Класс Месторождения:
Тип Месторождения: Газовое
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 2010
Источник информации:
Метод открытия:
Площадь: 2.22 км²
| Показатель | Значение |
|---|---|
| Тип актива | Морское газоконденсатное месторождение |
| Нефтегазоносный бассейн | Южно-Каспийский бассейн |
| Расположение | Азербайджанский сектор Каспия, около 75–80 км к югу от Баку |
| Оператор | Umid Babek Operating Company (UBOC) |
| Участники проекта | SOCAR — 80%; Nobel Upstream — 20% |
| Контрактный режим | Risk Service Agreement, действует с 2017 г. |
| Год открытия | 2010 |
| Начало промышленной эксплуатации | 2012 |
| Основной продуктивный комплекс | Плиоценовая Продуктивная толща |
| Основные объекты | горизонт VII — Фасила/Перерыв; горизонт V — аналог Балаханской свиты; горизонт VIII — Надкирмакинская песчаная свита |
| Глубины основных целей | порядка 5,9–7,0 км |
| Тип флюида | Высоконапорный газоконденсат |
| Официальная ранняя оценка ресурсов | около 200 млрд м³ газа и 40 млн т конденсата |
| Более поздняя оценка SOCAR | около 129 млрд м³ газа и 20 млн т конденсата |
| Накопленная добыча к 01.11.2025 | около 12,7 млрд м³ газа и 1,9 млн т конденсата |
| Текущая суточная добыча, конец 2025 г. | около 7 млн м³ газа и 0,8 тыс. т конденсата |
| Стадия | Ранняя–средняя стадия разработки, продолжающаяся доразведка |
| Основной upside | Южный фланг, уточнение запасов глубоких блоков, увеличение фонда и развитие второй фазы |
Умид — крупное глубокозалегающее газоконденсатное месторождение в южной части азербайджанского сектора Каспия. Оно было открыто 24 ноября 2010 года и стало первым крупным газоконденсатным открытием, сделанным SOCAR собственными силами после обретения Азербайджаном независимости. Промышленная эксплуатация началась в 2012 году.
К концу 2025 года Умид уже нельзя считать небольшим пилотным проектом: накопленная добыча достигла примерно 12,7 млрд м³ газа и 1,9 млн т конденсата, а среднесуточная добыча приблизилась к 7 млн м³ газа и 800 т конденсата.
Умид — один из наиболее интересных новых газоконденсатных активов SOCAR между зрелыми месторождениями Бакуского архипелага и гигантским Шах-Денизом.
Главная особенность — сочетание:
очень больших глубин;
высокого пластового давления;
многопластовой системы;
сложной тектонической сегментации;
еще незавершенной разведки части структуры.
В отличие от Шах-Дениза, Умид пока не является полностью оконтуренным и масштабно разбуренным активом. Современная стратегия одновременно включает эксплуатацию уже открытых запасов и продолжение appraisal drilling, особенно на южном фланге.
В 2025–2026 годах именно южный фланг стал главным объектом доразведки: с самоподъемной установки Neptun была пробурена самая глубокая на тот момент скважина Умида, достигшая около 6 972 м. Это первая для Каспийского региона глубоководная подводная оценочная скважина, пробуренная таким способом с jack-up установки.
Это показывает, что геологическая модель месторождения еще продолжает существенно уточняться.
Умид расположен в юго-западной части Южно-Каспийского бассейна примерно в 75–80 км к югу от Баку.
Непосредственно к востоку структура продолжается в сторону Бабека, однако геологически и коммерчески Умид и Бабек необходимо разделять.
Умид — уже открытое и разрабатываемое месторождение.
Бабек — соседняя перспективная структура, которая входит с Умидом в единый контрактный блок, но до подтверждения бурением не должна трактоваться как часть доказанных запасов Умида.
В пределах разрабатываемой части Умида глубина моря преимущественно около 40–60 м. На восток, в направлении Бабека, структура уходит в значительно более глубокую воду — до примерно 400–550 м.
Умид является частью крупной протяженной складчатой системы Умид–Бабек.
Современная геологическая интерпретация характеризует ее как вытянутую антиклинальную структуру длиной порядка 40 км и шириной 5–7 км в масштабе всей системы Умид–Бабек.
Собственно Умид занимает западную, более мелководную часть структуры.
Геологическая модель характеризуется:
четырехсторонним структурным замыканием;
крупными разломами;
обратными нарушениями;
транспрессионными разломами;
разделением на отдельные блоки;
грязевулканической/диапировой активностью.
Главный риск заключается в том, что внешне единая антиклиналь может быть разделена на гидродинамически изолированные блоки.
Для оценки запасов это принципиально: неопределенность контактов, площади газонасыщенности и коэффициента заполнения ловушки может существенно менять итоговую volumetric estimate.
Основная промышленная нефтегазоносность связана с Продуктивной толщей среднего плиоцена — тем же региональным комплексом, который формирует резервуары Шах-Дениза, Бахара, Булла-Дениз и многих других месторождений Южного Каспия.
Продуктивная толща представляет собой мощное чередование:
песчаников;
алевролитов;
глин.
Региональные исследования показывают, что она формировалась в условиях быстро меняющейся флювиально-дельтовой и озерной среды. Песчаные тела представлены русловыми и sheet-sand комплексами, а глинистые интервалы формируют внутриформационные покрышки и барьеры.
В местной гобустанской стратиграфической номенклатуре основные объекты Умида обозначаются горизонтами V, VII и VIII.
Это главный продуктивный и поисковый объект.
Горизонт VII коррелируется со свитой Фасила / Перерыв (Fasila / Pereriv).
Именно этот комплекс рассматривается как основная цель глубокого бурения на структуре Умид–Бабек.
Фасила представлена преимущественно мощными терригенными песчаниками, разделенными глинистыми пачками.
По региональной аналогии это один из наиболее качественных глубоких резервуарных комплексов Южного Каспия.
Горизонт V коррелируется с Балаханской свитой Продуктивной толщи.
Это более высокая по разрезу группа песчаников, характеризующаяся существенной латеральной неоднородностью.
Современные исследования Балаханской свиты в Южном Каспии показывают:
быстрое изменение net-to-gross;
русловую архитектуру;
наличие множества внутренних экранов;
переход от песчаных каналов к глинистым межканальным зонам.
Горизонт VIII сопоставляется с Надкирмакинской песчаной свитой (Nad-Kirmaky Sand Suite, NKP).
Это более глубокий резервуарный комплекс, также являющийся потенциально промышленным объектом в пределах структуры Умид–Бабек.
Умид относится к числу наиболее глубоких разрабатываемых газоконденсатных объектов Азербайджана.
По современной структурной модели:
свод на уровне Фасила расположен примерно на 5 936 м;
нижние перспективные части структуры достигают примерно 7 050 м.
Фактические современные скважины подтверждают такой диапазон.
В 2024 году эксплуатационная скважина U1-22 была пробурена до:
6 265 м MD / 6 262 м TVD.
В 2025–2026 годах новая оценочная скважина на южном фланге достигла около:
6 972 м.
Таким образом, большая часть будущего прироста запасов связана с ультраглубокими объектами порядка 6–7 км.
Основными коллекторами являются глубокозалегающие плиоценовые песчаники.
Для них характерны:
выраженная слоистость;
изменение песчанистости по площади;
разная степень цементации;
блоковая сегментация;
высокая неопределенность эффективных толщин между скважинами.
Для Умида особенно важна проблема качества резервуара на больших глубинах.
Современное исследование геологических рисков Умида прямо выделяет неопределенности:
эффективной толщины;
пористости;
газонасыщенности;
структурной геометрии;
контактов;
распределения резервуарных свойств
как основные факторы, влияющие на оценку запасов.
Это объясняет заметный разброс публичных оценок ресурсной базы.
UBOC официально характеризует Умид как high-pressure gas-condensate field.
Высокие давления закономерны для Южно-Каспийского бассейна, где:
осадконакопление происходило чрезвычайно быстро;
глинистые толщи сохраняют избыточное поровое давление;
глубокие песчаники гидравлически связаны с высоконапорными частями бассейна.
Близкое месторождение Булла-Дениз демонстрирует начальные пластовые давления порядка 71 МПа на глубинах около 5,5–6,5 км, что хорошо иллюстрирует региональную природу высоких давлений, хотя это значение не следует напрямую переносить на Умид.
Для самого Умида публичный современный набор pressure data по отдельным залежам отсутствует.
Как и большинство крупных месторождений Южного Каспия, Умид содержит углеводороды, которые не генерировались непосредственно в песчаниках Продуктивной толщи.
Современные геохимические модели Южно-Каспийского бассейна показывают эпигенетическое происхождение углеводородов.
Основные нефтегазоматеринские комплексы связаны с:
олигоцен-нижнемиоценовой Майкопской серией;
среднемиоценовыми и верхнемиоценовыми глубоководными толщами.
Для глубинных газовых месторождений центральной и южной части бассейна особенно важна генерация газа из глубокозалегающих миоценовых пород.
Вертикальная миграция газа могла достигать 10–11 км по глубинным разломам.
Сложная разломная архитектура Умида поэтому играет двойную роль:
разломы обеспечивают миграцию газа;
те же разломы могут разделять уже сформированные залежи на блоки.
Основной пластовый флюид — газоконденсат.
Для эксплуатации характерны:
высокий газовый фактор;
наличие жидкой углеводородной фазы;
выпадение конденсата при изменении давления и температуры;
образование воды и конденсатных эмульсий;
риск жидкостной загрузки трубопроводов.
Отдельное исследование по подготовке конденсата Умида показало необходимость эффективной дегидратации продукции перед транспортом. Для обезвоживания конденсата лабораторно оптимизировалась обработка деэмульгатором.
По Умиду существуют две существенно различающиеся публичные оценки.
Министерство энергетики Азербайджана продолжает приводить:
около 200 млрд м³ газа
и
около 40 млн т конденсата.
Эта оценка широко использовалась после открытия месторождения.
В материалах SOCAR, опубликованных в 2025–2026 годах, указывается более консервативная предварительная оценка:
около 129 млрд м³ газа
и
около 20 млн т конденсата.
Причем эти запасы связываются с продуктивными объектами:
Балаханский VIII;
Фасила B, C, D;
Фасила E;
KVK;
QA.
Эта более низкая оценка, вероятно, отражает:
новые данные скважин;
уточнение площади залежей;
перерасчет контактов;
классификационные различия;
более осторожное отношение к неразбуренным блокам.
Поэтому для аналитической карточки корректнее использовать 129 млрд м³ + 20 млн т как более современную working estimate, сохраняя 200 млрд м³ + 40 млн т как историческую официальную оценку.
Nobel Upstream публикует еще один набор данных, связанный с контрактным проектом Умид–Бабек:
2P — около 3,5 Tcf газа;
около 99,6 млн баррелей конденсата;
3P — около 21,2 Tcf газа и 607,6 млн баррелей конденсата.
Однако эти цифры необходимо использовать очень осторожно.
Они относятся к корпоративной оценке проекта Umid–Babek и не обязательно эквивалентны официальным запасам исключительно месторождения Умид.
Поэтому их нельзя напрямую ставить рядом с SOCAR-оценкой 129 млрд м³ как будто это одна классификация.
Структура Умид была выявлена еще в 1953 году.
Глубокое поисково-разведочное бурение началось в 1970-х годах.
В период 1977–1992 годов было пробурено несколько поисковых скважин, однако полноценного коммерческого открытия тогда не произошло.
Новый этап начался после создания совместного предприятия SOCAR–Nobel.
Открытие было окончательно подтверждено скважиной №8, пробуренной с морской стационарной платформы №1 в 2009–2011 годах.
Официальной датой открытия считается:
24 ноября 2010 года.
Первая добыча началась в 2012 году.
Первоначальная разработка велась с платформы Umid-1.
Проект развивался достаточно осторожно, поскольку одновременно решались две задачи:
добыча уже подтвержденных запасов и дальнейшее уточнение геологической модели.
К 2024 году на месторождении было пробурено шесть эксплуатационных скважин, включая новую высоконапорную U1-22.
В последние годы Умид перешел от относительно небольшой пилотной добычи к значительно более заметному производственному уровню.
Проект Umid-1 Production Acceleration позволил увеличить возможности платформы.
После бурения дополнительных скважин проектная способность Umid-1 оценивается примерно в:
8,1 млн стандартных м³ газа в сутки;
до 1 500 м³ конденсата в сутки по мощности технологической системы.
До реконструкции мощность платформы составляла порядка:
3 млн м³ газа/сут;
около 470 т конденсата/сут.
Таким образом, инфраструктура первой фазы была фактически расширена более чем вдвое.
На конец октября 2023 года накопленная добыча составляла:
около 8,2 млрд м³ газа;
около 1,26 млн т конденсата.
Среднесуточно:
около 6,7 млн м³ газа;
более 800 т конденсата.
На 1 мая 2024 года:
газ — 9,2 млрд м³ накопленно;
конденсат — 1,4 млн т.
План на весь 2024 год составлял:
2,3 млрд м³ газа;
около 325 тыс. т конденсата.
На 1 апреля 2025 года:
накопленная добыча газа — 11,2 млрд м³;
конденсата — 1,65 млн т.
На 1 ноября 2025 года:
газ — около 12,7 млрд м³;
конденсат — около 1,9 млн т.
Текущий уровень:
~7 млн м³ газа/сут
и
~800 т конденсата/сут.
В пересчете это соответствует примерно 2,5 млрд м³ газа в год при сохранении такого уровня.
В отличие от Шах-Дениза, Умид пока находится не на зрелой общей полке, а на стадии последовательного роста производительности через новые скважины и расширение инфраструктуры.
Профиль выглядит примерно так:
2012 — начало добычи → постепенный рост → ускорение после дополнительных скважин → около 2,3–2,5 млрд м³/год → дальнейшая зависимость от appraisal и второй фазы.
Поэтому главная неопределенность профиля добычи связана не столько с естественным decline существующих скважин, сколько с:
количеством новых подтвержденных блоков;
темпом бурения;
возможностью строительства новой платформы;
развитием южного фланга.
К завершению бурения U1-22 в сентябре 2024 года на месторождении было пробурено шесть скважин.
U1-22 стала последней эксплуатационной скважиной, пробуренной непосредственно с платформы Umid-1.
Это важный момент для дальнейшего развития: возможности существующей платформы по бурению практически исчерпаны, поэтому дальнейшее расширение требует иной концепции.
Следующим ключевым объектом стала южная часть месторождения.
В октябре 2025 года началось бурение первой подводной appraisal-скважины с модернизированной самоподъемной установки Neptun.
Проектная глубина составляла:
7 067 м.
В 2026 году SOCAR сообщила о завершении бурения на глубине около:
6 972 м.
Главная цель этой скважины — не просто увеличение добычи, а снижение неопределенности запасов южного фланга.
Именно результат испытания может существенно изменить:
окончательный GIIP;
площадь промышленной газоносности;
конфигурацию следующей стадии разработки;
экономику новой платформы.
Продукция Umid-1 проходит первичную сепарацию непосредственно на морской платформе.
Газ транспортируется на берег по отдельному подводному газопроводу, конденсат — по отдельной жидкостной линии.
После проекта ускорения добычи используется:
примерно 20-дюймовый газопровод к новой приемной системе Dashgil Terminal-2;
примерно 16-дюймовая линия конденсата в направлении Dashgil Terminal-1.
Раздельная транспортировка фаз позволяет лучше управлять высокодебитной газоконденсатной системой.
Для Умида проблема транспорта является частью самой разработки.
Газоконденсатная смесь в морском трубопроводе склонна к:
накоплению жидкости;
slugging;
изменению гидравлического сопротивления;
гидратообразованию;
нестабильности потока.
Исследование UBOC и Азербайджанского государственного университета нефти и промышленности показало, что существует оптимальный диаметр трубопровода, при котором обеспечивается наиболее устойчивый транспорт газоконденсатной смеси.
Увеличение диаметра само по себе не гарантирует улучшения, поскольку меняются режимы накопления жидкости.
Для Умида это особенно актуально из-за большой удаленности морской платформы от береговых установок.
Основные целевые интервалы находятся примерно на 6–7 км.
Это приводит к:
высокой стоимости скважин;
большим механическим нагрузкам;
сложному цементированию;
высоким температурам и давлениям;
повышенным требованиям к well integrity.
Умид официально относится к high-pressure gas-condensate fields.
Сочетание больших глубин и высоких давлений сильно сужает безопасное drilling window.
Структура разбита на блоки обратными и транспрессионными разломами.
Это влияет на:
объем запасов;
гидродинамическую связь;
размещение скважин;
возможные различия давления между блоками.
Несмотря на коммерческую добычу с 2012 года, значительная часть структуры остается недостаточно оцененной.
Особенно это касается южного фланга.
Публичные оценки меняются от:
129 млрд м³
до
200 млрд м³ газа.
Это очень значительный диапазон и отражает раннюю стадию понимания части залежей.
Газ, конденсат и вода должны транспортироваться на значительное расстояние по морским трубопроводам.
Umid-1 уже получила практически полный фонд предусмотренных скважин.
Дальнейшее масштабное наращивание добычи потребует новой инфраструктуры или подводной схемы разработки.
Скважина U1-22 была пробурена до 6 265 м за 202 дня, что UBOC характеризовала как рекордный результат для такого типа высоконапорной скважины.
Использование Neptun для подводной оценочной скважины южного фланга стало первой операцией такого типа для SOCAR в Каспии.
В 2024 году была опубликована отдельная техническая работа по повышению качества крепления глубоких скважин Умид–Бабек, что прямо указывает на значимость проблем цементирования и well integrity в этом проекте.
Проводятся отдельные научно-технические исследования оптимальных параметров subsea pipeline и предотвращения жидкостной загрузки/гидратов.
Умид разрабатывается в рамках Risk Service Agreement по блоку Умид–Бабек.
Текущая структура участия:
| Участник | Доля |
|---|---|
| SOCAR | 80% |
| Nobel Upstream | 20% |
Nobel Upstream владеет 20% Umid Babek Exploration and Production Company — единственного подрядчика по RSA.
Операционную деятельность ведет Umid Babek Operating Company — UBOC.
Контракт был оформлен и ратифицирован в 2017 году.
Умид и Бабек входят в один контрактный блок, но имеют разный статус.
Умид:
открытое месторождение;
добыча с 2012 года;
подтвержденные залежи;
действующий промысловый фонд.
Бабек:
перспективная структура;
геологически является восточным продолжением общей складчатой системы;
значительно более глубоководная;
требует подтверждения промышленной нефтегазоносности бурением.
В 2026 году SOCAR даже создала отдельную компанию SOCAR Babak LLC, что подтверждает самостоятельность дальнейшей программы по этой перспективе.
Поэтому потенциальные ресурсы Бабека нельзя включать в запасы Умида.
2024 — завершена U1-22.
Глубина — около 6,265 км. Скважина стала последней новой эксплуатационной скважиной с платформы Umid-1.
2024 — добыча планировалась около 2,3 млрд м³ газа и 325 тыс. т конденсата.
2025 — накопленная добыча превысила 12 млрд м³ газа.
На 1 сентября — около 12,3 млрд м³ газа и 1,8 млн т конденсата.
Октябрь 2025 — старт глубокого appraisal южного фланга.
Для бурения используется модернизированная установка Neptun.
Ноябрь 2025 — накопленная добыча достигла около 12,7 млрд м³ газа и 1,9 млн т конденсата.
2026 — пробурена самая глубокая скважина Умида, около 6 972 м.
Это ключевой шаг для пересмотра ресурсной модели южного фланга.
Умид следует характеризовать как крупное глубокое высоконапорное газоконденсатное месторождение, которое уже перешло от ранней пилотной эксплуатации к промышленной добыче, но все еще находится на стадии активной доразведки.
Это принципиально отличает его от Шах-Дениза.
Шах-Дениз — уже полностью сформированный мегапроект с десятками добывающих скважин и plateau около 27–28 млрд м³/год.
Умид пока производит около:
~7 млн м³/сут, или приблизительно 2,5 млрд м³/год,
но потенциальная ресурсная база на порядок больше годовой добычи.
Главная инвестиционная история Умида:
не поддержание plateau, а превращение частично разведанного крупного открытия в полноразмерный development project.
Основными драйверами стоимости являются:
результаты южного appraisal + уточнение GIIP + дополнительная морская инфраструктура + новый фонд скважин.
Главные положительные факторы:
крупная ресурсная база;
уже подтвержденная промышленная продуктивность;
высокий текущий дебит;
существующая береговая инфраструктура;
собственная компетенция SOCAR в сверхглубоком бурении;
возможность существенного расширения площади разработки.
Главные риски:
6–7 км глубины;
высокие давления;
тектоническая сегментация;
изменчивое качество песчаников;
большая разница между публичными оценками запасов;
необходимость значительных инвестиций в новую инфраструктуру.
Для полноценной инвестиционной модели пока не раскрываются:
Актуальный сертифицированный 1P/2P именно по Умиду.
GIIP по каждому продуктивному объекту отдельно.
Распределение запасов между Балаханским, Фасила и более глубокими горизонтами.
Результаты испытания appraisal-скважины южного фланга.
Текущие газоводяные контакты.
Пористость, проницаемость и net-to-gross по основным залежам в единой публичной таблице.
Начальные и текущие пластовые давления.
Dew-point pressure и полный PVT.
Дебиты каждой действующей скважины.
Проектный конечный КИГ и КИК.
CAPEX новой фазы.
Окончательная концепция Umid-2 или subsea development.
Долгосрочный прогноз добычи.
Пожалуй, самый важный неизвестный параметр на текущий момент — результаты южной appraisal-скважины 2025–2026 годов. Именно они способны существенно изменить как оценку запасов, так и масштаб следующей стадии разработки.
Умид — один из ключевых растущих газоконденсатных активов SOCAR, находящийся между стадией успешного промышленного освоения и полноценного крупномасштабного development.
Месторождение уже доказало способность стабильно добывать около 7 млн м³ газа в сутки, но при современной оценке порядка 129 млрд м³ газа накопленно извлечено лишь около 12,7 млрд м³ — менее 10% от этой номинальной ресурсной оценки. Это не является прямым расчетом КИГ, поскольку сравниваются разные категории запасов/ресурсов, но хорошо показывает раннюю степень общего освоения актива.
В отличие от зрелых Бахара и Гум-Дениза, где основной вопрос — как извлечь остаточные запасы, для Умида основной вопрос противоположный:
насколько большой подтвержденный промышленный контур удастся сформировать после завершения доразведки.
С учетом большой глубины, высоких давлений и разломной сегментации проект остается технически сложным, однако результаты последних эксплуатационных скважин и текущая appraisal-программа показывают, что SOCAR и Nobel Upstream рассматривают Умид как долгосрочный источник дополнительной газовой добычи Азербайджана.
Ahmadov E.H., Veliyev R.V. Methods of minimization of uncertainties and geological risks based on Umid gas-condensate field // Georesursy. — 2019. — Vol. 21, No. 1. — P. 92–98. — DOI: 10.18599/grs.2019.1.92-98. — Исследование неопределенности запасов, геологических рисков и разведанности Умида.
Abdullayev V.C., Huseynov M.A., Nabiyev K.M., Hamidov N.N. About the construction of hydrodynamic model and forecasting of reservoir performance of perspective gas-condensate structure // SOCAR Proceedings. — 2010. — No. 1. — DOI: 10.5510/OGP20100100005. — Гидродинамическое моделирование горизонтов структуры Умид–Бабек.
Javadova A. et al. On the Geological Features of the Umid–Babek Structure. — 2026. — Современная структурная интерпретация Умид–Бабек, глубины Фасила, разломная модель и сопоставление горизонтов VII, V и VIII.
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.
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.
Feyzullayev A., Tagiyev M., Lerche I. On the Origin of Hydrocarbons in the Main Lower Pliocene Reservoirs of the South Caspian Basin, Azerbaijan // Energy Exploration & Exploitation. — 2015. — Vol. 33, No. 1. — P. 1–14. — DOI: 10.1260/0144-5987.33.1.1.
Abasov M. et al. Geological and Development Features of Marine Deep Gas-Condensate Fields in Azerbaijan // Offshore Technology Conference. — Houston, 2001. — OTC-13224-MS. — DOI: 10.4043/13224-MS. — Региональный аналог глубоких высоконапорных газоконденсатных залежей.
Mammadov T., Javadzade R., Abdullayev V. Impact of Thin Oil-Rim to the Development of Gas-Condensate Fields in the South Caspian Basin // SPE Annual Caspian Technical Conference. — Baku, 2017. — SPE-189010-MS.
Ismayilov G.G., Iskanderov E.Kh., Fataliyev V.M., Gurbanov A.G., Ismayilova F.B. Some aspects for improving the efficiency of the development of gas condensate resources in marine conditions // SOCAR Proceedings. — 2023. — Исследование гидравлики системы «скважина — сбор — транспорт» на примере Умида.
Safarov N.M. On the preparation of condensate recovered from Umid field for transportation process // Azerbaijan Oil Industry. — 2022. — DOI: 10.37474/0365-8554/2022-6-7-46-50.
Hashimov A.S. Improving the quality of well reinforcement in the representation of the Umid-Babek field // Azerbaijan Oil Industry. — 2024. — P. 10–16. — DOI: 10.37474/0365-8554/2024-10-10-16.
Ministry of Energy of the Republic of Azerbaijan. Discovery of UMID field. — 2023. — История открытия, ресурсная оценка и добыча.
Ministry of Energy of the Republic of Azerbaijan. Oil and gas fields — Umid. — актуализированный официальный профиль месторождения.
Nobel Upstream. Azerbaijan — Umid-Babek Project. — Структура участия, RSA и корпоративная оценка 2P/3P.
Wood Mackenzie. Umid-Babek Asset Report. — 31 March 2025. — Современная коммерческая оценка месторождения и планов расширения добычи.
Umid Babek Operating Company. Corporate information — Umid field. — UBOC, 2026.
Drilling of new production well at Umid field complete // Report.az. — 11 September 2024. — данные по U1-22 и добыче.
More than 11 billion cubic meters of gas extracted from Umid field so far // APA-Economics. — 5 June 2025. — новая SOCAR-оценка запасов 129 млрд м³ газа и 20 млн т конденсата.
Neptun rig departs for Caspian Sea following modification works // Report.az. — 14 October 2025. — программа appraisal южного фланга.
SOCAR representatives review operations on Neptun drilling rig // Report.az. — 2026. — завершение самой глубокой скважины Умида.
Следующее Месторождение: Говсан