БАКУ /Trend/ - Статус морских нефтегазовых контрактов в Азербайджане на декабрь 2017 года.
"Азери-Чираг-Гюнешли"
Первоначальный контракт типа PSA по проекту разработки азербайджанского морского месторождения "Азери-Чираг-Гюнешли" (АЧГ) сроком действия 30 лет был подписан в сентябре 1994 года. 14 сентября 2017 года в Баку при участии Президента Азербайджана Ильхама Алиева правительство страны и компании AzACG (SOCAR), BP, Chevron, INPEX, Statoil, ExxonMobil, TP, ITOCHU и ONGC Videsh подписали новое соглашение по разработке нефтегазового блока АЧГ до 2050 года.
Запасы нефти на блоке составляют более одного миллиарда тонн. В настоящее время извлекаемые запасы составляют более 500 миллионов тонн нефти. До настоящего времени с АЧГ было добыто более 3,2 миллиарда баррелей нефти, а общие затраты на проект составили около 43,5 миллиарда долларов.
Добыча на месторождении "Чираг" начата в 1997 году, на "Центральном Азери" - в начале 2005 года, "Западном Азери" - в начале 2006 года, "Восточном Азери" - в конце 2006 года. На глубоководной части месторождения "Гюнешли" добыча начата весной 2008 года, а на "Западном Чираге" - в январе 2014 года. По новому соглашению планируется строительство новой платформы "Центрально-Восточный Азери". Инвестиционное решение по новой платформе строго в рамках нового соглашения по АЧГ планируется принять в середине 2019 года.
Долевое участие в проекте выглядит: BP (оператор) – 30,37 процента, AzACG (SOCAR) – 25 процентов, Chevron – 9,57 процента, INPEX – 9,31 процента, Statoil – 7,27 процента, ExxonMobil – 6,79 процента, TP – 5,73 процента, ITOCHU – 3,65 процента, ONGC Videsh Limitd (OVL) – 2,31 процента.
Статус проекта
BP является оператором блока азербайджанских месторождений "Азери-Чираг-Гюнешли", где добывается сорт Azeri Light.
По данным на первое ноября 2017 года, с начала разработки на блоке было добыто 438 миллионов тонн нефти и 138 миллиардов кубометров газа. Из общего объема добытой на блоке нефти 246 миллионов тонн пришлись на прибыльную нефть Азербайджана.
В январе-сентябре 2017 года на блоке АЧГ было добыто 22 миллиона тонн нефти (около 160 миллионов баррелей). Добыча на блоке в указанный период велась со 114 скважин.
В течение девяти месяцев 2017 года ВР передала азербайджанской госкомпании SOCAR 2,4 миллиарда кубометров попутного газа. Попутный газ в рамках разработки АЧГ передается SOCAR безвозмездно.
В 2016 году на АЧГ было добыто 31,1 миллиона тонн нефти против 31,3 миллиона тонн, добытых в 2015 году.
В настоящее время ежесуточная добыча нефти на АЧГ составляет около 585 тысяч баррелей.
"Шах Дениз"
Контракт на разработку морского месторождения "Шах Дениз" был подписан четвертого июня 1996 года.
В соответствии с подписанными 17 декабря 2013 года в Баку документами, контракт по разработке "Шах Дениз" был продлен с 2036 года до 2048 года, а долевое участие SOCAR и BP (оператор проекта) в проекте увеличилось до 16,7 процента и 28,8 процента соответственно.
Долевое распределение среди участников соглашения: BP - оператор (28,8 процента), AzSD (10 процентов), SGC Upstream (6,7 процента), Petronas (15,5 процента), Lukoil (10 процентов), NICO (10 процентов) и TPAO (19 процентов).
Доказанные запасы месторождения составляют 1,2 триллиона кубометров газа и 240 миллионов тонн конденсата.
Статус проекта
По данным на первое ноября 2017 года, на месторождении "Шах Дениз" было добыто 86 миллиардов кубометров газа и 25,5 миллиона тонн конденсата.
Большая часть добытого на месторождении газа экспортировалась. По данным на первое ноября, в Турцию было поставлено 48,5 миллиарда кубометров газа, в Грузию - 6,5 миллиарда кубометров. Также газ поставляется на насосные станции обслуживающие нефтепровод Баку-Тбилиси-Джейхан (БТД).
В течение трех кварталов 2017 года на "Шах Дениз" было добыто около 7,4 миллиарда кубометров газа и 1,7 миллиона тонн конденсата (около 14 миллионов баррелей).
В 2016 году на месторождении было добыто 10,7 миллиарда кубометров газа и 2,5 миллиона тонн конденсата.
В январе-августе 2017 года азербайджанская госкомпания SOCAR закупила 1,75 миллиарда кубометров газа, добытого с месторождения "Шах Дениз". Стоимость продажи этих объемов не оглашена, так как эти данные являются коммерческой тайной.
В настоящее время продолжаются работы по реализации второй фазы разработки месторождения, которые завершены более, чем на 97 процентов. Общая стоимость реализации второй фазы разработки "Шах Дениз" оценивается в 23,9 миллиарда долларов.
В рамках второй стадии разработки месторождения будут добываться дополнительно 16 миллиардов кубических метров газа в год. Из них шесть миллиардов будут поставляться в Турцию, а 10 миллиардов - в Европу. Согласно прогнозам, в рамках второй стадии разработки месторождения объем добычи газа превысит 25 миллиардов кубометров в год.
Шестого сентября было сдано в эксплуатацию новое флагманское судно на Каспии "Ханкенди". Оно было спроектировано и построено для проведения подводных работ, в частности, для установки крупнейшей на Каспийском море добывающей системы в рамках "Шах Дениз-2". Судно "Ханкенди" стоимостью 378 миллионов долларов уже находится в зоне месторождения в море, где оно будет работать в течение последующих 11 лет.
15 сентября были отправлены и установлены в море верхние модули производственной платформы, построенные для "Шах Дениз-2". Верхние модули были успешно помещены на опорный блок, заранее установленный на глубине 94 метра, а все операции заняли шесть дней. До этого, в начале июня, были отправлены и установлены в море верхние модули платформы, с жилыми блоками и технологическим обеспечением.
На Сангачальском терминале продолжаются расширительные работы для обработки дополнительных объемов газа.
Партнеры по "Шах Дениз" также рассматривают возможность реализации в долгосрочной перспективе третьей стадии разработки месторождения. Об этом можно говорить на основании результатов, полученных после бурения на месторождении в 2007 году разведочной скважины (самой глубокой, которая была до настоящего времени пробурена на Каспии). Обнаружение нового продуктивного пласта говорит о грандиозном будущем месторождения после реализации второй стадии его разработки. Но, учитывая высокое давление, для разработки этих запасов необходимо будет применить новые технологии и разведочные работы.
Компания BP в августе 2017 года провела остановку добычи газа на платформе "Шах Дениз" из-за проведения технико-профилактических и ремонтно-наладочных работ на Сангачальском терминале.
"Абшерон"
Участниками проекта "Абшерон" являются госкомпания SOCAR и французская Total – по 50 процентов. Компания Engie, которой ранее принадлежали 20 процентов долевого участия, вышла из проекта в июне 2017 года.
Контракт по структуре "Абшерон" был подписан 27 февраля 2009 года между SOCAR и Total.
Статус проекта
Об открытии месторождения было объявлено в сентябре 2011 года. Для уточнения данных было принято решение о бурении бокового ствола первой разведочной скважины. Работы были завершены в 2012 году.
Результаты бурения первой разведочной скважины показывают наличие коммерчески привлекательных запасов газа и конденсата. По оценке геологов Total, запасы структуры "Абшерон" составляют 326 миллиардов кубических метров газа и 108 миллионов тонн конденсата.
В ноябре прошлого года SOCAR и Total подписали рамочное соглашение об основных контрактных и коммерческих принципах, регулирующих программу первой фазы разработки месторождения "Абшерон".
На первом этапе разработка месторождения включает в себя бурение одной скважины на глубине моря 450 метров. Добыча составит до полутора миллиардов кубометров газа в год, который в полном объеме пойдет на внутренний рынок Азербайджана, а также значительные объемы конденсата. Первый газ с месторождения планируется получить в 2019 году. На втором этапе, на месторождении "Абшерон" планируется добывать до четырех миллиардов кубометров газа ежегодно.
Оператором проекта "Абшерон" станет совместная компания JOCAP, в которой 50 процентов будут принадлежать SOCAR, остальные 50 процентов акций - Total. Однако из-за административных вопросов, процесс создания компании затягивается.
Начать бурение первой скважины на месторождении "Абшерон" планируется в конце января следующего года с помощью полупогружной плавучей буровой установки нового поколения "Гейдар Алиев", которая была сдана в эксплуатацию в мае 2017 года.
"Бахар" и "Гум Дениз"
22 декабря 2009 года в Баку госкомпания SOCAR подписала контракт типа PSA с компанией Bahar Energy Limited на разведку, реабилитацию, разработку и добычу на блоке, в который входят морские месторождения "Бахар" и "Гум Дениз", находящиеся в азербайджанском секторе Каспийского моря. Долевое участие распределено следующим образом: 20 процентов - SOCAR, 80 процентов - Bahar Energy Limited.
Контракт заключен сроком на 25 лет с возможностью пролонгации в последующие пять лет. На начальном этапе доля прибыльных углеводородов SOCAR составит 40 процентов, а в дальнейшем она будет увеличена до 90 процентов. По первоначальным расчетам, объем вложенных в контракт инвестиций составит один миллиард долларов.
Bahar Energy Limited зарегистрирована на территории свободной экономической зоны Jebel Ali в ОАЭ. SOCAR 16 апреля 2009 года подписала с этой компанией меморандум о взаимопонимании.
Из-за банкротства компании Baghlan Group, которой принадлежало 66,67 процента доли в Bahar Energy Limited, американская компания Greenfields Petroleum стала 100-процентным владельцем операционной компании.
Статус проекта
Контракт состоит из двух частей. Первая часть предполагает реабилитацию и стабилизацию добычи на блоке месторождений, а вторая - разведку на перспективной структуре "Бахар-2".
В январе-сентябре 2017 года среднесуточная добыча нефти и конденсата на блоке азербайджанских морских месторождений "Бахар" и "Гум Дениз", который разрабатывается в рамках контракта типа PSA, составила 773,3 барреля в сутки, газа – на уровне примерно 563,5 тысячи кубометров.
В третьем квартале 2017 года на нефтяном месторождении "Гум Дениз" оператор завершил два капитальных и семь сервисных ремонтных работ. На газовом месторождении "Бахар" ведутся два дополнительных ремонта, которые, как ожидается, будут завершены до конца года.
В третьем квартале 2017 года операционные расходы Bahar Energy были на 18 процентов ниже запланированных в бюджете. Капитальные затраты также были значительно ниже указанных в бюджете из-за сокращения объема капитальных проектов или их отсрочки.
В ноябре текущего года Bahar Energy Limited и трест комплексных буровых работ SOCAR подписали меморандум о взаимопонимании по сотрудничеству в сфере бурения глубоких скважин на газовом месторождении "Бахар".
Ожидается, что оператор блока - Bahar Energy в начале 2018 года представит SOCAR новый план разработки "Бахар - Гум Дениз". В настоящее время Bahar Energy ведет работу по исследованиям динамических моделей коллектора для плана дальнейшей разработки месторождений "Бахар" и "Гум Дениз", которое должно быть завершено в начале 2018 года. Также оператор блока планирует приобрести в 2018 году две модульные буровые установки.
В рамках первой фазы (сроки реализации не указаны) плана реабилитации месторождения "Бахар" общая добыча оценивается в 122 миллиарда кубометров газа и 84 миллиона баррелей конденсата.
Добыча нефти в рамках "Фазы-1" (сроки реализации не указаны) плана по реабилитации месторождения "Гум Дениз" оценивается в 207 миллионов баррелей нефти и 16,6 миллиарда кубометров газа.
Месторождение "Гум Дениз", эксплуатируемое с 1955 года, расположено в 21 километре к юго-востоку от Баку. Месторождение "Бахар" разрабатывается с 1969 года и располагается в 40 километрах юго-восточнее Баку.
"Умид-Бабек"
В 2008 году SOCAR и компания Nobel Oil Exploration & Production Ltd создали общество с ограниченной ответственностью (ООО) SOCAR-Umid для проведения буровых работ на перспективной структуре "Умид" в азербайджанском секторе Каспия. У SOCAR в этой компании имеется 80 процентов долевого участия. На долю Nobel Oil приходится 20 процентов. В начале 2017 года был подписан risk-service контракт о разведке и разработке блока "Умид-Бабек".
Об открытии месторождения "Умид" SOCAR объявила в 2010 году. Согласно оценке специалистов SOCAR и результатам бурения первой разведочной скважины, объем запасов месторождения составляет более 200 миллиардов кубометров газа и 40 миллионов тонн конденсата.
Месторождение "Умид" расположено в 75 километрах от Баку и в 40 километрах от берега. В 1953 году здесь впервые были проведены геофизические работы, которые в несколько усовершенствованном виде повторно осуществлены в 1972 году. С 1977 по 1992 годы здесь было пробурено девять скважин, ни одна из которых результатов не дала.
По предварительным данным, запасы перспективной структуры "Бабек" могут составлять 400 миллиардов кубометров газа и 80 миллионов тонн конденсата.
Статус проекта
12 января между SOCAR и операционной компанией SOCAR Umid Oil and Gas Limited был подписан risk-service контракт (контракт с минимальной гарантией возмещения) о разведке и разработке морского блока, включающего газовое месторождение "Умид" и перспективную структуру "Бабек" на Каспии.
ООО SOCAR-Umid, которое занималось разработкой газового месторождения "Умид", было присоединено к производственному объединению (ПО) "Азнефть" компании SOCAR.
Работа по бурению скважин и добыче газа на месторождении "Умид" не останавливается. В настоящее время идет бурение четвертой скважины. В настоящее время добыча на месторождении ведется с двух скважин - №10 и №14. На месторождении ежесуточно добывается более миллиона кубометров газа и 200 тонн конденсата. Всего с начала разработки (2011 год) месторождения "Умид" SOCAR добыла здесь почти 1,52 миллиарда кубометров газа и 237 тысячи тонн конденсата.
У SOCAR имеется долгосрочная программа разработки блока "Умид-Бабек", благодаря которой она сможет ежегодно получать до пяти миллиардов кубометров газа только с месторождения "Умид". На месторождении "Бабек" еще только предстоит провести бурение. SOCAR ведет подготовку к проведению разведочных работ на структуре, которые планируется начать в 2018 году. В бурении на блоке "Умид-Бабек" в следующем году может быть задействована крупная плавучая полупогружная буровая установка (ППБУ) "Деде Горгуд".
SOCAR готовит проект бурения первой разведочной скважины на перспективной структуре "Бабек". Если результаты по итогам бурения разведочной скважины будут положительные, то SOCAR на первом этапе построит здесь платформу и пробурит 4-5 скважин для добычи. Сама добыча газа на "Бабек" может начаться в 2024-2025 году
В рамках разработки месторождения "Умид" идет работа по проекту установки четырех новых платформ для бурения 19 эксплуатационных скважин.
В декабре появилась информации о предметном интересе французской Total в разработке блока "Умид-Бабек".
Независимо от структуры контракта по разработке блока "Умид-Бабек" основная задача SOCAR - обеспечить оптимальную разработку уже разведанного месторождения и обеспечить разведочное бурение на перспективных структурах.
"Шафаг-Асиман"
Контракт по "Шафаг-Асиман" был подписан в октябре 2010 года сроком на 30 лет. Разведочный период составляет четыре года с возможностью продления еще на три года. На первом этапе планируется бурение двух скважин. На втором этапе при необходимости будут пробурены еще две скважины. С переходом в эксплуатационный период стороны будут осуществлять в рамках проекта совместное операторство. Долевое распределение участия в контракте между BP и SOCAR составляет 50 на 50 процентов.
Прогнозируемые запасы блока "Шафаг-Асиман" составляют 500 миллиардов кубометров газа и 65 миллионов тонн конденсата.
Блок расположен в 125 километрах к юго-востоку от Баку. На блоке ранее не проводились разведочные работы, и он расположен на глубине моря в 650-800 метров с глубиной резервуара в семь тысяч метров.
Статус проекта
BP-Azerbaijan еще в 2015 году завершила обработку трехмерных сейсмических исследований, проводимых на перспективной структуре "Шафаг-Асиман", и сейчас продолжает работы по планированию бурения первой разведочной скважины.
По информации SOCAR, бурение первой разведочной скважины на блоке "Шафаг-Асиман" планируется начать в 2019 году. Первая добыча с "Шафаг-Асиман" может быть начата в 2030 году.
Глубокозалегающий газ на "Азери-Чираг-Гюнешли"
Согласно контракту по разработке блока месторождений "Азери-Чираг-Гюнешли", который Азербайджан подписал в 1994 году, BP и партнеры по проекту имеют право на разработку нефтяных горизонтов до свиты "Перерыва". Новое соглашение о продлении разработки АЧГ до 2050 года, подписанное 14 сентября 2017 года, включает в себя вопросы, связанные с первой фазой добычи газа глубокого залегания на блоке. Однако основная часть разработки газа глубокого залегания будет вне нового контракта.
Согласно прогнозам, запасы газа в нижних горизонтах на АЧГ составляют около 280 миллиардов кубометров.
Статус проекта
Согласно заявлениям представителей SOCAR, первый газ глубокого залегания на блоке месторождений АЧГ планируется получить в 2019 году. Весь процесс добычи газа глубокого залегания на АЧГ разделен на две фазы.
Первая фаза будет реализована в рамках нового соглашения по АЧГ. Она, в свою очередь, разделена на два этапа. В ее рамках всего будет пробурено четыре скважины. По окончании первой фазы SOCAR с партнерами снова вернется к обсуждению этого вопроса в другом формате. Если удастся прийти к единому решению, то работа будет продолжена, если нет, то SOCAR независимо ни от кого примет решение, как работать по этому проекту дальше.
Бурение четырех скважин в рамках первой фазы, связано с удовлетворением внутреннего спроса на газ в Азербайджане в ближайшие годы.
Добыча первого газа с двух первых скважин (первый этап) планируется в 2019 году. После того, как будут пробурены все четыре скважины, будут оценены дальнейшие возможности. По поводу бурения двух первых скважин SOCAR уже направила обращение, начались подготовительные работы. Все скважины будут пробурены с платформы "Глубоководный Гюнешли". Далее этот газ будет передаваться SOCAR.
"Араз-Алов-Шарг"
Партнерами по проекту разработки морской перспективной структуры "Араз-Алов-Шарг" являются: BP (оператор) - 15 процентов, норвежская Statoil - 15 процентов, американская ExxonMobil - 15 процентов, турецкая TPAO - 10 процентов, канадская Alberta Energy - пять процентов, SOCAR - 40 процентов. Сумма необходимых капиталовложений в проект составляет порядка четырех миллиардов долларов.
Статус проекта
Проект заморожен до решения вопроса статуса Каспия между Азербайджаном и Ираном.
"Зафар-Машал"
Весной 2013 года SOCAR и норвежская Statoil подписали меморандум о взаимопонимании по перспективным структурам "Зафар" и "Машал", который предполагает проведение переговоров, согласование основных коммерческих принципов и условий контракта по разработке и заключение самого контракта.
Первый контракт на разработку морских перспективных структур "Зафар" и "Машал" был подписан между американской ExxonMobil и SOCAR 27 апреля 1999 года. В проекте 50 процентов долевого участия принадлежало SOCAR, 30 процентов - ExxonMobil. В 2000 году оставшиеся 20 процентов были переданы американской Conoco Phillips.
Объем инвестиций в проект оценивался примерно в два миллиарда долларов, а прогнозируемые запасы нефти - в 140 миллионов тонн, из которых 100 миллионов тонн приходились на "Зафар", 40 миллионов тонн - на "Машал".
По оценке геологов SOCAR, запасы этой структуры оцениваются в 300 миллиардов кубических метров газа и 37 миллионов тонн конденсата.
"Карабах"
Нефтегазовое месторождение "Карабах", открытое в 2000 году, расположено в 130 километрах к востоку от Баку. Глубина моря на месторождении меняется в диапазоне 250-450 метров.
Начальные запасы нефти месторождения оцениваются в 100 миллионов тонн.
Оператором разработки месторождения является SOCAR. В декабре текущего года SOCAR и Statoil подписали договор, включающий основные коммерческие принципы и положения risk-service контракта по нефтяному месторождению "Карабах".
Статус проекта
Ожидается, что Statoil и SOCAR в скором времени подпишут основной risk-service контракт по месторождению "Карабах".
Ранее ПО "Азнефть" заявило, что "Карабах" будет разрабатываться в новом формате с применением международных оценок.
В декабре стало известно, что SOCAR завершила работу над технико-экономическим обоснованием (ТЭО) разработки месторождения "Карабах" и подготовила конкретный план его разработки. Сейчас проект находится на конечной стадии утверждения концепции, то есть pre-FEED. В начале следующего года SOCAR приступит к стадии проектирования (FEED), и напрямую выйдет к моменту принятия окончательного инвестиционного решения.
Компания ожидает получения первой продукции с месторождения в 2021 году.
"Нахчыван"
Первый контракт на разработку морской перспективной структуры "Нахчыван" был подписан первого августа 1997 года. Участниками проекта являлись: ExxonMobil - 50 процентов, SOCAR - 50 процентов.
Статус проекта
В марте 2010 года SOCAR и германская RWE подписали меморандум о взаимопонимании по морской перспективной структуре "Нахчыван". Согласно условиям меморандума, до 10 марта 2011 года компании должны были провести все необходимые работы для подготовки контракта типа PSA. Однако до настоящего времени контракт по структуре не подписан.
Запасы структуры прогнозируются в объеме 300 миллиардов кубометров газа и 40 миллионов тонн газового конденсата.
Мелководье вокруг Абшеронского полуострова
Компании SOCAR и ВР 22 декабря 2014 года подписали PSA-контракт о проведении совместных геологоразведочных работ на потенциально перспективных структурах, расположенных в мелководной части акватории Абшеронского полуострова (SWAP).
Данное соглашение является частью плана правительства по обеспечению полного изучения всех прибрежных зон азербайджанского сектора Каспия. 50 процентов доли в соглашении принадлежит BP, 50 процентов - SOCAR.
Территория, которую охватывает PSA между SOCAR и BP на проведение разработки и геологоразведочных работ на мелководье Абшеронского полуострова, простирается вдоль южной части Абшерона и занимает площадь около 1,9 тысячи квадратных километров. На данной территории глубина моря составляет до 40 метров, а глубина залегания потенциально продуктивной толщи - 3000-5000 метров.
Статус проекта
Компания BP в 2016 году провела первичные сейсмические исследования на потенциально перспективных структурах, расположенных на мелководье вокруг Абшеронского полуострова в азербайджанском секторе Каспия.
Первичные результаты обработки данных позволяют говорить о большом потенциале на контрактной площади.
Стадия интерпретации сейсмоданных завершена, и сейчас идет работа по оценке ресурсов. После этого начнется этап определения экономической рентабельности.
В начале следующего года текущий этап проекта будет завершен, и тогда можно будет говорить о конкретных запасах.
Блок D230
Азербайджанская SOCAR и компания BP в мае 2016 года подписали меморандум о взаимопонимании по вопросу проведения геологоразведочных работ на потенциально перспективных структурах на блоке D230 в бассейне Северного Абшерона в азербайджанском секторе Каспийского моря.
Меморандум предоставляет BP исключительное право на ведение с SOCAR переговоров в связи с заключением соглашения по геологоразведке и разработке блока D230.
Блок D230 расположен в море, где глубина достигает 300 метров, глубина коллектора составляет от 3000 до 5000 метров. Предположительно, здесь расположен нефтеносный пласт.
Статус проекта
BP надеялась до конца года подписать соглашение с SOCAR на проведение геологоразведки на структурах блока D230, однако на сегодняшний день контракт пока не подписан.
Как только контракт будет подписан, стороны сразу начнут готовить рабочую программу. Планируется, что доли BP и SOCAR в проекте будут поделены поровну. В настоящее время идут обсуждения относительно технического оператора проекта, однако известно, что оператором первичной рабочей программы выступит BP.
"Гошадаш"
SOCAR и малазийская Petronas в сентябре 2016 года подписали меморандум о взаимопонимании по разведке, разработке и добыче углеводородов на блоке, входящем в потенциально перспективную структуру "Гошадаш" в азербайджанском секторе Каспийского моря.
Структура "Гошадаш" находится в северо-западной части Абшеронского архипелага, в 15 километрах от берега, в 35-40 километрах от Баку. Глубина воды здесь составляет 10-50 метров.
Статус проекта
В настоящее время Petronas ведет работу по технико-экономическому обоснованию проекта разведки, разработки и добычи углеводородов на блоке, входящем в потенциально перспективную структуру "Гошадаш".
Одновременно SOCAR ведет обработку и интерпретацию данных, полученных в ходе 3D-сейсмики на перспективной структуре.
(Автор: Максим Цурков. Редактор: Хазар Ахундов)
