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

Зоны нефтегазонакопления шельфа Северной Атлантики и Западной Арктики / Т. Л. Метлина
Методические вопросы оценки эффективности программы изучения и освоения нефтегазовых ресурсов Восточной Сибири и Республики Саха
Методическое и программное обеспечение стоимостной оценки запасов и ресурсов углеводородного сырья
Назаров В.И.
Назаров В.И.
Назаров В.И.
Неганов В.М.
Нефть и газ Восточной Сибири
Нефтяные ресурсы Западной Сибири как составная часть сырьевой базы трубопроводной системы "Восточная Сибирь-Тихий океан"

Подобный материал:

1 2 3 4 5 6 7 8 9

Метлина Т.Л.
Зоны нефтегазонакопления шельфа Северной Атлантики и Западной Арктики / Т. Л. Метлина
// Геология,геофизика и разраб.нефт.и газовых м-ний. - 2007. - №3.-С.55-61:ил.,табл. - Библиогр.:13 назв.

Сделан количественный прогноз зон нефтегазонакопления (ЗНГН) на российском шельфе Баренцева и Карского морей. В качестве эталонов использованы ЗНГН Североморского и Западнонорвежского осадочных бассейнов. Основанием для их использования в качестве эталонов является сходство геологического строения шельфа северной Атлантики и западной Арктики. Эталонные и прогнозные зоны расположены в пределах пассивных континентальных окраин. Нижний структурный этаж разбит тектоническими блоками и рифтами, верхний - слабо дислоцирован, плащеобразно перекрывает нижний. Ловушки в зонах, как в эталонных, так и в прогнозных бассейнах - положительные элементы внутри прогибов - линейные горстовые поднятия, куполовидные складки и седловины, осложненные разрывными нарушениями. Характерная особенность ЗНГН Североморского и Западнонорвежского бассейнов - широкий стратиграфический диапазон нефтегазоносности - от девона до палеогена. Нефтегазоматеринские толщи-тоарские, батские, кимериджские аргиллиты и глины. В Североморском бассейне выделено 26 ЗНГН, включающих от 5 до 20 месторождений, в Западнонорвежском - только 7 зон с небольшим количеством месторождений. В Баренцевоморском бассейне центральное положение занимает рифтогенный мегапрогиб, протягивающийся с юга на север на 1100 км. Осадочный чехол включает отложения от среднерифейских до четвертичных. Большая часть мощности (до 15 км) приходится на верхнепермско-мезозойские отложения. Скопления нефти и газа, в том числе гигантское Штокмановское месторождение с запасами газа 3.7 трлн. м³, выявлены в триасовых и юрских отложениях. В бассейне Карского моря перспективы нефтегазоносности связываются с юрскими и неокомскими отложениями триас-кайнозойского плитного комплекса, толщиной от 6 до 12 км. На юго-западе уже выявлены гигантские Ленинградское и Русановское месторождения, приуроченные к огромным куполовидным поднятиям. В результате сравнительного анализа основных характеристик эталонных и прогнозных зон в Баренцевоморском НГБ выделено 3 доказанных (с пятью открытыми месторождениями) и 14 прогнозируемых ЗНГН. Ожидается открытие трех уникальных и не менее 10 крупных месторождений УВ. В Южно-Карской НГО выделено 20 зон. В 10 из них открыты месторождения. В семи из оставшихся зон прогнозируется открытие крупных и в трех - уникальных месторождений УВ.

Г22511

Методические вопросы оценки эффективности программы изучения и освоения нефтегазовых ресурсов Восточной Сибири и Республики Саха (Якутии) / А. А. Герт, П. Н. Мельников, О. Г. Немова и др.
// Экономическое и информационное сопровождение программ изучения и освоения минеральных ресурсов. - Новосибирск, 2007. - С.31-47: ил. - Библиогр.: 18 назв.

Представлены особенности программного подхода к оценке нефтегазового потенциала Сибирской платформы, а также обоснование положений и планируемых мероприятий реальной программы изучения и освоения нефтегазовых ресурсов Восточной Сибири и Республики Саха (Якутии). Нефтегазовый потенциал Восточной Сибири и Республики Саха (Якутии) - 6 млрд. т. нефти и 20.7 трлн. м³ газа позволит обеспечить к 2020 г. добычу нефти в объеме 50-80 млн.т./год, газа-более100 млрд. м3/год. Эти показатели заложены в Энергетической Стратегии России, в соответствии с которой на востоке страны будут созданы новые центры нефтегазовой промышленности. Спрос на нефть и газ Восточно-Сибирских месторождений определяется потребностями внутреннего, регионального рынка и стран АТР (Япония, Китай, Южная Корея, Тайвань, Филиппины, Малайзия, Индонезия и Таиланд). Выделены два перспективных центра нефтедобычи (Юрубчено - Куюмбинский, Талакано - Верхнечонский) и два перспективных центра газодобычи (Ковыктинский и Чаяндинский). Рассматриваются 3 стадии освоения ресурсной базы этих центров. На первой стадии осваиваются только запасы нефти и газа категорий С₁ и С₂ базовых месторождений, на второй - вовлекаются месторождения-спутники в пределах 100-километровой зоны от перспективных центров, на третьей - еще и ловушки с перспективными ресурсами нефти и газа категории С₃ и прогнозные ресурсы категории Д₁. В сумме геологические и извлекаемые ресурсы нефти в Юрубчено - Куюмбинском центре составляют 3442,6 и 1057,6 млн.т, в Талакано - Верхнечонском центре - 8211,5 млн.т. геологических и 1714,8 млн.т. извлекаемых. В Ковыктинском перспективном центре газодобычи запасы и ресурсы категорий С₁-С₃ и Д₁ оцениваются в 4707.1 млрд.м³, извлекаемые запасы и ресурсы конденсата - в 188.9 млн.т., запасы и ресурсы гелия - в 11783 млн. м³. В Чаяндинском перспективном центре газодобычи запасы и ресурсы категорий С₁-С₃ и Д₁ оцениваются в 2395,7 млрд. м³, извлекаемые запасы и ресурсы конденсата - в 196,2 млн.т., запасы и ресурсы гелия - в 9446 млн. м³. Производство гелия превысит прогнозируемый рост спроса на внутреннем и внешнем рынке, поэтому предлагается создание подземных хранилищ. Для минимизации затрат предлагается газопровод строить параллельно нефтепроводу. Общие капитальные вложения в добычу и транспорт нефти составят около 78 млрд. долларов. Суммарные капитальные вложения в добычу, транспорт и переработку природного газа составят 16.8 млрд. долларов.

Г22511

Методическое и программное обеспечение стоимостной оценки запасов и ресурсов углеводородного сырья / А. А. Герт, О. Г. Немова, К. Н. Волкова и др.
// Экономическое и информационное сопровождение программ изучения и освоения минеральных ресурсов. - Новосибирск, 2007. - С.6-21: ил.,табл. - Библиогр.: 15 назв.

Представлены методические положения стоимостной оценки углеводородных недр и инструменты их практического применения, на основе которых выполняются работы по обоснованию экономической эффективности освоения запасов и ресурсов нефти и газа. Стоимостная оценка - это ожидаемая величина чистого дисконтного дохода (ЧДД), который может быть получен в результате разведки оцениваемых запасов и ресурсов УВ сырья. К объектам стоимостной оценки относятся используемые и неиспользуемые участки недр в пределах территории РФ и ее континентального шельфа, включающие запасы нефти и газа месторождений (залежей), перспективные и прогнозные ресурсы углеводородного сырья участков недр распределенного и нераспределенного фондов. Стоимостная оценка предназначена для: а) определения инвестиционной привлекательности месторождений и перспективных на нефть и газ участков нераспределенного фонда недр для: - включения их в программу лицензирования, - обоснования направления бюджетных средств на подготовку минерально-сырьевой базы нефтегазодобычи, -определения стартовых размеров разовых платежей за пользование недрами при подготовке условий конкурсов и аукционов. Один из инструментов для решения этих задач - разработанный в СНИИГГиМСе программный комплекс "Стоимостная оценка". В процессе расчетов осуществляется прогноз денежных притоков (выручка от реализации продукции) и оттоков (инвестиции в освоение объекта, эксплуатационные затраты на добычу и транспорт, налоги и платежи), определяется сальдо реальных денег и на этой основе рассчитываются интегральные показатели эффективности освоения объектов оценки, к которым относятся: -чистый недисконтированный и дисконтированный доход инвестора до и после уплаты налогов; -удельный чистый дисконтированный доход инвестора до и после налогообложения в расчете на единицу добытой продукции; -срок окупаемости до и после налогообложения без учета и с учетом дисконтирования; -коэффициент доходности инвестиций с учетом дисконтирования; -внутренняя норма рентабельности (ВНР) до и после налогообложения; -доходы государства, представляющие собой сумму налогов и платежей в бюджет; -дисконтированные доходы государства. Результаты расчетов используются для обоснования управленческих решений в области недропользования. Предусматривается возможность расчета и анализа показателей стоимостной оценки, способствующей решению следующих задач: - обоснование стартовых бонусов при проведении конкурсов и аукционов на право разведки и освоения объектов углеводородного сырья; - обоснование решений о финансировании воспроизводства минерально-сырьевой базы за счет бюджетных средств на основании бюджетной эффективности освоения оцениваемого объекта; -определение ожидаемой стоимости запасов для перспективных и прогнозных объектов в зависимости от вероятности успеха геолого-разведочных работ. Показатель ожидаемой стоимости запасов на уровне государственного регулирования недропользования используется для классификации перспективных и прогнозных ресурсов углеводородов по промышленной значимости и экономической эффективности. Этот показатель также применяется для экспертизы ресурсов нефтегазоносных регионов и оценки их сырьевого потенциала.

-5746

Мкртчян О.М.
Состояние и проблемы воспроизводства запасов углеводородов / О. М. Мкртчян
// Геология нефти и газа. - 2006. - №3.-С.14-18. - Текст парал.рус.,англ.

Невосполнение объемов добычи обусловлено как объективными, так и субъективными причинами. По опыту освоения наиболее разведанных территорий на первых этапах первичное накопление запасов превосходит развитие добычи, но в дальнейшем существенно отстает как по объему, так и по качеству их структуры. Данное объективное снижение эффективности поисково-разведочных работ происходит по достижению разведанности нефтегазоносного региона около 20-30% от начальных суммарных ресурсов. В зрелых добывающих регионах (Западносибирский, Волго-Уральский и т.п.) объем добычи объективно не может полностью и экономически рентабельно выполняться приростом новых и адекватных по качеству запасов. Задача повышения восполняемости добычи должна решаться на базе новых, перспективных и слабо разведанных нефтегазоносных регионах, таких как Восточная Сибирь, Дальний Восток, континентальные шельфы и внутренние моря. Также необходимо создание эффективных рычагов воздействия для увеличения недропользователями финансирования и объемов поисково-разведочных работ в новых районах со слабо развитой инфраструктурой. На данный момент, долгосрочные прогнозы прироста разведанных запасов, а так же динамики и объемов добычи не соответствуют действительности, так как, во-первых, они не подтверждаются на практике, в связи с большим количеством влияющих факторов, во-вторых, нет учета структуры восполняемых запасов, и, в-третьих, нет четких механизмов для подобных прогнозов. Для повышения объективности прогноза прироста предлагается увеличить дифференциацию подсчитываемых запасов, а именно: 1. Разделить открытые и прогнозируемые к открытию месторождения; 2. Разделить планируемые к приросту запасы по их вероятной структуре, последовательности и срокам подготовки, вводу в разработку и т.п. Для повышения заинтересованности недропользователей к регионам и комплексам с неустановленной продуктивностью необходимо совмещать региональные работы, проводимые за счет федерального бюджета, с более детальными прогнозно-поисковыми работами, результатом которых должны стать ресурсы категорий С₃ и Д₁Л, а также запасы категории С₂.

-9741

Муляк В.В.
Технология освоения залежей высоковязких нефтей:(краткий обзор) / В. В. Муляк, М. В. Чертенков
// Геология,геофизика и разраб.нефт.и газовых м-ний. - 2006. - №2.-С.59-64:табл. - Библиогр.:36 назв.

-9714

Назаров В.И.
Геолого-экономическая оценка ресурсов нефти и газа акваторий морей России / В. И. Назаров, Л. В. Калист
// Минер.ресурсы России:Экономика и упр. - 2008. - №3.-С.26-31:ил.,табл.,портр. - Текст парал.рус.,англ.

В результате проведенной геолого-экономической оценкой ресурсов УВ морских акваторий России выявлено, что при существующих технических и экономических условиях реальный интерес представляют группы нормально- и высокорентабельных УВ, составляющих от 3,3 до 5,0 млрд. т по нефти и 28,4 трлн. м³ по газу. Из них наиболее инвестиционнопривлекательными являются от 0.6 до 1,0 млрд. т ресурсов нефти и 14,9 трлн. м³ ресурсов газа. К этой группе относятся преимущественно уникальные и крупные по запасам месторождения УВ, находящиеся в технически доступных для освоения зонах. Условно рентабельная группа морских ресурсов УВ по эффективности значительно уступает ресурсам суши. Для ее ввода в промышленный оборот необходимо создание новых технологий, позволяющих существенно снизить издержки и повысить конкурентоспособность по сравнению с остаточными ресурсами традиционных нефтегазодобывающих регионов России. Т.е в настоящее время эти ресурсы следует рассматривать как стратегический резерв государства. При этом, однако, важной задачей остается дальнейшее геологическое изучение морской базы УВ и разработка новых технологий поисков, разведки и разработки морских месторождений. Параллельно необходимо решать сложные экономико-правовые проблемы освоения морских ресурсов. В условиях неустойчивых цен на энергоносители и постоянных изменений системы налогообложения объемы рентабельных запасов и ресурсов УВ могут существенно меняться. Вследствие этого, для получения реальной оценки их промышленной значимости и инвестиционной привлекательности, геолого-экономическая оценка и переоценка должны проводиться систематически в режиме мониторинга.

Г22704

Назаров В.И.
О геолого-экономической оценке морских запасов нефти и газа в современных экономических условиях / В. И. Назаров, Л. В. Калист
// Теория и практика геолого-экономической оценки разномасштабных нефтегазовых объектов. Актуальные проблемы подготовки и освоения углеводородной сырьевой базы. - СПб.,2008. - С.54-60: ил., табл. - Библиогр.: 4 назв.

Б75290

Назаров В.И.
Экономическая оценка морской углеводородной базы России и направление использования ее результатов / В. И. Назаров
// Теория и практика оценки природных ресурсов: (минер., водных, лесных, земел. и др.). - Новосибирск, 2007. - С.11-14.

Г22704

Назаров В.И.
Экономические аспекты проблемы ввода в действие новой классификации запасов и ресурсов нефти и газа / В. И. Назаров, Н. И. Искрицкая
// Теория и практика геолого-экономической оценки разномасштабных нефтегазовых объектов. Актуальные проблемы подготовки и освоения углеводородной сырьевой базы. - СПб.,2008. - С.10-16: ил., табл. - Библиогр.: 7 назв.

Г22456

Назаров В.И.
Экономический потенциал углеводородных ресурсов арктического шельфа России и проблемы его реализации / В. И. Назаров, Л. В. Калист
// Актуальные проблемы прогнозирования, поисков, разведки и добычи нефти и газа в России и странах СНГ. Геология, экология, экономика. - СПб., 2006. - С.177-185: ил.,табл. - Библиогр.: 8 назв.

Г22637

Неганов В.М.
Геология и нефтегазоносность Пермского края по результатам региональных работ в 2007 г. и планы геолого-геофизических исследований на 2008-2010 гг. / В. М. Неганов, В. М. Проворов, В. М. Новоселицкий
// Материалы IV Геологической конференции КамНИИКИГС. - Пермь, 2008. - С.18-20.

-2866

Нефтегазоносность платформенных областей Сибири / В. С. Сурков, А. И. Варламов, А. С. Ефимов и др.
// Отеч.геология. - 2008. - №2.-С.85-96:ил. - Библиогр.:с.15.

В Сибири расположены два нефтегазоносных мегабассейна – древний Восточно-Сибирский (ВСМ) и молодой Западно-Сибирский (ЗСМ). Исследования нефтегазоносности этих бассейнов направлены на решение двух основных проблем: -оценки промышленной значимости нефтегазоносности осадочных комплексов рифей-венда и фанерозоя; -изучением процессов формирования УВ залежей литолого-стратиграфического типа в зонах дезинтеграции пород фундамента ЗСМ. В пределах ВСМ наиболее богатые нефтегазоносные комплексы присутствуют в рифей-вендских отложениях южной части Ленно-Тунгусской нефтегазоносной провинции. Максимальные плотности начальных суммарных геологических ресурсов (>100 тыс. т/км²) приурочены к сводовым частям Непско-Ботуобинской и Байкитской антеклиз. Значительно меньшие плотности характерны для склонов антеклиз и прилегающих отрицательных структур. В нижнепалеозойском комплексе залежи УВ могут быть приурочены к кембрийским, ордовикским и силурийским отложениям. Нефтегазоносность средне-верхнепалеозойских отложений прогнозируются в северо-западной части Тунгусской синеклизы. Промышленная нефтеносность юрских и нижней части разреза меловых отложений установлена лишь на западе Енисей-Хатангской нефтегазоносной области. В ЗСМ нефтегазоносность рифей-вендских отложений связана с эрозионно-тектоническими выступами фундамента. Перспективы нефтегазоносности нижнепалеозойских отложений связаны с восточным бортом бассейна и эрозионно-тектоническими выступами фундамента. Нефтегазоносность средне-верхнепалеозойских образований связана с перспективами осадочных бассейнов и эрозионно-тектонических выступов фундамента. Юрские и меловые отложения ЗСМ в ближайшее десятилетие останутся основной ресурсной базой добычи нефти, газа и конденсата.

Г22458

Нефть и газ Восточной Сибири / И. А. Кушмар, Ю. Н. Григоренко, В. В. Ананьев и др.; [науч.ред. Ю.Н.Григоренко]; М-во природ.ресурсов РФ(МПР РФ),Федер.агентство по недропользованию,РАН,Всерос.нефт.н.-и.геол.-развед.ин-т(ВНИГРИ). - СПб.: Недра, 2006. - 100с.,[18] л.ил.: табл. - Библиогр.:с.91-100(137 назв.). - Авт.указаны на обл.и обороте тит.л. - ISBN 5-94089-083-0.

Б75282

Нефть, газ и газовые гидраты озера Байкал / О. М. Хлыстов, А. В. Егоров, Т. И. Земская и др.
// Геология морей и океанов. - М., 2007. - Т.1. - С.149-151. - Библиогр.: 8 назв.

В шельфовой зоне озера Байкал с 17 века известны природные выходы нефти и газа; в последние годы было установлено присутствие в его осадках газогидратов. По составу нефть относится к числу биодеградированных. В 2005 г. на глубине 850 м было обнаружено и исследовано новое естественное нефтепроявление, нефть в котором соответствует нефтям, образовавшимся в осадках глубоководных пресноводных водоемов в олигоцене - раннем миоцене, т.е. в нижних толщах кайнозойских осадков озера Байкал. Газогидраты впервые были обнаружены в 1980 г.; в 1997 г. по результатам многоканальной сейсмической съемки была составлена карта залегания геофизического признака гидратоносности акватории (BSR); тогда же были получены первые глубинные образцы газогидратов - гидратов биогенного метана кубической структуры КС-I. По результатам геолого-геофизических работ 1999-2007 гг. на дне Байкала выделено четыре грязевулканические провинции, в трех из которых обнаружены приповерхностные скопления газогидратов. Они выявлены на вершинах и склонах подводных структур, расположенных в районах резких изменений глубины залегания BSR, и приурочены к зонам тектонических нарушений. В Южной котловине обнаружены только гидраты биогенного метана с кубической структурой КС-I; в Средней котловине наряду с ними присутствуют гидраты смеси биогенного и термогенного метана с термогенным этаном и кубической структурой КС-II. Т.о. нахождение на ограниченной территории УВ в газообразном, жидком и твердом (с различными кубическими структурами) состоянии позволяет рассматривать озеро Байкал как природную лабораторию для изучения процесса естественного нефтегазогидратообразования.

Г22511

Нефтяные ресурсы Западной Сибири как составная часть сырьевой базы трубопроводной системы "Восточная Сибирь-Тихий океан" / А. И. Варламов, А. А. Герт, А. Е. Еханин и др.
// Экономическое и информационное сопровождение программ изучения и освоения минеральных ресурсов. - Новосибирск, 2007. - С.21-31: ил.,табл. - Библиогр.: 6 назв.

Освещена актуальная проблема ресурсного обеспечения трубопроводной системы "Восточная Сибирь - Тихий океан", при решении которой возможны дополнительные поставки нефти с Западно-Сибирских месторождений. В Восточной Сибири и Якутии открыт и разведан ряд уникальных и крупных по запасам месторождений нефти и газа. Из них 6 крупнейших месторождений (Талаканское ГН, Верхнечонское ГКН, Юрубчено-Тохомское ГКН, Куюмбинское ГКН, Ковыктинское ГК и Чаяндинское ГК с н.о.), составляющие в сумме около 17% извлекаемых ресурсов Восточной Сибири, могут стать базовыми для освоения УВ ресурсов, обеспечивающих добычу нефти на уровне 25-30 млн.т./год в течение длительного времени. Однако лишь с учетом всех перспективных и прогнозных ресурсов нефтедобыча в Восточной Сибири может достичь 50 - 80 млн.т./год. Для этого необходимо лицензирование территорий и выполнение на них ГРР. Во втором полугодии 2008 г. могут начаться первые поставки нефти по нефтепроводу Тайшет-Сковородино с пропускной способностью 30 млн. т/год. В дальнейшем планируется достроить трубопровод до тихоокеанского побережья с увеличением пропускной способности до 80 млн. т/год. С Восточно-сибирских месторождений первые поставки нефти начнутся с 2009 года. Лишь к 2025 году Восточно-Сибирские месторождения смогут самостоятельно обеспечить планируемый уровень поставок. А пока, до 2010 г. доля западносибирской нефти будет составлять более 50%. Поставки из Западной Сибири планируется начать из Большехетской зоны и из юго-восточных районов. Большехетская зона, с извлекаемыми запасами 256 млн.т. станет одним из сырьевых центров системы ВСТО. Суммарный объем добычи нефти составит здесь 16 млн.т./год. Месторождения юго-востока Западной Сибири находятся в восточной части ХМАО и Томской области, содержат извлекаемые запасы около 620 млн.т. и извлекаемые ресурсы около 1800 млн.т. Для перевода их в разведанные запасы необходимо усиление геолого-разведочных работ с участием государства и нефтяных компаний. Предусматриваются 2 варианта поставок нефти: 1) На начальном этапе поставки нефти осуществляются за счет распределенного фонда недр юго-востока Западной Сибири. 2) Поставки обеспечиваются за счет запасов Большехетской впадины и нераспределенного фонда юго-востока. Юго-восток Западной Сибири обладает высоким ресурсным потенциалом нефти, что позволит в сочетании с изучением и вовлечением в разработку территорий Восточной Сибири обеспечить стабильные поставки нефти на экспорт по трубопроводной системе "Восточная Сибирь - Тихий океан".

Г22704

Blog