выбранных маркеров, б) геологический профиль Пильтунского участка

..............................................................................................................................................................100

Рисунок 23 - Геохимическая характеристика пластов Пильтунского участка: (а) и

Пильтунского и Астохского участков (б) по данным ПС19, ПС20...................................................101

Рисунок 24 - Номограмма соотношений пС20/0, пС21/0. Пильтунский участок, Блок I 101 Рисунок 25 - Номограмма соотношений пС21/0, пС22/0. Пильтунский участок, Блок I 102 Рисунок 26 - Маркеры эталонных скважин во времени и эксплуатационные показатели

скважин. Пласт 7................................................................................................................................103

Рисунок 27 - Маркеры эталонных скважин во времени и пластовое давление по

скважинам. Пласт 7............................................................................................................................104

Рисунок 28 - Маркеры эталонных скважин во времени и эксплуатационные показатели

скважин. Пласт 8................................................................................................................................104

Рисунок 29 - Маркеры эталонных скважин во времени и пластовое давление по

скважинам. Пласт 8............................................................................................................................105

Рисунок 30 - Часть типовой хроматограммы небиодеградированной нефти..................107

Рисунок 31- Часть типовой хроматограммы биодеградированной нефти.......................107

Рисунок 32 - Процесс подготовки модельных смесей.......................................................110

Рисунок 33 - Сравнение расчетных и экспериментальных (модельные смеси) данных

(Астохский участок)...........................................................................................................................111

Рисунок 34 - Палетка (номограмма) для расчета вклада пластов в добычу....................112

Рисунок 35 - Поиск гипотенуз прямоугольных треугольников ADDl и АЕЕ1................114

Рисунок 36 - Сравнение двух методов расчета по модельным смесям Астохского участка

..............................................................................................................................................................116

Рисунок 37 - Скважина А1. Сравнение вклада в добычу нефти по данным геохимии и ПГИ ..............................................................................................................................................................117

Рисунок 38 - Скважина А6БС1. Сравнение вклада в добычу нефти по данным геохимии и

регулирования отборов внутрискважинными клапанами..............................................................117

Рисунок 39 - Скважина А7БС5. Сравнение вклада в добычу нефти по данным геохимии и

по-пластового тестирования.............................................................................................................118

Рисунок 40 - Скважина А34БС1. Сравнение вклада в добычу нефти по данным геохимии

и по-пластового тестирования..........................................................................................................118

Рисунок 41 - Сравнение расчетных и экспериментальных (модельные смеси)

соотношений nC^/D, nC2o/D. Пильтунский участок, Блок 1..........................................................121

Рисунок 42 - Сравнение расчетных и экспериментальных (модельные смеси)

соотношений nC2o/D, nC21/D. Пильтунский участок, Блок 1..........................................................121

Рисунок 43 - Сравнение расчетных и экспериментальных (модельные смеси)

соотношений nC21/D, nC22/D. Пильтунский участок, Блок 1..........................................................122

Рисунок 44 - Скважина П1. Сравнение вклада в добычу нефти по данным геохимии и ПГИ

..............................................................................................................................................................123

Рисунок 45 - Скважина П4БС1. Сравнение вклада в добычу нефти по данным геохимии и

ПГИ......................................................................................................................................................123

Рисунок 46 - Скважина П6БС1. Сравнение вклада в добычу нефти по данным геохимии и

ПГИ......................................................................................................................................................123

Рисунок 47 - Скважина П7. Сравнение вклада в добычу нефти по данным геохимии и ПГИ

..............................................................................................................................................................124

Рисунок 48 - Скважина П8. Сравнение вклада в добычу нефти по данным геохимии и ПГИ

..............................................................................................................................................................124

Рисунок 49 - Сравнение вклада в добычу нефти по данным геохимии и ПГИ

по Астохскому и Пильтунскому участкам......................................................................................126

Рисунок 50 - Палетка для расчета вклада пластов Астохского участка. Изменение

геохимических маркеров скважины А8 в 2000-2015 гг.................................................................128

Рисунок 51 - Маркеры и эксплуатационные показатели скважины А8...........................128

Рисунок 52 - Астохский участок, скважина А28ПС, несогласное налегание пласта 7 на

пласте 8................................................................................................................................................129

Рисунок 53 - Астохский участок, профиль пластового давления по замерам в открытом

стволе скважин А28ПС, А34БС1 (2015-2017 гг.)............................................................................131

Рисунок 54 - Оценка межпластовых перетоков по данным ГДМ.....................................132

Рисунок 55 - Изменение насыщенности по данным ГИС и 4D-сейсмомониторинга.....133

Рисунок 56 - Скважина А6БС1. Изменение вклада пластов по данным геохимического анализа нефти.....................................................................................................................................135

Рисунок 57 - Скважина П5БС1. Изменение вклада групп пластов по данным

геохимического анализа нефти.........................................................................................................135

Рисунок 58 - Скважина П8. Изменение вклада групп пластов по данным геохимического анализа нефти.....................................................................................................................................136

Список таблиц

Таблица 1 - Свойства пластовой и дегазированной нефти разрабатываемых

эксплуатационных объектов Пильтун-Астохского НГКМ..............................................................67

Таблица 2 - Температурный режим хроматографа для выполнения геохимического

анализа сырой нефти Пильтун-Астохского месторождения...........................................................87

Таблица 3 - Стандартные отклонения высот хроматографических пиков #1728, iCi5, nCi6

................................................................................................................................................................93

Таблица 4 - Медианы выборок нормированных высот пиков средних и части тяжелых

предельных УВ нефтей пластов Пильтун-Астохского месторождения.........................................93

Таблица 5 - Статистика по охвату пластов эталонными пробами Пильтун-Астохского