Месторождение: Шах Дениз (ID: 42232)

Свойства

Класс Месторождения:

Тип Месторождения: Газовое

Местоположение:

Местность:

Стадия разработки: Добыча

Год открытия: 1999

Источник информации:

Метод открытия:

Площадь: 142.74 км²

Описание

Шах-Дениз

Краткий профиль актива

Шах-Дениз — одно из крупнейших газоконденсатных месторождений мира и ключевой газовый актив Азербайджана. Месторождение расположено в глубоководной части Южного Каспия и было открыто в 1999 году после бурения первой серии поисково-разведочных скважин на крупной структуре, выявленной еще в советский период.

Первоначальная оценка ресурсной базы, используемая Министерством энергетики Азербайджана и Southern Gas Corridor CJSC, составляет более 1 трлн м³ газа и около 2 млрд баррелей конденсата. Азербайджанское Министерство энергетики также приводит около 243 млн т конденсата. Эти показатели относятся к исходной ресурсной базе и не должны трактоваться как современные остаточные доказанные запасы.

Ключевые особенности актива

Шах-Дениз — не просто крупное газовое месторождение, а один из системообразующих газовых проектов Южного Каспия и Южного газового коридора.

Его особенности определяются сочетанием пяти факторов.

Первое — исключительно крупный объем газа. По современной официальной оценке первоначальная ресурсная база превышает 1 трлн м³.

Второе — чрезвычайно высокая продуктивность отдельных скважин. По состоянию на 2026 год 17 из 20 наиболее продуктивных скважин глобального портфеля bp приходились на Шах-Дениз; лучшая скважина давала около 28 тыс. баррелей нефтяного эквивалента в сутки.

Третье — глубокие, аномально высоконапорные песчаниковые резервуары. Продуктивные горизонты находятся преимущественно на глубинах около 5–6,5 км, причем разные пласты могут иметь существенно различающиеся давления. Именно сочетание высоконапорных и уже истощенных интервалов делает бурение на Шах-Денизе особенно сложным.

Четвертое — многопластовое строение. Это не одна массивная газовая залежь, а вертикальная система нескольких песчаных резервуаров Продуктивной толщи с различными давлениями, контактами и гидродинамическими характеристиками.

Пятое — проект постепенно переходит от расширения добывающего фонда к управлению падающим давлением. Следующая крупная фаза — проект Shah Deniz Compression, предназначенный для отбора газа, который без дополнительной компрессии станет недоступен по мере естественного снижения пластового давления. Проект стоимостью около $2,9 млрд должен обеспечить дополнительно около 50 млрд м³ газа и 25 млн баррелей конденсата.

Геология

Региональное положение

Шах-Дениз расположен в Южно-Каспийском бассейне — чрезвычайно мощном молодом осадочном бассейне с быстрым плиоцен-четвертичным погружением.

Главные нефтегазоносные резервуары связаны с так называемой Продуктивной толщей (Productive Series) нижнего–среднего плиоцена.

В центральной части Южного Каспия ее мощность достигает примерно 5–7 км. За последние приблизительно 5,5 млн лет в наиболее погруженных частях бассейна накопилось до 10 км молодых осадков, что отражает чрезвычайно высокие темпы прогибания и осадконакопления.

Быстрое погружение имеет непосредственное значение для нефтегазоносности:

• обеспечило быстрое захоронение нефтематеринских пород;

• сформировало мощную систему глинистых покрышек;

• сохранило хорошие коллекторские свойства песчаников на больших глубинах;

• сформировало аномально высокие пластовые давления.

Структура

Шах-Дениз приурочен к гигантской антиклинальной структуре четырехстороннего замыкания.

Структура имеет приблизительно:

• 1,8–2,0 км вертикального рельефа;

• около 360 км² собственно четырехстороннего структурного замыкания;

• площадь контрактной территории около 860 км².

Основная ось антиклинали имеет северо-западное — юго-восточное направление.

Складка начала формироваться вскоре после накопления Продуктивной толщи и продолжала расти в апшеронское и четвертичное время. Западное крыло осложнено обратным разломом, а на более глубоких структурных уровнях присутствует крупное надвиговое нарушение.

Это сравнительно молодая структура: значительная часть ее современного рельефа сформировалась приблизительно за последние 3 млн лет.

Грязевой вулканизм

В пределах структуры и вокруг нее развиты грязевые вулканы.

Их наличие отражает:

• крайне высокие поровые давления;

• интенсивное сжатие молодых осадков;

• миграцию флюидов;

• современную тектоническую активность Южного Каспия.

При этом современные гидродинамические исследования показывают, что региональное распределение давления определяется не только вертикальным движением флюидов по разломам и каналам грязевого вулканизма. Существенную роль играет латеральная миграция воды по мощным песчаниковым горизонтам Продуктивной толщи.

Стратиграфия и продуктивные горизонты

Основные промышленные газоконденсатные залежи связаны с песчаниками средней и верхней части Продуктивной толщи.

Ключевыми объектами являются:

Балаханский VIII

Балаханский VIII — один из песчаных подгоризонтов Балаханской свиты Продуктивной толщи.

Это мощные терригенные резервуары, сформированные преимущественно древними речными и дельтовыми системами.

Фасила / Перерыв

Фасила (Fasila) — используемое в азербайджанской и международной промысловой литературе название свиты Перерыв (Pereriva/Pereryva).

То есть «Фасила» и «Перерыв» — не две разные залежи.

Свита Фасила подразделяется на несколько песчаных пачек. Для Шах-Дениза особенно важны Sand Package II и Sand Package III.

Современная научная литература выделяет три главных газоносных резервуарных комплекса:

• Балаханский VIII;

• песчаная пачка II Фасила;

• песчаная пачка III Фасила.

Наиболее качественные продуктивные зоны расположены преимущественно на глубинах 5–6,5 км.

Условия осадконакопления

Продуктивная толща сформирована в сложной флювиально-озерной системе древнего Каспийского бассейна.

Исследования обнажений Апшеронского полуострова показывают, что свиты Перерыв и Балаханы представлены главным образом:

• русловыми песчаниками;

• многократно объединенными песчаными телами;

• флювиальными sheet-sands;

• пойменными и озерными глинами.

Наиболее песчаные интервалы Фасила/Перерыв и отдельных Балаханских горизонтов формировались в высокоэнергетических речных системах с относительно малой извилистостью русел.

Это объясняет сочетание двух свойств Шах-Дениза:

высокая продуктивность отдельных песчаных тел и одновременно сильная внутренняя неоднородность резервуара.

Глинистые прослои и покинутые русловые каналы создают:

• барьеры;

• экраны;

• отдельные гидродинамические блоки.

Современные цифровые модели Балаханской свиты также показывают быструю латеральную и вертикальную изменчивость net-to-gross и необходимость учитывать многочисленные барьеры и проводящие элементы при моделировании резервуара.

Коллекторы и свойства пластов

Основные коллекторы Шах-Дениза — глубокозалегающие плиоценовые песчаники.

Несмотря на глубины более 5 км, качество отдельных песчаных резервуаров остается высоким.

Это объясняется несколькими факторами:

• быстрым захоронением;

• сравнительно низким геотермическим градиентом Южного Каспия;

• задержкой интенсивного кварцевого цементирования;

• сохранением первичного порового пространства;

• развитием качественных песчаных фаций.

Региональные исследования показывают, что глубокозалегающие песчаники Южного Каспия способны сохранять значительную пористость даже на экстремальных глубинах.

Исследования керна и ГИС непосредственно Шах-Дениза показывают существование нескольких петрографических и гидравлических типов пород. Особенно хорошие коллекторские свойства выявлены в отдельных пачках Fasila B / SP3 и других песчаных пакетах.

Для разработки это означает, что понятие «один пласт Шах-Дениза» является чрезмерным упрощением: продуктивность определяется распределением отдельных высококачественных песчаных тел.

Пластовое давление

Шах-Дениз отличается исключительно сложной системой пластовых давлений.

В пределах одного вертикального разреза могут соседствовать:

• высокоаномальные пластовые давления;

• менее высоконапорные песчаники;

• уже частично истощенные продуктивные горизонты.

AAPG характеризует Шах-Дениз как месторождение с запасами более 30 Tcf, содержащее несколько плиоценовых резервуаров в разных режимах давления, причем сочетание высоконапорных слабопесчаных интервалов и уже истощенных пластов создает одни из наиболее сложных условий бурения в мировой практике.

Региональные модели показывают, что песчаные горизонты работают как крупные латеральные водоносные проводники, по которым давление передается от глубокой центральной части бассейна к его периферии.

Это объясняет наличие:

• наклонных газоводяных контактов;

• разных давлений в соседних резервуарах;

• активных водоносных систем;

• сложного поведения давления при разработке.

Нефтегазовая система

Газ и конденсат Шах-Дениза не генерировались внутри плиоценовых песчаников, в которых они сейчас находятся.

Основные нефтематеринские породы расположены значительно глубже.

Наиболее вероятные источники связаны с олигоцен-миоценовыми:

• майкопскими;

• диатомовыми;

• другими органогенно-богатыми морскими толщами.

Углеводороды мигрировали вверх в плиоценовые песчаники.

Шах-Дениз представляет один из наиболее глубоких известных действующих нефтегазовых генерационных комплексов. Исследование diamondoid-компонентов конденсата показывает присутствие большого количества продуктов термического крекинга нефти. Моделирование предполагает, что примерно 4,8 млрд баррелей исходной нефти могли подвергнуться термическому крекингу с образованием порядка 12 Tcf газа глубже современных резервуаров Шах-Дениза.

Это принципиально важная особенность:

Шах-Дениз является газоконденсатным месторождением не просто из-за высокой зрелости залежи, а благодаря очень глубокой и высокотемпературной истории генерации и вторичного крекинга углеводородов.

Флюиды

Основной пластовый флюид — газоконденсат.

Для газоконденсатной системы Шах-Дениза характерны:

• высокое пластовое давление;

• значительное содержание жидких углеводородов;

• давление начала конденсации, близкое к рабочему пластовому диапазону;

• риск ретроградной конденсации по мере падения давления.

При падении давления ниже точки росы тяжелые углеводородные компоненты начинают выпадать непосредственно в поровом пространстве резервуара.

Это способно:

• снижать относительную проницаемость по газу;

• формировать конденсатный банк вокруг скважины;

• уменьшать фактическую продуктивность;

• сокращать конечное извлечение конденсата.

Поэтому контроль давления является важной частью долгосрочной разработки газоконденсатной системы.

Запасы и ресурсы

В публичных источниках используются несколько близких, но не полностью идентичных величин.

Министерство энергетики Азербайджана приводит:

• около 1 трлн м³ газа;

• около 243 млн т конденсата.

Southern Gas Corridor CJSC приводит:

• более 1 трлн м³ газа / около 40 Tcf;

• около 2 млрд баррелей конденсата.

Ранние материалы bp для первой стадии давали около:

• 22,1 Tcf извлекаемого газа;

• 750 млн баррелей конденсата.

Эти цифры относятся к разным периодам и методикам оценки.

Поэтому для аналитической карточки корректнее использовать:

исходная ресурсная база месторождения — >1 трлн м³ газа и порядка 2 млрд баррелей конденсата, не трактуя эти значения как современные остаточные proved reserves.

Разработка

Разработка разделена на две крупные фазы.

Shah Deniz Stage 1

Первая фаза введена в эксплуатацию в 2006 году.

Основная инфраструктура:

• стационарная платформа Shah Deniz Alpha (SDA);

• наклонно-направленные эксплуатационные скважины;

• морские газовый и конденсатный трубопроводы;

• береговые установки Сангачальского терминала.

Современная проектная мощность Stage 1 составляет порядка:

• 11 млрд м³ газа в год;

• около 50–60 тыс. баррелей конденсата в сутки.

К 2025–2026 годам Stage 1 продолжает обеспечивать значимую часть общей добычи.

Shah Deniz Stage 2

Окончательное инвестиционное решение по Stage 2 было принято в декабре 2013 года.

Проект стал первым крупным подводным добычным комплексом такого масштаба в Каспийском море.

Он включает:

• платформенный комплекс Shah Deniz Bravo (SDB);

• несколько подводных добычных кластеров;

• подводные эксплуатационные скважины;

• глубоководные flowlines;

• экспортные газопроводы;

• расширение Сангачальского терминала.

Проектная дополнительная мощность:

около 16 млрд м³ газа в год.

Первый коммерческий газ Stage 2 поступил в Турцию 30 июня 2018 года.

Поставки газа Шах-Дениза в Европу начались 31 декабря 2020 года.

Тем самым прогноз из материала 2014 года в основном реализовался, хотя фактическая конфигурация участников, сроки и эксплуатационные показатели впоследствии менялись.

Фонд скважин

По состоянию на первое полугодие 2026 года в рамках Stage 2 было пробурено 24 скважины:

• северный фланг — 5;

• западный — 5;

• юго-западный — 5;

• северо-восточный — 5;

• юго-восточный — 4.

В рамках Stage 1 Министерство энергетики указывает 11 пробуренных скважин.

При этом не следует автоматически считать сумму этих значений текущим добывающим фондом: часть скважин находится на разных стадиях освоения и эксплуатации.

Добыча

Исторический рост

В 2013 году Шах-Дениз добывал около:

• 9,8 млрд м³ газа;

• 2,48 млн т конденсата.

В 2017 году, непосредственно перед запуском Stage 2:

• 10,2 млрд м³ газа;

• 2,4 млн т конденсата.

После запуска Stage 2 добыча резко увеличилась.

Добыча 2025 года

Фактическая добыча за 2025 год составила примерно:

27 млрд м³ товарного газа

и

4 млн т конденсата, или около 32 млн баррелей.

Азербайджанская государственная статистика дает близкую величину газа — около 27,9 млрд м³, что отражает различия стандартов учета/округления.

Текущая производственная мощность комплекса составляет примерно:

28 млрд м³ газа в год.

То есть в 2025 году месторождение фактически работало очень близко к современной проектной мощности.

Добыча 2026 года

В первом полугодии 2026 года добыто:

• около 14 млрд м³ газа;

• около 2 млн т / 15 млн баррелей конденсата.

Добыча газа практически не изменилась относительно первого полугодия 2025 года.

Это позволяет характеризовать текущий производственный профиль как плато около 27–28 млрд м³/год, а не резкий decline.

Накопленная добыча

С начала разработки до конца первого квартала 2026 года Шах-Дениз накопленно добыл примерно:

271 млрд м³ газа

и

53 млн т конденсата.

На конец 2025 года Министерство энергетики Азербайджана приводило:

• около 264,7 млрд м³ газа;

• около 52,5 млн т конденсата.

Эти данные хорошо согласуются между собой.

Профиль добычи

Развитие Шах-Дениза принципиально отличается от обычного однопикового месторождения.

Фактический профиль выглядит следующим образом:

Stage 1 → полка около 7–10 млрд м³/год → начало естественного decline → запуск Stage 2 → резкий рост общей добычи → новая полка около 27–28 млрд м³/год.

То есть прогноз 2014 года, согласно которому Stage 2 должна была компенсировать будущее снижение Stage 1, в целом подтвердился.

Однако тезис о гарантированной 25-летней постоянной полке 16 млрд м³ только за счет Stage 2 был слишком упрощенным.

Современная стратегия показывает, что для поддержания совокупного plateau требуется:

• ввод новых скважин;

• последовательное подключение новых флангов;

• управление drawdown;

• а в дальнейшем — компрессия.

Основные сложности разработки

1. Аномально высокие давления

В недренированных горизонтах присутствуют высокие пластовые давления.

При бурении необходимо одновременно контролировать:

• pore pressure;

• fracture gradient;

• устойчивость стенок;

• горизонтальные напряжения.

Это существенно сужает безопасное окно бурения.

2. Разные давления в вертикальном разрезе

На поздней стадии рядом с высоконапорными неразработанными интервалами находятся уже истощенные резервуары.

Такой pressure contrast резко повышает сложность новых скважин и ремонтов.

3. Глубина

Основные продуктивные горизонты находятся на 5–6,5 км ниже поверхности.

Это увеличивает:

• стоимость бурения;

• требования к оборудованию;

• температурные и механические нагрузки;

• риск аварий.

4. Резервуарная неоднородность

Песчаники очень продуктивны, но распределены неоднородно.

Глинистые барьеры и изменение net-to-gross осложняют связь между скважинами.

5. Газоконденсатная природа

По мере снижения давления возникает риск ретроградной конденсации и потери части жидких углеводородов в пласте.

6. Падение давления

Именно естественное снижение пластового давления становится главным ограничением добычи следующего этапа.

Это уже привело к санкционированию крупного компрессионного проекта.

Технологическая доразработка

Новые подводные скважины

Stage 2 развивается поэтапным подключением отдельных флангов месторождения.

В 2025–2026 годах продолжалось бурение и подключение новых скважин западного, юго-западного, северо-восточного и других кластеров.

Такой подход позволяет компенсировать decline ранее введенных скважин.

Shah Deniz Compression

Это главный следующий этап разработки.

Финальное инвестиционное решение принято 3 июня 2025 года.

Стоимость проекта:

около $2,9 млрд.

Проект предназначен для извлечения низконапорного газа, который по мере истощения залежи будет невозможно транспортировать на берег при существующем давлении.

Основной объект — новая морская электрифицированная беспилотная компрессорная платформа SDC.

Она будет связана:

• с Shah Deniz Alpha;

• с Shah Deniz Bravo;

• с Сангачальским терминалом;

• с существующей подводной газосборной сетью.

Проект должен дополнительно обеспечить приблизительно:

50 млрд м³ газа

и

25 млн баррелей конденсата.

План:

• строительство — с конца 2025 года;

• компрессия газа SDA — с 2029 года;

• компрессия SDB — с 2030 года.

Это ключевой индикатор стадии зрелости месторождения: дальнейшее поддержание добычи уже требует не только новых скважин, но и искусственного снижения противодавления всей добывающей системы.

Экспорт и инфраструктура

Газ Шах-Дениза поступает на Сангачальский терминал.

Далее основным экспортным маршрутом является Южный газовый коридор:

South Caucasus Pipeline / SCPX → TANAP → TAP.

Stage 2 была фактически инфраструктурной основой создания этого маршрута.

Первые коммерческие поставки:

• Турция — июнь 2018;

• Европа — декабрь 2020.

Сегодня газ Шах-Дениза поставляется:

• Азербайджану;

• Грузии;

• Турции;

• европейским покупателям.

Таким образом, месторождение имеет значение не только как upstream-актив, но и как ресурсная база крупной трансграничной экспортной системы.

Современная структура собственности

Состав консорциума из источника 2014 года уже полностью устарел.

По состоянию на 2026 год доли следующие:

То есть из первоначального состава вышли или изменили участие Statoil/Equinor, Total и Petronas, а структура долей SOCAR/SGC также была реорганизована.

Последние события

2024 — добыча достигла порядка 28 млрд м³ газа.
Месторождение фактически вышло на полную совокупную мощность Stage 1 + Stage 2.

Февраль 2025 — планы новых скважин.
bp сообщила о планах дополнительного бурения для поддержания стабильной добычи месторождения.

3 июня 2025 — FID по Shah Deniz Compression.
Утвержден проект стоимостью $2,9 млрд.

2025 — добыча около 27 млрд м³ газа и 4 млн т конденсата.

Первая половина 2026 — производство остается стабильным.
Получено около 14 млрд м³ газа; мощность комплекса сохраняется около 28 млрд м³/год.

2026 — активная реализация компрессионной фазы.
CAPEX первого полугодия вырос более чем на 50%, главным образом за счет дальнейших работ по развитию месторождения.

Оценка актива

Шах-Дениз — гигантский высокопродуктивный газоконденсатный актив, находящийся на переходе от крупномасштабного наращивания добычи к технологическому поддержанию plateau зрелого месторождения.

Его положение принципиально отличается от brownfield-активов типа Бахара или Гум-Дениза.

Шах-Дениз по-прежнему добывает почти на максимальной инфраструктурной мощности, а основная ресурсная база достаточно велика для продолжительной эксплуатации.

Ключевой производственный вопрос теперь звучит не как:

«Есть ли дополнительные коммерческие запасы?»

а как:

«Как долго возможно удерживать высокий уровень отбора по мере снижения пластового давления?»

Ответ оператора — сочетание трех инструментов:

новые скважины + последовательное подключение флангов + центральная компрессия.

В кратко- и среднесрочном периоде это позволяет удерживать добычу около 27–28 млрд м³/год.

Проект Shah Deniz Compression показывает, что к концу десятилетия главным ограничением станет уже не дебит отдельных высокопродуктивных скважин, а давление всей добывающей системы.

С геологической точки зрения основные сильные стороны актива:

• гигантский объем газа;

• исключительно высокопродуктивные песчаники;

• большое структурное замыкание;

• доказанная многопластовая ресурсная база;

• развитая водоносная система.

Основные риски:

• высокие давления при бурении новых интервалов;

• падение давления в зрелых объектах;

• газоконденсатные потери;

• резервуарная неоднородность;

• необходимость значительных инвестиций в компрессию;

• высокая сложность глубоководного subsea-фонда.

Ключевые пробелы в данных

Несмотря на большое количество открытой информации, для полноценной инвестиционно-геологической оценки публично не раскрываются:

Актуальные 1P/2P/3P.
Публикуются главным образом исторические оценки общей ресурсной базы.

Остаточные извлекаемые запасы по каждому основному резервуару.

GIIP отдельно по Балаханскому VIII, Fasila SP2 и SP3.

Текущий КИН газа и конденсата по отдельным горизонтам.

Текущие пластовые давления каждого резервуарного блока.

Dew-point pressure и современные PVT по основным залежам.

Полный профиль decline отдельных Stage 1 и Stage 2 флангов.

Дебиты большинства отдельных скважин.

Детальная экономика новых скважин.

Фактическая доля дополнительных 50 млрд м³, относящаяся к Stage 1 и Stage 2 при реализации SDC.

Ключевой вывод

Шах-Дениз — один из наиболее качественных и производительных газоконденсатных активов Южного Каспия, который к 2025–2026 годам фактически достиг совокупной производственной полки порядка 27–28 млрд м³ газа в год.

Прогнозы середины 2010-х о резком расширении добычи благодаря Stage 2 в целом реализовались: проект был введен, газ достиг Турции в 2018 году и Европы в 2020 году.

Однако современная задача уже изменилась.

Основной вопрос следующего десятилетия — не создание новой экспортной системы, а удержание высокой добычи на фоне естественного падения пластового давления.

Проект Shah Deniz Compression наглядно показывает переход месторождения в следующую фазу жизненного цикла: от наращивания добывающей мощности к управлению зрелым гигантским газовым активом посредством дополнительного бурения, subsea-разработки и централизованной компрессии.

Литература

1. Fowler S.R., Mildenhall J., Zalova S., Riley G., Elsley G., Desplanques A., Guliyev F. Mud volcanoes and structural development on Shah Deniz // Journal of Petroleum Science and Engineering. — 2000. — Vol. 28, No. 4. — P. 189–206. — DOI: 10.1016/S0920-4105(00)00078-4.

2. Hinds D.J., Aliyeva E., Allen M.B. et al. Sedimentation in a discharge-dominated fluvial-lacustrine system: the Neogene Productive Series of the South Caspian Basin, Azerbaijan // Marine and Petroleum Geology. — 2004. — Vol. 21, No. 5. — P. 613–638. — DOI: 10.1016/j.marpetgeo.2004.01.009.

3. Yarmohammadi S., Kadkhodaie-Ilkhchi A., Rahimpour-Bonab H., Shirzadi A. Seismic reservoir characterization of a deep water sandstone reservoir using hydraulic and electrical flow units: A case study from the Shah Deniz gas field, the South Caspian Sea // Journal of Petroleum Science and Engineering. — 2014. — Vol. 118. — P. 52–60. — DOI: 10.1016/j.petrol.2014.04.002.

4. Validation of lateral fluid flow in an overpressured sand-shale sequence during development of Azeri-Chirag-Gunashli oil field and Shah Deniz gas field: South Caspian Basin, Azerbaijan // Marine and Petroleum Geology. — 2015. — Vol. 59. — P. 593–610. — DOI: 10.1016/j.marpetgeo.2014.07.019.

5. Jafarzadeh N., Kadkhodaie A., Jan Ahmad B., Kadkhodaie R., Karimi M. Identification of electrical and petrophysical rock types based on core and well logs: Utilizing the results to delineate prolific zones in deep water sandy packages from the Shah Deniz gas field in the South Caspian Sea Basin.

6. Goodwin N.S. et al. Diamondoids and basin modelling reveal one of the world's deepest petroleum systems, South Caspian Basin, Azerbaijan // Journal of Petroleum Geology. — 2020. — DOI: 10.1111/jpg.12754.

7. 3D stratigraphic mapping and reservoir architecture of the Balakhany Suite, Upper Productive Series, using UAV photogrammetry: Yasamal Valley, Azerbaijan // Marine and Petroleum Geology. — 2022. — Vol. 145. — 105911. — DOI: 10.1016/j.marpetgeo.2022.105911.

8. Villinski J. Impact of Geologic Description on Pore Pressure and Well Design: Shah Deniz, Offshore Caspian Sea // AAPG Annual Convention and Exhibition. — Houston, 2017.

9. Ministry of Energy of the Republic of Azerbaijan. Shah Deniz Field. — Актуализировано 4 ноября 2025 г.

10. Ministry of Energy of the Republic of Azerbaijan. The Southern Gas Corridor. — Актуализировано 10 марта 2026 г.

11. Southern Gas Corridor CJSC. Shah Deniz Project. — Данные по ресурсной базе, производственным мощностям, стадиям разработки и структуре участников.

12. bp. Shah Deniz Compression Project Environmental and Social Impact Assessment. — 2025–2026. — Техническое описание Stage 1, Stage 2 и нового компрессионного проекта.

13. bp Azerbaijan. Shah Deniz operational results, 1H 2025. — Производственные показатели и FID проекта Shah Deniz Compression.

14. bp Azerbaijan. Shah Deniz operational results, 1H 2026. — Добыча, CAPEX/OPEX, бурение Stage 2.

15. Shah Deniz — celebrating 30th anniversary of project that changed energy map of the region // AZERTAC. — 4 июня 2026 г. — Накопленная добыча и продуктивность фонда.

16. Тюрин А. М. Шах-Дениз — мегапроект Каспийского региона. — 2014. — Использован как исторический источник для состояния Stage 1, первоначальных планов Stage 2 и структуры консорциума на начало 2014 г.; показатели актуализированы по современным источникам.

Следующее Месторождение: Торагай