Выполнение программы развития и использования мсб республики Коми на 2006-2010 гг и на период до 2015 года по геолого-разведочным работам на нефть и газ / А. П. Боровинских, В. И. Гайдеек, Н. Н. Герасимов и др

Вид материала

Государственное регулирование процессов изучения и освоения нефтегазовых ресурсов в новых перспективных районах
Григоренко Ю.Н.
Григорьев М.Н.
Дмитриевский А.Н.
Дуйсебаев Ж.Д.
Евдокимова Н.К.
Егоров А.С.
Еремин Н.А.

Подобный материал:

1 2 3 4 5 6 7 8 9

Герт А.А.
Итоги реализации и прогнозные оценки мероприятий по освоению нефтегазового потенциала Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) / А. А. Герт, Н. А. Супрунчик, М. Ю. Соболев
// Теория и практика геолого-экономической оценки разномасштабных нефтегазовых объектов. Актуальные проблемы подготовки и освоения углеводородной сырьевой базы. - СПб.,2008. - С.128-136: ил., табл.

Б75296

Государственное регулирование процессов изучения и освоения нефтегазовых ресурсов в новых перспективных районах / А. А. Герт, Н. А. Супрунчик, М. Ю. Соболев, Д. В. Миляев
// Проблемы привлечения инвестиций в освоение ресурсов нефти и газа. - Новосибирск, 2007. - С.9-20: ил.

Г22456

Григоренко Ю.Н.
Крупнейшие зоны нефтегазонакопления западноарктических акваторий - основные объекты воспроизводства запасов нефти и газа в Европейской части России / Ю. Н. Григоренко
// Актуальные проблемы прогнозирования, поисков, разведки и добычи нефти и газа в России и странах СНГ. Геология, экология, экономика. - СПб., 2006. - С.27-35: ил.,табл. - Библиогр.: 5 назв.

Г22575

Григоренко Ю.Н.
Минерально-сырьевая база и перспективы развития центров нефтегазодобычи на востоке России / Ю. Н. Григоренко, Л. С. Маргулис, И. А. Кушмар
// Топливно-энергетический комплекс России. - СПб., 2007. - С.351-353.

Значительные по запасам месторождения региона сосредоточены в одной или нескольких смежных зонах нефтегазонакопления, что создает возможность организации крупных центров нефтегазодобычи (ЦНГД). На юге Восточной Сибири можно выделить три центра: Непско-Ботуобинский ЦНГД объединяет 23 месторождения нефти и газа, из них 6 крупных и одно уникальное. В настоящее время на находящиеся на территории центра участки выдано 19 лицензий. Для развития газодобычи необходим ввод в эксплуатацию газопровода и обеспечение комплексной переработки сырья. Основные потоки УВ сырья будут ориентированы на экспорт. Юрубчено-Тохомский ЦНГД может быть организован на базе 5 нефтегазоконденсатных месторождений (1 уникальное, 2 крупных). Для достижения плановых показателей необходим значительный прирост запасов нефти, однако ГРР на базовом месторождении в настоящее время практически приостановлены. Ковыктинский газодобывающий центр может стать одним из крупнейших (3 крупнейших месторождения, 70 % запасов газа региона), при условии строительства газопровода и комплексной переработки уникального по составу газового сырья. Территория центра полностью относится к распределенному фонду недр. На Дальнем востоке пока могут быть организованы два центра: Северо-Сахалинский ЦНГД содержит около 35 % дальневосточных НСР УВ и 97 % начальных запасов нефти и газа; из 86 месторождений Дальнего Востока 72 открыто в этом регионе. Основные перспективы связаны с сахалинским шельфом, где открыто 11 месторождений, в т.ч. одно - Лунское - уникальное по запасам газа и 5 крупных по нефти и/или газу. На шельфе ведутся активные ГРР, выдано 12 лицензий, из них 6 - поисковых. Лицензионные площади занимают 40 % нефтегазоперспективной акватории. На шельфе выявлено еще 60 неопоискованных перспективных объектов. Магаданско-Западно-Камчатский ЦНГД может быть сформирован на базе ресурсов Западно-Камчатской и Северо-Охотской НГО. 78 % Западно-Камчатской акватории отлицензировано, ведутся нефтегазопоисковые работы. Однако полное отсутствие необходимой инфраструктуры отодвигает перспективу начала полномасштабной добычи УВ сырья за пределы 2020 г. В целом для стабильного развития нефтегазодобывающей отрасли в регионе необходимо проведение финансируемых из федерального бюджета ГРР, т.к. планируемые объемы добычи должны быть обеспечены за счет вновь открываемых (не менее 15 крупных) месторождений.

-9714

Григорьев Г.А.
Рентабельность освоения и перспективы роста добычи нефти на новых объектах европейского севера России / Г. А. Григорьев, В. Д. Мотрук
// Минер.ресурсы России:Экономика и упр. - 2007. - №4.-С.48-53:ил.,портр. - Библиогр.:6 назв. - Текст парал.рус.,англ.

На севере Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции выявлен ряд крупных месторождений нефти. Запасы промышленных категорий превышают 950 млн. т, что составляет 32% от начальных суммарных ресурсов. В добычу нефти вовлечено 250 млн. т. выявленных запасов. В связи с ростом цен на нефть добыча нарастает и составила в 2006 году более 13 млн. т. По оценкам ВНИГРИ к 2020 г. добыча нефти составит от 25 до 40 млн.т/год. Однако возможности разведанных запасов региона по поддержанию и наращиванию объемов добычи ограничены. Прогнозные извлекаемые ресурсы нефти в Ненецком АО оцениваются в 1460 млн. т. Путем геолого-экономического анализа установлено, что при наличии достаточного ресурсного потенциала и динамика наращивания добычи и ее масштабы будут определяться рентабельностью освоения подготовленных запасов и ресурсов. Рентабельность зависит от цены на нефть и налоговой политики. Последняя носит лишь фискальный характер и не дифференцирует налоговую нагрузку в зависимости от геолого-экономических условий освоения. Однако ухудшение структуры ресурсной базы УВ сырья делает актуальной проблему эффективного регулирования налоговой системы и ее адаптации к нуждам развития добывающей отрасли. Государство должно выработать такую политику в области недропользования, чтобы потенциальному инвестору было выгодно вести ГРР и наращивать ресурсную базу, компенсируя собственную добычу необходимыми объемами прироста запасов.

Г22586

Григорьев М.Н.
Роль нефтедобычи на Северо-Западе России в обеспечении энергетической безопасности региона и страны / М. Н. Григорьев
// Проблемы изучения и освоения сырьевой базы нефти и газа Северо-Западного региона России. - СПб., 2007. - С.223-231: ил. - Библиогр.: 13 назв.

Считается, что СЗФО является регионом, самодостаточным по основным нефтепродуктам, т.к. объем переработки на региональных нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) близок объему добываемой нефти, а производство нефтепродуктов в целом избыточно по сравнению с потреблением. Однако в реальности, поскольку основной НПЗ региона Киришинефтеоргсинтез ориентирован преимущественно на экспорт нефтепродуктов, в СЗФО последние поставляются главным образом из центральной части России. Это приводит к значительной протяженности перевозок (от 1 до 2,5 тыс. км) и, соответственно, повышению цен на нефтепродукты для конечных пользователей. Особенностью СЗФО является развитие экспортно-ориентированных центров нефтедобычи (Калининградская область, Балтийский шельф, о. Колгуев, побережье Печорского моря). Добываемая там нефть не может быть экономически эффективно поставлена для переработки на российские НПЗ. В целях повышения роли добываемой на территории региона нефти в обеспечении энергетической безопасности целесообразно создание нефтеперерабатывающих производств на трассах, в том числе и экспортных, транспортировки нефти в местах, максимально приближенных к потребителю. Такими местами в пределах СЗФО являются районы Калининграда и Мурманска. В последнем районе на западном берегу Кольского залива группой «Синтез» предложено строительство НПЗ по переработке арктической тяжелой нефти, что напрямую направлено на решение поставленной в ряде программных документов задачи освоения ресурсов УВ сырья Западноарктического шельфа.

-9741

Десятков В.М.
Нефтегазоносность Калининградского региона / В. М. Десятков, А. А. Отмас, С. И. Сирык
// Геология,геофизика и разраб.нефт.и газовых м-ний. - 2006. - №8.-С.24-30:ил.,табл. - Библиогр.:3 назв.

Г22586

Десятков В.М.
Основные результаты нефтепоисковых работ ООО "Лукойл-Калининградморнефть" и основные приросты запасов 2005-2006 гг. / В. М. Десятков, А. А. Отмас, В. Г. Адамов
// Проблемы изучения и освоения сырьевой базы нефти и газа Северо-Западного региона России. - СПб., 2007. - С.90-94.

Ресурсы УВС Калининградской области связываются с тремя нефтегазоносными комплексами; единственным промышленно нефтеносным из них является кембрийский. Извлекаемые НСР нефти (включая прилегающий шельф) составляют 110 млн. т. Выработанность запасов на суше - 80%, на шельфе - 11%; большая часть эксплуатируемых месторождений находится на поздней стадии разработки и выработана на 70-90%. По состоянию на 01.01.2007 г. на балансе ООО "Лукойл-Калининграднефть" числятся 30 месторождений распределенного фонда (суша); из них 22 месторождения разрабатываются, 8 находятся на стадии разведки. В 2006 г. получена поисковая лицензия на участок "Шельф Балтийского моря (российский сектор)". По результатам проведенных в 2006 г. ГРР компанией получены следующие результаты: - получен прирост запасов нефти категории С1 - 519 тыс. т; - открыты две залежи нефти в пределах свода Домновской структуры и северного свода Восточно-Горинской структуры; -подготовлены к глубокому бурению 5 структур; -выявлено и внесено в фонд перспективных 5 структур. В целом по результатам работ коэффициент удачи (открытий) составил 0,67; коэффициент успешности - 0,67. Анализ полученных результатов показал, что применительно к Калининградской области основной причиной геологических рисков при выборе объектов для поискового бурения и оценке рентабельности их освоения является неопределенность оценки локализованных ресурсов и запасов по отдельным объектам. На поисковой стадии существенные погрешности в оценку вносит прогноз коэффициента заполнения ловушек и, соответственно, прогноз уровня ВНК и размеров залежи (площадь, амплитуда, эффективная нефтенасыщенная толщина). При этом погрешности могут составлять сотни и тысячи процентов, т.е. отличаться на порядок и выше. Программа поискового бурения на 2007-2009 гг. предусматривает опоискование подготовленных к бурению объектов с локализованными структурами от 50 тыс. т до 160 тыс.т. извлекаемые локализованные ресурсы структур резервного фонда, включая выявленные объекты, в большинстве своем не превышают 100-200 тыс. т. Тем не менее, вполне реально ожидать открытие в регионе месторождений с извлекаемыми запасами нефти на уровне 100-300 тыс. т на суше и 1-3 млн. т в акватории.

-5995А

Дещеня М.Н.
Прогноз структуры невыявленных ресурсов нефти в среднеюрских залежах Уватско-Демьяновского региона / М. Н. Дещеня
// Изв.вузов.Нефть и газ. - 2007. - №5.-С.6-8:табл. - Библиогр.:4 назв.

В основе прогноза структуры невыявленных ресурсов нефти использована методика, разработанная В.И.Шпильманом для разбиения генеральной совокупности залежей на классы, равные по суммарным запасам. Эквивалентность запасов в различных классах дает возможность оценивать начальные суммарные ресурсы УВ суммированием ресурсов всех классов. Этот метод дает наиболее точные результаты для нефтегазосодержащих отложений, являющихся нефтегазоматеринскими, т.е. в случаях отсутствия значительных вертикальных перетоков из одних НГК в другие. При прогнозе структуры невыявленных ресурсов учитывались: а) тип скопления (нефтяное, газовое), б) тип ловушки, в) дебит скважин, г) классы залежей по крупности запасов, млн. т: мелкие(1-6), средние(6-18), крупные(18-54). Таблицы с этими параметрами составляются для каждого НГК в пределах нефтегазоносной области или района для генеральной совокупности. Затем из составленных таблиц удаляются выявленные залежи и их запасы. Полученные данные могут использоваться для выбора направлений и объемов геолого-разведочных работ.

В54186

Дмитриевский А.Н.
"Матричная нефть" - дополнительный сырьевой ресурс нефтегазоконденсатных месторождений / А. Н. Дмитриевский, Н. А. Скибицкая, О. П. Яковлева
// Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности. - М., 2007. - С.80-82.

Б75282

Дмитриевский А.Н.
Перспективы освоения нефтегазовых ресурсов континентального шельфа арктических и дальневосточных морей России / А. Н. Дмитриевский
// Геология морей и океанов. - М., 2007. - Т.1. - С.104-105.

В соответствии с прогнозной оценкой более 90 % начальных извлекаемых запасов УВ сырья России сосредоточено на шельфе арктических (62,7 % приходится на Западную Арктику) и дальневосточных морей. К настоящему времени выявлено более 450 локальных объектов и открыто 32 месторождения, в том числе супергигантские газовые (Штокмановское, Русановское, Ленинградское) в Западной Арктике и крупные месторождения нефти и газа (Лундское, Пилтун-Астохское, Аркутун-Дагинское) в Охотском море и на СВ шельфе о. Сахалин. Однако как российской, так и в мировой практике отсутствуют технические средства и, соответственно, опыт разработки месторождений в условиях многометровых подвижных льдов. В этой связи УВ ресурсы континентального шельфа могут быть разделены на первом уровне по степени технической доступности и на втором - по рентабельности их разработки при существующих или перспективных экономических условиях. В экстремальных природно-климатических условиях арктических и дальневосточных морей существующие и проектируемые технические средства позволяют осуществлять разработку месторождений лишь на глубинах до 50-60 м. Для разработки месторождений, расположенных на глубинах свыше 100 м, предлагается использовать подводно-подледные добывающие системы, идея создания которых принадлежит ЦНИИ им. акад. М.Н. Крылова.

-4671

Дуйсебаев Ж.Д.
Современное состояние нефтегазовых объектов прибрежной зоны аккумулятивных равнин Северо-Восточного Прикаспия / Ж. Д. Дуйсебаев, Б. Т. Кожахметов, Г. А. Парамонова
// Изв.Нац.акад.наук Респ.Казахстан.Сер.геол. - 2007. - № 3.-С.55-63: ил. - Библиогр.в подстроч.примеч.

В течение 2002-2004 гг. проводились работы по выявлению, обследованию и инвентаризации нефтяных скважин, затапливаемых Каспийским морем. По фондовым материалам и визуальным полевым обследованиям был составлен кадастр на 1400 скважин. По данным кадастра на исследованной территории насчитывается 298 скважин в состоянии консервации, 480 ликвидированных, 39 эксплуатационных. Составлен также кадастр на 90 аварийных нефтяных скважин, расположенных в зоне влияния Каспийского моря и требующих проведения первоочередных изоляционно-ликвидационных и рекультивационных работ. Наибольшее количество неблагополучных скважин (78) расположено в транзитной зоне на восточном побережье и включает промыслы к северу от площади Тенгиз до площади Теренозек включительно. Нефтегазовые скважины, испытывающие разную степень влияния колебаний уровня моря, подразделяются на морские, затопленные и расположенные в транзитной зоне. Проведенные работы, включая картографирование, позволили выявить потенциально опасные нефтегазовые объекты по зонам возможного затопления, их геодезическую привязку, классифицировать скважины по степени экологической опасности и определить очередность восстановительных работ.

-5746

Евдокимова Н.К.
Углеводородный потенциал отложений осадочного чехла шельфов восточно-арктических морей России (Лаптевых,Восточно-Сибирского и Чукотского) / Н. К. Евдокимова, Д. С. Яшин, Б. И. Ким
// Геология нефти и газа. - 2008. - №2.-С.3-12. - Библиогр.:5 назв.

На основании анализа накопленных к настоящему времени геолого-геофизических материалов в разрезе осадочного чехла восточного сектора арктических морей России в пределах каждого шельфа выделены потенциально нефтегазоносные комплексы (ПНГК). Осадочный чехол западной и центральной частей Лаптевоморского шельфа разделяется на три потенциально нефтегазоперспективных этажа. В составе нижнего этажа выделяются верхнерифей-кембрийский и среднепалеозойский ПНГК, каждый из которых включает несколько резервуаров, материнских толщ и региональных и/или зональных покрышек. Свиты нижнего этажа являются преимущественно нефтематеринскими, способными к генерации именно жидких УВ. В зависимости от структурной позиции мощность нижнего этажа существенно колеблется и максимально может достигать 5 км. В среднем нефтегазоносном этаже прогнозируются несколько ПНГК, содержащих нефтегазоматеринские толщи терригенно-глинистого состава пермского, триасового (возможно), юрского и нижнемелового (до неокома) возраста. Верхний нефтегазоносный этаж объединяет апт-кайнозойские отложения бассейнового комплекса. Параметры отложений позволяют рассматривать этот комплекс в лучшем случае как газопроизводящий. На шельфе Восточно-Сибирского моря выделить и оценить ПНГК, нефтематеринские свиты и коллекторы, тем более их потенциал, сложно в связи с отсутствием данных по окружающей суше. Более или менее уверенно можно выделить лишь триасовый и меловой ПНГК. При существующей степени изученности понятию нефтематеринских отложений по комплексу признаков наиболее отвечают отложения триаса, а газоматеринских – мела. Потенциал шельфа Чукотского моря оценивается на основе данных работ американских компаний на севере Аляски и прилегающем шельфе. В составе осадочного чехла выделяются два нефтегазоносных этажа - элсмирский (верхний девон-баррем) и брукский (апт-кайнозой). К категории нефтегазоматеринских толщ на Аляске и шельфе Чукотского моря относятся преимущественно глинистые отложения триаса, юры и нижнего мела (баррем-альб), имеющие региональное распространение. выделяются нижнетриасовый, средне-верхнетриасовый, верхнеюрско-нижнемеловой и нижнемеловой НГК. Промышленный интерес в основном представляют отложения нижнемелового НГК мощностью 11,5 км. Т.о., с учетом степени изученности, Лаптевский шельф является наиболее перспективным на обнаружение залежей УВ, а Северо-Чукотская впадина является наиболее перспективной на присутствие залежей УВ региональной структурой с лавинным типом осадконакопления.

Г22586

Егоров А.С.
Хроника и технологии освоения месторождений нефти и газа на шельфе Норвежского и Баренцева морей / А. С. Егоров, В. Б. Арчегов, В. А. Степанов
// Проблемы изучения и освоения сырьевой базы нефти и газа Северо-Западного региона России. - СПб., 2007. - С.257-266: ил.,табл. - Библиогр.: 5 назв.

Норвегия является одним из мировых лидеров в технологиях разработки морских (шельфовых) месторождений УВ сырья на глубинах от 150 до 1000 м и более. Добыча нефти на норвежском шельфе была начата в 1971 г., газа – в 1977 г. На норвежском шельфе открыто 150 месторождений, 50 из них разрабатываются в настоящее время. Суммарные начальные ресурсы УВ оцениваются в 81 млрд. баррелей; около 33 % из них уже извлечено; 30 % приходится на залежи известных месторождений, для которых есть технологические схемы и планы разработки; остальные 27 % - учтенные, но пока не разведанные ресурсы. Крупнейшей компанией по добыче нефти и газа в Европе является Statoil, лидером в разработке и освоении новых технологий в нефтедобывающей сфере - компания Aker Kvaerner. В стратегической перспективе Норвегия планирует наращивать не добычу и поставки УВ сырья, а объем продаж технологий его морской добычи.

Крупнейшими месторождениями норвежского шельфа являются Статфьорд (нефтяное), Кристин (газоконденсатное), Галфакс (нефтяное), Тролль (газовое), Снёвит (газовое). При разработке месторождения Снёвит (Белоснежка) был освоен комплекс новых технологий: - Все конструкции добывающего комплекса располагаются под водой, на дне. - Подводный трубопровод пропускает многофазный (газоконденсатный) поток. - Эксплуатация всех конструкций осуществляется дистанционно, с берега. - На береговом заводе СПГ метан сжижается при температуре – 163С. - Содержащийся в газе месторождения углекислый газ (7 %) отделяется от газовой смеси, сжижается и возвращается по отдельному трубопроводу для закачки обратно в пласт. Большое значение в проекте уделено экологии; девиз разработки – «доброе отношение с рыболовецкой отраслью». К началу 2007 г. были пробурены 8 добывающих скважин и 1 скважина для закачки СО₂; предусмотрено бурение еще 12 скважин. Перспективы сотрудничества с Россией норвежские компании связывают с Баренцевоморским регионом: сочетание опыта и инновационных технологий нефтегазовых компаний обеих стран создает реальные предпосылки для эффективного освоения УВ ресурсов в сложных условиях арктических морей. Компанией Статойл разработан перспективный план совместного освоения нефтегазовых ресурсов региона. По российским оценкам, к 2020 г. в Баренцевом море может добываться до 50 млн. т нефти и 130 млрд. м³ газа. В России создан холдинг из ведущих кораблестроительных организаций с целью создания отечественных разведочных и добывающих платформ для нефте- и газодобычи на шельфе северных морей.

В54186

Еремин Н.А.
Разработка концепции рационального освоения углеводородных ресурсов морских месторождений / Н. А. Еремин, В. В. Сурина
// Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности. - М., 2007. - С.93-94.

-9714

Ефимов А.С.
Состояние освоения ресурсной базы углеводородов Восточной Сибири и Дальнего Востока / А. С. Ефимов, А. А. Герт, В. С. Старосельцев
// Минер.ресурсы России:Экономика и упр. - 2008. - №1.-С.9-18:ил.,табл.,портр. - Библиогр.:5 назв. - Текст парал.рус.;англ.

Нефтегазовые извлекаемые ресурсы Восточной Сибири превышают 42 млрд. т условного топлива, в т.ч. 10,3 млрд. т нефти и 32,0 трлн. м³ газа. Разведанность ресурсов составляет 6,3 %. Основные перспективы связаны с венд-рифейским комплексом. Площадь перспективных на залежи УВ территорий Дальневосточного региона составляет 715 тыс. км². Начальные суммарные ресурсы (до изобаты 500 м) оцениваются в 23 млрд. т у.т. (по суше - 4 млрд. т, по морю - около 19 млрд. т). в регионе открыто 80 месторождений нефти и газа, в т.ч. 71 - в пределах Южно-Сахалинской НГО. Восточно-арктические моря России относятся к наименее изученным регионам. По предварительным оценкам их УВ потенциал составляет порядка 20 млрд. т у.т. Стратегия поисков залежей УВ на Дальнем Востоке предполагает сосредоточение работ на самых перспективных акваториях, где возможно формирование крупных центров нефтегазодобычи (ЦНГД), и на перспективных участках суши с уже открытыми месторождениями в целях создания местных газодобывающих центров (Южный Сахалин, Западная Камчатка, Чукотка, Хабаровский край). Наиболее перспективной для обнаружения залежей УВ является шельфовая зона СВ Сахалина (Южно-Лунская, Южно-Киренская, Мынгинская, Северо-Астрахановская структуры). Большой интерес представляют антиклинальные и комбинированные ловушки в миоцен-плиоценовых отложениях Северо-Шмидтовского и Восточно-Одоптинского участков, а также ареалы возможного нефтегазообразования в сложных палеогеновых ловушках на ЮЗ окраине шельфа. Основным документом, определяющим стратегию развития нефтегазового комплекса Восточной Сибири, является «Программа геологического изучения и предоставление в пользование месторождений углеводородного сырья Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия)», утвержденная приказом Минприроды России от 29.07.2009 г. № 219. Программа определяет рациональные направления транспортировки нефти на рынки стран АТР с использованием строящегося трубопровода ВСТО, направления и темпы проведения ГРР и лицензирования участков, прогноз объемов добычи УВ сырья. Программой предусматривается создание центров нефтедобычи (Талнахско-Верхнечонский и Юрубчено-Куюмбинский) и газодобычи (Ковыктинский и Чаяндинский). По оценкам ФГУП «СНИИГГиМС», своевременное выполнение предусмотренных программой мероприятий позволит до 2015 г. обеспечить добычу нефти в объеме 30-37 млн. т в год. Формирование Восточно-Сибирского нефтегазового комплекса является обязательным условием эффективного функционирования нефтепроводной системы ВСТО в долгосрочной перспективе. При этом необходимо резкое наращивание объемов ГРР на нефть и подчинению их единой стратегической цели – ускоренной подготовки запасов нефти. Это возможно лишь при полноценном законодательном, организационном и финансовом участии государства.

Г22511

Blog