Географическая картина мира Пособие для вузов Кн. I: Общая характеристика мира

Cтраница 1

Основной нефтяной бассейн - Маракайбо, в центре которого находится одноименное озеро.  

Работы по определению в нефтях биомаркеров - соединении, сохранивших черты строения исходных биоорганических молекул, помимо доказательства биогенной природы нефтей имеют большое практическое значение для поиска месторождений нефти. Всего определено уже около 400 таких биомаркеров. Петровым с сотрудниками изучены биомаркеры состава Cig - 35 свыше 500 нефтей пяти основных нефтяных бассейнов России.  

Существование промышленных скоплений нефти обусловливается прежде всего наличием пород-коллекторов в осадочных комплексах и благоприятными структурными формами - ловушками. Но нефть поднималась к поверхности по полостям разломов, следовательно, зоны крупных разломов следует считать наиболее перспективными. Естественно, что далеко не по всякому разлому происходила такая миграция, но в принципе основные нефтяные бассейны можно считать приуроченными к зонам сочленения платформы с геосинклиналями, где разломы наиболее отчетливы. Такие разломы зоны представляют собой широкие полосы развития дизъюнктивов. Напряженность нарушений постоянно ослабевает в сторону платформы, в связи с чем уменьшается возможность образования промышленных залежей и это очень отчетливо выражено на Русской платформе, где промышленная нефтеносность кончается приблизительно на меридиане Горького.  

Существование промышленных скоплений нефти обусловливается прежде всего наличием пород-коллекторов в осадочных комплексах и благоприятными структурными формами - ловушками. Но нефть поднималась к поверхности по полостям разломов, следовательно, зоны крупных разломов следует считать наиболее перспективными. Естественно, что далеко по по всякому разлому происходила такая миграция, по в принципе основные нефтяные бассейны можно считать приуроченными к попам сочленения платформы с геосинклиналями, где разломы наиболее отчетливы. Такие разломы зоны представляют собой широкие полосы развития дизъюнктивен. Напряженность нарушений постоянно ослабевает в сторону платформы, в связи с чем уменьшается возможность образования промышленных залежей и это очень отчетливо выражено на Русской платформе, где промышленная нефтеносность кончается приблизительно на меридиане Горького.  

Геологическая служба США сообщила об открытии крупнейшего в истории страны месторождения нефти. Его запасы оценены в $900 млрд по текущим ценам.

По прогнозам Геологической службы, месторождение содержит 20 млрд баррелей нефти и 1,6 млрд баррелей газового конденсата в сланцевом бассейне Wolfcamp, который находится на участке Midland в Техасе.

Если брать за основу текущую цену на сырую нефть West Texas Intermediate в $45 за баррель, то это месторождение стоит около $900 млрд.

В Техасе в последние годы активно ведутся разработки сланцевых технологий бурения на потенциальных нефтеносных участках.

Более 3 тыс. горизонтальных нефтяных скважин уже пробурено в сланцевом бассейне Wolfcamp - добыты десятки миллиардов баррелей нефти.

Глава Министерства природных ресурсов и экологии РФ Сергей Донской усомнился в том, насколько эта информация достоверна.

"Очевидное лукавство. О каком месторождении может идти речь, если это лишь ресурсы? С 2014 г. Геологическая служба США на основе новой методики щедро оценивает ресурсы регионов на нелокализованную "продолжительную" нефть - впервые выполнили оценку Балтийской депрессии и т. п. Дам поручение ВНИГРИ сделать аналитическое заключение. И было бы интересно послушать оценку и других российских экспертов на этот счет ", - заявил он на своей странице в Facebook.

Ниже представлены 10 самых крупных месторождений нефти в мире.

1. Чиконтепек

Запасы : 19 млрд тонн

Чиконтепек - супергигантское нефтегазовое месторождение в Мексике, находящееся на восточном побережье Мексики. Открыто в 1926 г.

Площадь месторождения составляет 4 тыс. кв. км, в него входят территории трех штатов - Веракрус, Идальго и Пуэбла. Общие современные запасы ресурса составляют от 19 млрд до 22 млрд тонн.

Также в Чиконтепеке огромные запасы газа. По подсчетам экспертов, где-то около 1 трлн кв. м.

Как уточняет Pemex, нефть расположена не в одном крупном месторождении, а во множестве мелких, и для ее добычи планируется пробурить более 17 тыс. скважин при суточном дебите их 7-8 - по тысяче скважин в год.

2. Аль-Гавар

Запасы : 18 млрд тонн

Это крупнейшее по запасам нефти нефтегазовое месторождение-гигант в Саудовской Аравии, одно из крупнейших месторождений нефти и газа мира, расположено в бассейне Персидского залива.

Размерами 280 км на 30 км оно является крупнейшим разрабатываемым месторождением нефти в мире. Месторождение в полной собственности государства и управляется госкомпанией Saudi Aramco.

Открыто оно было практически сразу после окончания Второй мировой войны в 1948 г.

Около 60-65% всей нефти, добытой в Саудовской Аравии с 1948 по 2009 гг., было добыто из Аль-Гавара.

3. Большой Бурган

Запасы : 13 млрд тонн

Большой Бурган - это группа нефтяных месторождений в Кувейте, в которой сосредоточено более 5% разведанных извлекаемых запасов нефти в мире.

Включает в себя три месторождения (Бурган, Ахмади, Магва). Расположено в пустыне, на юге Кувейта.

Месторождение содержит более 75% доказанных нефтяных запасов Кувейта.

Площадь месторождения - 920 кв. км. Залежи на глубине 1,1-2,6 км. Геологические запасы нефти оценивается 13 млрд тонн.

Добыча нефти в Бургане началась в 1946 г. Разработку месторождения ведет государственная компания Kuwait Petroleum Corp.

В последнее время идет модернизация на предприятиях по добычи нефти в Бургане в целях сохранения темпов добычи природного ресурса.

4. Кариока-Пан-ди-Асукар

Запасы : 11 млрд тонн

Месторождение расположено в Атлантическом океане в 200 км к югу от Рио-де-Жанейро.

Правительства Бразилии разделило месторождение Кариока на 4 блока: BM S 8, BM S 9, BM S 21, BM S 22.

Геологические запасы Кариока-Пан-ди-Асукар оцениваются в 70 млрд баррелей, или 11 млрд тонн нефти, из них извлекаемые запасы - до 5,7 млрд тонн нефти.

Нефть месторождения Кариока легкая, малосернистая.

Разработкой бразильских залежей занимается компания Petrobras и еще несколько других фирм.

5. Закум

Запасы : 10,7 млрд тонн

Закум - супергигантское нефтяное месторождение ОАЭ, находящееся в Персидском заливе. В 1965 г. был открыт Нижний Закум, а 1967 г. - Верхний Закум.

Геологические запасы месторождения оцениваются в 65,6 млрд баррелей, или 10,7 млрд тонн нефти.

Из них в Верхнем - 8,2 млрд тонн, в Нижнем - 2,5 млрд тонн.

Разработку ведет национальная компания Абу-Даби Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC) в лице дочерной нефтяной компании Zakum Development Co. (ZADCO).

Верхний Закум разрабатывает Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC) - 60%, ExxonMobil - 28%, Japan Oil Development Co. - 12%.

Нижний Закум разрабатывает Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC) - 100%.

6. Сафания-Хафджи

Запасы : 10,35 млрд тонн

Сафания-Хафджи - газонефтяное месторождение в Саудовской Аравии и Кувейте. Оно было открыто в 1951 г.

Геологические запасы нефти оценивается 10,35 млрд тонн.

Также недра земли богаты в этом месте и газом - 330 млрд куб. м.

Добычу природных ресурсов в Сафании-Хафджи ведут аравийская компания Saudi Aramco и кувейтская фирма Kuwait Petroleum Corp.

7. Боливар

Запасы : 8,3 млрд тонн

Боливар – это группа нефтяных месторождений в Венесуэле (Нефтегазоносный бассейн Маракайбо).

Включает месторождения Лагунильяс, Тиа-Хуана, Бочакеро и др.

Открыты в 1917 г., разрабатываются с 1922 г.

Разработкой и добычей ресурсов на шельфе Боливар занимается компания Petroleos de Venezuela, она ведет работы на глубине до 5 км, извлекая из земли ценный ресурс, а потом продавая его во все страны Южной Америки.

8. Самотлорское нефтяное месторождение

Запасы : 7,1 млрд тонн

Самотлор - крупнейшее в России нефтяное месторождение.

Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе Тюменской области, вблизи Нижневартовска, в районе озера Самотлор.

По некоторым данным, запасы нефти здесь насчитывают без малого 7,1 млрд тонн, или 15 млрд баррелей.

Освоение же дикой природы, а вместе с ней и залежей нефти в Самотлоре началось в 1965 г., природный ресурс расположен на глубине до 2,5 км.

Разрабатывает это месторождение компания "Роснефть".

9. Северное/Южный Парс

Запасы : 7 млрд тонн

Северное/Южный Парс - супергигантское нефтегазовое месторождение, крупнейшее в мире.

Находится в центральной части Персидского залива в территориальных водах Катара (Северное) и Ирана (Южный Парс).

Северное и Южный Парс разделены тектоническим разломом. Оба они являются самостоятельными разновозрастными залежами: Северное - поздним мелом, а Южный Парс - триасового возраста.

Северное - это южная (катарская) часть газового гиганта Северное/Южный Парс, которая расположена в Персидском заливе к северо-востоку от Катара. "Северное" вывело Катар на 3-е место в мире по запасам природного газа.

В состав месторождения "Северное" входит еще два нефтяных месторождения - Эш-Шахин и Бул-Ханайн. Месторождение "Северное" было открыто в 1971 г. с помощью нефтяной компании Shell.

Южный Парс - это северная (иранская) часть газового месторождения, которая расположена в Персидском заливе к северо-востоку от Катара. Южный Парс был открыт в 1990 г.

Это относительно легкодоступное месторождение, поскольку оно находится на небольшой глубине и недалеко от берега. Как следствие, низкая себестоимость добычи.

10. Кашаган

Запасы : 6,4 млрд тонн

Кашаган - крупное шельфовое нефтегазовое месторождение Казахстана, расположено в 80 км от города Атырау, в северной части Каспийского моря. Глубина шельфа составляет 3-7 км.

Разработку месторождения ведет международное совместное предприятие North Caspian Operating Company (NCOC).

Разработка месторождения ведется с помощью искусственных островов.

Добыча природных ресурсов началась только в 2013 г. и в ближайшие десять лет позволит значительно улучшить экономическую ситуацию в Казахстане за счет экспорта нефти в страны Азии и Европы.

Однако ряд аналитиков полагают, что в условиях резкого снижения мировых цен на нефть в 2014-2015 гг. проект утратил инвестиционную привлекательность.

Нефтяная промышленность - отрасль тяжелой индустрии, включающая разведку нефтяных и нефтегазовых месторождений, бурение скважин, добычу нефти и попутного газа, трубопроводный транспорт нефти По разведанным запасам нефти в 1992 году Россия занимала второе место в мире вслед за Саудовской Аравией, на территории которой сосредоточена треть мировых запасов.

Из них запасы России - 20,2 млрд. т. Запасы бывшего СССР на 1991 год составляли 23,5 млрд. тонн. Если учесть низкую степень подтверждаемости прогнозных запасов и еще большую долю месторождений с высокими издержками освоения (из всех запасов нефти только 55% имеют высокую продуктивность), то общую обеспеченность России нефтяными ресурсами нельзя назвать безоблачной. Даже в Западной Сибири, где предполагается основной прирост запасов, около 40% этого прироста будет приходиться на долю низкопродуктивных месторождения с дебитом новых скважин менее 10 т в сутки, что в настоящее время является пределом рентабильности для данного региона Глубокий экономический кризис, охвативший Россию, не обошел и отрасли топливно-энергетического комплекса, особенно нефтяную промышленность. Это выразилось прежде всего в ускоряющемся сокращении объемов добычи нефти начиная с 1989 года. При этом только на месторождениях Тюменской области - основного нефтедобывающего региона - добыча нефти снизилась с 394 млн. тонн в 1988 году до 307 млн. тонн в 1991 году. Нынешнее состояние нефтяной промышленности России характеризуется сокращением объемов прироста промышленных запасов нефти, снижением качества и темпов их ввода; сокращение объемов разведочного и эксплуатационного бурения и увеличением количества бездействующих скважин; повсеместном переходе на механизированный способ добычи при резком сокращении фонтанизирующих скважин; отсутствием сколь-либо значительного резерва крупных месторождений; необходимостью вовлечения в промышленную эксплуатацию месторождений; расположенных в необустроенных и труднодоступных районах; прогрессирующим техническим и технологическим отставнием отрасли; недостаточным вниманием к вопросам социального развития и экологии.

5.1.1. Нефтяные базы России.

Нефтедобывающие предприятия России.

На территории Российской Федерации находятся три крупных нефтяные базы: Западно-Сибирская, Волго-Уральская и Тимано-Печерская.

А) Западно-Сибирская база.

Основная из них - Западно-Сибирская. Это крупнейший нефтегазоносный бассейн мира, расположенный в пределах Западно-Сибирской равнины на территории Тюменской, Омской, Курганской, Томской и частично Свердловской, Челябинской, Новосибирской областей, Красноярского и Алтайского краев, площадью около 3,5 млн. км. Нефтегазоносность бассейна связана с отложениями юрского и мелового возраста. Большая часть нефтяных залежей находиться на глубине 2000-3000 метров. Нефть Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна характеризуется низким содержанием серы (до 1,1%), и парафина (менее 0,5%), содержание бензиновых фракций высокое (40-60%), повышенное количество летучих веществ.

Сейчас на территории Западной Сибири добывается 70% российской нефти. Так, в 1993 году добыча нефти без газового конденсата составила 231.397.192 тонны, из которых фонтанным способом - 26.512.060 тонн, а насосным 193.130.104 тонны. Из данных следует, что добыча насосным способом превышает фонтанную на порядок. Это заставляет задуматься над важной проблемой топливной промышленности - старением месторождений. Вывод подтверждается и данными по стране в целом. В 1993 году в Российской Федерации из старых скважин добывалось 318.272.101 тонна нефти (без газового конденсата), в том числе из скважин, перешедших с прошлого года - 303.872.124 тонны, в то время как из новых скважин нефтедобыча составила лишь 12.511.827 тонн. В Западной Сибири находятся несколько десятков крупных месторождений. Среди них такие известные, как Самотлор, Мегион, Усть-Балык, Шаим, Стрежевой. Большая часть из них расположена в Тюменской области - своеобразном ядре района. В республиканском разделении труда она выделяется как главная база России по снабжению ее народнохозяйственного комплекса нефтью и природным газом. Область обеспечивает 70,8 процента российской добычи нефти, а общие запасы нефти и газа составляют (вместе - около 70% объемов добычи области) площади геологических запасов СНГ. В Тюмени добывается 219.818.161 тонна нефти без годового конденсата (фонтанным способом - 24.281.270 тонн, насосным - 1.837.818.63 тонны), что составляет более 90% всей добычи Западной Сибири. Теперь коснемся структур, занимающихся нефтедобычей в Тюмени. На сегодняшний день почти 80 процентов добычи в области обеспечивается пятью управлениями (в порядке убывания веса - Юганскнефтегаз, Сургутнефтегаз, Нижневартовскнефтегаз, Ноябрьскнефтегаз, Когалымнефтегаз). Однако в недалеком времени абсолютные объемы добычи сократятся в Нижневартовске на 60%, в Юганске на 44%. Тогда (по объемам добычи) первая пятерка будет включать (в порядке убывания) Сургут, Когалым, Юганск, Ноябрьск и Лангепас. Показатель ввода новых скважин на освоенных полях необходимо рассматривать в сочетании с показателем ввода в разработку новых месторождений. По этому критерию пятерка лидирующих управлений (около 65 вводимых до 2000 года месторождений) включает НоябрьскНГ, ПурНГ, СургутНГ, ТюменьНГ и ЮганскНГ.. Новым фактором упорядочивания является доля иностранного капитала, привлекаемого в первую очередь для разработки новых месторождений. В зоне действия НоябрьскНГ таких месторождений находится около 70, ПурНГ и ЮганскНГ около 20.

Таким образом, сегодня в добывающей промышленности основного нефтяного района России мы наблюдаем сложную систему взаимодействия практически независимых управлений, несогласованно определяющих свою политику. Среди них нет признанного лидера, хотя можно предполагать сохранение ведущих позиций за Сургут, НоябрьскНГ и Юганск, не существует и настоящей конкурентной борьбы. Такая разобщенность создает немало проблем, но интеграция откладывается на неопределенную перспективу из-за большой динамичности отрасли: снижение статуса ПурНГ, КогальимНГ и ТюменьНГ вкупе с одновременным уменьшением влияния Нижневартовскнефтегаза способно уже сейчас дисбалансировать сложившуюся структуру отношений. Без сомнения, эти выводы, сделанные на основе взаимоотношений в ведущем районе, можно распространить и на всю систему нефтедобычи в целом, что даст определенное объяснение сложной ситуации в данной отрасли. Для нефтяной промышленности Тюмени характерно снижение объемов добычи. Достигнув максимума в 1988 году 415.1 млн. тонн, к 1990 году нефтедобыча снизилась до 358,4 млн. тонн, то есть на 13.7 процента, причем тенденция падения добычи сохраняется и в 1994 году. Переработка попутного нефтяного газа Тюмени осуществляется на Сургутских, Нижневартовских, Белозерном, Локосовском и Южно-Балыкском газоперерабатывающих заводах. На них, однако, используется лишь около 60% добываемого с нефтью ценнейшего нефтехимического сырья, остальное количество сжигается в факелах, что объясняется отставнием ввода мощностей газоперерабатывающих заводов, недостаточными темпами строительства газокомпрессорных станций и газосборных сетей на нефтепромыслах. Следовательно, выделяется еще одна проблема - разбалансированность внутреотраслевой структуры нефтяной промышленности.

Б) Волго-Уральская база.

Вторая по значению нефтяная база - Волго-Уральская. Она расположена в восточной части Европейской территории Российской Федерации, в пределах республик Татарстан, Башкортостан, Удмуртия, а также Пермской, Оренбургской, Куйбышевской, Саратовской, Волгоградской Кировской и Ульяновской областей. Нефтяные залежи находятся на глубине от 1600 до 3000 м, т.е. ближе к поверхности по сравнению с Западной Сибирью, что несколько снижает затраты на бурение. Волго-Уральский район дает 24% нефтедобычи страны. Подавляющую часть нефти и попутного газа (более 4/5) области дают Татария, Башкирия Куйбышевская область. Значительная часть нефти, добываемая на промыслах Волго-Уральской нефтегазоносной области, поступает по нефтепроводам на местные нефтеперерабатывающие заводы, расположенные главным образом в Башкирии и Куйбышевской области, а также в других областях (Пермской, Саратовской, Волгоградской, Оренбургской). Нефть Восточной Сибири отличается большим разнообразием свойств и состава вследствие многопластовой структуры месторождений. Но в целом она хуже нефти Западной Сибири, т.к. характеризуется большим содержанием парафина и серы, которая приводит к повышенной амортизации оборудования. Если коснуться особенностей в качестве, то следует выделить республику Коми, где ведется добыча тяжелой нефти шахтным способом, а также нефть Дагестана, Чечни и Ингушетии с крупным содержанием смол, но незначительным серы. В ставропольской нефти много легких фракций, чем она ценна, хорошая нефть и на Дальнем Востоке.

Итак, почти каждое месторождение, а тем более каждый из нефтегазоносных районов отличаются своими особенностями в составе нефти, поэтому вести переработку, используя какую-либо “стандартную” технологию нецелесообразно. Нужно учитывать уникальную структуру для достижения максимальной эффективности переработки, по этой причине приходиться сооружать заводы под конкретные нефтегазоносные области. Существует тесная взаимосвязь между нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленностью. Однако развал Советского Союза обусловил появление новой проблемы - разрыв внешних хозяйственных связей нефтяной промышленности. Россия оказалась в крайне невыгодном положении, т.к. вынуждена экспортировать сырую нефть ввиду дисбаланса нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности (максимальный объем переработки - 240 млн. тонн в год), в то время как цены на сырую нефть гораздо ниже, чем на нефтепродукты. Кроме того, низкая приспособляемость российских заводов, при переходе на нефть, ранее транспортировавшуюся на заводы республик, вызывает некачественную переработку и большие потери продукта.

В) Тимано-Печерская база.

Третья нефтяная база - Тимано - Печерская. Она расположена в пределах Коми, Ненецкого автономного округа Архангельской области и частично на прилегающих территориях, граничит с северной частью Волго-Уральского нефтегазоносного района. Вместе с остальными Тимано-Печерская нефтяная область дает лишь 6% нефти в Российской Федерации (Западная Сибирь и Уралоповолжье - 94%). Добыча нефти ведется на месторождениях Усинское, Верхнегруьеторское, Памгня, Ярега, Нижняя Омра, Водейское и другие. Тимано - Печорский район, как Волгоградская и Саратовская области, считается достаточно перспективным. Добыча нефти в Западной Сибири сокращается, а в Ненецком автономном округе уже разведаны запасы углеводородного сырья, соизмеримые с западносибирскими. По оценке американских специалистов, недра арктической тундры хранят 2,5 миллиарда тонн нефти. Сегодня различные компании уже инвестировали в его нефтяную промышленность 80 млрд. долларов с целью извлечь 730 млн. тонн нефти, что составляет два годовых объема добычи Российской Федерации. Ведутся совместные разработки месторождений. Например, СП “Полярное сияние” с участием американской компании “Конако”, которое разрабатывает Ардалинское месторождение с запасами нефти более 16 миллионов тонн. В проект инвестировано 375 миллионов долларов, из которых 80 миллионов получили 160 российских компаний - поставщиков и подрядчиков. 71 процент всех доходов “Полярного сияния” остается в России, что делает контракт выгодным не только для иностранцев, но и для жителей Ненецкого автономного округа, получивших дополнительные рабочие места, и в целом всей Российской Федерации. Теперь, обобщив сказанное в данной главе, выделим главную особенность, проблему размещения нефтедобывающей промышленности России. Частично она уже была рассмотрена - это сверхвысокая концентрация нефтедобычи в ведущей нефтяной базе. Она имеет как раз преимущество для организации самой структуры промышленности, так создает целый комплекс проблем, среди которых, например, сложная экологическая обстановка в регионе. Особенно выделяется из них проблема дальней и сверхдальней транспортировки нефти и попутного газа, обусловленная объективной необходимостью в перевозке сырья от главного поставщика, восточных районов Российской Федерации, к главному потребителю - западной ее части.

Страны. По разведанным запасам Россия находится на втором месте после Саудовской Аравии. Основные залежи располагаются на Урале и в Поволжье, Дальнем Востоке, на Кавказе, в Тимано-Печорском бассейне. Однако крупнейшей ресурсной областью считается Западно-Сибирская нефтяная база. Рассмотрим ее подробнее.

Западно-Сибирская нефтяная база: географическое положение

Эта ресурсная область включает в себя территории Томской, Курганской, Омской, Тюменской и частично Новосибирской, Челябинской, Свердловской областей, а также Алтайского и Красноярского краев. Площадь бассейна составляется порядка 3.5 млн кв. км. В настоящее время порядка 70% от общего объема извлекаемых ресурсов в стране дает Западно-Сибирская нефтяная база. Географическое положение этого района обладает рядом специфических черт. В частности, область граничит с экономически развитой европейской территорией страны. В первую очередь с Такое соседство обеспечило в свое время основу хозяйственного освоения бассейна.

Характеристика Западно-Сибирской нефтяной базы

Залежи, присутствующие в бассейне, относятся к отложениям мелового и юрского периодов. Большая часть ресурсов располагается на глубине 2-3 тыс. м. Нефть, извлекаемая из недр, отличается низким содержанием парафина (до 0.5%) и серы (до 1.1%). В сырье отмечается высокий процент бензиновых фракций (40-60%), летучих веществ. Своеобразным ядром региона выступает Тюменская область. Она обеспечивает более 70% сырья от объема, который дает Западно-Сибирская нефтяная база. Добыча осуществляется фонтанным или насосным способом. При этом объем извлекаемых запасов вторым методом в расчете на всю территорию региона на порядок выше, чем первым.

Бассейны

Какими районами известна Западно-Сибирская нефтяная база? Месторождения, расположенные на этой территории, считаются одними из богатейших в стране. Среди них:

• Самотлор.
• Усть-Балык.
• Мегион.
• Стрежевой.
• Шаим.

Большая их часть находится в Тюменской области. Здесь добывают более 219 миллионов тонн нефти.

Управляющие структуры

Характеристика Западно-Сибирской нефтяной базы складывается из анализа, представленного предприятиями, занимающимися извлечением и переработкой запасов. Основные управляющие компании располагаются также в Тюменской области. К ним относят:

1. "Юганскнефтегаз".
2. "Когалымнефтегаз".
3. "Сургутнефтегаз".
4. "Ноябрьскнефтегаз".
5. "Нижневартовскнефтегаз".

Следует сказать, однако, что, по оценкам специалистов, объемы сырья, извлекаемого в Нижневартовске, существенно сократятся.

Развитие хозяйства

Как выше было сказано, Западно-Сибирская нефтяная база соседствует с крупным Уральским округом. В начале развития хозяйства это обеспечило приток рабочей силы и оборудования на неосвоенные тогда территории. Еще один стимулирующий фактор, под влиянием которого осваивалась Западно-Сибирская нефтяная база, - потребители восточных районов. Первые промышленные объемы газа были получены на территории в 1953 году. Нефть была обнаружена в 1960-м. В течение последних нескольких десятилетий объем извлекаемых запасов существенно возрастал. Так, в 1965-м достигла первого миллиона тонн. В настоящее время основная разработка ведется в северной части бассейна. Сегодня открыто порядка трех сотен месторождений.

Особенности перевозки

Основным участком образования потока ресурсов в стране сегодня, наряду с Поволжьем, является Западно-Сибирская нефтяная база. Способ транспортировки сырья, преимущественно, железнодорожный. Извлеченные и переработанные запасы перевозятся на Южный Урал, Дальний Восток и в районы Центральной Азии. Транспортировка водным путем дешевле и экономичнее. Но она существенно затрудняется особенностями расположения бассейнов.

Трубопроводы

Это наиболее эффективный и второй по популярности путь, который использует Западно-Сибирская нефтяная база. Транспортировка осуществляется по развитой сети, обеспечивающей поставку более 95% всего объема ресурсов. Средняя дальность перекачки - около 2.3 тыс. км. В целом сеть нефтепроводов представлена в виде двух неравных по своему значению и условиям управления групп объектов: межобластными (региональными) и дальними транзитными. Первыми обеспечивается связь заводов и промыслов. Транзитные сети интегрируют нефтепотоки, обезличивая конкретного ее владельца. Этими трубопроводами связывается огромное количество предприятий и экспортных терминалов. Они формируют технологическую единую сеть режимного и экономического управления. Западно-Сибирская нефтяная база изменила направление основных потоков сырья. Важнейшие функции последующего развития магистральной сети теперь перешли к ней. Из этого района трубопроводы направляются в:

• Усть-Балык.
• Курган.
• Самару.
• Альметьевск.
• Нижневартовск.
• Новополоцк.
• Сургут.
• Тюмень.
• Омск.
• Павлодар и пр.

Причины упадка промышленности в 90-е годы

Технические методы извлечения ресурсов совершенствовались в течение всего времени развития отрасли. Но этот процесс существенно замедлился. Это было обусловлено экстенсивным путем, по которому шла нефтяная промышленность в советский период. В то время увеличение объемов извлекаемого сырья достигалось не автоматизацией и внедрением в производство инновационных методов, а открытием и разработкой новых бассейнов. Проблемы Западно-Сибирской нефтяной базы сегодня обуславливаются старением технологий. К причинам спада специалисты относят также:

1. Значительную выработку крупных и высокодебитных районов эксплуатируемого фонда и составляющих ресурсную основу.
2. Резкое ухудшение по кондициям вновь приращиваемых запасов. За последние годы высокопродуктивные месторождения практически не открывались.
3. Сокращение финансирования геологоразведочных работ. Степень прогнозного освоения ресурсов в Западной Сибири составляет 35%. На 30% с 1989-го сократилось финансирование разведочных работ. Примерно на столько же снизились объемы бурения.
4. Острую нехватку высокопроизводительной техники и агрегатов для добычи. Основная часть имеющегося оборудования изношена более чем на 50%, только 14% машин соответствует международным стандартам. 70% буровых установок требуют скорейшей замены. После распада СССР начались сложности с поставками оборудования из бывших республик.

Необходимо также отметить, что внутренние цены на сырье остаются сегодня крайне низкими. Это существенно затрудняет самофинансирование добывающих предприятий. Недостаток экологичного и высокоэффективного оборудования порождает загрязнение окружающей среды. На устранение этой проблемы привлекаются значительные финансовые и При этом они могли бы участвовать в расширении промышленного сектора.

Задачи

Перспективы Западно-Сибирской нефтяной базы, как и прочих крупных ресурсных территорий страны, правительство связывает не с дополнительным государственным инвестированием, а с последовательным развитием рынка. Предприятиям, занятым в отрасли, необходимо самостоятельно обеспечивать себя средствами. При этом роль Правительства будет состоять в создании необходимых экономических условий. В этом направлении уже были предприняты определенные шаги. Так, например, задания по госпоставкам сокращены до 20%. Оставшиеся 80% предприятия могут реализовывать самостоятельно. Ограничения установлены только для экспорта сырья. Кроме этого, практически полностью прекращен контроль уровня внутренних цен.

Акционирование и приватизация

Эти мероприятия имеют сегодня приоритетное значение в развитии отрасли. В ходе акционирования в организационных формах предприятий происходят качественные изменения. Государственные компании, осуществляющие добычу и перевозку нефти, переработку и обеспечение, преобразуются в АО открытого типа. В госсобственности при этом концентрируется 38% акций. Коммерческое управление осуществляется специально созданным предприятием "Роснефть". Ему передаются пакеты госакций от 240 АО. В составе "Роснефти" присутствуют также разнообразные банки, биржи, ассоциации и прочие компании. Что касается перевозки, то для управления такими предприятиями также сформированы специальные компании. Ими являются "Транснефтепродукт" и "Транснефть". Им передается 51% ценных бумаг.

Состояние сырьевой основы

Западно-Сибирская нефтяная база, как и прочие крупные ресурсные территории, включает в себя как разведанные, так и неразведанные запасы. В ходе геологических изысканий проводится структурный анализ залежей. В ближайшем будущем предполагается открытие нескольких тысяч месторождений. Однако сегодня внедрение современных методов и технологий затрудняется высокой капиталоемкостью и эксплуатационными расходами на применение в сравнении с традиционными. В этой связи Минтопэнерго разрабатывает предложения о принятии ряда мер на законодательном уровне. Они должны быть направлены на стимулирование использования инновационных технологий и методов повышения нефтяной отдачи пластов. Эти меры должны способствовать улучшению финансирования опытно-конструкторских и научно-исследовательских работ по созданию новых технологических средств, активному развитию материально-технической базы.

Прогнозы

Ожидаемые объемы по добыче в Западной Сибири к 2020 году должны составить 290-315 млн т в год. При этом общие показатели по стране должны достичь 520-600 млн т. Поставки сырья предполагается осуществлять в страны АТР. На их долю приходится порядка 30% общемирового потребления. Крупнейшими потребителями сегодня считаются Китай и Япония. Была разработана программа на 2005-2020 гг. В ней предусматривалось строительство нефтепроводов от Восточной Сибири до Тихого океана. Предполагалось, что реализация проекта пройдет в четыре этапа. Транспортировка нефти планировалась в объеме 80 миллионов тонн.

Заключение

Развитие Западно-Сибирской нефтяной базы осложняется тремя группами проблем. Первая из них вытекает из неэффективного управления, установившегося в советское время. Вторая группа стала следствием либерализации экономики, установления в отрасли рыночных отношений. Во время смены типов собственности власть потеряла контроль над финансовыми потоками. Это, в свою очередь, привело к массовым неплатежам, бартеру и прочим кризисам. Третья группа проблем касается ухудшения мировой рыночной конъюнктуры. Это обусловлено перепроизводством сырья. Все указанные проблемы в совокупности привели к резкому снижению добычи. Первый перелом этой тенденции отмечался в 1997 году. Он был связан с временным увеличением спроса на сырье на мировом рынке и усилением деловой активности отечественных предприятий. Это, в свою очередь, обусловило приток иностранных инвестиций в отрасль. Однако на сегодняшний день ситуация на мировом рынке остается крайне нестабильной. Предложение существенно превышает спрос, что, соответственно, негативно влияет на цены. В этой связи странами, осуществляющими добычу и переработку нефти, а также их экспорт, ведется поиск оптимальных путей для выхода из критической ситуации. Правительства и министерства разных стран ведут постоянный диалог по сложившейся ситуации. В настоящее время активно обсуждается вопрос о временном снижении объемов добычи. По мнению стран-экспортеров, это позволит сбалансировать цены на рынке.

Скопления углеводородов (нефть, газ, конденсат) находятся как в недрах суши, так и в пределах акваторий арктических и дальневосточных окраинных, а также внутренних .

Свыше половины начальных ресурсов углеводородов расположены на территории молодых и древних платформ и (около трети) в зонах их сочленения со складчатыми областями, где они связаны с областями развития не дислоцированного или слабо дислоцированного осадочного чехла повышенной (более 1,0–1,5 км) мощности.

Залежи углеводородов установлены в отложениях от рифея до плиоцена. Большая часть (примерно 60–70%) начальных суммарных ресурсов приурочена к мезозойским отложениям; вклады палеозойских и кайнозойских комплексов близки, а доля докембрийских - пока весьма ограниченна. В каждом нефтегазоносном бассейне основная часть ресурсов обычно локализуется в сравнительно узких, как правило, относительно выдержанных, интервалах разреза.

Преобладающая часть (примерно 60%) ресурсов связана с терригенными комплексами, около трети - с карбонатными, небольшая доля - с кремнисто-глинистыми. Среди установленных ловушек в большинстве регионов основное значение имеют антиклинальные, в ряде регионов существенную роль играют рифогенные, стратиграфические и литологические (чаще всего контролируемые зонами выклинивания), а также связанные с солянокупольной . В качестве перспективных рассматриваются зоны поднадвигового распространения осадочных комплексов в обрамлении платформ.

В европейской части России выделяются: Тимано-Печорская, Волго-Уральская, Прикаспийская, Северо-Кавказско-Мангышлакская нефтегазоносные провинции и Балтийская нефтеносная область, в которых сосредоточены основные запасы углеводородов региона, а также Московская и Мезенская перспективные нефтеносные области.

Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция (площадь - примерно 0,6 млн км2) расположена на территории одноименной эпибайкальской платформы, включает северную часть Предуральского краевого прогиба; продолжается на шельф Баренцева моря. Фундамент (байкальский) залегает на глубинах от 1–3 до 7–12 км. Нефтегазоносность распространена в отложениях от ордовика до триаса, в разрезе выделяется 8 нефтегазоносных терригенных и карбонатных комплексов.
Подавляющая часть ресурсов (от 75 до 95%), заключена в отложениях среднего-верхнего палеозоя, примерно поровну в визейско-нижнепермских и ордовикско-турнейских комплексах. Нефтематеринскими считаются широко распространенные битуминозные глинистые известняки и сланцы верхнего девона (доманикиты) и нижнего карбона. Большинство месторождений приурочено к брахиантиклинальным поднятиям и рифовым массивам. В составе ресурсов преобладают нефтяные углеводороды. В бассейне открыт ряд крупных нефтяных и газовых месторождений. Запасы нефти категорий А+В+С1 учтены более чем по 110 месторождениям. Величины начальных и прогнозных ресурсов значительны.

Волго-Уральская нефтегазоносная провинция (площадь - примерно 0,7 млн км2) - наиболее крупная провинция в Европейском регионе. Включает перикратонную область Восточно-Европейской платформы и Предуральский краевой прогиб (его центральную и южную части). Раннедокембрийский фундамент залегает на глубинах от 3–5 до более 10 км в Предуральском прогибе. Практически все ресурсы находятся в отложениях среднего-верхнего палеозоя. Продуктивным является ряд терригенных и карбонатных комплексов в разрезе девонской-пермской систем. В качестве нефтематеринских рассматриваются регионально распространенные битуминозные глинистые известняки и сланцы верхнего девона (доманикиты) и нижнего (турне и визе). Среди ловушек преобладают структурные и рифовые; перспективны также стратиграфические и литологические зоны выклинивания. В составе ресурсов преобладают нефтяные углеводороды. Плотность общих ресурсов высокая, наибольшая приурочена к Южно-Татарскому и Соль-Илецкому сводам, в пределах которых находятся самые крупные месторождения: Ромашкинское (нефтяное) и Оренбургское (газоконденсатное), которое содержит также крупные запасы газовой серы.
В результате геологоразведочных работ на нефть и газ было открыто 212 месторождений с нефтяными запасами и 19 месторождений с запасами газа, что составляет 46% всех открытых нефтяных месторождений России на суше. Запасы нефти в этих месторождениях составляют 25% от общих разведанных запасов категорий А+В+С1 по России в целом.

Прикаспийская нефтегазоносная провинция (площадь - примерно 0,5 млн км2). Отвечает одной из наиболее глубоких депрессионных структур мира, с мощностью осадочного чехла до 20 км и возможно больше. Важные особенности разреза - региональное распространение мощной (до 3–4 км) нижнепермской толщи солей, сильно осложненной солянокупольной тектоникой, и широкое развитие в разрезе подсолевых отложений (от средне-верхнедевонских до нижнепермских) масштабных рифогенных комплексов, высотой до 2–5 км. Промышленная нефтегазоносность установлена в отложениях от среднедевонских до палеоген-неогеновых. Большая часть залежей (приблизительно 90%) содержится в подсолевых верхнедевонско-каменноугольных карбонатно-рифогенных и терригенных комплексах, меньшая (примерно 10%) в надсолевых мезозойских. Битуминозные глинисто-карбонатные образования, рассматриваемые в качестве нефтематеринских, присутствуют в верхнедевонских, нижне- и среднекаменноугольных и нижнепермских отложениях.
Месторождения приурочены к антиклинальным складкам и рифовым массивам, частично связаны с солянокупольными структурами. Максимальная плотность ресурсов установлена на Астраханском своде, где находится одноименное гигантское газоконденсатное месторождение, содержащее уникальные концентрации и запасы сероводорода. Объемы начальных суммарных ресурсов значительны.
Прикаспийская впадина и ее платформенное обрамление являются одним из немногих регионов европейской части России, где могут быть открыты крупные залежи углеводородов.

Северо-Кавказско-Мангышлакская нефтегазоносная провинция (площадь - примерно 0,4 млн км2) включает эпигерцинскую Скифскую плиту и альпийские Предкавказские краевые прогибы и распространяется в пределы акватории . Осадочный чехол, мощностью от 2–3 до 8–12 км, представлен нижним доплитным (PZ3-T) и плитным (J-N) комплексами, перекрытыми в пределах краевых прогибов олигоцен-неогеновой молассой. Нефтегазоносность установлена в отложениях от пермо-триаса до неогена. Выделяется до 7–8 песчаных и известняковых продуктивных комплексов. В качестве нефтематеринских рассматриваются обладающие повышенной битуминозностью глинисто-карбонатные породы юры, мела и глинистые олигоцена-неогена. Залежи нефти и газа контролируются антиклинальными поднятиями, частично рифовыми массивами, в меньшей мере зонами стратиграфического и литологического выклинивания. К крупнейшим месторождениям относятся Старогрозненское (нефтяное), Анастасиевско-Троицкое (газонефтяное), Северо-Ставропольское (газовое). Плотность начальных ресурсов высокая. Дополнительные перспективы этой старейшей нефтегазоносной провинции связаны с нетрадиционными типами ловушек и с доплитным комплексом.

Балтийская нефтеносная область . В геологической структуре прогнозных ресурсов нефти основная роль отводится кембрийскому нефтеносному комплексу, с которым в данном регионе связаны все открытые в настоящее время промышленные залежи нефти. Несмотря на значительную степень разведанности ресурсов и выработанности запасов, этот комплекс на данный момент является в Калининградской области наиболее перспективным для освоения.
В азиатской части России наиболее крупными являются Западно-Сибирская и Лено-Тунгусская нефтегазоносные провинции, Енисейско-Анабарская, Хатанго-Вилюйская и Лено-Вилюйская газонефтеносные провинции.

Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция (площадь - примерно 2,0 млн км2) одна из крупнейших нефтегазоносных провинций мира, занимающая большую часть молодой эпигерцинской плиты и продолжающаяся в пределах шельфа Карского моря. Фундамент гетерогенный: на западе - герцинский, на севере, в центре и востоке - в основном, байкальский частично более древний, на юге - салаирский, каледонский, герцинский. Залегает на глубинах от 2–3 до 5–10 км и более, регионально погружается в северном и северо-восточном направлениях. В основании осадочного чехла располагается система грабенов, выполненных отложениями T-J1. Выделяются два комплекса: доплитный (PZ-T), мощностью до 5 км, и плитный (J-N), мощностью 7–8 км. Нефтегазоносны отложения палеозоя, нижней, средней и верхней юры, нижнего и верхнего мела. Для всего разреза характерно резкое преобладание терригенных песчано-глинистых отложений. Региональные покрышки: баженовская глинистая толща (J3-K1) и слои глин в разрезе мела. В качестве нефтегазоматеринских рассматриваются кремнисто-глинистые породы баженовской толщи (Сорг до 10–12% и более), а также разреза нижнего мела. Среди ловушек преобладают антиклинальные и литологические. Основные ресурсы заключены в отложениях неокома и сеномана; некоторая часть связана с другими подразделениями юры и мела. Для провинции характерны уникальные ресурсы и очень высокая их средняя плотность.
В основных восьми нефтегазоносных комплексах открыто большое количество ловушек (около 4000) и залежей (более 5200) углеводородов. Залежи сконцентрированы в 695 месторождениях, которые тяготеют к центральной части Западно-Сибирской равнины и югу Карского моря, не приближаясь к бортам нефтегазоносных провинций ближе чем на 150 км.
Открыт ряд гигантских нефтяных (Самотлорское и др.), газовых и газоконденсатных (Ямбургское, Уренгойское и др.) месторождений. Дальнейшие перспективы провинции очень высоки. Дополнительные перспективы связываются с освоением глубинных объектов (триаса и палеозоя), Гыдано-Енисейского эпибайкальского бассейна.

Лено-Тунгусская нефтегазоносная провинция (площадь - примерно 2,5 млн км2). Занимает большую часть Восточно-Сибирской платформы. Фундамент дорифейский, залегает на глубинах от 2–5 до 10–12 км. Продуктивен ряд комплексов: вендский преимущественно терригенный; венд-кембрийский глинисто-соляно-карбонатный с рифогенными образованиями, рифейский терригенно-карбонатный. Большинство месторождений заключено в венд-нижнекембрийских комплексах; крупные залежи установлены также в рифейском, с которым связываются весьма значительные перспективы. Повышенная битуминозность характерна для кремнисто-глинисто-карбонатных пород венд-кембрийского разреза. Месторождения приурочены к антиклинальным ловушкам и рифовым массивам. По общим ресурсам провинция существенно уступает Западно-Сибирской, особенно по изученности.

Открыто 35 месторождений нефти, газа и газоконденсата, приуроченных преимущественно к крупным положительным структурам: Непско-Ботуобинскому и Байкитскому сводам (на вершине последнего находится самое крупное Юрубчено-Тохомское месторождение нефти), Катангской седловине и др. Помимо рифейско-кембрийских, к перспективным относятся также ордовикско-пермские отложения в северных областях провинции. Нефтегазовый потенциал Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции высокий, и провинция является основным объектом геолого-разведочных работ.

Енисейско-Хатангский бассейн (площадь - примерно 0,35 млн км2, Енисейско-Анабарская и Хатанго-Вилюйская газонефтеносные провинции). Приурочен к мезозойскому краевому прогибу, который перекрывает область палеозойского перикратонного опускания Сибирской платформы и складчатые палеозойские комплексы Таймыра. Фундамент гетерогенный, представлен комплексами докембрия, нижнего и среднего палеозоя. Глубины залегания от 3 до 8–12 км. Осадочный разрез представлен терригенно-карбонатными, вероятно соленосными, отложениями палеозоя, мощностью до 5 км, и терригенными мезозоя, мощностью до 8 км. Нефтегазоносными являются юрские и меловые песчано-глинистые отложения. В составе углеводородов преобладает газ (свыше 90%). В качестве нефтематеринских рассматриваются глины верхней юры и нижнего мела. Ловушки преимущественно антиклинальные. Открыто 14 газовых и газоконденсатных и одно нефтегазоконденсатное месторождение. Начальные ресурсы сосредоточены на западе бассейна.

Лено-Вилюйская газонефтеносная провинция (площадь - примерно 0,35 млн км2). Отвечает Предверхоянскому краевому прогибу, расположенному в зоне сочленения древней Сибирской платформы с Верхоянским орогенным поясом, почти повсеместно надвинутым на краевой прогиб. Прогиб наложен на область перикратонного опускания платформы, осложненную поперечными рифейско-палеозойскими рифтогенными структурами, в том числе погруженным северо-восточным звеном крупнейшего Вилюйского авлакогена. Фундамент архейско-протерозойский. Осадочный чехол (мощностью от 3–6 до 10–12 км) сложен платформенными (венд-юра) и молассовыми (верхняя юра-нижний мел) отложениями. Нижние части разреза (венд-девон) не вскрыты. Вскрытый разрез имеет существенно терригенный состав с двумя промышленно-угленосными комплексами: пермским и верхнеюрско-нижнемеловым. Продуктивны пермские и триасовые песчаники. В качестве нефтематеринских рассматриваются глинистые слои с повышенной битуминозностью раннего триаса и предполагаются нижележащие глинистые породы венда-кембрия. В общих запасах преобладает газ. Открыто 9 газовых и газоконденсатных месторождений в антиклинальных ловушках. Прогнозный потенциал высокий.

Ряд возможно нефтегазоносных территорий связан с межгорными впадинами разновозрастных складчатых областей: Северо- и Южно-Минусинский и Кузнецкий перспективные нефтегазоносные районы в палеозоидах Урало-Охотского пояса, Зырянский и Момский прогибы в мезозоидах Верхоянско-Колымского пояса, Анадырско-Наваринская перспективная нефтегазоносная область в альпидах Тихоокеанского пояса и другие более мелкие. Их нефтегазоносность практически не изучена, углеводородный потенциал в целом низкий. Анадырско-Наваринская перспективная нефтегазоносная область (площадь - примерно 0,15 млн км2) отвечает внутрискладчатым прогибам в пределах Тихоокеанского кайнозойского пояса. Фундамент представлен мезозойскими дислоцированными и метаморфизованными вулканогенными образованиями. Осадочный чехол, мощностью до 4–5 км, возможно больше, сложен морскими и континентальными породами верхнего мела, палеогена и неогена. Продуктивность связана с отложениями палеогена и миоцена. Установлена промышленная нефтегазоносность. Прогнозные ресурсы ограниченные.

Охотская нефтегазоносная провинция (площадь - примерно 1,7 млн км2). Представляет собой обширную область преимущественно кайнозойского осадконакопления в пределах альпийского Тихоокеанского пояса. Включает впадину и прилежащие континентальные области прогибания. За кровлю фундамента принимается поверхность метаморфизованных пород мелового возраста. Наибольшие мощности кайнозойской терригенной толщи (до 5–8 км и более) контролируются прогибами, обрамляющими приподнятый Охотский массив в центральной части Охотского моря. Продуктивны песчаные горизонты миоцена. Глинистые толщи в отложениях нижнего и среднего миоцена, обладающие повышенной битуминозностью, рассматриваются в качестве нефтегазоматеринских и одновременно как региональные флюидоупоры. Ловушки антиклинального типа, часто тектонически осложненные. На северо-востоке открыто 60 месторождений, в т.ч. 47 нефтяных и 13 газовых. Месторождения многопластовые (до 8–14 пластов); здесь плотность ресурсов высокая. Дальнейшие перспективы провинции связаны преимущественно с прогибами на шельфах Охотского моря.
Крупный резерв углеводородного сырья России составляют шельфы арктических и дальневосточных окраинных морей, а также внутренние Каспийское и . Значительная часть их площади оценивается как перспективная. На долю арктического шельфа приходится львиная доля общих ресурсов углеводородов континентального шельфа России.

К числу наиболее перспективных относится крупный Баренцево-Карский бассейн (площадь - примерно 2,4 млн км2) с установленной нефтегазоносностью (Западно- и Восточно-Баренцевские нефтегазоносные провинции, Северо-Карская, Северо-Сибирского порога перспективные нефтегазоносные области). Он отвечает континентальному шельфу в пределах платформенной области с гетерогенным архейско-протерозойским фундаментом. Бассейн исследован недостаточно, особенно в восточной части (Карское море). Преобладающая мощность осадочного чехла 5–10 км, в депрессиях до 15–20 км. Разрез чехла в изученной юго-западной части провинции сложен терригенными, карбонатными и соляными толщами верхнего палеозоя, терригенными угленосными триаса и юры, терригенно-карбонатными и вулканогенными мела и палеогена. Основные продуктивные породы и горизонты - песчаники триаса и юры и верхнедевонско-нижнепермские карбонатные отложения. В качестве нефтематеринских рассматриваются битуминозные глинистые пачки и углистые породы в триасовых и юрских толщах. Ловушки структурного типа. В российском и норвежском секторах Баренцева моря открыто 12, в основном газовых и газоконденсатных, месторождений. Среди них уникальное по запасам Штокмановское в песчаниках триаса, приуроченное к прибортовой зоне Южно-Баренцевской впадины и Лудловской мегаседловине.
Наиболее изученные районы арктического шельфа - южные части Баренцева и являются объектами лицензирования, конкурсов на геологическое доизучение недр, а крупнейшие газоконденсатные месторождения этих морей Русановское и Ленинградское в Карском море и Ледовое в включены в Государственный стратегический газовый резерв страны.

К востоку от Западно- и Восточно-Баренцевских нефтегазоносных провинций, Северо-Карской перспективной нефтегазоносной области, Северо-Сибирского порога перспективной нефтегазоносной области, в пределах арктических акваторий располагается система слабо изученных территорий, объединенных в четыре перспективных объекта: Восточно-Арктическая перспективная нефтегазоносная провинция, Южно-Чукотская перспективная нефтегазоносная провинция, а также субаквальные части Лаптевской перспективной нефтегазоносной провинции и Усть-Индигирской перспективной газонефтеносной области. В пределах дальневосточных акваторий, наряду с субаквальными частями Охотской нефтегазоносной провинции и Анадырско-Наваринской промышленной нефтегазоносной области, выделяется протяженная слабо изученная Притихоокеанская нефтегазоносная провинция.

В нефтяном балансе страны числится 2350 месторождений, в т. ч. 14 на шельфах. Большая часть текущих запасов остается в крупных месторождениях. 80% текущих запасов нефти Западной Сибири сосредоточены в 71 месторождении, в разработке 56 месторождений с запасами А, В, С1 7,5 млрд т. В России, в текущих запасах нефти промышленных категорий, около 7,0 млрд т нефти приходится на коллектора с проницаемостью менее 0,05 мкм2 (в т. ч. 50% текущих запасов Западной Сибири, более 25% - Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, порядка 32% - в Тимано-Печорской провинции); свыше 3,1 млрд т в подгазовых залежах (в т.ч. 22,7% запасов Западной Сибири); порядка 1,7 млрд т тяжелой и высоковязкой нефти (> 30 тыс. мПа·с)

Разведанные запасы нефти (категорий А+В+С1, 12 % мировых) создают в среднем по стране обеспеченность текущего уровня добычи около 50 лет, но по ряду длительно эксплуатируемых нефтедобывающих районов обеспеченность уменьшена до 12–19 лет при охвате разработкой 97–100% всех разведанных запасов. Перспективные и прогнозные ресурсы нефти России составляют 56 млрд т. По этому показателю занимает второе-третье место в мире.

Структура запасов природного газа России на начало 2001 г. оценивалась в 48,0 трлн м3 (в т. ч. 1,35 трлн м3 растворенного). В балансовых запасах свободный газ учитывается по 787 месторождениям. Свыше 72% газа сосредоточено в 22 уникальных месторождениях России, основные в Западной Сибири: Уренгойское, Ямбургское, Западно-Таркосалинское, Медвежье, Комсомольское, Ямсовейское, и Оренбургское месторождение Волго-Урала. Они дают 84% годовой добычи свободного газа (более 500 млрд м3 в год). Освоенность начальных запасов этих месторождений превышает 50%. На долю крупных месторождений (30–500 млрд м3) приходится 24,6% разведанных запасов, на средние и многочисленные мелкие - всего около 3% промышленных запасов.

В разрабатываемых месторождениях (около 440 месторождений) заключено примерно 46% текущих промышленных запасов газа России (21,3 трлн м3 по категории А, В, С1 и 4,2 трлн м3 по категории С2), в т.ч. в непосредственно разрабатываемых 32% (15,0 трлн м3 по категории А, В, С1). Накопленная добыча свободного газа более 12 трлн м3 (освоенность начальных промышленных запасов 21%). В «старых» регионах, таких как Ставропольский и Краснодарский края, республика Коми выработанность месторождений достигает 80–90%.
Россия относится к числу немногих стран мира, полностью обеспеченных жидкими, газообразными и твердыми ресурсами углеводородов. Неразведанные извлекаемые ресурсы нефти оцениваются в несколько десятков миллиардов тонн, газа более полутора сотен трлн м3. Поэтому страна имеет возможность не только удовлетворять потребности , нефтехимической, металлургической и других отраслей промышленности, но и экспортировать углеводородное сырье.