Нафтові басейни світу. Найбільші нафтогазоносні басейни світу на карті

Нафтове родовище сукупність покладів нафти певній території. Зазвичай займає кілька сотень кілометрів, для видобутку використовують нафтові свердловини. Зміст 1 Класифікація нафтових родовищ … Вікіпедія

МІСТОРОЖДЕННЯ МОРСЬКІ- природні скупчення корисних копалин (рідких, газоподібних та твердих) у надрах та на поверхні дна океану. Найбільше значеннянадається освоєння М.М. нафти та газу. У 1984 р. з М.М. видобувало щодобово близько 2 млн. т нафти (понад 27%). Морський енциклопедичний довідник

У цій статті вказані великі нафтові та газоконденсатні родовища у світі, їх геологічні запаси, роки відкриття та нафтогазоносні басейни, до яких вони відносяться.

У Вікіпедії … Вікіпедія

Нафтові вишки Лос Анджелесі (1896) Ціна на нафту, $ за барель, 1997 2008 (NYMEX Light Sweet Crude Oil Futures Prices) Ціна на нафту, $ за барель, 1998 листопад 2008 …

Нафтове родовище – сукупність покладів нафти на певній території. Зазвичай займає кілька сотень кілометрів, для видобутку використовуються нафтові свердловини, які будуються в процесі буріння.

Цей термін має й інші значення, див. Нафта (значення). Нафта? Основний склад Сn … Вікіпедія

Родовище природного газу - сукупність покладів природного газу та газоконденсату на певній території. Зазвичай займає кілька сотень кілометрів, для видобутку використовуються газові свердловини.

Нещодавно світовими засобами масової інформації була оприлюднена важлива інформація. З перевірених джерел стали відомі дані про найбільші родовища нафти у світі.

1. Чіконтепек

На чолі списку – супергігантське родовище у Мексиці. Відкрилося у середині 20-го століття. Знаходиться на східному узбережжі, на території 3-х різних штатів. Площа цього унікального відкриття – близько 4 тис. кв. км.

За найскромнішими підрахунками, загальні запаси ресурсу на сьогодні становлять 19-22 млрд тонн. Рудник унікальний величезними запасами газу. Приблизна його кількість становить 1 трлн кв. м.

Нафта знаходиться в лінзоподібних пластах еоценового віку. Потужність їх становить понад 2 км. Еоценом виконана вся западина завдовжки 120 км. За останніми даними геологів, нафта у джерелі розташована не в одному місці. Корисну копалину потрібно шукати у дрібних джерелах. Для полегшення завдання планується пробурити 17 тисяч свердловин.

2. Родовище-гігант у Саудівській Аравії

Друге за величиною місце покладів. Це одне з великих джерел нафти у басейні Перської затоки. Відкрито у 1948 році. Розміри його становлять 280 км на 30 км. Називають його Гаваром.

Гавар містить близько 70 млрд. барелів нафти. З цього джерела видобувають 60% усієї нафти, яку країна постачає на експорт. На території країни знаходиться п'ята частина загальносвітових запасів нафти, а Гавар – головний із них. Головна перевага таких джерел їх мало, але вони досить великі.

3. Великий Буран

Йдеться про цілу групу нафтових родовищ Кувейту. Ця країна має 5% всіх світових джерел нафти. Складається із 3-х основних родовищ. Усі вони знайдено у пустельній території країни.

Дані джерела – 75% усіх доведених запасів Кувейту. Загальна площа- 920 кв. км. Запаси викопного – понад 13 млрд. тонн. Роботи у джерел стартували наприкінці 1946 року, відразу після виявлення нафти у цій місцевості.

4. Атлантичний океан

Унікальне родовище, яке знаходиться поряд з Ріо. Відкрито воно порівняно недавно (за офіційними документами – це 2008 р.). Керівництво країни поділило джерело на 4 основні блоки: BM S8, BM S9, BM S21, BM S22.

Його називають Каріока-Пан-ді-Асукар. Запаси - 11 млрд тонн копалини. На сьогодні запаси – це лише невелика частина всіх можливостей.

5. Закум

Значне за площею та запасами джерело ОАЕ. Локалізується у районі Перської затоки. Складається з двох окремих джерел, що відкривалися в різний час. Так, є Нижній Закум, який відкрили у 1965 році та Верхній – у 1967 році.

Запаси справді вражають. Їх оцінюють у 10,7 млрд. тонн. Причому у Верхньому – 8,2 млрд., у Нижньому – 2,5 млрд. тонн «чорного золота».

6. Родовище Сафанія-Хафджі

Газонафтова свердловина, що знаходиться на території Саудівської Аравії та Кувейту. Офіційне її відкриття припадає на 1951 рік. Геологічні запаси джерела оцінюються у 10,4 млрд тонн.

Оскільки ця місцевість надзвичайно багата на газ, то й тут його видобувають. За оцінками фахівців, джерело зберігає близько 330 млрд. куб. м. газу.

7. Болівар

Це ціла група родовищ на території Венесуели, які належать до басейну Маракайбо. Відкрито вони на початку 20-го століття.

До цієї групи включено:
Лагунільяс;
Родовище Тіа-Хуана;
Бокачеро.

Поклади знаходяться на глибині 160-4500 м. Щільність нафти на цій ділянці становить 0,82-1,0 г/см3. Видобуток нафти із цих джерел поступово збільшується. Так, на кінець 2008 року вона становила 120 млн. тонн, у 2014 році – 145 млн. тонн за рік.

8. Самотлор

Велике закладення нафти у Росії. Знаходиться в одному із округів Тюменя, біля озера. За найскромнішими підрахунками, запаси — 7,1 млрд. тонн. Хоча фактично доведені запаси оцінюють лише у 2,7 млрд. тонн. Джерело відносять до Західно-Сибірської провінції.

Мільярдна тонна нафти була видобута 1981 року. Пік видобутку копалин припав на початок 80-х років 20-го століття. Тоді кількість нафти часом досягала до 150 млн. він на рік. Але це незабаром призвело до сильного обводнення пластів. Видобуток знизили.

Тільки в 20 столітті через застосування техніки вдалося підвищити продуктивність добування. Наприкінці 20-го століття видобуток копалин різко впав. Передбачалося, що джерело вичерпалося. Завдяки сучасним технологіямі правильним вимірам віддача дещо збільшилася.
2014 – період інтенсивної активізації.

Керівництво ухвалило рішення про старт великого інвестиційного проекту. За стислі термінипланується звести понад 570 свердловин. Такий проект обов'язково передбачає центральну зону суттєво ущільнити мобільними установками. Практикується розбурювання країв, кущове буріння. За всіма прогнозами, таке рішення нормалізує видобуток до 2019 р. включно.

Експедиція незайманої природи та перші спроби добування почалися тут у 1965 році. Викопне знаходиться на глибині до 2,5 км. Права на оцінку та добування у цій зоні належать «Роснафті».

9. Парс

Великі поклади Перської затоки.
Існує два окремих джерела – Північний та Південний Парс. Їх поділяє тектонічний розлом. Більш переважне і вигідне Південне джерело. Відкрили його 1990 року.

Це легке родовище, що існує біля суші. Ці вигідні факти значно здешевлюють собівартість сировини.

10. Кашаган

Досить велике родовище Казахстану, розташоване біля Атирау. Шельф залягає на глибині 3-7 км. Стартував видобуток у 2014 р.

Незважаючи на те, що всі лякають невеликими рештками корисних копалин, у світі є кілька досить потужних та об'ємних джерел нафти.

Незважаючи на їхню розробку, багато з них не працюють навіть у половину своєї потужності. Це дає право задуматися про те, наскільки планета ще багата, скільки нових джерел можна виявити.

Скупчення вуглеводнів (нафта, газ, конденсат) знаходяться як у надрах суші, так і в межах акваторій та далекосхідних окраїнних, а також внутрішніх.

Понад половина початкових ресурсів вуглеводнів розташовані на території молодих і стародавніх платформ і (близько третини) у зонах їх зчленування зі складчастими областями, де вони пов'язані з областями розвитку не дислокованого або слабо дислокованого осадового чохла підвищеного (більше 1,0–1,5 км) потужності.

Поклади вуглеводнів встановлені у відкладеннях від рифею до пліоцену. Більшість (приблизно 60–70%) початкових сумарних ресурсів присвячена мезозойським відкладень; вклади палеозойських та кайнозойських комплексів близькі, а частка докембрійських – поки що дуже обмежена. У кожному нафтогазоносному басейні переважна більшість ресурсів зазвичай локалізується у порівняно вузьких, зазвичай, щодо витриманих, інтервалах розрізу.

Переважна частина (приблизно 60%) ресурсів пов'язана з теригенними комплексами, близько третини – з карбонатними, невелика частка – з кремністо-глинистими. Серед встановлених пасток у більшості регіонів основне значення мають антиклінальні, у низці регіонів істотну роль відіграють рифогенні, стратиграфічні та літологічні (найчастіше контрольовані зонами виклинювання), а також пов'язані з солянокупольною. Як перспективні розглядаються зони піднадвігового поширення осадових комплексів в обрамленні платформ.

У європейській частині Росії виділяються: Тімано-Печорська, Волго-Уральська, Прикаспійська, Північно-Кавказько-Мангишлакська нафтогазоносні провінції та Балтійська нафтоносна область, в яких зосереджені основні запаси вуглеводнів регіону, а також Московська та Мезенська перспективні нафтоносні області.

Тімано-Печорська нафтогазоносна провінція(площа - приблизно 0,6 млн км2) розташована на території однойменної епібайкальської платформи, що включає північну частину Предуральського крайового прогину; продовжується на шельф Баренцевого моря. Фундамент (байкальський) залягає на глибинах від 1-3 до 7-12 км. Нафтогазоносність поширена у відкладеннях від ордовика до тріасу, у розрізі виділяється 8 нафтогазоносних теригенних та карбонатних комплексів.
Переважна частина ресурсів (від 75 до 95%), укладена у відкладах середнього-верхнього палеозою, приблизно порівну у візейсько-нижньопермських та ордовиксько-турнейських комплексах. Нафтоматеринськими вважаються широко поширені бітумінозні глинисті вапняки та сланці верхнього девону (доманікіти) та нижнього карбону. Більшість родовищ приурочено до брахіантіклінальних піднятий та рифових масивів. У складі ресурсів переважають нафтові вуглеводні. У басейні відкрито низку великих нафтових і газових родовищ. Запаси нафти категорій А+В+С1 враховані по 110 родовищам. Величини початкових та прогнозних ресурсів значні.

Волго-Уральська нафтогазоносна провінція(площа – приблизно 0,7 млн ​​км2) – найбільша провінція в Європейському регіоні. Включає перикратонну область Східноєвропейської платформи та Предуральський крайовий прогин (його центральну та південну частини). Раннедокембрійський фундамент залягає на глибинах від 3-5 до 10 км у Передуральському прогині. Майже всі ресурси перебувають у відкладеннях середнього-верхнього палеозою. Продуктивним є ряд теригенних та карбонатних комплексів у розрізі девонсько-пермської систем. Як нафтоматерінські розглядаються регіонально поширені бітумінозні глинисті вапняки та сланці верхнього девону (доманікіти) та нижнього (турне та візі). Серед пасток переважають структурні та рифові; перспективні також стратиграфічні та літологічні зони виклинювання. У складі ресурсів переважають нафтові вуглеводні. Щільність загальних ресурсів висока, найбільша приурочена до Південно-Татарського та Сіль-Ілецького склепінь, у межах яких знаходяться найбільші родовища: Ромашкінське (нафтове) та Оренбурзьке (газоконденсатне), яке містить також великі запаси газової сірки.
В результаті геологорозвідувальних робіт на нафту та газ було відкрито 212 родовищ з нафтовими запасами та 19 родовищ із запасами газу, що становить 46% усіх відкритих нафтових родовищ Росії на суші. Запаси нафти у цих родовищах становлять 25% від загальних розвіданих запасів категорій А+В+С1 у Росії загалом.

Прикаспійська нафтогазоносна провінція(Площа - приблизно 0,5 млн км2). Відповідає одній з найбільш глибоких депресійних структур світу, з потужністю осадового чохла до 20 км. Важливі особливостірозрізу - регіональне поширення потужної (до 3–4 км) нижньопермської товщі солей, сильно ускладненої солянокупольною тектонікою, та широке розвиток у розрізі підсолевих відкладень (від середньо-верхнедевонських до нижньопермських) масштабних рифогенних комплексів, висотою до 2–5 км. Промислова нафтогазоносність встановлена ​​у відкладеннях від середньодевонських до палеоген-неогенових. Більшість покладів (приблизно 90%) міститься у підсолевих верхньодевонсько-кам'яновугільних карбонатно-рифогенних та теригенних комплексах, менша (приблизно 10%) у надсольових мезозойських. Бітумінозні глинисто-карбонатні утворення, що розглядаються як нафтоматеринські, присутні у верхньодевонських, нижньо- та середньокам'яновугільних та нижньопермських відкладах.
Родовища приурочені до антиклінальних складок та рифових масивів, частково пов'язані із солянокупольними структурами. Максимальна щільність ресурсів встановлена ​​на Астраханському склепінні, де знаходиться однойменне гігантське газоконденсатне родовище, що містить унікальні концентрації та запаси сірководню. Обсяги початкових сумарних ресурсів є значними.
Прикаспійська западина та її платформне обрамлення є одним із небагатьох регіонів європейської частини Росії, де можуть бути відкриті великі поклади вуглеводнів.

Північно-Кавказько-Мангишлацька нафтогазоносна провінція(Площа - приблизно 0,4 млн км2) включає епігерцинську Скіфську плиту і Предкавказькі крайові прогини і поширюється в межі акваторії. Осадовий чохол, потужністю від 2–3 до 8–12 км, представлений нижнім доплитним (PZ3-T) та плитним (J-N) комплексами, перекритими в межах крайових прогинів олігоцен-неогеновою моласою. Нафтогазоносність встановлена ​​у відкладеннях від пермо-тріасу до неогену. Виділяється до 7-8 піщаних та вапнякових продуктивних комплексів. Як нафтоматеринські розглядаються володіють підвищеною бітумінозністю глинисто-карбонатні породи юри, крейди та глинисті олигоцена-неогену. Поклади контролюються антиклінальними підняттями, частково рифовими масивами, щонайменше зонами стратиграфічного та літологічного виклинювання. До найбільших родовищ відносяться Старогрозненське (нафтове), Анастасіївсько-Троїцьке (газонефтяне), Північно-Ставропольське (газове). Щільність початкових ресурсів висока. Додаткові перспективи цієї найстарішої нафтогазоносної провінції пов'язані з нетрадиційними типами пасток і доплитним комплексом.

Балтійська нафтоносна область. У геологічній структурі прогнозних ресурсів нафти основна роль приділяється кембрійському нафтоносному комплексу, з яким у цьому регіоні пов'язані всі відкриті нині промислові поклади нафти. Незважаючи на значний ступінь розвіданості ресурсів та виробленості запасів, цей комплекс на Наразіє в Калінінградської областінайперспективнішим для освоєння.
В азіатській частині Росії найбільшими є і Лено-Тунгуська нафтогазоносні провінції, Єнісейсько-Анабарська, Хатанго-Вілюйська і Лено-Вілюйська газонафтоносні провінції.

Західно-Сибірська нафтогазоносна провінція(Площа - приблизно 2,0 млн км2) одна з найбільших нафтогазоносних провінцій світу, що займає більшу частину молодої епігерцинської плити і триває в межах шельфу Карського моря. Фундамент гетерогенний: на заході – герцинський, на півночі, у центрі та сході – в основному, байкальський частково більш давній, на півдні – салаїрський, каледонський, герцинський. Залягає на глибинах від 2–3 до 5–10 км та більше, регіонально занурюється у північному та північно-східному напрямках. У основі осадового чохла розташовується система грабенів, виконаних відкладеннями T-J1. Виділяються два комплекси: доплитний (PZ-T), потужністю до 5 км, та плитний (J-N), потужністю 7-8 км. Нафтогазоносні відкладення палеозою, нижньої, середньої та верхньої юри, нижньої та верхньої крейди. Для всього розрізу характерна різка перевага теригенних піщано-глинистих відкладень. Регіональні покришки: баженівська глиняста товща (J3-K1) та шари глин у розрізі крейди. Як нафтогазоматеринські розглядаються кремністо-глинисті породи баженівської товщі (сорг до 10-12% і більше), а також розрізу нижньої крейди. Серед пасток переважають антиклінальні та літологічні. Основні ресурси укладені у відкладеннях неокому та сіномана; деяка частина пов'язана з іншими підрозділами юри та крейди. Для провінції характерні унікальні ресурси і дуже висока їхня середня щільність.
В основних восьми нафтогазоносних комплексах відкрито велику кількість пасток (близько 4000) та покладів (понад 5200) вуглеводнів. Поклади сконцентровані у 695 родовищах, які тяжіють до центральної частини Західно-Сибірської рівнини та півдня Карського моря, не наближаючись до бортів нафтогазоносних провінцій ближче ніж на 150 км.
Відкрито низку гігантських нафтових (Самотлорське та ін.), газових та газоконденсатних (Ямбурзьке, Уренгойське та ін.) родовищ. Подальші перспективи провінції дуже високі. Додаткові перспективи пов'язуються з освоєнням глибинних об'єктів (тріасу та палеозою), Гидано-Єнісейського епібайкальського басейну.

Лено-Тунгуська нафтогазоносна провінція(Площа - приблизно 2,5 млн км2). Займає більшу частину Східно-Сибірської платформи. Фундамент дорифейський, що залягає на глибинах від 2–5 до 10–12 км. Продуктивний ряд комплексів: вендський переважно теригенний; венд-кембрійський глинисто-соляно-карбонатний з рифогенними утвореннями, рифейський теригенно-карбонатний. Більшість родовищ укладено у венд-нижньокембрійських комплексах; великі поклади встановлені також у рифейському, з яким пов'язуються дуже значні перспективи. Підвищена бітумінозність характерна для кремністо-глинисто-карбонатних порід венд-кембрійського розрізу. Родовища приурочені до антиклінальних пасток та рифових масивів. По загальним ресурсам провінція значно поступається Західно-Сибірській, особливо з вивченості.

Відкрито 35 родовищ нафти, газу і газоконденсату, приурочених переважно до великих позитивних структур: Непсько-Ботуобінському і Байкитському склепінням (на вершині останнього знаходиться найбільше Юрубчено-Тохомське родовище нафти), Катанзькій сідловині та ін. ордовицько-пермські відкладення у північних областях провінції. Нафтогазовий потенціал Лено-Тунгуської нафтогазоносної провінції високий, і провінція є основним об'єктом геолого-розвідувальних робіт.

Єнісейсько-Хатангський басейн(площа – приблизно 0,35 млн км2, Єнісейсько-Анабарська та Хатанго-Вілюйська газонафтоносні провінції). Приурочений до мезозойського крайового прогину, який перекриває область перикратонного палеозойського опускання Сибірської платформи і складчасті палеозойські комплекси Таймиру. Фундамент гетерогенний, представлений комплексами докембрію, нижнього та середнього палеозою. Глибина залягання від 3 до 8-12 км. Осадовий розріз представлений теригенно-карбонатними, ймовірно соленосними, відкладеннями палеозою, потужністю до 5 км, та теригенними мезозою, потужністю до 8 км. Нафтогазоносними є юрські та крейдяні піщано-глинисті відкладення. У складі вуглеводнів переважає газ (понад 90%). Як нафтоматерінські розглядаються глини верхньої юри і нижньої крейди. Пастки переважно антиклінальні. Відкрито 14 газових та газоконденсатних та одне нафтогазоконденсатне родовище. Початкові ресурси зосереджені заході басейну.

Лено-Вілюйська газонафтоносна провінція(Площа - приблизно 0,35 млн км2). Відповідає Передверхоянському крайовому прогину, розташованому в зоні зчленування стародавньої Сибірської платформи з Верхоянським орогенним поясом, майже повсюдно насунутим на крайовий прогин. Прогин накладено на область перикратонного опускання платформи, ускладнену поперечними рифейсько-палеозойськими рифтогенними структурами, у тому числі зануреною північно-східною ланкою найбільшого Вілюйського авлакогену. Фундамент архейсько-протерозойський. Осадовий чохол (потужністю від 3–6 до 10–12 км) складений платформними (венд-юра) та моласовими (верхня юра-нижня крейда) відкладеннями. Нижні частини розрізу (венд-девон) не розкриті. Розкритий розріз має суттєво теригенний склад із двома промислово-вугленосними комплексами: пермським та верхньоюрсько-нижньокрейдовим. Продуктивні пермські та тріасові пісковики. Як нафтоматерінські розглядаються глинисті шари з підвищеною бітумінозністю раннього тріасу і передбачаються нижчележачі глинисті породи венда-кембрію. У загальних запасах переважає газ. Відкрито 9 газових та газоконденсатних родовищ в антиклінальних пастках. Прогнозний потенціал високий.

Ряд можливо нафтогазоносних територій пов'язаний з міжгірськими западинами різновікових складчастих областей: Північно- і Південно-Минусинський і Кузнецький перспективні нафтогазоносні райони в палеозоїдах Урало-Охотського пояса, Зирянський і Момський прогини альпідах Тихоокеанського пояси та інші дрібніші. Їх нафтогазоносність практично не вивчена, вуглеводневий потенціал загалом низький. Анадирсько-Наваринська перспективна нафтогазоносна область (площа - приблизно 0,15 млн км2) відповідає внутрішньоскладчастим прогинам у межах Тихоокеанського кайнозойського поясу. Фундамент представлений мезозойськими дислокованими та метаморфізованими вулканогенними утвореннями. Осадовий чохол, потужністю до 4-5 км, можливо більше, складений морськими та континентальними породами верхньої крейди, палеогену та неогену. Продуктивність пов'язана з відкладеннями палеогену та міоцену. Встановлено промислову нафтогазоносність. Прогнозні ресурси обмежені.

Охотська нафтогазоносна провінція(Площа - приблизно 1,7 млн ​​км2). Являє собою велику область переважно кайнозойського осадонакопичення в межах альпійського Тихоокеанського пояса. Включає і прилеглі континентальні області прогинання. За покрівлю фундаменту приймається поверхня метаморфізованих порід крейдяного віку. Найбільші потужності кайнозойської теригенної товщі (до 5-8 км і більше) контролюються прогинами, що обрамляють піднятий масив Охотський в центральній частині Охотського моря. Продуктивні піщані горизонти міоцену. Глинисті товщі у відкладах нижнього і середнього міоцену, що мають підвищену бітумінозність, розглядаються як нафтогазоматеринські і одночасно як регіональні флюїдоупори. Пастки антиклінального типу, часто тектонічно ускладнені. На північному сході відкрито 60 родовищ, у т.ч. 47 нафтових та 13 газових. Родовища багатопластові (до 8-14 пластів); тут густина ресурсів висока. Подальші перспективи провінції пов'язані з прогинами на шельфах Охотського моря.
Великий резерв вуглеводневої сировини Росії становлять шельфи арктичних і далекосхідних окраїнних морів, і навіть внутрішні Каспійське і . Значна частина їхньої площі оцінюється як перспективна. Перед арктичного шельфу припадає левова частка загальних ресурсів вуглеводнів континентального шельфу Росії.

До найбільш перспективних належить великий Баренцево-Карський басейн(площа – приблизно 2,4 млн км2) із встановленою нафтогазоносністю (Західно- та Східно-Баренцевські нафтогазоносні провінції, Північно-Карська, Північно-Сибірського порога перспективні нафтогазоносні області). Він відповідає континентальному шельфу в межах платформної області з гетерогенним архейсько-протерозойським фундаментом. Басейн досліджено недостатньо, особливо у східній частині (Карське море). Переважна потужність осадового чохла 5-10 км, у депресіях до 15-20 км. Розріз чохла у вивченій південно-західній частині провінції складений теригенними, карбонатними та соляними товщами верхнього палеозою, теригенними вугленосними тріасом та юрою, теригенно-карбонатними та вулканогенними крейдою та палеогенами. Основні продуктивні породи та горизонти - пісковики тріасу та юри та верхньодевонсько-нижньопермські карбонатні відкладення. Як нафтоматерінські розглядаються бітумінозні глинисті пачки і вугіллясті породи в тріасових і юрських товщах. Пастки структурного типу. У російському та норвезькому секторах Баренцева моря відкрито 12, переважно газових і газоконденсатних, родовищ. Серед них унікальне за запасами Штокманівське у пісковиках тріасу, приурочене до прибортової зони Південно-Баренцевської западини та Лудловської мегасідловини.
Найбільш вивчені райони арктичного шельфу - південні частини Баренцева і є об'єктами ліцензування, конкурсів на геологічне довивчення надр, а найбільші газоконденсатні родовища цих морів Русанівське та Ленінградське та Льодове включені до Державного стратегічного газового резерву країни.

На схід від Західно- і Східно-Баренцевських нафтогазоносних провінцій, Північно-Карської перспективної нафтогазоносної області, Північно-Сибірського порога перспективної нафтогазоносної області, в межах арктичних акваторій розташовується система слабо вивчених територій, об'єднаних в чотири перспективні об'єкти: Східно- Південно-Чукотська перспективна нафтогазоносна провінція, а також субаквальні частини Лаптєвської перспективної нафтогазоносної провінції та Усть-Індигірської перспективної газонафтоносної області. У межах далекосхідних акваторій, поряд із субаквальними частинами Охотської нафтогазоносної провінції та Анадирсько-Наваринської промислової нафтогазоносної області, виділяється протяжна слабо вивчена Притихоокеанська нафтогазоносна провінція.

У нафтовому балансі країни числиться 2350 родовищ, зокрема 14 на шельфах. Більшість поточних запасів залишається у великих родовищах. 80% поточних запасів нафти Західного Сибірузосереджені в 71 родовищі, у створенні 56 родовищ із запасами А, У, С1 7,5 млрд т. У Росії, у поточних запасах нафти промислових категорій, близько 7,0 млрд т нафти посідає колектора з проникністю менше 0,05 мкм2 ( у т. ч. 50% поточних запасів Західного Сибіру, ​​більше 25% - Волго-Уральської нафтогазоносної провінції, близько 32% - у Тімано-Печорській провінції); понад 3,1 млрд т у підгазових покладах (у т.ч. 22,7% запасів Західного Сибіру); близько 1,7 млрд т важкої та високов'язкої нафти (> 30 тис. мПа·с)

Розвідані запаси нафти (категорій А+В+С1, 12 % світових) створюють у середньому країною забезпеченість поточного рівня видобутку близько 50 років, але з ряду нафтовидобувних районів, що довго експлуатуються, забезпеченість зменшена до 12–19 років при охопленні розробкою 97–100% всіх розвіданих запасів. Перспективні та прогнозні ресурси нафти Росії становлять 56 млрд т. За цим показником посідає друге-третє місце у світі.

Структура запасів Росії початку 2001 р. оцінювалася в 48,0 трлн м3 (зокрема. 1,35 трлн м3 розчиненого). У балансових запасах вільний газ враховується за 787 родовищами. Понад 72% газу зосереджено в 22 унікальних родовищах Росії, основні в Західному Сибіру: Уренгойське, Ямбурзьке, Західно-Таркосалінське, Ведмеже, Комсомольське, Ямсовейське та Оренбурзьке родовище Волго-Уралу. Вони дають 84% річного видобутку вільного газу (понад 500 млрд м3 на рік). Освоєність початкових запасів цих родовищ перевищує 50%. Перед великих родовищ (30–500 млрд м3) припадає 24,6% розвіданих запасів, на середні і численні дрібні - лише близько 3% промислових запасів.

У родовищах, що розробляються (близько 440 родовищ) укладено приблизно 46% поточних промислових запасів газу Росії (21,3 трлн м3 за категорією А, В, С1 і 4,2 ​​трлн м3 за категорією С2), в т.ч. безпосередньо розробляються 32% (15,0 трлн м3 за категорією А, В, С1). Нагромаджений видобуток вільного газу понад 12 трлн м3 (освоєність початкових промислових запасів 21%). У «старих» регіонах, таких як Ставропольський та Краснодарський край, республіка Комі виробленість родовищ сягає 80-90%.
Росія належить до небагатьох, повністю забезпечених рідкими, газоподібними і твердими ресурсами вуглеводнів. Нерозвідані видобуті ресурси нафти оцінюються в кілька десятків мільярдів тонн газу більше півтори сотні трлн м3. Тому країна має можливість не лише задовольняти потреби нафтохімічної, металургійної та інших галузей промисловості, а й експортувати вуглеводневу сировину.

Країни За розвіданими запасами Росія знаходиться на другому місці після Саудівської Аравії. Основні поклади розташовуються на Уралі та Поволжі, Далекому Сході, на Кавказі, в Тімано-Печорському басейні. Однак найбільшою ресурсною галуззю вважається Західно-Сибірська нафтова база. Розглянемо її докладніше.

Західно-Сибірська нафтова база: географічне розташування

Ця ресурсна область включає території Томської, Курганської, Омської, Тюменської і частково Новосибірської, Челябінської, Свердловської областей, і навіть Алтайського і Красноярського країв. Площа басейну складається близько 3.5 млн. кв. км. Нині близько 70% загального обсягу видобутих ресурсів країни дає Західно-Сибірська нафтова база. Географічне положенняцього району має низку специфічних характеристик. Зокрема область межує з економічно розвиненою європейською територією країни. Насамперед з таким сусідством забезпечило свого часу основу господарського освоєння басейну.

Характеристика Західно-Сибірської нафтової бази

Поклади, присутні у басейні, відносяться до відкладів крейдяного та юрського періодів. Більшість ресурсів розташовується на глибині 2-3 тис. м. Нафта, що видобувається з надр, відрізняється низьким вмістом парафіну (до 0.5%) і сірки (до 1.1%). У сировині відзначається високий відсотокбензинових фракцій (40-60%), летких речовин. Своєрідним ядром регіону виступає Тюменська область. Вона забезпечує понад 70% сировини від обсягу, який пропонує Західно-Сибірська нафтова база. Видобуток здійснюється фонтанним чи насосним способом. При цьому обсяг запасів, що видобуваються, другим методом у розрахунку на всю територію регіону на порядок вищий, ніж першим.

Басейни

Якими районами відома Західно-Сибірська нафтова база? Родовища, розташовані на цій території, вважаються одними з найбагатших у країні. Серед них:

• Самотлор.
• Усть-Балик.
• Мегіон.
• Стрежовий.
• Шаїм.

Більша їх частина знаходиться в Тюменської області. Тут видобувають понад 219 мільйонів тонн нафти.

Керівні структури

Характеристика Західно-Сибірської нафтової бази складається з аналізу, представленого підприємствами, що займаються вилученням та переробкою запасів. Основні керуючі компанії розміщуються також у Тюменській області. До них відносять:

1. "Юганськнафтогаз".
2. "Когалимнафтогаз".
3. "Сургутнафтогаз".
4. "Ноябрьськнафтогаз".
5. "Нижньовартовськнафтогаз".

Слід сказати, однак, що, за оцінками фахівців, обсяги сировини, яку видобувають у Нижньовартівську, суттєво скоротяться.

Розвиток господарства

Як вище було сказано, Західно-Сибірська нафтова база є сусідами з великим Уральським округом. На початку розвитку господарства це забезпечило приплив робочої силита обладнання на незасвоєні тоді території. Ще один стимулюючий фактор, під впливом якого освоювалася Західно-Сибірська нафтова база, – споживачі східних районів. Перші промислові обсяги газу було отримано біля 1953 року. Нафта була виявлена ​​1960-го. Протягом останніх кількох десятиліть обсяг запасів істотно зростав. Так, 1965-го досягла першого мільйона тонн. В даний час основна технологія ведеться в північній частині басейну. Сьогодні відкрито близько трьох сотень родовищ.

Особливості перевезення

Основною ділянкою освіти потоку ресурсів країни сьогодні, поруч із Поволжям, є Західно-Сибірська нафтова база. Спосіб транспортування сировини, переважно залізничний. Вилучені та перероблені запаси перевозяться на Південний Урал, далекий Східта у райони Центральної Азії. Транспортування водним шляхом дешевше та економічніше. Але вона суттєво утрудняється особливостями розташування басейнів.

Трубопроводи

Це найбільш ефективний та другий за популярністю шлях, який використовує Західно-Сибірська нафтова база. Транспортування здійснюється по розвиненій мережі, що забезпечує постачання понад 95% всього обсягу ресурсів. Середня дальність перекачування – близько 2.3 тис. км. Загалом мережа нафтопроводів представлена ​​у вигляді двох нерівних за своїм значенням та умовами управління груп об'єктів: міжобласними (регіональними) та далекими транзитними. Першими забезпечується зв'язок заводів та промислів. Транзитні мережі інтегрують нафтопотоки, знеособлюючи її конкретного власника. Цими трубопроводами зв'язується величезна кількість підприємств та експортних терміналів. Вони формують технологічну єдину мережу режимного та економічного управління. Західно-Сибірська нафтова база змінила напрям основних потоків сировини. Найважливіші функціїподальшого розвитку магістральної мережі тепер перейшли до неї. З цього району трубопроводи прямують до:

• Усть-Балик.
• Курган.
• Самару.
• Альметьевськ.
• Нижньовартівськ.
• Новополоцьк.
• Сургут.
• Тюмень.
• Київ.
• Павлодар та ін.

Причини занепаду промисловості у 90-ті роки

Технічні методи отримання ресурсів удосконалювалися протягом усього часу розвитку галузі. Але цей процес суттєво сповільнився. Це було зумовлено екстенсивним шляхом, яким йшла нафтова промисловість у радянський період. На той час збільшення обсягів видобутої сировини досягалося не автоматизацією та впровадженням у виробництво інноваційних методів, а відкриттям та розробкою нових басейнів. Проблеми Західно-Сибірської нафтової бази сьогодні зумовлюються старінням технологій. До причин спаду фахівці належать також:

1. Значне вироблення великих та високодебітних районів експлуатованого фонду та складових ресурсну основу.
2. Різке погіршення по кондиціях запасів, що знову прирощуються. За Останніми рокамивисокопродуктивні родовища мало відкривалися.
3. Скорочення фінансування геологорозвідувальних робіт. Ступінь прогнозного освоєння ресурсів у Західному Сибіру становить 35%. На 30% з 1989-го скоротилося фінансування Приблизно на стільки знизилися обсяги буріння.
4. Гострий брак високопродуктивної техніки та агрегатів для видобутку. Основна частина наявного обладнання зношена більш ніж на 50%, лише 14% машин відповідає міжнародним стандартам. 70% бурових установок потребують якнайшвидшої заміни. Після розпаду СРСР почалися складнощі з постачанням обладнання з колишніх республік.

Слід зазначити, що внутрішні ціни на сировину залишаються сьогодні вкрай низькими. Це ускладнює самофінансування видобувних підприємств. Недолік екологічного та високоефективного обладнання породжує забруднення довкілля. На усунення цієї проблеми залучаються значні фінансові і при цьому вони могли б брати участь у розширенні промислового сектору.

Завдання

Перспективи Західно-Сибірської нафтової бази, як та інших великих ресурсних територій країни, уряд пов'язує не з додатковим державним інвестуванням, і з послідовним розвитком ринку. Підприємствам, зайнятим у галузі, необхідно самостійно забезпечувати себе коштами. При цьому роль Уряду полягатиме у створенні необхідних економічних умов. У цьому напрямку вже було зроблено певні кроки. Так, наприклад, завдання з держпостачання скорочено до 20%. 80% підприємства, що залишилися, можуть реалізовувати самостійно. Обмеження встановлені лише для експорту сировини. Крім цього, практично повністю припинено контроль за рівнем внутрішніх цін.

Акціонування та приватизація

Ці заходи мають сьогодні пріоритетне значення у розвитку галузі. У результаті акціонування в організаційних формах підприємств відбуваються якісні зміни. Державні підприємства, здійснюють видобуток і перевезення нафти, переробку та забезпечення, перетворюються на АТ відкритого типу. У держвласності у своїй концентрується 38% акцій. Комерційне управління здійснюється спеціально створеним підприємством "Роснефть". Йому передаються пакети держакцій від 240 АТ. У складі "Роснефти" є також різноманітні банки, біржі, асоціації та інші компанії. Щодо перевезення, то для управління такими підприємствами також сформовані спеціальні компанії. Ними є "Транснафтопродукт" та "Транснафта". Їм передається 51% цінних паперів.

Стан сировинної основи

Західно-Сибірська нафтова база, як і інші великі ресурсні території, включає як розвідані, так і нерозвідані запаси. В ході геологічних вишукуваньпроводиться структурний аналіз покладів. У найближчому майбутньому передбачається відкриття кількох тисяч родовищ. Однак сьогодні впровадження сучасних методів та технологій ускладнюється високою капіталомісткістю та експлуатаційними витратами на застосування порівняно з традиційними. У зв'язку з цим Мінпаливенерго розробляє пропозиції щодо вжиття низки заходів на законодавчому рівні. Вони мають бути спрямовані на стимулювання використання інноваційних технологій та методів підвищення нафтової віддачі пластів. Ці заходи повинні сприяти покращенню фінансування дослідно-конструкторських та науково-дослідних робіт із створення нових технологічних засобів, активного розвитку матеріально-технічної бази.

Прогнози

Очікувані обсяги видобутку в Західному Сибіру до 2020 року повинні становити 290-315 млн т на рік. При цьому загальні показникипо країні мають досягти 520-600 млн т. Постачання сировини передбачається здійснювати до країн АТР. На частку припадає близько 30% загальносвітового споживання. Найбільшими споживачами сьогодні вважаються Китай та Японія. Було розроблено програму на 2005-2020 роки. У ній передбачалося будівництво нафтопроводів від Східного Сибіру до Тихого океану. Передбачалося, що реалізація проекту пройде у чотири етапи. Транспортування нафти планувалося обсягом 80 мільйонів тонн.

Висновок

Розвиток Західно-Сибірської нафтової бази ускладнюється трьома групами проблем. Перша з них випливає з неефективного управління, яке встановилося за радянських часів. Друга група стала наслідком лібералізації економіки, встановлення у галузі ринкових відносин. Під час зміни типів власності влада втратила контроль над фінансовими потоками. Це, у свою чергу, призвело до масових неплатежів, бартеру та інших криз. Третя група проблем стосується погіршення світової ринкової кон'юнктури. Це зумовлено надвиробництвом сировини. Всі ці проблеми в сукупності призвели до різкого зниження видобутку. Перший перелом цієї тенденції відзначався 1997 року. Він був пов'язаний з тимчасовим збільшенням попиту на сировину на світовому ринку та посиленням ділової активності вітчизняних підприємств. Це, у свою чергу, зумовило надходження іноземних інвестицій у галузь. Проте на сьогоднішній день ситуація на світовому ринку залишається вкрай нестабільною. Пропозиція суттєво перевищує попит, що відповідно негативно впливає на ціни. У зв'язку з цим країнами, які здійснюють видобуток та переробку нафти, а також їх експорт, ведеться пошук оптимальних шляхів для виходу з критичної ситуації. Уряди та міністерства різних країнведуть постійний діалог щодо ситуації, що склалася. На даний час активно обговорюється питання про тимчасове зниження обсягів видобутку. На думку країн-експортерів, це дозволить збалансувати ціни на ринку.

Венесуела є однією з провідних держав з видобутку нафти у світі (входить до «десятки» країн-виробників цього природного ресурсу). У 2006 році вона посідала шосте місце нетто обсягу експорту нафти на земній півкулі. Понад три чверті від загальних доходів експорту країни припадає на нафтовий сектор.

Згідно з щорічним «Статистичним оглядом світової економіки», який проводить британська нафтова компанія"BR", Венесуела стала лідером із запасів вищевказаного природного ресурсу, обігнавши при цьому навіть Саудівська Аравія. Наприкінці 2011 року доведені запаси цієї країни становили близько 295,6 млрд. барелів – це 18 % світового запасу.

Основні нафтові басейни Венесуели

На території цієї держави знаходяться чотири нафтові басейни:

• Маракаїбо;
• Апур;
• Фалькон;
• Орієнтал.

Фахівці відзначають, що сира, яка видобувається в цих промислах, має щільність не менше 20 градусів (у градусах Американського нафтового інституту). Це дозволяє віднести цей природний ресурс до важкої нафти відповідно до міжнародних стандартів.

У зв'язку з цим більшість нафти, що виробляється у Венесуелі, повинна перероблятися на спеціальних підприємствах, як усередині країни, так і за її кордоном.

Компанія PDVSA у басейні Маракаїбо видобуває більше половини своїх обсягів нафти.

Промисли басейну Орієнтал є несильно виробленими проти іншими.

Основні родовища нафти у Венесуелі

На території вищезгаданої країни відкрито такі родовища даного природного ресурсу:

• Шельф Болівар – входить до нафтогазоносного басейну Маракайбо. Він складається з трьох родовищ: Тіа-Хуана, Лагунільяса, Бочакеро. Його було відкрито у 1917 році. Геологічні тут оцінювалися у 8,3 млрд. тонн. Слід зазначити, що за 2008 рік тут виробили приблизно 120 млн тонн нафти.
• Бомбал – знаходиться у Габоні. Це родовище відкрито 1962 року. Його геологічні запаси оцінювалися у 1,6 млн. тонн. За 2010 рік тут виготовили близько 48 тис. тонн цього природного ресурсу. Оператором Бомбал є американська нафтова компанія Harvest Natural Resources.
• Карабобо-1 – розташований у нафтовому поясі Оріноко (схід Венесуели, штат Ансоатегі). Це супергігантське родовище було відкрито у 2006 році. Геологічні запаси нафти оцінювалися експертами в 8 млрд. тонн. Ліцензією на розробку мають дві нафтові компанії «Petrobras» та «PDVSA».
• Тукупіта – знаходиться в Габоні. Родовище відкрито 1945 року. Запаси вищевказаного природного ресурсу становлять 2,2 млн. тонн. Ліцензією на розробку має американська нафтова компанія Harvest Natural Resources.
• Хунін-1 – розташований у нафтовому поясі Оріноко. Це родовище, яке було відкрито у 2006 році, складається з чотирьох покладів нафти. Геологічні запаси цього природного ресурсу становлять 6 млрд. тонн.
• Хунін-3 – знаходиться в штаті Гуріко. Запаси нафти, що видобуваються, фахівцями оцінюються в 2,5 млрд. тонн. Ліцензією на розробку родовища має російська компанія"Лукойл".
• Хунін-4 – розташоване у штаті Гуаріко. Це родовище відкрито 2006 року. Ліцензією на розробку його мають дві компанії такі, як «CNPC» та «PDVSA». Геологічні запаси вищезгаданого природного ресурсу становлять близько 5,7 млрд. тонн.

Нафтові проекти Венесуели

Уряд Венесуели створює спеціальні національні програми, які розраховані на приріст доведених запасів вищезгаданого природного ресурсу в країні на 235 млрд. барелів. Компанія «PDVSA», яка виступає від імені держави, матиме 51% і вище акцій у всіх національних проектах. Загалом у країні налічується 4 таких програми, одна з яких знаходиться у нафтовому поясі, решта – є газовими проектами.

Проект Orinoco Magna Reserva

Ресурси проекту становлять близько 70 млрд тонн нафти. До нього входять 27 блоків, які розташовані у центральній частині держави.

Проект займає площу 55 тис. кв. м. Він складається з 37 великих родовищ важкої та надважкої нафти. Ліцензії на розробку належать наступним компаніям:

• Газпром (Аякучо-3);
• Лукойл (Хунін-3);
• BP (Карабобо Західний);
• Роснефть (Карабобо-2,3,4);
• Білорусьнафта (Бояка-1,2,3,4, Гура Есте, Лагомедіо, Хунін-1);
• Petronas (Бояка-5);
• CoconoPhillips (Аякучо-1);
• PetroVietham (Хунін-2);
• ChevronTaxaco (Баре);
• ENI (Хунін-5)
• PDVSA (Карабобо Східний, Хунін Південний).
• Sinipec (Хунін-8);
• ONGC Videsh Limited (Хунін Північний).

Розвідка та видобуток нафти

Венесуела націоналізувала нафтову промисловістьще 1976 року. Державна компанія PDVSA (Петролес де Венесуела) займається розвідкою та видобуванням у країні поряд з іноземними нафтовиками.

Фахівці зазначають, що у 2006 році вищезгадана компанія виробляла за один день приблизно 1,6 млн. барелів сирої нафти.

Уряд Венесуели приголомшує своїми планами: до 2019 року збільшити видобуток нафти вдвічі, тобто до 6 млн. барелів на добу.

Будьте в курсі всіх важливих подій United Traders - підписуйтесь на наш