Sudden coal and gas outbursts pose a significant hazard in deep-seated coal seam extraction, necessitating reliable risk assessment methods. Traditionally, assessments focus on gas-dynamic parameters, but experience shows they must be supplemented with tectonic factors such as fault-related disturbances, weak interlayers, and increased fracturing. Even minor faults in the Karaganda Basin can weaken the coal massif and trigger outbursts. The integration of 3D modeling enhances risk evaluation by incorporating both dynamic (gas-related) and static (tectonic) parameters. Based on exploratory drilling and geophysical studies, these models map coal seam geometry, fault positioning, and high-risk structural zones. In weakened coal areas, stress distribution changes can lead to avalanche-like gas releases, even under normal gas-dynamic conditions. An expert scoring system was used to convert geological and gas-dynamic data into a comprehensive risk index guiding preventive measures. An analysis of Karaganda Basin incidents (1959–2021) shows all outbursts occurred in geological disturbance zones, with 43% linked to fault proximity, 30% to minor tectonic shifts, and 21% to sudden coal seam changes. Advancing 3D modeling, geomechanical analysis, and microseismic monitoring will improve predictive accuracy, ensuring safer coal mining operations.

?????? ?????, ???????? ??????????????, ???????? ???????, ????? ?????? ???????? ???????, ????? ?????? ???????? ??????????????, ??????, ??????, ??????, ?????? ???????, ?????? ?????????, ?????? ??????, ?????? ????????, ??????? ??????? ????, ??????????? ???????? ??????????????, ????????-??????????????, ????????? ??????, ???????? ??????, ??????? ?????????, ??????? ?????????????, ?????? ?????, ???????????? ????????????, ????????????????, ?????????, ????? ????, ??????????? ????, ???????? ????, ????????

Прикаспийский нефтегазоносный бассейн относится к числу крупнейших мировых регионов с значительными запасами углеводородного сырья. Его сложная тектоническая структура и разнобразие геологических условий требуют детального анализа геохимических свойств пород для повышения точности прогнозов нефтегазоносности. В рамках настоящего исследования проведен газожидкостный хроматографический анализ восьми эктрактов, взятых из различных глубин скважины ВУ-4. В двух образцах, взятых на глубинах 3057,15 м и 3191,65 м, признаки УВ не выявлены. Остальные пробы позволили определить характеристики нефтематеринских пород, что важно для оценки их способности генерировать нефть. Для интерпретации результатов применялись программные продукты Malcom (Schlumberger, Франция) и PIGI (IGI, Великобритания). Газожидкостная хроматография выявила углеводородные соединения с углеводородным числом от С13 до С34, при этом наиболее выражена концентрация нормальных алканов в диапазоне С10-С12, что соотвествует нефти морского происхождения. Отсутствие легких фракций может быть связано с особенностями отбора и хранения проб, а также с процессами миграции и перераспределения углеводородов в разрезе. Полученные данные представляют интерес для понимания генезиса нефти и оценки потенциальной продуктивности. Результаты исследования способствуют уточнению геохимических моделей и дальнейшему прогнозированию нефтегазоносности в Прикаспийском регионе.