В 2000 году по требованию заказчика из 13 выявленных объектов типа «риф» был выбран специалистами ОАО «Саратовнефтегеофизика» самый «надёжный» Южно-Каменский объект. Согласно паспорту он представляет органогенную внутрибассейновую постройку высотой 185 м и площадью 2.4 км2 по оконтуривающей изогипсе –3375 м (рис.2, 3, 4).

Для повышения надежности выделяемых рифовых объектов была проведена массированная альтернативная переобработка и переинтерпретация материалов сейсмических партий 0493, 0196, 0498 ОАО «Саратовнефтегеофизика» в ЗАОр НП «Запприкаспийгеофизика», имеющем опыт выявления рифовых массивов в Волгоградской области. Этому же предприятию был передан заказ на выполнение полевых работ с 2000 года, в связи с необходимостью опоискования восточной части Иловлинско-Белогорского участка, характеризующейся пересеченным рельефом и высокой залесённостью территорий, где применение тяжёлых виброустановок саратовцами признано невозможным. Волгоградцы имеют патент на более мобильную технологию полевых работ с применением маломощных шпуровых зарядов. Переход на взрывной источник возбуждения в сочетании с технологией «палеообработки и интерпретации» должен был обеспечить прирост информативности и качества сейсморазведочных работ [61].

Альтернативная сейсморазведка волгоградцев усугубила неоднозначность региональных и локальных геологических и геофизических моделей. Были значительно изменены контуры седиментационного уступа девонского палеошельфа (рис.2). Геологические модели рифообразования и критерии поисков имели «волгоградскую» специфику и волгоградские стратиграфические модели [43-46]. Были выявлены 13 объектов типа «риф», совпадающие с саратовскими объектами только на 3 площадях (Северо-Вишневской, Южно-Иловлинской и Южно-Белогорской). Подготовлены паспорта на поисковое бурение Южно-Белогорской, Ново-Белогорской и Разинской рифогенных структур (на рис.2 «волгоградские рифы» показаны коричневым цветом). Экспертная оценка волгоградцев отрицала наличие Южно-Каменского рифа, а саратовские специалисты не видели Разинского объекта на сейсмических волновых картинах в обработке (палеообработке) их конкурентов (рис. 4). Из рисунка 4 очевидно, что структура волновых полей объективно одинаковая, а рисовка (корреляция) рифовых объектов и их интерпретация имеет субъективную причину (человеческий фактор). При этом обе организации основным признаком выделения рифовых массивов на сейсмической записи считают наличие слабо выраженных перегибов по вышележащим горизонтам, связываемых со структурами уплотнения-облекания над рифами. На отдельных временных разрезах отмечают слабо выраженные динамические аномалии (или зоны ухудшения прослеживаемости), связанные с телами рифов, а также и другие признаки (различные наклоны осей синфазности в обрамлении рифов, ухудшение прослеживаемости в подрифовых отложениях, трактуемые как «зоны деструкции» цокольного блока, ограниченного тектоническими разломами и т. д). Постоянной устойчивой совокупности признаков выделения рифов в волновой картине не отмечают обе стороны. Разработкой критериев по технологии сейсмостратиграфии, по «Временным указаниям по методике поисков залежей нефти в ловушках неантиклинального типа» 1986 года или отраслевым стандартам СФИ не занимались обе стороны и не считают это обязательным, ссылаясь на собственный богатый производственный опыт и хорошую собственную статистику подтверждаемости прогнозов (выше 70%)..

В качестве причин, снижающих эффективность сейсморазведки при поисках рифов на Иловлинско-Белогорской площади указываются: расчлененный рельеф, резкое изменение толщин ЗМС, наличие высоко залегающей эрозионной поверхности карбонатных отложений палеозоя, карстовые воронки, крутые склоны рифовых тел и их малые пространственные размеры, высокий уровень частично кратных волн-помех, препятствующих получению качественного сейсмического материала на временах регистрации девонских отражающих горизонтов, недостаточная параметристика по материалам прямых измерений в скважинах и изучения керна для интервалов покрышек и коллекторов с различным флюидонасыщением.

Учитывая полное расхождение мнений саратовских и волгоградских геофизиков на паспортные объекты, показанные на рисунке 4, было очевидно, что их достоверность невысока. Специалистами ЗАО «Геофизсервис» было рекомендовано: 1- разобраться с контуром палеошельфа и критериями его трассирования; 2-провести сейсморазведку МОГТ-3Д с целью ранжирования рифов по степени их надёжности [62]; 3-выполнить экспертную оценку ключевых профилей паспортных объектов в рамках прецизионной системы VELINK (ООО "Геотехсистем", рис.5, [63]). Работы 3Д были запроектированы на 2002 год на Разинском рифе, так как его седиментационная высота прогнозировалась 600 м при глубине кровли рифового комплекса 3280 м и высоте залежи 200 м (по аналогии с Памятно-Сасовским месторождением).

Работы по составлению проектно-сметной документации на строительство поисковых скважин были начаты со времени приёмки паспортов на НТС Исполнителей и Заказчика.

Экспертной переобработкой ООО "Геотехсистем" с использованием процедуры глубинной миграции с "погружением" (пересчет сейсмограмм на уровень ниже первой жесткой границы) визуально подтверждено существование Разинского рифа. Получены глубинно-динамические разрезы, на которых более четко "высветились" тело рифа, структура облекания над ним и клиноформенная слоистость в толще компенсации вблизи рифа. Различие левого и правого геофизического изображения определяется глубиной переобработки исходных записей ОПВ (от частичной до полной). Критерием оценки достоверности скоростной модели не смогли воспользоваться в связи с отсутствием базы параметров скорости по рифовым объектам Саратовской и Волгоградской областей, хотя по параметру скорости модель требовала доработки.

В пределах предполагаемой сводовой части Южно-Каменского объекта в 2001-2002 гг. пробурена поисковая скважина 1-Южно-Каменская, достигшая забоя 3986 м и вскрывшая кровлю муллинских отложений. Скважина по условиям местности задана как наклонная, с отклонением забоя от устья на 316 м по дирекционному углу 261о. Скважиной установлено отсутствие в разрезе рифогенных известняков евлановско-ливенского возраста, вскрытие которых предполагалось по проекту на глубине 3345 м. Вместо них вскрыты глинисто-карбонатные депрессионные отложения задонского, волгоградского и евлановско-ливенского горизонтов мощностью более 300 м. Кровля евлановско-ливенского горизонта вскрыта на глубине 3611 м. Признаков нефтегазоносности во вскрытом разрезе не установлено. Сопоставление данных сейсморазведки и бурения по глубинам вскрытия основных отражающих горизонтов показывает, что по отложениям перми и карбона расхождение составляет 40-90 м и обусловлено неточностями определения скоростей. Расхождение по нижележащим горизонтам обусловлено отсутствием рифа (ошибка в геологической модели -рис. 3). Разрез депрессионных отложений аналогичен разрезу по скважине 58-Перещепновская. Подошва саргаевских отложений вскрыта на глубине 3828 м. Скважина ликвидирована по геологическим причинам.

Бурение скважины 1 –Разинская прекращено по достижению глубины 3800 м (при проектной глубине скважины 4000 м) в связи с «досрочным» вскрытием тиманско-пашийских отложений верхнего девона. Скважина вскрыла глинисто-карбонатные отложения депрессионного типа, представленные волгоградским горизонтом и предположительно евлановско-ливенскими отложениями суммарной мощностью 227 м. Кровля евлановско-ливенских отложений вскрыта на глубине 3742 м (на 462 м ниже, чем по прогнозу сейсморазведки), рифогенные известняки в разрезе скважины не отмечены. Налицо ошибка рифовой модели волгоградских сейсморазведчиков. Интересно, что паспортом, по аналогии с Памятно-Сасовским месторождением, в структуре облекания-уплотнения рифа предполагались «ограниченные скопления газа в бобриковских отложениях» без оценки перспективных ресурсов в силу их незначительности. В процессе бурения была обнаружена газонефтяная залежь в нижнекаменноугольных отложениях (бобриковский горизонт), скорее всего связанная с литолого-стратиграфической ловушкой. Амплитуда структурной ловушки, судя по структурной карте, не превышает 10 м, размеры очень небольшие – 0,3х0,3 км, по замкнутой изогипсе –2630 м. В скважине было произведено опробование бобриковских отложений пластоиспытателем на трубах, с выводом флюида на поверхность. Дебит газа составил 98,7-284,4 тыс.м3/сут и нефти - 22,1-60,5 м3/сут на 6-10 мм штуцере. Разинское нефтегазовое месторождение упоминается волгоградцами как успех в статье [61], хотя по типу залежи, по типу флюида и по генезису объекта прогноз не подтвердился.

В 2002 году ЗАОр «Запприкаспийгеофизика» выполнены полевые сейсморазведочные наблюдения 3D на Иловлинско-Белогорском участке, в объеме 50 кв.км. в пределах Разинской и Южно-Белогорской структур (зелёный контур на рис.2). Углубленная обработка и интерпретация этих материалов выполнена в 2003 году в филиале ОАО «Сиданко» в городе Саратове (СНТЦ) с использованием обрабатывающих пакетов ECHOS/Fokus 2D/3D и Power 2D/3D («Paradigm Geophysical»). Детально изучена площадь работ сейсморазведки МОГТ-3D с построением трехмерной глубинно-динамической модели, по основным прослеженным отражающим горизонтам составлены карты М 1:10 000 и М 1:25 000, глубинные сейсмогеологические и динамические разрезы, построены погоризонтные срезы куба и карты полей сейсмических атрибутов.

По кровле евлановско-ливенских отложений выделена Южно-Разинская структура. Она расположена в юго-западной части площади сейсморазведочных работ 3D. Структура предположительно рифового генезиса внутрибассейнового типа.

Выделение Южно-Разинской рифогенной постройки основано на следующих критериях:

-  фиксация в волновом поле на сейсмических разрезах четкой динамической аномалии на уровне средне-верхнефранских отложений (эффект «серого» пятна);

-  наличие структуры облекания (уплотнения) в вышележащих горизонтах;

-  наличие на временных разрезах ложных антиклинальных перегибов (псевдоцоколей) по отражающим горизонтам в подрифовой толще, возникающих в случае терригенного состава вмещающих пород;

-  наличие наклонных осей синфазности на участках склонов рифового тела и т.д.

Морфологическая высота постройки около 350 м. По кровле «елецкого резервуара» D3el над Южно-Разинским рифом выделяется структура облекания амплитудой 50 м. На структурной карте по кровле бобриковских отложений C1bb Южно-Разинскому объекту соответствует локальная изолированная структура, которая совпадает с зоной резкого увеличения толщин бобриковских песчаных отложений. Литологический фактор в сочетании со структурным фактором обусловил образование крупной комбинированной ловушки.

Анализ полученных материалов показывает, что скв. 1 - Разинская, которая была заложена по материалам сейсморазведки 2D, попала в межрифовое пространство. Разинское месторождение (C1bb ) приурочено к песчаному телу небольших размеров, совпадающему со структурным носом, раскрывающимся в западном направлени.

Таким образом, в результате проведения сейсморазведки 3Д получены следующие новые геологические результаты:

- уточнено строение Южно-Белогорской структуры, апикальная часть которой, вероятно, расположена северо-западнее площади работ (что подтвердили последующие работы открытием Лугового месторождения [65]);

-Ново-Белогорская структура по данным сейсморазведки 3D не подтвердилась;

- в пределах Южно-Разинской структуры выявлены рифогенная ловушка в верхнефранских отложениях девона и структурно-литологическая ловушка в визейских отложениях карбона;

- определено новое направление работ по поиску нефтеперспективных объектов структурно-литологического типа в терригенных отложениях карбона .

Полученная геолого-геофизическая информация позволила создать более полную геологическую модель строения и выдать паспорт на подготовленную Южно-Разинскую структуру.

Интерпретация сейсмических материалов по кубу сейсмических данных 3D обеспечила как литофациальное прогнозирование средне-верхнефранского комплекса карбонатного девона, так и изучение геометрии надрифовых и подрифовых границ.

По результатам ГРР Иловлинско-Белогорского участка в 2003 году составлена рекомендация по дальнейшему изучению «рифового направления» в девоне и русловых ловушек в карбоне (рис.6) средствами сейсморазведки МОГТ-3Д, которая не была реализована в связи с окончанием срока поисковой лицензии.

Рис. 6. Рекомендации 2003 года по многоэтапной сейсморазведке МОГТ-3Д на рифовых объектах (жёлтый контур с зубчиками) и каменноугольных объектах (жёлтый контур) с расширением границ Иловлинско-Белогорского ЛУ.

Своевременная реализация рекомендаций по проведению сейсморазведки МОГТ-3Д с 2001 года [54, 61, 62] позволила бы сократить сроки открытия и разведки Лугового месторождения, снизить затраты ГРР за счёт предотвращения бурения «сухих» скважин на Южно-Каменской, Ново-Иловлинской, Татьянинской площадях и повысить геологическую эффективность СФИ за счёт использования правильного инструмента изучения малоразмерных стратиграфических, литологических и рифовых объектов. Безусловное выполнение отраслевых стандартов СФИ служит гарантией обеспечения требуемого качества работ «рифового направления».

История «рифового направления» имеет счастливый конец в виде открытия Лугового месторождения [64, 65], но в рамках расширения – преобразования Иловлинско-Белогорского в Каменский лицензионный участок недр. Контур Каменского ЛУ практически совпадает с контуром расширения границ Иловлинско-Белогорского участка по рекомендации 2003 года и показан на рисунке 6. Поисковые работы проводились ЗАОр НП «Запприкаспийгеофизика» с учётом опыта и накопленной геолого-геофизической информации, включая 3Д-съёмку на Иловлинско-Белогорском ЛУ, как на опорном полигоне. Это и послужило базой открытия, так как позволило обойти негатив «лоскутной геологии» и интерпретировать профили 2Д на Луговой структуре с учётом материалов 3Д-съёмки. Но это уже другая история, освещённая открывателями Лугового месторождения на международной конференции в Санкт-Петербурге с символическим названием: «К новым открытиям через интеграцию геонаук» [65].

В заключении авторы благодарят геологическую службу ОАО «Саратовнефтегаз» за разрешение на публикацию материалов изучения Иловлинско-Белогорского участка и рисунков.

Список литературы

сейсморазведчик рифовый геофизический информативность

1. Ампилов Ю.П. М. От сейсмической интерпретации к моделированию и оценке месторождений. "Центральное издательство геофизической литературы "СПЕКТР", 2008.

2. Бимер А., Брайант Я. и др. От пласта до трубопровода: решения в масштабе всего месторождения // Нефтегазовое Обозрение, Шлюмберже - Осень 1999,.

3. Косентино Л. Системные подходы к изучению пластов. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2007.

4.Феоктистов А.В. Современные технологии регистрации геолого - геофизических данных при проведении поисково - разведочных работ на нефть и газ в Саратовском регионе. // СО ЕАГО, «Приборы и системы разведочной геофизики», –октябрь-декабрь 04/2003.

5. Феоктистов А.В., Феоктистов В.А. «Современное состояние методики интегрированной интерпретации геолого-геофизической информации в Саратовском регионе», «Материалы Всероссийской научной конференции «Геология Русской плиты и сопредельных территорий на рубеже веков»», 2000.

6. Феоктистов А.В. Три аспекта геологоразведочных работ в современных условиях. Тезисы докладов научно-практической региональной конференции «Приоритетные направления геологоразведочных работ на территории Приволжского и Южного Федеральных округов в 2004-2010 гг.», 171 с., (с.63-66), Саратов, 2003.

7. Пути повышения эффективности геолого-разведочных работ на нефть./ сб. науч. трудов ИГиРГИ, М., 1988.

8. Тальвирский Д.Б., Матвиевская Н.Д. и др. "Геологическая эффективность сейсморазведки при поисках нефтегазовых структур. -М., 1988. (Разведочная геофизика: обзор ВИЭМС).

9. Стратегия развития развития минерально-сырьевого комплекса Приволжского и Южного Федеральных округов на 2008 и последующие годы. // материалы региональной научно-практической конференции, ФГУП НВНИИГГ и СО ЕАГО, Саратов, 2007.

10. Стратегия развития развития минерально-сырьевого комплекса Приволжского и Южного Федеральных округов на 2009 и последующие годы. // материалы региональной научно-практической конференции, НВНИИГГ и СО ЕАГО, Саратов, 2009.

11. Тимурзиев А. М. Современное состояние практики и методологии поисков нефти-от заблуждений застоя к новому мировоззрению прогресса. / Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 11/2010.

12. Сейсмическая стратиграфия / под редакцией Ч. Пейтона, в 2-х частях. - М., Мир, 1982.

13. Кунин Н.Я., Кучерук Е.В. Сейсмостратиграфия в решении проблем поиска и разведки месторождений нефти и газа. // Итоги науки и техники, том 13, ВИНИТИ. - М.,1985.

14. Пилифосов В.М. “Сейсмостратиграфические модели подсолевых отложений Прикаспийской впадины.” Наука, Алма-Ата, 1986г.

15. Сейсмостратиграфические исследования в СССР.- М., Наука, 1990.

16. Шлезингер А.Е. Региональная сейсмостратиграфия.. - М., Научный мир, 1998.

17. Бабадаглы В.А., Изотова Т.С. и др. Литологическая интерпретация геофизических материалов при поисках нефти и газа. –М., Недра, 1988.

18. Кононов Ю.С. Творчество Н.С. Шатского и развитие формационно-фациальных исследований. // Недра Поволжья и Прикаспия. Вып.10, январь 1996.

19. Писаренко Ю.А. Вопросы сейсмостратиграфии, её соотношения со стратиграфией и другими направлениями геологии. // Недра Поволжья и Прикаспия. Вып.14, август 1997.

20. Мушин И.А. Нефтегазовая сейсморазведка и сейсморазведчики в начале XXI века. // Геофизика. - № 1, 1999.

21. Структурно-формационная интерпретация сейсмических данных // И.А. Мушин, Л.Ю. Бродов, Е.А. Козлов, Ф.И. Хатьянов.-М., Недра, 1990.

22. Гольдин С. В. Интерпретация данных сейсмического метода отражённых волн. – М., Недра, 1979.

23. Линер К. Сейсмическая обработка 1982- 2000 / обзор C. L. Liner, The Leading Edge, Vol. 21, № 6, 2002.

24. Клаербоут Д.Ф. Сейсмическое изображение земных недр. М.: Недра, 1989.

25. Шерифф Р., Гелдарт Л. Сейсморазведка. Обработка и интерпретация данных. М., Мир, 1987.

26. Aminzaden F. Future geophysical technology trends // TLE- June-1996.

27. Конференция Европеек-2000 о мультидисциплинарности / Нефтяное хозяйство, №3, 2001.

28. Козлов Е.А. Модели среды в разведочной сейсмологии. – Тверь, издательство ГЕРС, 2006.

29. Сейсморазведка: Справочник геофизика. Книга 2.-М., Недра, 1990.

30. РД 153-39.0-047-00 -Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. М., МПР РФ, 2000.

31. Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений - в 2 ч. - М., ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003;

32. Методические рекомендации по подсчёту геологических запасов нефти и газа объёмным методом.. под ред. Петерсилье и др., Москва-Тверь, 2003; .

33. Техническая инструкция по наземной сейсморазведке при проведении работ на нефть и газ. ЕАГО, М., 1999;

34. Методические рекомендации по применению пространственной сейсморазведки 3D на различных этапах геологоразведочных работ на нефть и газ. М., 2000;

35. Временное руководство по содержанию, оформлению и порядку представления материалов сейсморазведки ЗД на Государственную экспертизу запасов нефти и горючих газов, М., 2002;

36. Методические рекомендации по использованию данных сейсморазведки (2Д, 3Д) для подсчёта запасов нефти и газа, М., 2006).

37. Методическиt рекомендации по использованию данных сейсморазведки для подсчета запасов углеводородов в условиях карбонатных пород с пористостью трещинно-кавернового типа (авторы: В.Б.Левянт, И.Ю.Хромова, Е.А.Козлов, И.Н.Керусов, Д.Е.Кащеев, В.В.Колесов и Н.Я.Мармалевский), М., 2010.

38. Савостьянов Н.А. Российская геофизика в условиях рыночной экономики. Геофизический вестник, №11, 2000.

39. Феоктистов А.В., Феоктистов В.А. Зачем нужен супервайзер? (Мифы и реалии сейсморазведки). // СО ЕАГО, «Приборы и системы разведочной геофизики», –январь-март 01/2010.

40. Феоктистов А.В. Теория и практика AVO-анализа и инверсии в Саратовском регионе.//Тезисы докладов научно-практической конференции, Геленджик, «Геомодель-2002».

41. Феоктистов А.В., Феоктистов В.А. «К вопросу о промышленном стандарте промысловой сейсмики.» (с.36-39) // СО ЕАГО, «Приборы и системы разведочной геофизики», 03/2003.

42. Феоктистов А.В. Сейсмоизмерение и сейсмовидение: анализ ошибок. Тезисы докладов научно-практической конференции, Геленджик, «Геомодель-2003».

43. Закономерности распространения девонских рифов и типы нефтегазоносных ловушек на площадях Волгоградской области / Г.П. Батанова, Е.П. Ягодина, В.В. Тебякин и др. - Труды ВолгоградНИПИнефти, Волгоград, , вып. 24, 1975.

44. Барьерные рифы Уметовско-Линевской депрессии - первоочередные объекты поисково-разведочных работ на нефть на территории Волгоградской области// Тр. ВолгоградНИПИнефть. - М. - 1981.

45. Новиков А.А., Саблин А.С. и др. «Перспективы открытия новых месторождений нефти во внутренней части Умётовско-Линёвской депрессии. // Геология нефти и газа, № 3, 1994.

46. Новые данные о распространении рифогенных формаций Волгоградского Поволжья, классификация рифов и вопросы методики их поисков/ А.А. Новиков, А.С. Саблин, В.М. Махонин и др. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - № 6, 1998.

47. Геолого-геофизические модели и нефтегазоносность палеозойских рифов Прикаспийской впадины. / Под ред. Ю.С. Кононова. - М.: Недра, 1986.

48. Яцкевич С.В., Постнова Е.В. и др. Фациально-палеогеографические критерии перспектив нефтегазоносности юга Золотовско-Каменской зоны.-// Недра Поволжья и Прикаспия, вып.21, январь 2000.

49. Временные указания по методике поисков залежей нефти в ловушках неантиклинального типа. М., ИГиРГИ, 1986.

50. Методика поисков и разведки нефтегазоносных объектов нетрадиционного типа // Под ред. А. Г. Алексина. - М.: Наука, 1990.

51. Абрамов В.А. Белокаменное месторождение – риф или ловушка иного типа? // Недра Поволжья и Прикаспия, вып.7, 1994.

52. Самойленко Ю.Н., Смирнов В.Е., Иванов А.В. Новые геологические модели сложно построенной Белокаменной структуры в связи с оценкой перспектив ее нефтегазоносности.// Недра Поволжья и Прикаспия, вып. 23, июль 2000.

53. Абрамов В.А. Вероятная модель формирования и строения ловушки углеводородов на Белокаменном месторождении.// Недра Поволжья и Прикаспия, вып. 26, 2001.

54. Никитин Ю.И. К обоснованию развития геологоразведочных работ в старых нефтегазодобывающих районах Нижнего Поволжья.// Недра Поволжья и Прикаспия, вып.47, август 2006.

55. Малышев В.В., Феоктистов А.В. О геологических и геофизических неоднозначностях региональных и локальных моделей. // Тезисы докладов научно-практической региональной конференции «Стратегия развития минерально-сырьевого комплекса Приволжского и Южного Федеральных округов на 2006 и последующие годы.», 152 с., (с.120-122), Саратов, 2005.

56. Феоктистов А.В., Феоктистов В.А. Методика спектрально-временного анализа и результаты ее использования в различных сейсмогеологических условиях. // межведомственная научная конференция, посвященная 90-летию СГУ, из-во «Колледж», Саратов, 1999.

57. Феоктистов А.В., Феоктистов В.А. Параметрическое обеспечение структурно-формационной интерпретации. // тезисы докладов научно-практ. семинара «Новые методы и технологии обработки и интерпретации геолого-геофизических данных при проведении поисково-разведочных работ на нефть и газ», из-во «Колледж», Саратов, 1999.

58. Феоктистов А.В., Феоктистов В.А. «Разработка структурно-формационного обоснования натурных моделей геологических объектов юго-востока Русской плиты», «Материалы Всероссийской научной конференции «Геология Русской плиты и сопредельных территорий на рубеже веков»», 2000 г.

59. Кононов Ю.С. Проблемы поисков залежей в разнофациальных отложениях. // Недра Поволжья и Прикаспия. Вып.60, ноябрь 2009.

60. Арутюнов С. Л., Кирсанов М.В. и др. «АНЧАР» – эффективная геофизическая технология поисков и разведки нефти и газа (результаты применения в Оренбургской и Саратовской областях.).// конференция памяти В.В. Тикшаева, Саратов, 1998.

61. Кобылкин И.А., Голиченко А.М., Андреев Г.Н. и др. Повышение геологической эффективности сейсморазведочных работ в Нижнем Поволжье. Тезисы докладов регионального совещания «Основные направления геолого-разведочных работ в Поволжско-Прикаспийском регионе на 2002 год и последующие годы», Саратов, 2002.

62. Феоктистов А.В. Основные направления повышения эффективности геологоразведочных работ в современных условиях. Тезисы докладов регионального совещания «Основные направления геолого-разведочных работ в Поволжско-Прикаспийском регионе на 2002 год и последующие годы», Саратов, 2002.

63. Глоговский В., Лангман С., Фиников Д. Погружение волнового поля - альтернатива миграции до суммирования // Нефтегаз. № 1- 1998.

64. Лавренченко Ю., Балыков О. Открыто Луговое месторождение-самое крупное в Саратовской области. // «Курс.Русский проект», апрель 2009.

65. Андреев Г.Н., Прудаева В.В., Наумов С.В., Словогородский И.П. Эффективность процедуры палеообработки на примере открытия Лугового месторождения на Нижней Волге.// Тезисы докладов международной научной конференции «К новым открытиям через интеграцию геонаук», Санкт- Петербург, 2010.