Нетипові кейси складнопобудованих колекторів: інтерпретаційні виклики та перспективи нарощування запасів і збільшення видобутку

Вікторія Микитюк, менеджер з геофізики (Управління геології та розробки родовищ) АТ «Укрнафта»

Відео доповіді: https://www.youtube.com/live/HbwLBcmqJ0c?si=sPMy50vHnUFj0It8&t=7069 

На ХІІІ Міжнародній нафтогазовій конференції Newfolk менеджер з геофізики АТ «Укрнафта» Вікторія Микитюк представила доповідь «Нетипові кейси складнопобудованих колекторів: інтерпретаційні виклики та перспективи нарощування запасів і збільшення видобутку», у якій продемонструвала практичні приклади того, як перегляд усталених геологічних уявлень дозволяє відкривати нові перспективи для зрілих нафтогазових активів України.

Виклики зрілих родовищ та пошук прихованого потенціалу

Виснаження традиційних високодебітних покладів змушує нафтогазові компанії переглядати підходи до освоєння існуючих активів. Якщо раніше основний акцент робився на відкритті нових родовищ, то сьогодні одним із ключових напрямів розвитку стає пошук так званих bypassed zones — пропущених або недооцінених продуктивних інтервалів, які залишилися поза увагою під час попередніх етапів розвідки та розробки.

Саме переосмислення усталених геологічних моделей, повторна інтерпретація геофізичних матеріалів та впровадження сучасних методів досліджень відкривають можливості для нарощення запасів і збільшення видобутку на зрілих родовищах. Як показує досвід АТ «Укрнафта», нетипові колектори, які раніше вважалися непродуктивними або водоносними, можуть містити значний нафтовий потенціал за умови комплексного аналізу їхньої геологічної природи.

Під час ХІІІ Міжнародної нафтогазової конференції Newfolk НКЦ менеджер з геофізики АТ «Укрнафта» Вікторія Микитюк представила низку практичних кейсів, що демонструють ефективність такого підходу. Серед них — переоцінка нафтонасичених колекторів низького опору крейдових стрийських відкладів Скибової зони Передкарпатського прогину Бориславського нафтогазоносного регіону, розкриття потенціалу менілітових відкладів Надвірнянського нафтогазоносного регіону, освоєння карбонатних колекторів башкирської плити Дніпровсько-Донецької западини та використання сучасної 3D-сейсморозвідки для пошуку нових перспективних зон буріння.

Ключовими викликами для фахівців стали визначення природи нетипових характеристик нафтонасичених пластів, встановлення характеру насичення там, де класичні методи інтерпретації не працюють, а також пошук інструментів для достовірного визначення флюїдоконтактів і прихованих зон нафтонакопичення. Вирішення цих завдань вимагало проведення додаткових лабораторних досліджень керну, випробувань пластів на кабелі (MFT), адаптації петрофізичних моделей та комплексної оцінки всіх доступних геолого-геофізичних даних.

Саме такий міждисциплінарний підхід дозволив підвищити точність інтерпретації складнопобудованих колекторів, виявити нові нафтонасичені зони та переглянути потенціал низки родовищ, які тривалий час вважалися добре вивченими.

Low-resistivity oil zones: переоцінка стрийських відкладів Бориславського нафтогазоносного регіону

Одним із найбільш показових прикладів переосмислення традиційних геологічних уявлень стала переоцінка нафтонасичених колекторів низького опору (low-resistivity oil zones) крейдових стрийських відкладів Скибової зони Передкарпатського прогину Бориславського нафтогазоносного регіону.

Досліджувана територія характеризується надзвичайно складною геологічною будовою. Стратиграфічний розріз сформований чергуванням складок, насунутих одна на одну з повторенням неогенових, палеогенових та крейдових відкладів. У межах Скибової зони виділяються Сколівська, Орівська та Берегова скиби, які насуваються на структури внутрішньої Бориславсько-Покутської зони. Така складчасто-насувна будова суттєво ускладнює геологічну інтерпретацію та вимагає просторового узгодження свердловин із геологічними картами виходу порід на поверхню.

Традиційно при інтерпретації каротажних матеріалів високий електричний опір розглядається як ознака нафтонасиченого пласта, тоді як низькі значення Rt асоціюються з водонасиченими інтервалами. Однак результати буріння нових свердловин продемонстрували іншу картину. Пласти з опором лише 1,7–2 Ом·м забезпечували припливи чистої нафти та демонстрували промислову продуктивність.

Це поставило перед геофізиками принципово нове завдання — встановити природу аномально низького опору та пояснити, чому класичні петрофізичні моделі виявилися неефективними для такого типу колекторів. У результаті було сформовано новий підхід до інтерпретації, який базується на комплексному аналізі мінерального складу, структури порового простору, залишкової водонасиченості та особливостей електронної провідності окремих мінералів.

Саме переоцінка природи низькоомних колекторів стала передумовою для подальшого перегляду запасів і розширення зон продуктивного буріння на родовищі.

Лабораторні дослідження керну: RCAL, SCAL, XRD та MICP як основа нової інтерпретації

Ключову роль у встановленні генезису низького електричного опору відіграли масштабні лабораторні дослідження кернового матеріалу. Загалом було проаналізовано близько 30 метрів керну із десяти свердловин, виконано дослідження 72 зразків RCAL та 12 зразків SCAL.

Комп’ютерна томографія та візуальний аналіз керну підтвердили наявність численних відкритих тріщин, брекчіювання та зон підвищеної густини, що свідчило про складну внутрішню будову порід і високу неоднорідність колекторського простору.

Петрографічні дослідження шліфів виявили, що породи представлені кварцово-глауконітовими пісковиками з карбонатним цементом та значною кількістю метаморфічних літокластів. В окремих інтервалах вміст глауконіту сягав 8–9%, а результати XRD-досліджень підтвердили присутність глауконіту та вторинного іліту як важливих компонентів породи.

Дослідження Mercury Injection Capillary Pressure (MICP) дозволили детально оцінити структуру порового простору. Було встановлено, що навіть у межах одного продуктивного інтервалу породи характеризуються суттєвими відмінностями у розподілі пор. В одних зразках переважають макропори та мегапори, що забезпечують високу проникність, тоді як інші містять значну кількість мікро- і нанопор із високою часткою зв’язаної води.

Так, для одного із зразків при пористості понад 20% проникність по газу становила близько 63 мД, тоді як проникність по воді не перевищувала 4 мД, що свідчить про суттєвий вплив тонкопорової структури та залишкової водонасиченості.

Особливий інтерес становили результати вимірювання електричних властивостей порід. Для одного з досліджених інтервалів при водонасиченості 45,96% електричний опір становив лише 2,78 Ом·м, що відповідає нафтонасиченості близько 55%. Такі показники суттєво відрізняються від класичних уявлень про поведінку нафтоносних пластів і підтверджують необхідність використання альтернативних моделей інтерпретації.

Комплекс лабораторних досліджень дозволив сформувати нове бачення природи низькоомних колекторів та став основою для подальшої адаптації петрофізичних моделей до реального геологічного середовища.

Система «глауконіт – іліт – пірит»: чому низький опір не завжди означає воду

Одним із головних висновків дослідження стало встановлення того, що низький електричний опір у стрийських відкладах не є однозначною ознакою водонасичення. Формування низькоомних нафтових колекторів обумовлене комплексним впливом мінерального складу, структури порового простору та високої залишкової водонасиченості.

Ключову роль у цьому процесі відіграє глауконіт — водний алюмосилікат заліза, який містить іони Fe²+ та Fe³+ і характеризується електронною провідністю. Крім того, глауконіт є попередником утворення вторинного іліту, що формується під час діагенетичних процесів і покриває поверхні зерен, збільшуючи кількість глинисто-зв’язаної води.

Іліт, своєю чергою, створює додаткову іонну провідність через наявність зв’язаної води в тонкопоровому просторі. У поєднанні з піритом, який є хорошим електронним провідником, формується складна система механізмів провідності, що істотно знижує загальний електричний опір пласта.

Дослідження XRD підтвердили наявність у породах до 10–20% глауконіту, близько 2–3% піриту та 11% глинистих мінералів, серед яких домінує іліт. Саме ця мінералогічна комбінація визначає нетипові електричні характеристики колекторів.

Додатковим фактором виступає анізотропія колектора. Тонке перешарування пісковиків із ущільненими глинистими прошарками, які містять переважно залишкову воду, створює додаткові провідні шляхи та ще більше знижує значення Rt. При цьому сам пласт може залишатися нафтонасиченим і забезпечувати промислові дебіти.

Таким чином, класичне співвідношення між електричним опором і характером насичення, описане моделлю Арчі, для таких колекторів не виконується. Низький опір тут формується не лише за рахунок пластової води, а й під впливом електронної провідності глауконіту та піриту, а також високої частки зв’язаної води в ілітових оболонках порового простору. Саме це стало ключовою передумовою для подальшого переходу до нових петрофізичних моделей інтерпретації, які враховують провідність глинистих компонентів та залишкової води.

Нові петрофізичні моделі: від Арчі до Simandoux і Waxman–Smits

Результати лабораторних досліджень засвідчили, що використання класичної моделі Арчі для низькоомних колекторів стрийських відкладів призводить до суттєвого заниження нафтонасиченості та хибної інтерпретації продуктивних інтервалів як водоносних. Причина полягає в тому, що традиційна модель враховує лише провідність пластової води й не бере до уваги вплив глинистих мінералів, зв’язаної води та електронної провідності окремих компонентів породи.

Для адаптації інтерпретації до реального геологічного середовища фахівці АТ «Укрнафта» виконали калібрування петрофізичних параметрів a, m і n на основі результатів кернових досліджень та перейшли до використання моделей Waxman–Smits і Simandoux, які враховують провідність глин і залишкової води. Додатково розглядалися підходи Dual Water для комплексної оцінки характеру насичення.

Застосування нових моделей дозволило коректно інтерпретувати низькоомні нафтонасичені пласти та уникнути недооцінки запасів. Саме адаптація петрофізичних залежностей до фактичних лабораторних даних стала одним із ключових факторів успішної переоцінки продуктивності стрийських відкладів.

Важливим інструментом також стало моделювання залежності водонасиченості від висоти над контактом на основі капілярних тисків. Побудовані saturation-height curves дозволили оцінювати розподіл залишкової водонасиченості та уточнювати положення флюїдоконтактів у межах складнопобудованих покладів.

Таким чином, перехід від класичних моделей до адаптованих петрофізичних підходів став необхідною умовою для коректної оцінки запасів та планування подальших робіт із розробки низькоомних колекторів.

MFT, FMI та комплексна інтерпретація: як визначити нафту там, де каротаж показує воду

Визначення характеру насичення у низькоомних колекторах вимагало використання комплексу додаткових геофізичних та геолого-технічних методів, оскільки жоден окремий інструмент не міг забезпечити однозначної відповіді щодо природи флюїдів.

Одним із найважливіших методів стали дослідження випробувачем пластів на кабелі (MFT). На відміну від електричного каротажу, MFT дозволяє шляхом точкових вимірювань пластового тиску будувати градієнти флюїдів, визначати їх густину та підтверджувати нафтонасичення незалежно від електричного опору порід.

Застосування цього методу дало змогу визначити густину нафти на рівні 837 кг/м³ навіть у пластах з опором лише 1,7 Ом·м та уточнити положення водонафтових контактів. Водночас використання MFT має певні обмеження: колектор повинен бути проникним і гідродинамічно зв’язаним, а стабілізація пластового тиску можлива лише за достатньої рухливості флюїду. У щільних або сильно неоднорідних породах ефективність методу суттєво знижується.

Не менш важливу роль відіграли дослідження за допомогою мікроіміджера FMI. Отримані дані підтвердили тонкошарувату будову колекторів, значну тріщинуватість по напластуванню та анізотропію порового простору. Особливий інтерес становило виявлення провідних тріщин, які пояснювали високі дебіти окремих свердловин навіть за відносно низьких фільтраційно-ємнісних характеристик порід.

Додатково використовувалися результати газового каротажу, аналізу шламограми та люмінесценції під час буріння. Хоча окремі методи не завжди давали однозначні результати, їх комплексне використання дозволяло підтверджувати наявність вуглеводнів та співставляти дані каротажу з фактичними характеристиками керну.

У результаті було сформовано оптимальний комплекс методів ідентифікації низькоомних нафтових колекторів, який включає лабораторні дослідження керну, адаптовані петрофізичні моделі, MFT, FMI, аналіз бурових даних та фактичні результати випробувань. Саме така комплексна інтерпретація стала основою для переоцінки запасів і подальшого розвитку родовища.

Гідророзрив пласта як інструмент розкриття прихованого потенціалу

Переоцінка низькоомних колекторів стала лише першим етапом роботи. Наступним кроком було залучення в розробку нових продуктивних інтервалів за допомогою сучасних технологій інтенсифікації видобутку, насамперед кислотного та потужного гідророзриву пласта.

За даними «Укрнафти», застосування КГРП та ПГРП забезпечило зростання дебітів у 3–5 разів порівняно з початковими показниками. Особливо ефективним виявився кислотний гідророзрив у стрийських відкладах, де карбонатність окремих тонкоритмічних прошарків сягала 40%. Кислотні системи взаємодіяли з кальцитом і доломітом, розчиняючи цементуючий матеріал та покращуючи пористість, проникність і гідродинамічний зв’язок між окремими зонами насичення.

Додатковою перевагою кислотного ГРП стало подолання кольматації та формування високопровідних каналів фільтрації, що особливо важливо для ущільнених низькопористих колекторів, де саме цементація є основним фактором, який обмежує продуктивність свердловин.

Потужний пропантовий ГРП, своєю чергою, забезпечував довготривале підтримання ефекту та залучення до дренування слабкопроникних прошарків. У природно тріщинуватих колекторах створені тріщини активували існуючі системи розломів та формували складну мережу фільтраційних каналів, що збільшувало ефективну площу дренування покладу.

Технологія також дозволяла об’єднувати ізольовані зони нафтонасичення в єдину гідродинамічну систему та залучати до роботи тонкі пропластки, які раніше практично не брали участі у видобутку. Саме це забезпечило довгострокове зростання продуктивності свердловин і стало одним із головних чинників переоцінки потенціалу родовища.

Переоцінка запасів і нова геологічна модель стрийських відкладів

Комплекс лабораторних досліджень, адаптованих петрофізичних моделей, MFT-досліджень та результатів випробувань дозволив переглянути уявлення про будову покладів і суттєво змінити положення водонафтових контактів у стрийських відкладах.

Зокрема, якщо відповідно до геологічної моделі 2005 року ВНК визначався на позначці –85 м, то результати переінтерпретації та просторового узгодження свердловин дали змогу опустити його до –155 м TVDSS. Це суттєво розширило межі нафтонасичених зон і дозволило включити до розробки інтервали, які раніше вважалися водоносними.

Ключовим етапом стала ризикована, але успішна практика перфорації пластів із питомим опором близько 2 Ом·м. Фактичні результати підтвердили нафтонасичення таких інтервалів та дали можливість остаточно верифікувати нову модель покладу.

Результатом комплексної переоцінки стало суттєве збільшення видобувного потенціалу стрийських відкладів. У період із вересня 2022 року до квітня 2024 року видобуток нафти за рахунок дострілу існуючих і буріння нових свердловин зріс утричі, а частка видобутку з нових свердловин досягла 70% загального обсягу. Саме нові свердловини, орієнтовані на освоєння низькоомних інтервалів, забезпечили основний приріст видобутку.

Отримані результати підтверджують, що комплексна переоцінка нетипових колекторів може стати ефективним інструментом нарощення запасів і видобутку на зрілих родовищах. Досвід стрийських відкладів Бориславського нафтогазоносного регіону демонструє, що правильна інтерпретація низькоомних пластів здатна суттєво змінити економіку розробки та відкрити нові перспективи для подальшого освоєння складнопобудованих колекторів.

Розкриття потенціалу менілітових відкладів та роговикового горизонту Надвірнянського нафтогазоносного регіону

Одним із найцікавіших кейсів, представлених під час доповіді, стало переосмислення геологічної ролі роговикового горизонту менілітових відкладів Внутрішньої зони Передкарпатського прогину Надвірнянського нафтогазоносного регіону. Протягом багатьох років цей інтервал традиційно розглядався як неколектор і покришка, однак результати сучасних досліджень дали підстави для перегляду такого підходу.

Передумовою для нової інтерпретації став безперервний геолого-технологічний моніторинг буріння. Під час проходження розрізу геологи звернули увагу на невідповідність між прогнозованим та фактичним вмістом роговиків у шламі. Детальний аналіз показав, що роговикова частина представлена переважно карбонатно-піщаними породами, а частка власне роговиків становить лише близько 5%. Це поставило під сумнів традиційне уявлення про горизонт як суцільну непроникну покришку.

Подальші дослідження за допомогою випробувача пластів на кабелі (MFT) підтвердили проникність роговикового горизонту та його гідродинамічний зв'язок із нижчезалягаючими продуктивними пластами. Аналогічні результати були отримані ще у чотирьох нових свердловинах, що дозволило говорити про системний характер цього явища, а не про окремий локальний випадок.

Практичне підтвердження нової моделі було отримано після перфорації одного зі свердловинних інтервалів, де вдалося досягти припливу нафти на рівні близько 4 тонн на добу. Хоча цей показник не можна вважати високим, він став важливим доказом того, що роговиковий горизонт має колекторські властивості та може бути об'єктом подальшого освоєння.

Справжнім проривом для менілітових відкладів стало застосування потужного гідророзриву пласта (ПГРП). Перші свердловини, які до проведення операції давали близько 5 тонн нафти на добу, після інтенсифікації демонстрували дебіти на рівні 50–80 тонн на добу. Загалом ефект від ПГРП забезпечував збільшення продуктивності у 3–8 разів, що суттєво змінило економіку розробки цих об'єктів.

Водночас досвід показав принципову різницю між стрийськими та менілітовими відкладами щодо вибору технологій інтенсифікації. Якщо у стрийських колекторах висока карбонатність забезпечувала ефективність кислотного ГРП, то в менілітових породах через незначний вміст карбонатів основним інструментом залишається саме потужний пропантовий гідророзрив пласта.

Представлений кейс демонструє, що переоцінка традиційно недооцінених геологічних об'єктів у поєднанні із сучасними методами інтенсифікації може суттєво розширювати ресурсний потенціал зрілих родовищ і відкривати нові перспективи для стабільного приросту видобутку.

Карбонатні колектори башкирської плити ДДЗ як стратегічний резерв видобутку

Окремий блок доповіді був присвячений карбонатним колекторам башкирської плити Дніпровсько-Донецької западини, які в «Укрнафті» розглядають як один із стратегічних резервів нарощування нафтовидобутку. Протягом десятиліть ці об'єкти вважалися малоперспективними через складність визначення характеру насичення та відсутність детальних геофізичних досліджень.

Основна проблема карбонатних пластів полягає в тому, що високі значення електричного опору можуть відповідати як нафтонасиченим, так і водонасиченим інтервалам. Саме тому встановлення флюїдоконтактів потребує використання додаткових методів дослідження, зокрема імпульсного нейтронного каротажу та тривимірного геологічного моделювання. Проте остаточне підтвердження характеру насичення можливе лише після отримання фактичних результатів експлуатації свердловин.

Значний прорив у розробці башкирської плити став можливим завдяки впровадженню горизонтального буріння. У межах представленого кейсу було пробурено вже другу успішну горизонтальну свердловину, яка розкривала продуктивний пласт потужністю лише 4–5 метрів. При цьому довжина горизонтального стовбура становила близько 200 метрів, що дозволило максимально ефективно використати потенціал колектора.

Під час буріння застосовувалися сучасні системи Logging While Drilling (LWD), зокрема інструмент індукційного каротажу DartFusion та зонд визначення густини порід LithoFusion. Використання цих технологій забезпечувало безперервний контроль фільтраційно-ємнісних властивостей пласта та дозволяло оперативно коригувати траєкторію свердловини відповідно до фактичних геологічних умов.

Дані LWD показали, що верхня частина продуктивного горизонту представлена ущільненими породами з погіршеними колекторськими властивостями, тоді як у підошовній частині пласта розвинуті більш якісні колектори. Це дозволило оптимізувати проходження горизонтального стовбура та максимально використати потенціал продуктивної товщі.

Особливістю родовища є те, що колектор представлений кавернозно-тріщинуватими доломітизованими вапняками, які характеризуються складною неоднорідною будовою та потребують спеціалізованих підходів до освоєння. Саме горизонтальне буріння виявилося найбільш ефективною технологією для роботи з такими об'єктами.

Результатом застосування сучасних технологій став дебіт на рівні 42 тонн нафти на добу, що підтвердило високий потенціал карбонатних колекторів башкирської плити та можливість їхнього подальшого масштабного освоєння як одного зі стратегічних напрямів розвитку видобутку в Дніпровсько-Донецькій западині.

Сейсмічні атрибути та Bright Spots: нові можливості прогнозування продуктивних зон

Важливою складовою сучасної стратегії розвитку «Укрнафти» є активне використання результатів 3D-сейсморозвідки для планування нових свердловин та уточнення геологічних моделей родовищ. Якщо раніше тривимірні сейсмічні дослідження застосовувалися обмежено, то сьогодні вони стають одним із ключових інструментів прогнозування перспективних зон буріння.

Одним із важливих напрямів роботи стала уніфікація стратиграфічного розчленування об'єктів східного нафтогазоносного регіону Дніпровсько-Донецької западини. Формування єдиної стратиграфічної системи дозволяє коректно співставляти горизонти між різними структурними зонами та створює основу для подальшого басейнового моделювання.

Практичне застосування нових підходів було продемонстровано на прикладі вже розбуреного родовища, де використання сейсмічних атрибутів дозволило виявити локальні літологічні пастки типу Bright Spots. Ці аномалії інтерпретувалися як невеликі піщані тіла з покращеними фільтраційно-ємнісними властивостями, які не були підтверджені сусідніми свердловинами та фактично залишалися прихованими для традиційних методів пошуку.

На основі результатів інтерпретації було скориговано траєкторію проектної свердловини таким чином, щоб максимально точно потрапити в прогнозований sweet spot. Подальше буріння підтвердило правильність прийнятого рішення та наявність покращених колекторських характеристик у межах виділеної аномалії.

Зокрема, на прикладі горизонту S-3 було продемонстровано, що сучасні методи сейсмічної інтерпретації дозволяють виявляти локальні нафтонасичені піщані тіла навіть там, де сусідні свердловини фіксують лише глинисті відклади. Це суттєво знижує геологічні ризики та відкриває нові можливості для дорозвідки вже освоєних родовищ.

Таким чином, інтеграція 3D-сейсморозвідки, стратиграфічної кореляції та сучасних методів інтерпретації стає важливим інструментом підвищення ефективності геологорозвідувальних робіт і формування нових напрямів розвитку ресурсної бази компанії.

Комплексна інтерпретація та командна робота як основа розвитку зрілих родовищ

Представлені під час доповіді приклади демонструють, що сучасний розвиток нафтогазової галузі дедалі більше залежить від здатності переосмислювати традиційні геологічні уявлення та інтегрувати нові технологічні рішення в процес освоєння зрілих родовищ.
Низькоомні колектори стрийських відкладів, менілітові горизонти Надвірнянського регіону, карбонатні пласти башкирської плити та нові можливості 3D-сейсморозвідки є переконливими прикладами того, що навіть добре вивчені об'єкти можуть містити значний прихований потенціал.

Водночас ключовим чинником успіху є не окремі технології, а комплексний підхід до інтерпретації геологічної інформації. Поєднання лабораторних досліджень керну, сучасних петрофізичних моделей, методів MFT і FMI, горизонтального буріння, гідророзриву пласта та сейсмічного моделювання дозволяє суттєво підвищувати точність оцінки запасів і приймати більш обґрунтовані рішення щодо розвитку родовищ.

Особливу увагу Вікторія Микитюк приділила ролі міждисциплінарної взаємодії у реалізації таких проєктів. Представлені кейси стали результатом спільної роботи фахівців із 3D-моделювання, геологів, геофізиків, буровиків та спеціалістів із розробки родовищ. Саме синергія різних напрямів експертизи дозволяє створювати високоякісні геологічні моделі та знаходити ефективні рішення для складнопобудованих колекторів.

Досвід АТ «Укрнафта» підтверджує, що майбутнє розвитку зрілих нафтогазових активів пов'язане не лише з відкриттям нових покладів, а й із глибоким переосмисленням уже відомих геологічних об'єктів. Саме комплексна інтерпретація, технологічні інновації та командна робота формують нову філософію нарощення запасів і збільшення видобутку в українській нафтогазовій галузі.

28-29 травня 2026 року у Львові відбулась ХІІІ Міжнародна нафтогазова конференція Ньюфолк НКЦ «Колтюбінг. ГРП. Бурові сервіси. Геологія та геофізика», яка цього року стала найбільшою за всю історію проведення.

Запрошуємо вас стати частиною X Міжнародної спеціалізованої виставки «НАФТОГАЗЕКСПО 2026», яка відбудеться 13-15 жовтня 2026 року в Міжнародному виставковому центрі (МВЦ), м. Київ.

В рамках виставки також проходитиме X Київська нафтогазова конференція Ньюфолк НКЦ, що традиційно збирає керівників провідних нафтогазових компаній, представників державного сектору, міжнародних партнерів, виробників обладнання та сервісних компаній.

-----------
«Ньюфолк нафтогазовий консультаційний центр» (Newfolk Oil and Gas Consulting Center) – українська аналітична і консалтингова компанія, що надає маркетингові, інформаційні та консультаційні послуги для підприємств, задіяних у сфері нафто- і газовидобутку.