WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

 

На правах рукописи

ПРИЩЕПА Олег Михайлович

СТРАТЕГИЯ  СБАЛАНСИРОВАННОГО ВОСПРОИЗВОДСТВА  ЗАПАСОВ И ДОБЫЧИ  НЕФТИ И ГАЗА СЕВЕРО-ЗАПАДНОГО РЕГИОНА  РОССИИ

Специальность 25.00.12  - «Геология поиски и разведка
  горючих  ископаемых»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание учёной степени

доктора геолого-минералогических наук

Санкт-Петербург - 2007

Работа выполнена во Всероссийском нефтяном научно-исследовательском геологоразведочном институте (ВНИГРИ)

Официальные оппоненты:

Доктор геолого-минералогических наук, профессор, академик РАН,

  Конторович Алексей Эмильевич

Доктор геолого-минералогических наук, профессор

Филиппов Виктор Павлович

Доктор экономических наук, профессор, заслуженный деятель науки РФ,

  Ильинский Александр  Алексеевич

Ведущая организация: Институт геологии и разработки горючих ископаемых (ИГИРГИ)

Защита состоится: «23» октября 2007 г. в 15 час. 00 мин.

на заседании диссертационного совета Д.212.200.02 в государственном образовательном учреждении РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина по адресу: 119991, Москва, В-296, ГСП-1, Ленинский проспект, 65, ауд. 232.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина по адресу: 119991, ГСП -1,В-296,  Москва, Ленинский проспект, 65        

Автореферат разослан  «  ___» _______ 2007 г.

Ученый секретарь диссертационного совета,

кандидат геолого-минералогических наук,

доцент         Леонова Е.А.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность исследования Исследование направлено на решение одной из наиболее  важных научно-практических  проблем современного недропользования - формирование сбалансированной по геологическим объектам и срокам стратегии воспроизводства запасов и добычи нефти и газа  региона в условиях интенсивной отработки запасов.         

В последние годы добыча нефти и газа в Российской Федерации, достигла и даже превышает показатели, заложенные в самый благоприятный вариант развития. Несмотря на общие позитивные тенденции по ряду нефтегазоносных районов, включая  Западную Сибирь и  Тимано-Печорскую нефтегазоносную провинцию (НГП),  отмечается снижение обеспеченности добычи разведанными запасами, ухудшение геолого-промысловых характеристик месторождений вовлекаемых в освоение.

Причинами сложившейся ситуации является не только объективное по своей природе истощение ресурсов недр, но и отсутствие скоординированных программ воспроизводства минерально-сырьевой базы (МСБ) по основным добывающим нефтегазоносным районам страны.

Проблема сбалансированного развития минерально-сырьевой базы для удовлетворения растущих потребно­стей экономики страны в ресурсах углеводо­родного сырья в последние годы заметно актуализируется. Одним из важных шагов ее решения стало разра­ботка МПР России Федеральной «Долгосрочной государственной про­граммы изуче­ния недр и воспроизводства минерально-сырьевой базы России на основе баланса потребления и воспроизводства минераль­ного сырья» а также ре­гиональных Программ освоения  ре­сурсов нефти и газа, в т.ч. по  Северо-Западному региону.

Изучению проблемы геолого-экономического прогнозирования темпов и направлений развития  МСБ нефтегазовых ресурсов посвящены работы многих оте­чествен­ных ученых, в том числе: И.Х. Абрикосова, Л.З. Аминова, Ю.Н. Батурина, М.Д. Белонина, А.П. Боровинских, И.О.Брода, В.В.Бушуева, А.А. Герта, Ю.Н. Григоренко Е.Б. Груниса, Л.П. Гужновского, В.Ф.Дунаева, А.А. Ильинского, С.Я. Кагановича, С.А. Киммельмана, К.А. Клещева, А.А. Конопляника, А.Э. Конторовича, А.Г. Кор­жубаева, О.С. Краснова, А.А. Ледов­ских, В.Н. Макаревича, К.Н. Миловидова, В.И. Назарова, В.Д. Наливкина, В.П. Орлова, С.И. Сирыка, Э.М. Ха­лимова, Н.Ю.Успенская, В.И. Шпильмана, В.И. Эскина и др.

Вместе с тем, несмотря на достаточно высокий общий уровень теоретической разработанности, целый ряд методических и особенно приклад­ных аспектов воспроизводства МСБ в современных условиях требует своей конкретизации и развития.

Наиболее важ­ными среди них являются вопросы обоснования геологической модели изучения и воспроизводства запасов региона, развитие теории и практики выде­ления и оценки зон нефтегазонакопления, выбора генетически и морфологически однотипных объектов  поисковых работ, геолого-экономической оценки разномасштабных нефтегазоносных объектов, оценка уровней добычи нефти и газа, обоснование необходимых объ­емов воспроизвод­ства запасов с учетом эффективности ГРР и др.

Решение проблем развития геологической базы прогнозирования (включая геолого-экономическое) различных типов нефтегазоносных объектов имеет особое значение для Северо-Западного региона страны. Данный регион обладает значительным потен­циалом расширения сырьевой базы нефтяной и газовой про­мышленности, его промышленные запасы с учетом ресурсов шельфа арктических морей будут играть в ближайшие годы значительную роль в топливно-энергетическом балансе и экспорте России из за вы­годного географического положения и близости к рынкам сбыта.

Рассматриваемые в диссертации проблемы легли в основу составления разделов Программ Министерства промышленности и энергетики, Министерства природных ресурсов Российской Федера­ции, Федерального агентства по недропользованию, Российской академии наук, а также  нефтегазовых компаний,  выполняемых при участии автора  в период 1999-2006 гг.

Цель работы. Целью диссертационной работы является  научное обоснование и разработка геолого-экономического прогноза нефтегазоносности  Северо-Западного региона России и формирование на этой основе стратегии сбалансированного воспроизводства запасов  обеспечивающей устойчивое развитие добычи нефти и газа на современном этапе геологической изученности региона.

Основные задачи исследований:

  1. Сформулировать парадигму устой­чи­вого развития  сырьевой базы нефтегазоносного региона, выделить проблемное поле и на этой основе обосновать факторы эффективного изуче­ния и освоения нефтегазового потенциала Северо-запада России на современном этапе его геологической изученности и освоенности.
  2. Разработать геологическую модель изучения и оценки нефтегазового потенциала Северо-Западного региона включая его районирование, характеристику основных структур, структурно-формацион­ное расчленение осадочного чехла и др.
  3. Обосновать критерии и методику выделения и оценки зон неф­тега­зонакопления (ЗНГН), отвечающих условию выбора генетиче­ски и морфологически однотипных объектов поисковых работ на нефть и газ в пределах (мега-) нефтегазоносных комплексов с исполь­зованием современных методов геологического моделирования.
  4. Усовершенствовать инструментарий оценки экономической целесообразности постановки стадий геологоразведочных работ на перспективных участках и объектах, обеспечивающую оптимизацию проведения региональных и поисковых геоло­горазведочных работ, а также способствующей определению рационального уровня их детальности как для региона, так и  компании.
  5. На основе модели сбалансированного воспроизводства запа­сов разработать количественные параметры, характеризующие эффек­тивность геологического изучения перспективных участков, обосно­вать приоритетные направления лицензирования недр и механизм их лицензирования.
  6. Разработать модельно-методологический комплекс прогнозирования уровней добычи углеводородного сырья в Северо-западном регионе России включающий моделирование сценариев вос­производства запасов, прогноз добычи нефти и газа при различных вариантах ввода месторождений в освоение по распределенному и не­распределенному фонду недр.
  7. Разработать  стратегию воспроизводства запасов нефти и газа в Тимано-Печорской провин­ции, включая обоснование необходимого прироста запасов, комплекс­ную оценка качества и рентабельности освоения лицензионных уча­стков и объемов и инвестиций, необходимых для проведения геолого­разведочных работ, направленных на увеличение и поддержание до­бычи нефти и газа.

Фактические материалы.

В основу диссертации положены результаты личных более чем 20 летних исследований автора (с 1983 по 2007гг.) по нефтегазовой гео­логии, теории, методике и практике проведения поисково-разведоч­ных работ и лицензирования и в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции и в северо-западном регионе России (в т.ч. полевых наблюдений на Се­верном и Полярном Урале, на Тиманской гряде, гряде Чернышева, Среднепечорском поднятии и побережье Баренцева моря и др.). В работе также использованы геологические, геохи­мические, промысло­вые и буровые материалы производст­венных и научных организаций Нарьянмарнефтегаз, Ухтангефтегазгеология, Севергеофизика, Нарьян-Марсейсморазведка, Севергазпром, Тимано-Печорский НИЦ, ПечорНИПИнефть, СеверНИПИгаз, Севморгео, ВНИГНИ, ИГиРГИ, ВНИГРИ, Коми научный Центр Ур. Отд. РАН и др.

Защищаемые научные положения:

1. Современная парадигма недропользования при освоении нефте­га­зовых ресурсов региона основана на сбалансированном и устойчи­вом развитии его сырьевого потенциала, обеспечивающего заданные темпы отбора нефти и газа исходя из реальной геологической изучен­ности (мо­дели) региона, геолого-экономической оценки прогнозных ресурсов, экономически эффективных направлений и объектов геологоразве­дочных работ с учетом инвестиционных возможностей государства и не­дропользователей, синхронного с добычей с развития  транс­портной и перерабатывающей систем.

2. Выделение зон аккумуляции и нефтегазонакопления путем вы­бора  генетически и морфологически однотипных объектов  поиско­вых работ в пределах (мега-) нефтегазоносных комплексов, позволяет выполнять количественную оценку прогнозных ресурсов нефти и газа, а по совокупности оценок нескольких (мега-) комплексов формиро­вать целенаправленные и эффективные программы геологического изучения нефтегазоперспективных земель.

3. Модель сбалансированного воспроизводства запасов нефти и газа, получившая научное обоснование в работе, отвечает как совре­менному состоянию недропользования в регионе, его фактической изученности, так и решению государственных задач по достижению необходимой обеспеченности запасами УВ в средне- долгосрочной перспективе. На основе предложенной модели обоснованы критерии выделения экономических (нефтегазоносных) районов ближайшего, среднесрочного и будущего освоения.

4. Результаты количественной и геолого-экономической оценок ресурсной базы Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, включая ее морское продолжение, являются базой (основой) формиро­вания стратегии изучения и освоения  нефти и газа в данном регионе. Уточненные данные (от оценок проводимых ранее методами геологи­ческих аналогий) позволили скорректировать геологическую струк­туру прогнозных ресурсов и экономические параметры их освоения, как для отдельных комплексов, так и для нефтегазоносных областей и районов.

5. Сбалансированная программа развития региональных, и поис­ково-разведочных работ Тимано-Печорской нефтегазоносной провин­ции включая ее морское продолжение, позволяет оптимизировать темпы, направления и необходимую степень детальности работ на ка­ждой стадии, обеспечивая заданные темпы прироста запасов и инве­стиционную привлекательность финансирования работ, как со сто­роны государства, так и частных инвесторов.

6. Научно обоснована долгосрочная (на период до 2020 г.) про­грамма лицензирования недр и воспроизводства запасов нефти и при­родного газа Северо-западного региона России включая территории Республики Коми, Ненецкого Автономного Округа, а также шельфы Баренцева (Печорского) и Карского морей. Программа обеспечивает рациональное освоение нефтегазового потенциала региона на основе выбора актуальной модели воспроизводства запасов и экономически эффективных сценариев подготовки и отработки нефтегазоносных объектов.

Научная новизна:

  1. Обоснованы методологические принципы и методы выделения зон нефтегазонакопления (ЗНГН), отвечающих условию выбора гене­тически и морфологически однотипных объектов поисковых работ на нефть и газ, что позволяет в преде­лах (мега-) комплексов сформировать целенаправленные программы геологического изучения нефтегазоперспективных земель.
  2. Разработана геолого-экономическая модель сбалансированного воспроизводства запасов нефти и газа позволяющая на основе факти­ческой изученности региона рационализировать уровень обеспечен­ности запасами УВ в средне- долгосрочной перспективе.
  3. Предложен инструментарий и схема оптимизации регионально-зональных работ на нефть и газ для объектов различных масштабов и степени изученности. Обоснованы методологические подходы и критерии выделения экономических (нефтегазоносных) районов ближайшего, среднесрочного и будущего освоения обеспечи­вающих рациональное и комплексное освоение запасов нефтегазодо­бывающего региона.
  4. Разработаны принципы и рекомендации по формированию программ лицензирова­ния, отвечающих моделям  воспроизводства запасов углеводородов и учитывающих темпы добычи углеводородов их изученность и конъюнктуру.
  5. Применительно к требованиям современной системы недропользования усовершенствована ме­тодика геолого-экономической и стоимостной оценки перспективных  (ло­кализованных) ресурсов нефти и газа, обеспечивающая формирование целевой  программы воспроизводства нефте­газовых ресурсов региона.
  6. Усовершенствована методология оценки эффективности региональных, и поисково-разведочных работ на нефть и газ позво­ляющая научно обосновать экономическую целесообразность геоло­горазведочных работ разных этапов и стадий и необходимую степень их детальности.

Практическая значимость:

  1. Сформирована комплексная программа воспроизводства запа­сов нефти и газа и лицензирования недр Северо-Западного Федерального округа (СЗФО) обеспечивающая достижение заданных уровней добычи и высокую геолого-экономическую эффективность освоения ресурсов нефти и газа региона.
  2. Разработаны предложения по совершенствованию нормативно-правовой базы лицензирования и налогообложения, стимули­рующих рациональное освоение ресурсов подготовленного и нерас­пределенного фонда недр в нефтегазоносных регионах.
  3. Разработаны организационные подходы к процессу лицензиро­вания недропользования в условиях реформирования нормативно-пра­вовой базы, предложены механизмы адаптации лицензионной поли­тики и системы налогообложения к современным условиям недро­пользования.
  4. Выполнена геолого-экономическая оценка прогнозных и лока­лизованных ресурсов УВ, а также районирование Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции и на этой основе обоснованы приоритет­ных направления лицензирования и размещения объемов геологораз­ведочных работ.
  5. Предложена геолого-экономическая модель образования, рас­пределения и использования доходов нефтегазового комплекса осно­ванная на выделении рентообразующих факторов возникающих на стадии подготовки запасов и отработки лицензионных участков.
  6. Обоснованы рекомендаций и контрольные цифры освоения нефтегазовых ресурсов регионов северо-запада России, включая Рес­публику Коми, Ненецкий Автономный Округ, а также шельф Барен­цева (Печорского) моря.
  7. Предложена методика системного анализа многоуровневой геологической информации и геоинформационные технологий долго­срочного геолого-экономического прогноза и управления процессом лицензирования нефтегазовых ресурсов на уровне региона.

Реализация результатов работы. Основные научные и приклад­ные положения диссертационной работы были использованы при формировании ряда отраслевых комплексных проектов, отраслевых и региональных программ и прогнозов. Основными из них являются: «Комплексный проект ГРР на нефть и газ на 1986-1990 гг. по Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции», «Долгосрочная государст­венная программы изучения недр и воспроизводства минерально-сырьевой базы России на основе баланса потребления и воспроизвод­ства минерального сырья», «Государственная программа на 2004-2020 годы комплексного изучения и освоения запасов и ресурсов нефти и газа Северо-Запада России, включая Арктический шельф», «Про­грамма комплексного освоения ресурсов УВ сырья Северо-Западного региона России на период до 2020 г.», «Программа развития и исполь­зования минерально-сырьевой базы Республики Коми на 2006-2010 годы и на период до 2015 года», «Итоговые материалы количествен­ной оценки ресурсов нефти, газа и газового конденсата по Тимано-Пе­чорской нефтегазоносной провинции» и др.

Апробация работы. Основные положения диссертации опублико­ваны в печатных работах, в том числе в монографиях, неоднократно докладывались на международных и всероссийских научных конфе­ренциях и форумах. Основными из них являются  научно-практические конференции: «Теория и практика геолого-экономической оценки неф­тегазовых объектов» (2003 г.); «Настоящее и будущее сырьевой базы морской нефтегазовой промышленности России» (2004 г.), «Актуальные проблемы прогнозирования, поисков, разведки и до­бычи нефти и газа в России и странах СНГ» (2006 г), «Недра  России - пути удвоения ВВП» (2005 г.), «Теория и практика стоимостной оценки нефтегазовых объектов» (2005 г.), «Роль топливно-энергетического комплекса России в соци­ально-экономичекском развитии страны и увеличении ВВП» (2006 г.) и др. Итоговые результаты исследования рассмотрены и одобрены на Международном Петербургском Форуме «Топливно-энергетический комплекс Рос­сии: региональные аспекты» (2006 г.).

Публикации. Результаты исследований автора изложены в 160 публикациях: в том числе в 8 монографиях, в докладах и статьях, из которых 24 изданы на английском языке. Основные по­ложения диссертации нашли отражение в публикациях в рекомендо­ванных ВАК рецензируемых журналах.

Объем и структура диссертации работы. Содержание диссерта­ции обусловлено последовательностью решаемых задач. Работа со­стоит из введения, 7 разделов, заключения и 4 картографических приложений. Основной её текст изложен на 334 страницах и содержит 42 таблиц и 144 рисунка. Список литера­туры содержит 325 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В первой главе: «Основные концептуальные положения стра­тегии рационального недропользования при освоении нефтегазо­вых ресурсов региона» обоснованы концептуальные и методологические подходы оптимизации темпов воспроизводства МСБ, направлений лицензирования и подготовки запасов нефти и газа, предложена система геолого-экономического аудита запасов.

Минерально-сырьевой комплекс Российской Федерации обеспе­чи­вает более половины ВВП и доходов федерального бюджета страны, доля России в общемировой добыче нефти составляет 13%, газа  – 25%. Экспорт УВС формирует более 70% валютных доходов России. Доля нефти и продуктов ее переработки в структуре экспорта России составляет около 40%.        Поддержание добычи нефти в Российской Федерации в соответ­ст­вии с утвержденной Правительством «Энергетической стратегией Рос­сии до 2020 г.» является важнейшим национальным приоритетом и возможно только при форсированной подготовке новых запасов, что требуют интенсивного проведения геологоразведочных работ и соот­ветствующих затрат.

Решение этой проблемы сводится к необходимо­сти скорейшего формирования  стимулирования добываю­щих компаний к геологическому изучению недр за собственный счет. Приоритеты и рекомендации по реализации такой  политики показаны на рис. 1.

При формировании стратегии воспроизводства и освоения нефте­газовых ресурсов необходимо учитывать реальную геологическую изученность (модель) региона, последовательность и стадийность гео­логоразведочных работ, их возможную эффективность, а также мето­дологические требования  по проведению работ.

Для обеспечения активного инвестирования в ГРР, наряду с совершенствованием нормативно-правовой базы  государство  может непосредственное обеспечить проведение ГРР на новых перспективных направлениях поисков (новые районы, нефтегазоносные горизонты и проч.). При этом снижение геологических рисков для инвестора связано с региональными либо опережающими поисковыми работами, направленными на выяв­ление первоочередных перспективных объектов и залежей. Снижение технологических рисков на нетрадиционных направлениях работ на нетрадиционных направлениях работ свя­зано с проведением опытно-методических или опережающих исследо­ваний

Рис. 1. Стратегические приоритеты определяющие парадигму недропользования НГК

В методологическом плане современная парадигма управления нефтегазового комплекса должна включать наиболее важные совместимые элементы известных моделей и дополняться новыми достижениями науки и техники. Система должна интегрировать определяющие современные концепции устойчивости социально-экономического развития, рационального и экологичного недропользования, энергоэффективной экономики и др.

Парадигма недропользования должна быть дополнена требованиями сбалансированного инновационно-ориентированного развития сырьевой базы нефтегазодобычи с учетом достижение в области геологии, методики и технологии ГРР. При этом особое значение здесь приобретает стратегически ориентированный механизм использования государственного фонда недр.

Объёмы воспроизводства МСБ должны обеспечивать компенсацию их потребления добывающими отраслями, в соответствии с прогнозами развития топливно-энергетического комплекса Российской Федера­ции и обеспечении рационального и комплексного использования и воспроизводства минерально-сырьевых ресурсов в интересах буду­щих поколений РФ. Стратегическими ориентирами управления являются Энергетическая стратегия России на период до 2020 года, Федеральные целевые программы а также оценки перспектив внутреннего потребления, экспорта и импорта УВС; организация

Основополагающими факторами освоения УВС являются прогноз структуры топливно-энергетического баланса, характер спроса и потребления нефти и газа, нормативно-правовые условия недропользования, разноуровневые инвестиционные и технологические возможности компаний,  согласованность до­бычи с подготовленностью транспортной и перерабатывающей сис­тем.

Каждый из указанных факторов, в свою очередь, зависит от частных прогнозных моделей – спроса на энергоносители на мировых рынках и внутри Рос­сии, прогноза развития систем транспортировки (внутрироссийских и экспортных), прогноза обеспеченности добычи, прогноза раз­вития пе­реработки и т.д. Таким образом, региональная модель освоения нефти и газа основывается на региональной модели  потребления УВС с учетом факторов, соб­ственно определяющих добычу – ресурсную базу, технологию поис­ков, разведки и добычи.        Традиционно динамика освоения ресурсов характеризуется сле­дующим  набором показателей  (или их соотношением): разведанность ресурсов; эффективность поисково-разведочного бурения; освоен­ность ресурсов; выработанность начальных разведанных запасов; темпы отбора от начальных разведанных запасов; обводненность добываемой продукции; удельные затраты на подготовку запасов; удель­ные затраты на добычу и др. Даже при первоначальном определении экзогенных входящих параметров задача создания региональной модели освоения лежит в области решения задач многофакторного анализа, с возможным огра­ничением на всех этапах критическими (предельными) параметрами (по принципу «наислабейшего звена»).

Геологические исследования основных нефтегазоносных  бассейнов позволили установить закономерности, а также функциональные связи между основными показателями и их производными. К наиболее значимым, можно отнести разработки, касающиеся этапности и ста­дийности геологоразведочных работ.

Наличие этапности процесса ГРР од­ним из первых выявил А.А. Трофимук, показавший в серии работ (1957-1964 гг.), что в развитии этого процесса выделяются этапы  с низкой эффективностью ГРР, на котором выявляются осо­бенности геологического строения территории; максимальной эффективности, когда выявляется преобла­дающая часть ресурсов и, наконец, низкой и снижающейся эффективности подготовки запа­сов.

Большой вклад в развитие моделирования и разработку методики перспектив­ного прогнозирования эффективности ГРР и динамики добычи нефти и газа сделан М.Хаббертом (1967), которым были установлены функцио­нальные зависимости эффективности ГРР от степени разведанности НСР и нарастающего объема поисково-разведочного бурения, а также взаимосвязь динамики добычи нефти с динамикой годового прироста запа­сов, уровнем разведанности и освоенности НСР.

В настоящее время прогнозирование добычи нефти по кривым ди­намики освоения ресурсов для крупных нефтегазоносных терри­торий имеет ограниченное распространение в мировой практике. За послед­ние годы наиболее надежным и общепринятым является прогнозиро­вание добычи нефти исходя из оценки единичных залежей, месторож­дений. Прогнозирование до­бычи по неразрабатываемым объектам производится по модельным кривым (аналогов) с учетом индивиду­альных особенностей, которые можно учесть.

Стратегия воспроизводства сырьевой базы базируется на результа­тах количественной оценки ресурсов УВ и представлена единичной «ячейкой» структуры ресурсов, охарактеризованной следующими па­раметрами: глубина залегания, площадь ожидаемых залежей, толщина нефтегазонасыщенной части пласта, доля  нефти в газонефтяных за­лежах, плотность нефти в пластовых условиях, вязкость нефти в пла­стовых условиях, содержание серы и парафина в нефтях, газовый фак­тор, КИН, выход стабильного кон­денсата и др. качественным показа­телям.

На проблему воспроизводства сырьевой базы существует не­сколько точек зрения:

  1. Разведанные и подготовленные к освоению запасы нефти и газа позволяют еще несколько лет не проводить широкомасштабные геологоразведочные работы, а для наращивания и поддержания уров­ней добычи следуют создавать инфраструктуру и вовлекать в освое­ние в основном запасы ранее выявленных месторождений.
  2. Возможности «старых» районов и месторождений далеко не ис­черпаны и существенный резерв поддержания добычи нефти и газа возможен также без проведения широкомасштабных геологоразведоч­ных работ за счет интенсификации разработки и применения вторич­ных методов.
  3. Для обеспечения развития сырьевой базы в ближайшей перспек­тиве необходимо разворачивать широкомасштабные ГРР на принципиально новых и малоизученных направлениях (Арктический шельф, районы Восточной Сибири и др.).
  4. Для поддержания сырьевой базы в районах с развитой нефте-(га­зо)добычей необхо­димо осуществлять расширен­ное воспроизвод­ство запасов за счет новых направлений геологоразведочных работ, а в ма­лоизученных принципиально новых районах, в среднесрочной пер­спективе следует проводить ограниченные ГРР, которые в дальней­шем, за пределами 2020 г., позволят создать задел развития сырьевой базы.
  5. Всевозможные комбинации предыдущих точек зрения с вариа­циями по конкретным регионам.

По масштабам, характеру и изученности геологических объектов для целей стратегического планирования  или подготовки и реализа­ции стратегии освоения можно выделить несколько принципиальных уровней. Мировой и региональный уровни (в смысле группы стран) не являются предметом стратегий, базирующихся на геологических объ­ектах. Начиная же с масштаба осадочного бассейна (в геологическом смысле) и заканчивая единичным объектом поисково-оценочных ра­бот или минимальным скоплением углеводородов можно говорить о разномасштабных стратегиях изучения и освоения.

Определяющим для страны или ее существенной части, безус­ловно, является региональный уровень. В соответствии с разработками ВНИГРИ выполненными при участии автора как исторически, так и в долгосрочной перспективе различные регионы России существенно отличаются по темпам воспроизводства МСБ.

Если исходить из фор­мальных данных государственного баланса запасов, для большинства нефтяных регионов, в ближайшее время, требуется простое воспроиз­водство запасов. Расширенное воспроизводство необходимо лишь для Восточной Сибири, на шельфах морей и Дальнего Востока, где намечается небольшое увеличение объема до­бычи нефти (табл. 1).

Табл. 1. Типы воспроизводства МСБ в долгосрочной перспективе

РЕГИОНЫ

Н Е Ф Т Ь

Г А З

Добыча млн.т

Типы

воспроизводства

Добыча млрд м3

Типы

воспроизводства

текущая

перспектив­ная 2020 г.

расширен-ное

простое

частичное

текущая

перспектив­ная 2020 г.

расширен-ное

простое

частичное

Северо-Кавказский

3

3

+

3

10

+

+

Урало-По­волжский

80

50

+

50

90

+

+

Северо-За­падный

25

40

+

+

3

60

+

+

Западно-Сибирский

330

300

+

530

780

+

Для газа в силу рассмотренных причин требуется расширенное воспроизводство запасов в Северо-Кавказском, Урало-Поволжском, Восточно-Сибирском и Дальневосточном регионах. В основном газо­добывающем регионе страны – Западно-Сибирском в ближайшей пер­спективе, здесь це­лесообразно лишь частичное воспроизводство МСБ.

Важнейшим элементом системы недропользования при освоении ресурсов нефти и газа является система геолого-экономического ау­дита (ГЭА). Система регионального аудита должна решать следующие задачи:

  • на основе анализа количественных и качественных характери­стик различных групп разведанных запасов и прогнозных ресурсов, находящихся в несходных горно-геологических и географо-экономических условиях, определить возможную рентабельность их освоения;
  • оценивать добычной потенциал региона, исходя из наличия рен­табельных разведанных запасов и прогнозных ресурсов;
  • прогнозировать  доход возможный эффект от освоения месторо­ждений и прогнозных ресурсов региона;
  • учитывать соответствие доходов от разработки месторождений региона рентообразующим факторам (величины запасов, начальных дебитов скважин, глубины продуктивных горизонтов и др.);
  • дифференцировать перспективные территории региона по ценно­сти недр и инвестиционную емкость ресурсной базы углеводо­род­ного сырья субъекта Федерации.

Рекомендуемая система ГЭА может и должна служить основой для ранжирования ло­кальных и более крупных объектов оценки по приоритетности освое­ния, корректировки объемов геологоразведочных и эксплуатационных работ (вплоть до их прекращения) и необходимых для их выполнения затрат, проектирования уровней добычи нефти (газа) на тех или иных месторождениях, участия в конкурсах и аукционах, создания опти­мальных вариантов освоения всей ресурсной базы в меняющихся гео­лого-промысловых и экономических условиях и для принятия многих других управленческих решений, связанных с текущей и перспектив­ной деятельностью.

       

Во второй главе: «Геологическая модель изучения и воспроиз­водства запасов нефтегазового потенциала региона» рассмотрены тектоническое и нефтегазогеологическое районирование региона, структурно-формационное расчленение осадочного чехла и геологическая характери­стика основных структур, произве­дена системная оценка ресурсов нефти и газа древне-рифейских от­ложений как принципиально нового направления поисков нефти и газа в ТПП.

В качестве основы для формирования региональной геологической модели должны использоваться как комплексные знания по геолого-геофизическому строению региона, его нефтегазоносности, методам и результатам оценки ресурсов нефти и газа, так и ретроспективный анализ формирования и освоения, позволяющий «настроить» модель с учетом системы входящих факторов.

Важнейшей отличительной чертой, определяющей тектоническое строение осадочного чехла ТПП является наличие в его основании ме­габлоков консолидированной земной коры, отличающихся различным геотектоническим режимом. Мегаблоки и подчиненные им блоки раз­личных масштабов оказали существенное влияние на строение оса­дочного чехла, а также характер и масштабы его нефтегазоносности.

1 – глинисто-песчаная морская мо­ласса; 2-13 – формации: 2 – песчаная, 3 – гли­нисто-песчаная, 4 – песчано-глинистая, 5 – глинистая, 6 – мергельно-песчаная, 7 – мергельная, 8 – глинисто-известняковая, 9 – мергельно-известняковая, 10 – известня­ковая, 11 – доломито-известняковая, 12 – доломитовая, 13 – сульфатно-доломитовая; 14 – песчано-сланцевая и сланцевая формации верхней части рифейского комплекса; 15 – угленосные песчано-глинистая и глинисто-песчаная формации; 16 – слабо угле­носные формации; 17 – сланценосные формации; 18 – границы формации; 19 – по­верхности размыва на границах СФК. I – Кольско-Мезенский геоблок (восточная часть), II – Тиманский мегаблок, III – Ижма-Печорский мегаблок, IV – Печоро-Кол­винский мегаблок, V – Больше­земельский мегаблок, VI – Варандей-Адзьвинский блок, VII – Ко­сью-Роговской блок

(Тимано-Печорская провинция: геологическое строение…, 2004)

Рис. 2. Схематический формационный разрез платформенного ком­плекса Тимано-Печорского бассейна

Мобильным мегаблокам соответствуют области с развитием в оса­доч­ном чехле удлиненных интенсивных высокоамплитудных структур разных порядков, подчиненных единому простиранию. Относительно стабильным геоблокам отвечают области, в осадочном чехле которых преобладают пологие малоамплитудные структуры различных про­стираний, имеющие изометричные в плане очертания.

В строении платформенного комплекса ТПП преобладают плат­форменные формации, объем орогенных формаций Предуральского краевого прогиба составляет около 6% от общего объема формаций региона. Формационный состав отложений оказывает существенное влияние на характер и масштабы нефтегазоносности осадочного чехла. Исследование Тимано-Печорского и других платформенных седимен­та­ционных бассейнов позволило установить, что наиболее продуктив­ными явля­ются терригенные НГК, в которых преобладающее развитие имеют сероцветные морские песчано-глинистые формации.

Среди карбонат­ных НГК наибольшим нефтегазовым потенциалом обладают ком­плексы, сложенные известняковой формацией, особенно вкупе с ри­фовой. В составе осадочного чехла выделен ряд структурно-фор­мационных комплексов (СФК), отделенных друг от друга регио­наль­ными перерывами. Каждому СФК, формирование которого тесно свя­зано с определенным тектоническим этапом развития региона, при­сущ характерный набор формаций и единообразие структурного плана (рис. 2).

Нефтегазоносность осадочного чехла ТПП охватывает широкий стратиграфический диапазон от рифея до триаса. Выявленные в нем продуктивные горизонты объединяются в нефтегазоносные комплексы (НГК), которые полностью или частично соответствуют СФК чехла. Традиционно выделяется восемь промышленных НГК и несколько нефтегазоперспективных. Распределение нефтегазоносности в пределах каждого НГК приведено на рис. 3.

1. Среднеордовикско-нижнедевонский НГК представлен терри­генными и карбонатными отложениями ордовика, карбонатными от­ложениями силура и глинисто-карбонатными образованиями нижнего девона. Максимальные его мощности до 3,0-3,5 км и наибольший стратиграфический объем фиксируются в Печоро-Колвинском авлако­гене и в Предуральском перикратоне. Кровля НГК залегает на глуби­нах до 6-8 км.

  1. 2. Среднедевонско-нижнефранский НГК является одним из основ­ных промышленно нефтегазоносных объектов в ТПП..

В северной части территории его значение падает вследствие

Рис. 3. Схема стратиграфической приуроченности нефтегазоносности в ТПП

ухудшения свойств региональной тиманско-саргаевской покрышки.

Емкость коллекторов обусловлена в основном  межзерновой по­ристостью песчаников. Трещинная пористость, развитая в зонах дизъ­юнктивных нарушений, имеет подчиненное значение. Пористость из­меня­ется в широких пределах от 9 до 22% при преобладании средне- и вы­сокоемких коллекторов. Проницаемость в среднем составляет 50-150 мД.

3. Доманиково-турнейский НГК  сложен преимущественно карбо­натными породами: известняками, глинистыми известняками с подчи­ненным количеством мергелей, содержащих тонкие прослои глин, и доломитами. Мощность достаточно выдержана и не превышает 500-600 м, лишь в погруженных частях Печоро-Колвинского авлакогена повышаясь до 2000 м. Продуктивность комплекса связывается со сложно построенными коллекторскими толщами органогенных массивов и биогермов.

4. Нижне-средневизейский НГК, представленный переслаиванием песчаников, алевролитов и глин, распространен не повсеместно. Мощность его достигает 300-350 м. В качестве резервуаров рассмат­риваются песчаные пласты, отличающиеся высокими емкостными свойствами - их открытая пористость достигает 25%, проницаемость изменяется в широких пределах от единиц до 216 мД.

  1. Средневизейско-нижнепермский НГК повсеместно распростра­ненный на территории ТПП, сложен карбонатными породами: известняками и доломитами. Кровля его в наиболее погруженных уча­стках региона залегает на глубинах 2-4 км. Мощность НГК выдержана и почти повсеместно составляет около 500-600 м.
  2. Нижнепермский (артинско-кунгурский) НГК сложен песчани­ками, алевролитами и глинами. Мощность его, почти повсеместно со­ставляющая от 200 до 400 м, в Предуральском прогибе резко увеличи­вается до 2000 м. Кровля НГК погружена на глубины около 2 км. Рассматриваемые в качестве резервуаров песчаные пласты и пачки характеризуются высокими значениями открытой пористости, до 20-28%, но низкой проницаемостью
  3. Верхнепермский НГК распространен в пределах всей ТПП. Его мощность меняется от нескольких десятков метров в пределах Ижма-Печорской впадины до 2,5 км в Предуральском прогибе. Глубины зале­гания комплекса также различны: от 0 на юге Ижма-Печорской впа­дины до 2000м и более в Большесынинской и севере Коротаихинской впадин
  4. Триасовый НГК сложен чередованием песчаников, алевроли­тов и глин. Отложения комплекса выходят на дневную поверхность в Предуральском прогибе и на восточном склоне Тиманского поднятия. В центральной части ТПП кровля НГК погружена на глубины около 1 км. Мощность комплекса не превышает 1000-1200 м, но во впадинах Предуральского краевого прогиба достигает 2,5-3,0 км. В составе НГК преобладают средне- и высокоемкие коллекторы: пористость продуктивных пластов составляет 18-28%.

Выделенные нефтегазоносные комплексы существенно отличаются по значимости. Три верхних наряду с теригенным нижне-средневизейским относятся к второстепенным. Карбонатные же комплексы, наряду с среднедевонско-нижнефранским (ограниченного распространения) являются доминирующими.

Кроме этих традиционных нефтегазоносных комплексов в каче­стве нефтегазоперспективного нефтегазоносного комплекса (НГП НГК) может быть выделен рифейский. Рифейский НГП НГК впервые как нетрадиционный потенциально нефтегазоносный объект рассматривался при количественной оценке перспектив нефтегазоносности проведенной в 1988 г. ВНИГРИ под руководством Л.Г.Каретникова.

Основой нефтегазогеологического районирования территории ТПП является тектоническое районирование. Тектонический фактор во многом определяет процессы генерации, миграции и аккумуляции углеводородов, поэтому его роль в нефтегазогеологическом райониро­вании является ведущей (Каретников Л.Г. и др, 1983, Макаревич В.Н. и др., 1984, Богацкий и др., 1988). Изучение современного структурного плана осадочного чехла и условий залегания по отдельным опорным горизонтам совместно с ана­лизом истории тектонического развития региона и его структурно-те­ктонических элементов различных порядков позволили провести нефтегазогеологическое районирование ТПП.

По поверхности кровли карбонатных отложений перми-карбона выделяется шесть нефтегазоносных областей (НГО), соответствующих, в основном, региональным (I порядка) структурам. Внутри НГО в соответствии с особенностями их геологического строения выделены нефтегазоносные районы (НГР), которые совпадают с субрегиональными (II порядка) структурами.

Ресурсы углеводородов в Тимано-Печорской провинции оценива­лись во  ВНИГРИ методом геологических аналогий, а также контрольными методами математической статистики и объемно-генетическим. Современная оценка на­чальных суммарных ресурсов нефти и газа по Тимано-Печорской неф­тегазоносной выполненная при непосредственном участии автора была утверждена в 2004 г.

Динамика изменения оценок НСР по отдельным нефтегазоносным областям говорит о том, что в течение периода изучения приоритеты и перспективы разных нефтегазоносных областей оценивались неоднозначно.

В целом за 1996-2006 гг. в Тимано-Печорской нефтегазо­носной провинции за счет разнонаправленных тенденций, проявившихся на тер­ритории Республики Коми и Ненецкого АО, объемы добычи нефти и прироста запасов практически совпали, ко­эффициент воспроизвод­ства составил 0,9. По сумме прироста за счет ГРР, списания и пере­оценки  запасы нефти в ТПП уменьшились на 25 млн.т. (рис 4.).

Рис. 4. Динамика накопленных добычи и прироста запасов нефти и газа ТПП

Ситуация с подготовкой запасов газа несколько отличается. До 2001 г. практически полностью совпадали объемы прироста запасов газа за счет ГРР и добычи, а с учетом переоценки они были сущест­венно выше. В последние годы темпы прироста за счет ГРР упали, на­метилось явное отставание от объемов добычи. С учетом ГРР, списа­ния и переоценки) кривые накопленных показателей совпали с добы­чей  (суммарные подготовленные запасы газа не компенсируют его отбор на 5 млрд.м3.

Наиболее показательным является суммарное сравнение накоп­ленной добычи и прироста за счет ГРР отдельно для нефти и газа. По нефти и по газу в последние годы темпы воспроизводства запасов УВ снижаются, в основном за счет низкоэффективных работ на террито­рии Республики Коми. В целом же анализ результатов геологоразве­дочных работ  свидетельствуют о том, что в ТПП стабилизировались показатели эффективности ГРР как в РК, так и НАО и именно они должны быть использованы при планировании дальнейших ГРР.

В третьей главе: «Методология выделения и геологической оценки зон аккумуляции и нефтегазонакопления как целевых объектов поисковых работ» проанализировано  развитие теории формиро­вания и типизации зон аккумуляции и нефтегазонакопления; предложены кинетические модели формирования и оценки потенциала зон нефтегазонакопления, описаны эталонные зоны нефте­газонакоп­ления по укрупненным  мегакомплексам.

Понятие зоны нефтегазонакопления (ЗНГН) было введено и чаще всего использовалось как элемент нефтегазогеологического райониро­вания какой либо части нефтегазоносной  провинции. Так, еще более полувека назад (в 1951 году) И.О.Брод в своей книге “Залежи нефти и газа” подробно рассмотрел историю возникновения термина и опреде­лил классификационные критерии ЗНГН.

Развитие теории зон нефтегазонакопления  активно продолжалось во всей второй половине 20-го века. Наиболее часто ЗНГН определя­ются как структурные элементы земной коры разного порядка, другие исследователи под ЗНГН понимают более мелкий элемент нефтегазо­геологического районирования, чем нефтегазоносный район и соот­ветствующий им тектонический элемент (табл. 2). При этом надо от­метить, что общепринятого и однозначного понятия зон нефтегазона­копления до настоящего времени не существует.

Исследования автора, выполненные в период 1984-2007 г.г. в Ти­мано-Печорской нефтегазоносной провинции показали, что одним из наиболее важных факторов, определяющих возможность образования зон нефтегазонакопления является фактор существования зоны акку­муляции (крупного положительного структурного элемента с широко распространенными природными (на одном или нескольких уровнях) резервуаров, контролируемых региональным(и) (зональным) флюидо­упором и сочлененного по латерали или вертикали с НГМТ богатыми РОВ) во время периодов наиболее интенсивной генерации.

Табл. 2. Развитие теории о  зонах нефтегазонакопления

Год

Автор

Определение зоны

Приуроченность, контроль

Поисковые объекты

1951

И.О. Брод

Крупные структурные элементы

Группы месторождений

1954

В.Е. Хаин

Крупные эндо- или экзоструктурные единицы

Группы месторождений

1959, 1985

А.А. Бакиров

Единая группа ловушек

Местоскопления нефти и газа

1963

М.Ф. Мирчинк

Валы, антиклинали и др.

Месторождения

1968

Н.А. Еременко

Структурные элементы

Группы залежей нефти и газа

1972

Н.Ю. Успенская

Структурный или палеотектонический элемент

Однотипные месторождения

1976

И.В. Высоцкий,

К. Бека

Совокупность структурных форм

Скопления УВ

1976

М.Ф. Мирчинк

Геологические структуры II порядка

Залежи и месторождения

1976

G. Cess, C. Bois

Обособленная часть осадочного чехла

Залежи

1977

В.Б. Оленин

Структурно обособленный элемент

Месторождения

1982, 1983

А.А. Трофимук,

Ю.Н. Корогодин,

Э.Б. Мовшович

Разнотипные и разномасштабные в соответствии с законом композиции составляющих элементов

Ловушки и скопления нефти и газа

1985

Е.В. Кучерук,

Е.Р. Алиева

Региональный структурный или седиментационный элемент

Группа месторождений

1985

М.К. Калинко

Единый миграционный поток

Смежные месторождения

1987

А.Н. Золотов,

Б.А. Лебедев,

В.В. Самсовнов

Единый механизм аккумуляции

Системы ловушек

1990

В.С. Лазарев

Целостные структуры II порядка

Промышленно нефтегазоносные объекты

1991, 1994, 2006

О.М. Прищепа

Зона аккумуляции в пределах изолированного НГК

Совокупность ловушек (залежей)

1995, 2005

Ю.Н. Григоренко

Ограничение по отсутствию или удалению месторождений

Скопления месторождений

При моделировании условий формирования зон нефтегазонакоп­ления рассмотрение вышеуказанного фактора приводит при учете прочих критериев к непосредственной дифференциации по таким наи­более важным показателям как опреде­ление возможного уровня (ком­плекса) нефтеносности и определение фазового состава УВ.

Для зон аккумуляции унаследованного развития с существованием одного или нескольких региональных флюидоупоров, сформирован­ного к началу периода интенсивной генерации, расположенных гип­сометрически выше  нефтегазоматеринских толщ (НГМТ) фактор вре­мени генерации имеет второстепенной значение. В таких зонах на первый план выходит непосредственно качество флюидоупора, кон­тролирующего сохранность генерированных и мигрировавших  в зону УВ, а первичное богатство определяется объемом РОВ и объемом вмещающих резервуаров.

Зоны аккумуляции углеводородных скоплений (большей частью совпадающие с зонами нефтегазонакопления), рассматриваются как ассоциации смежных и сходных по своему геологическому строению и генезису месторождений (залежей) нефти и газа, характеризующихся единством факторов их контроля (структурный, литологический, стра­тиграфический факторы). Зоны аккумуляции могут быть связаны с определенным литолого-стратиграфическим комплексом, который на региональном уровне характеризуются специфическими чертами неф­тегазоносности. В тоже время большая часть крупных зон аккумуля­ции имеет «сквозной» характер, но по отношению к первичным усло­виям «наложенный».

В Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции по основному фактору контроля выделены следующие классы зон аккумуляции: структурные, тектонические, стратиграфические, литологические, ри­фогенные и все виды их совокупности. Характерной особенностью Тимано-Печорской провинции является то, что, несмотря на огромное многообразие разнотипных зон в пределах мегакомплексов (комплек­сов) среди всех ЗНГН около 40% контролируется высокоамплитуд­ными линейно-вытянутыми структурами (валами, мегавалами), кото­рые расположены в тектонически активных (мобильных) блоках зем­ной коры (Печоро-Колвинский авлакоген, Варандей-Адзьвинская структурная зона, Предуральский краевой прогиб). Несмотря на суще­ственно разный первичный генетический тип зон они вовлекаются (становятся элементом) во вторичные зоны, зачастую разрывая связь с первичной зоной.

К наиболее характерным примерам этого можно отнести зоны нефтегазонакопления вала Сорокина и Колвинского мегавала, которые пересекаются практически вкрест рифогенными верхнедевонскими и раннепермскими зонами, существенно утратившими нефтегазонос­ность в стабильных прилегающих к валам районах. Зоны НГН, нахо­дящиеся под двойным структурным (аккумуляционным)  контролем (мегавалы, валы), являются наиболее богатыми нефтью и газом (Кол­винский мегавал).

Абсолютное большинство зон аккумуляции двойного контроля приурочено к наиболее активным тектонически территориям (Печоро-Колвинскому авлакогену и Варандей-Адзьвинской структурной зоне).  Безусловным является то, что такие зоны аккумуляции доминируют над всеми прилегающими территориями и как “губка всасывают” все, что мигрирует вдоль их границ. К таким зоны аккумуляции можно от­нести валы: Шапкина-Юрьяхинский, Колвинский мегавал, вал Соро­кина, Сарембой-Леккейягинский и Гамбурцева, Мичаю-Пашнинский. В пределах указанных зон плотность НСР в несколько десятков раз выше, чем на территории других зон.

Противоположностью вышеописанным областям аккумуляции яв­ляются слабовыраженные (малоаплитудные) зоны стабильных облас­тей провинции, где контроль нефтегазоносности  практически полно­стью определяется характером первичной зоной нефтегазонакопле­ния. Ярким примером, иллюстрирующим  данное положение, является ЗНГН восточного борта Хорейверской впадины в нижнедевонских и верхнефранско-фаменских отложениях. Таким образом однотипные поисковые схемы, которые должны применяться для оценки зон раз­ных НГК могут существенно различаться.

Подходы к определению возможных масштабов и времени форми­рования зон нефтегазонакопления определяются в соответствии с оценкой нефтегазоматеринских свит, и взаимоотношениями с зонами аккумуляции, а также возможностями миграции и сохранности и кор­реляцией со временем интенсивной генерации. Для каждого конкрет­ного нефтегазоносного бассейна расчет может быть выполнен только применительно к определенной модели прогрева, и достоверность его будет зависеть от того, насколько выбранная модель отвечает реаль­ной геотермической истории отложений.

Такой поход к определению времени и интенсивности генерации на базе разработанных во ВНИГРИ кинетических моделей выполнен автором на примере северной части  Тимано-Печорской нефтегазонос­ной провинции. В пределах четырех основных нефтегазоносных ком­плексов территории ТПП, отвечающих двум мегакоплексам (ордовик­ско-нижне­девонскому, среднедевонско-нижнефранскому, семилукско-турней­скому и верхневизейско-нижнепермскому) вы­делено 209 зон нефтегазонакопления, в т. ч. 73 выявленных и 136 перспективных (рис. 5).

Рис. 5. Карта ЗНГН доманиково-турнейского терригенно-карбонатного НГК

1 – месторождения УВ; границы ЗНГН: 2 – выявленных; 3 – перспективных; фазовый состав ЗНГН: 4 – газовые; 5 – нефтяные; 6 - смешанные

Наибольшее количество зон – 73 выделено в пределах домани­ково-турнейского комплекса. В пределах ордовикско-нижнедевон­ского НГК выделены 56  зон нефтегазонакопления, 18 из которых про­гнозируются в Северо-Преду­ральской НГО и 12 - в Печоро-Колвин­ской и т.д.

Характеристика распределения зон нефтегазо­накопления показы­вает, что роль и направления поисков на зоны раз­ных комплексов весьма неравнозначны. Большим разнообразием вы­явленных и пред­полагаемых ЗНГН обладают как достаточно хорошо изученые районы (Лайско-Лодминский НГР), так и относительно ма­лоизученные (Се­веро-Предуралоьская НГО).

Открытие в 2006 году новой Баяндыской зоны нефтегазонакопле­ния (многослойной и не­унаследованной) после долгих лет (в осовном сугубо теоретических) разговоров о перпективах Денисовской впа­дины (Лайско-Лодминский НГР) оставляет надежды, что при исполь­зовании целевых подходов опоискования новых ЗНГН при проведении ГРР будут выявлятся как многочисленные “пропущенные” залежи, так и недоизученные в ре­зультате целевых работ  на “антиклинальные” объекты.

Соотношение выявленных и прогнозируемых зон НГН, несмотря на существенную изученность провинции в континентальной части позволяет надеяться при системной организации геологоразведочных работ на многочисленные  новые открытия. При этом существенная часть перспективной территории располагается вне пределов распро­странения хотя бы одной зоны нефтегазонакопления, что резко огра­ничивает как собственно перспективы этой территории, так и застав­ляет вернуться к рассмотрению либо регионального этапа изучения, либо выявления дополнительных факторов, заставляющих изменить представление о распространении зон нефтегазонакопления.

Оценка потенциала выделенных зон нефтегазонакопления ТПП производилась автором на основе частных коэффициентов аналогии, исходя из особенностей геологического строения региона и набора информативных параметров. Основными  принципами исследования являлись использование максимального количества имеющейся ин­формации, соответствие набора моделей и методов этапу изучения, в котором находится исследуемый регион, доказательство действенно­сти модели на материалах “ обучения”; оптимизация модели по числу и характеру включаемых параметров; вероятностное представление результатов прогноза.

На первоначальном этапе из всего многообразия зон нефтегазона­копления выделяются  эталонные ЗНГН в пределах соответсвующих мегакоплексов. После выбора эталонных ЗНГН в пределах нефтега­зоносных мегакомплексов в соответствии со стратегией метода геоло­гических аналогий для каждой расчетной зоны был выбран наиболее генетически схожий эталон в пределах мегакоплекса и определены частные и суммарный коэффициенты аналогии. При наличии несколь­ких эталонов в одной перспективной зоне (сочленение вала и прогиба и т.д.) их площадь разбита на участки, оцениваемые по соответствую­щему эталону.

Результаты предварительной оценки потенциала зон нефтегазона­копления позволяют сделать следующие выводы:

  • применение указанного подхода при выделении зон нефтегазо­на­копления приводит к существенному перераспределению плотности ресурсов по площади и разрезу, выявленные зоны нефтегазонакопле­ния по концентрации ресур­сов УВ существенно превосходят перспек­тивные практически по всем комплексам;
  • большая часть зон нефтегазонакопления в Республике Коми (юж­ная часть провинции) оценены бурением и находятся в распреде­ленном фонде недр, существенная часть зон нефтегазонакопления в Ненецком АО (северная часть провинции) не оценена бурением;
  • выделение зон нефтегазонакопления приводит к существен­ному повышению плотностей ресурсов и перспектив нефтегазоносно­сти (соответственно инвестиционной привлекательности) отдельных тер­риторий (составляющих около 40-50% перспективной территории ТПП).

       Таким образом оценка основных мегакомплексов Тимано-Печор­ской провинции позволяет провести дифференциацию террито­рии по сте­пени перспективности и соответственно определить направ­ления гео­логоразведочных работ на нелицензированной территории ТПП. При этом появляется возможность оценки ресурсного потен­циала, как от­дельной зоны нефтегазонакопления, так и по их совокуп­ности фраг­мента (участка) или перспективной территории в целом.

В четвертой главе: «Критерии и методы оценки эффективно­сти геолого-разведочных работ и перспективных региональных нефтегазоносных объектов» на основе системного анализа проблемы предложены методы геолого-экономической оценки эффективности ГРР и ли­цензионных участков, выделения рентабельных и ус­ловно рентабельных объектов освоения, оптимизации программ региональ­ных и поисковых геологоразведочных работ с учетом  ра­ционального уровня их детальности.

В последние три года государство наращивает масштабы бюджет­ного финансирования, направленного в основном на проведение ре­гиональных работ, которые могли бы инициировать деятельность компаний по развертыванию поисковых геологоразведочных работ на новых перспективных направлениях нефтегазоносности. Проблема взаимодействия государственного и частного капитала для осуществ­ления, по сути, общих целей относится к решению задач “теории игр”. Каждый из участников процесса стремится переложить больший объем нагрузки (в первую очередь, инвестиционной) на плечи друг друга, одновременно понимая, что в случае недостаточных усилий как с одной, так и с другой стороны общая задача решена не будет.

Анализ ситуации позволяет выделить  два возможных пути дости­жения по­ставленной цели для выработки практических решений. Пер­вый - сводится к возобновлению полного цикла ра­бот по подготовке углеводородной сырьевой базы и ее освоению в на­меченных объемах силами уполномоченных или государственных компаний с использо­ванием бюджетных (или опосредованно бюджет­ных, заемных) средств.

Такой подход обеспечивает решение поставленных задач при про­ведении работ на малоизученных направлениях и в регионах или бас­сейнах, требующих огромных объемов инвестиций (например, в Вос­точной Сибири, на шельфах Арктических морей и т.д.). По сути, он не считается конкурентным и не должен оцениваться с точки зрения эф­фективности проводимых работ и финансовых вложений.

Другой путь, реализация которого возможна в уже осваиваемых и достаточно хорошо изученных регионах и бассейнах, сводится к рас­пределению средств, выделяемых из бюджета, по единичным (целе­вым) региональным программам ГРР. Такие программы  должны обеспечить геологическую основу для целенаправленных по­исковых работ на новых направлениях и снять существенную долю неопреде­ленностей и рисков, излишне высокий уровень которых не позволяет потенциальным недропользователям рассматривать эти районы в ка­честве инвестиционно привлекатель­ных.

Основными критериями, регламен­тирующих  формирование управленческих решений по завершении каждой из стадий и этапов в рамках соответствующей программы являются натуральные (собст­венно физические или объемные) и опо­средованные количественные и экономические (стоимостные) показа­тели.

В соот­ветствии с последовательностью и стадийностью поисковых и разве­дочных работ к такими характеристикам можно отнести объем сейсмических исследований, необхо­димых для обнаружения ловушки, и плотность сейсмических исследо­ваний для подготовки выявленного объекта к глубокому бурению (пог.км/км2), коэффициент успешности поискового бурения, объем поискового и разведочного бурения, необ­ходимого для подготовки единицы запасов промышленных категорий (тыс.т/скв. и т/м) и т.д. Стоимостные показатели эффективности пред­ставлены удельными затратами на сейсмические исследования (руб/тыс.т) и на глубокое бурение (руб/т).

К объемным (физическим) критериям применительно к региональ­ным работам можно отнести изученность сейсмическими региональ­ными работами на всю глубину осадочного чехла или его перспектив­ной части (плотность сейсмических исследований – в пог.км/км2), изу­ченность осадочного чехла или его наиболее перспективной части па­раметрическим бурением (измеряемой площадью, приходящейся на метр проходки, или единиц скважин, приходящихся на квадратный километр площади – включая как всю осадочную толщу, так и ее часть в пределах различных интервалов глубин перспективной толщи), ос­вещенность глубоким бурением территории исследования.

К опосредованным критериям оценки эффективности ГРР отно­сятся количественные показатели ресурсного потенциала, определяе­мые в соответствии с существующими методическими рекоменда­циями по количественной оценке – объем ресурсов углеводородов (например, в базовом или базовых перспективных комплексах), плот­ность ресурсов нефти (газа). Их совмещение с физическими показате­лями позволяет выходить на критериальный уровень определения эф­фективности. Например, отнесение объема прироста ресурсов к объ­ему региональных сейсмо­профилей позволит оценить эффектив­ность сейсмических исследований.

Очевидно, что при анализе подобных характеристик эффективно­сти следует учитывать богатство недр, с тем чтобы избежать возмож­ного парадокса: чем меньше ресурсов, тем больший объем региональ­ных работ необходимо проводить. Яркой иллюстрацией этому явля­ются крупные открытия на самых ранних этапах вхождения в пере­численные выше районы ТПП (Ухта-Ижемский – Вуктыльский).

Проведение геологоразведочных работ регионального этапа по­вышает достоверность и корректирует  оценки  количества и распре­деления (по фазовому составу, НГК, зонам нефтегазонакопления и др.) ресурсов нефти и газа перспективной территории.  Прямым следст­вием подобной переоценки ресурсного потенциала по результатам ре­гиональных ГРР является не просто выход на новое понимание пер­спектив отдельных частей территории, а возможность более целена­правленного формирования стратегии проведения работ в регионе. Иллюстрацией сказанному могут служить приведенные в диссертации существенно отличаю­щиеся  статистические данные по эффективно­сти ГРР в основных нефтегазоносных регионах России.

По мере нарастания изученности региона и повышения степени выработанности высокорентабельных запасов ГРР перенацеливаются на изу­чение и подготовку к освоению все более сложных и ме­нее дос­тупных объектов.  При этом для целого ряда регионов (включая ТПП) характерно существенное различие методических подходов при рабо­тах, нацеленных на изучение отдель­ных нефтегазоносных комплексов, здесь зачастую требуется даже смена стратегии поисково-разведочных работ.

При переходе от изученных к менее изученным объектам проис­ходит существенный сдвиг качественного состава применяемой кри­териальной базы, выражающийся в изменении относительной доли экономических критериев - от собственно инвестиционных к опосре­дованным ресурсным, от конкретных параметров к аналитическим (статистическим). Для увеличения достоверности последних единст­венным реальным механизмом могут служить многовариантные рас­четы (с учетом многообразия входящих параметров) по стандартным объектам или оценка чувствительности к изменению параметров.

Одним из наиболее дискуссионных вопросов является вопрос о де­тальности (глубине) изучения того или иного объекта или участка. Не­смотря на очевидную необходимость учета экономических ограниче­ний,  продолжает  бытовать мнение о том, что не должно оставаться неразведанной части ресурсов. Такой подход, на наш взгляд, не соот­ветствует ни практике проведения гео­логоразведочных работ, ни ин­тересам недропользователя и, в конце концов, самого государства. Очевидность этого вытекает из того, что для перехода к новой стадии детализации изученности (для выявле­ния всех мельчайших залежей) потребуется кратное (а возможно и на порядок) увеличение объемов работ, лежащих за гранью их экономи­ческой эффективности.

В исследованиях автора обосновано, что (применительно к терри­то­рии ТПП) увеличение плотности сейсморазведочных работ на уча­стке в два раза по сравнению с первоначальным приводит к дополни­тель­ному выявлению не более 25% структур (к первоначально выяв­лен­ным) и дает  не более 20% прироста перспективной площади. При по­вторном дополнительном удвоении плотности сейсмики прироста до­полнительной площади уже практически не происходит – увеличива­ется лишь детальность изучения территории. И это без учета качества подготовки структур.

Согласно материалам геолого-экономической оценки ресурсов Тимано-Печорской провинции, удельные затраты на подготовку 1 тонны запасов нефти варьируют для объектов в классе крупности 10-30 млн.т от 1,5 до 3 долл/т по Республике Коми и от 2,5 до 5 долл/т - по Ненецкому АО. Для следующего класса крупности (3-10 млн.т) они составляют 2–7 и 4–8 долл/т соответственно. Для объектов с запасами от 1 до 3 млн.т они изменяются в диапазоне от 5 до 10 (по РК) и от 6 до 20 долл/т (по НАО), а для объектов 0,3–1 млн.т на подготовку запа­сов должно быть потрачено уже не менее 12-15 долл в Республике Коми и 16-20 долл - в Ненецком АО.

Практически все запасы объектов менее 0,3 млн.т (за редким ис­ключением высокодебитных объектов и месторождений-спутников на небольшой глубине) не могут быть оценены как эффективные для дальнейшего освоения, а затраты на их подготовку чаще всего состав­ляют более половины в себестоимости продукции.

Соответственно, для рационального использования недр на уча­стке должна быть определена эко­номические пределы детализации геологоразведочных работ.  При этом программа геологоразведочных работ должна ориентироваться на оценку эффективных и возможно эффективных «критических» ресурсов и объектов (по аналогии с «за­пад­ными» классификациями.

Соответственно вышесказанному должна быть построена страте­гия проведения геологоразведочных работ. На начальном этапе изуче­ния должен намечаться комплекс сейс­моразведочных работ современ­ного уровня (включая переобработку, переинтерпретацию, новую по­левую сейсмику) с целью как подтвер­ждения характеристик ранее вы­деленных объектов, так и выявления и подготовки новых.

Объем поискового и разведочного бурения должен оцениваться с учетом индивидуальных особенностей строения ловушек, литологии перспек­тивного нефтегазоносного комплекса и ряда других критериев. Целе­сообразно использовать формальную шкалу, которая регламенти­рует плотность поисково-разведочного бурения в зависимости от пер­спек­тивной площади залежи (ее активной части, то есть площади ло­вушки с учетом коэффициента заполнения ловушки) и строится с уче­том практики ведения ГРР в регионе (раздельно для объектов антикли­нального и неантиклинального типов).

В качестве граничного условия, регламентирующего, с одной сто­роны, минимальный объем программы геологического изучения, а с другой - ее предельный уровень, следует принять и использовать при­веденную эффективность ГРР (то есть учитывающую успешность по­искового бурения), которая гарантирует последующий рентабельный ввод в освоение объемов запасов, приращенных по результатам их проведения (рис.6).

Рис. 6. Соизмерение эффективности и объемов бурения ГРР

Проблему определения минимального приемлемого для государ­ства и максимального - приемлемого для недропользова­теля объема подготовки новых запасов и ГРР на лицензионных участках  можно свести к последователь­ному выполнению вполне конкретных фор­мальных процедур. Они предусматривают: определение ресурсной базы лицензионного участка; оценку распределения ресурсов по воз­можным объек­там освоения; определение необходимых объемов гео­логоразведочных ра­бот для стандартного или конкретного (локализо­ванного) объекта уча­стка; выделение возможно рентабельных и ус­ловно рента­бельных объектов в пределах участка и оценку объемов ГРР для их опоиско­вания.

Данный методический подход был использован автором при фор­мировании «Программы воспроизводства запасов нефти и газа Северо-Западного региона на период до 2020г.».  Его апробация в  первые два года реализации программы  показала принципиальную жизнеспособ­ность и эффективность как для недропользователей так и государства. Достигну­тые результаты существенно отличаются от других регионов России, где при формировании программ воспроизводства запасов УВ использовались стандартные решения.

В пятой главе: «Модельно-методологический комплекс про­гнозирования уровней добычи углеводородного сырья Северо-за­падного региона России» обоснован модельно-методологический комплекс прогнозирования добычи нефти и природного газа по рас­пределенному и не­распределенному фонда недр при различных сцена­риях ввода нефте­газовых объектов в освоение, определены пропорции синхронного с добычей развития промышленно-транспортной инфра­структуры.

При формировании стратегии долгосрочного развития нефтегазо­вого комплекса СЗФО одним из основополагающих вопросов является соблюдение баланса темпов добычи нефти и газа не только с разви­тием ресурсной базы, но и темпами развития производственной ин­фраструктуры, транспортных и перерабатывающих мощностей, кото­рые зачастую являются лимитирующими факторами.

Для исследуемого региона ТПП наиболее значимыми являются ог­рани­чения по мощности транспорта, качеству сырья и экономическим пределам вариации цены, конъюнктурные ограни­чения по поставкам УВС на рынки сбыта, законодательные ограничения, ограничения по интересам регионального уровня (административным пр.), ограниче­ния экологического харак­тера, огра­ничения социально-экономиче­ского характера.

Клю­чевым при формировании стратегии развития подготовки за­пасов и добычи нефти и газа является именно возможность  ее реали­зации. Ретроспективный анализ региональных программ, созданных за последние 10 лет в нефтегазовой отрасли, свидетельствует о серьезных просчетах при их разработке. Это, прежде всего,  касается отсутствия системного подхода и  реализма при прогнозе процессов недропользо­вания. Так, программы добычи нефти и газа, соз­данные как на регио­нальном уровне, так и в субъектах федерации СЗФО в период 1995-2002 гг. выполнены не более чем на 70-80%, а программы подготовки  ресурсной базы - менее чем на 30%, что вряд ли можно назвать удов­летворительным при таком кратко­срочном планировании.

Создание реалистичной и сбалансированной модели развития МСБ предполагает на фоне при­нятых допущений постоянный учет всех ви­дов ограничений и воз­можность пошагового устранения возникающих осложнений. И здесь применительно к современным условиям возни­кает система конфлик­тов интересов, разрешение которых собственно и определяет реше­ние задачи прогноза в целом. Конфликты связаны с несовпадающими векторами интересов го­сударства и компаний, так и целями самих компаний.

Являясь непосредственным соисполнителем «Программы ком­плексного освоения ресурсов углеводородного сырья Северо-Запад­ного региона», автор видит следующие основные проблемы и про­екты, требующие широкого обсуждения специалистами для более обоснованного и системного их решения:

  • Определение направлений развития новых центров нефтегазовой промышленности на Северо-Западе России, в том числе на побе­режье Северного Ледовитого океана и шельфе арктических морей.
  • Оценка возможности создания на Северо-западе европейской части страны комплекса по геологоразведке, добыче, переработке, хра­нению, транспорту и перевалке углеводородного сырья.
  • Обоснование необходимости и направлений диверсификации поста­вок углеводородного сырья и продуктов их переработки на внут­ренний и внешний рынки, включая  развитие производства и поставок сжи­женного природного газа.
  • Формирование концепции комплексного развития транспортной и портовой инфраструктуры для поставок углеводородов на внут­ренний и внешний рынки и др.

Перспективные уровни добычи нефти Программы ком­плексного освоения ресурсов УВС оценивались по трем итого­вым вариантам ос­воения ресурсов нефти Северо-Западного региона. Сценарии развития добычи нефти  существенно различаются. Ва­риант компаний (вари­ант-1) оценивался в соответствии с заявленными стратегическими планами развития.

В варианте ВНИГРИ (вариант-2) в основе лежит оптимизация объ­емов и темпов наращивания добычи исходя из ресурсного потенциала региона, объема вовлеченной в освоение ресурсной базы, наличия подготовленных к освоению запасов, объема ресурсов, находящихся в состоянии разведки, а также объема и качества перспективной ресурс­ной базы. В варианте ИГиРГИ (вариант-3) предполагает наиболее полное извлечение ресурсов нефти из распределенного фонда недр (925,3 млн.т.) и расширенное вовлечение в освоение ресурсов нерас­пределенного фонда и, как следствие, более высокий уровень отборов, включая неоткрытые месторождения (254,5 млн.т.).

Для природного газа сценарии развития добычи по вариантам ком­паний, ВНИГРИ и ИГиРГИ предполагают объемы добычи за 2005-2020 годы, соответственно, 442, 657 и 534 млрд.м3. По всем трем ва­риантам основной объем добычи (примерно до 82%) обеспечивается предполагаемым вводом в разработку Штокмановского газоконден­сатного месторождения с проектным уровнем добычи 67 млрд.м3.

Важной проблемой реализации прогнозируемых уровней отбора углеводородов является транспортная инфраструктура. Установлено, что увеличение добычи нефти в Северо-западном регионе сдержива­ется дефицитом транспортных мощностей и особенно остро эта про­блема может проявиться после 2005 года, в период интенсивного ввода в разработку месторождений Ненецкого АО и прилегающего шельфа.

Альтернативными вариантами транспортировки нефти из ТПП яв­ляются расширение и реконструкция действующих систем или строи­тельство нового магист-рального трубопровода через ТПП. Наиболее оптимальный вариант развития транспорта нефти в Тимано-Печорской провинции предусматривает два основные направления - южное по нефтепроводам и северное - морским транспортом, обладает одним из самых главных преимуществ - позволяет обеспечить два независимых потока нефти на внутренний и внешний рынки.

Ограничением использования южного направления является в первую очередь ограниченная пропускная способность собственно магистральной части трубопровода на участке Ухта-Ярославль. Соз­дание дополнительной мощности потребует строительства дополни­тельных нефтепроводов протяженностью более  1100 км.

Северное направление предусматривает несколько вариантов строительства морских терминалов, расположенных непосредственно в ТПП (НАО) - в районах п. Варандей и  п.Индига (мыс Святой Нос). С учетом существующих и реализуемых планов развития транспортных мощностей и переработки в г. Приморское суммарный объем возмож­ных поставок нефти через северо-западный регион оценивается в 70-75 млн.т .

В шестой главе: «Разработка и экономическая оценка страте­гии воспроизводства запасов нефти и газа в Тимано-Печорской провинции» обоснована рациональная обеспеченность добычи ресур­сами нефти и газа, для перспективных (новых) центров нефтегазодо­бычи ТПП обоснованы темпы отбора и прироста запасов, произведено ранжирование лицензионных участков с учетом эффектив­ности геоло­горазведочных работ.

Поддержание добычи нефти и газа в Российской Федерации в со­ответствии с утвержденной Правительством «Энергетической страте­гией России до 2020 г.» возможно только при форсированной подго­товке новых запасов, что требуют интенсивного проведения геолого­разведочных работ и соответствующих затрат. Их объемы должны существенно превышать достигнутые в последние годы в России, ко­гда подготовка новых запасов нефти существенно отставала от объ­емов добычи, и особенно эта тенденция усугубилась с отменой в 2001 г. федерального налога на воспроизводство запасов (ВМСБ).

На территории региона выделяется 14 центров нефтедобычи. Цен­тры нефтедобычи СЗФО являются естественными кластерами конку­рентоспособности ТЭК, обеспечивающими функ­ционирование его до­бывающих отраслей. Можно выделить несколько базисных посылок процесса подго­товки запасов в современных условиях:

  • потребность в разведанных запасах координируется государст­вом, но определяется только недропользователями в соответствии со стратегиями их развития, инвестиционных возможностей и ожидаемой эффективности работ;
  • компании не заинтересованы делать долговременные инвести­ции на воспроизводство МСБ, объемы ГРР зависят от существующих прогнозов цен и ориентированы на высокоперспективные районы нефте(газо)добычи;
  • направления ГРР связанные с высоким риском инвестиционных потерь будут «простаивать». Так, по совокупности технологических и политиче­ских рисков, без участия государства, масштабные работы по освоению Арктического шельфа и в Восточной Сибири проблема­тичны;
  • существенный сдвиг в воспроизводстве запасов возможен только при вовлечении инвесторов в крупные проекты с гарантиями государ­ства или «разворотом» работ компаниями, которыми владеет государ­ство.

Автором в соответствии с контрольными цифрами «Энергетиче­ской стратегии России до 2020 года» рассмотрены варианты простого (ко­эффициент воспроизводства запасов - 0,9-1,0) и расширенного вос­про­изводства запасов (1,2), а также вариант, позволяющий избе­жать резкого падения  добычи (0,5-0,6), после достиже­ния планируемых максимальных уровней отборов. Результаты расчетов доказывают, что сырьевая база СЗФО обеспечивает рассмотренные варианты, и отли­чаются исключи­тельно объемами инвестирования в ГРР.

Если говорить об отдельных территориях и акваториях, то, безус­ловно, нельзя однозначно считать что сырьевая база углеводородов позволяет обеспечить простое или расширенное воспроизводство за­пасов углеводородов в пределах каж­дого субъекта территории или ог­раниченной части акватории. Так даже вариант простого воспроизвод­ства запасов нефти (ком­пенсация добычи нефти приростами запасов) на период до 2020 г. не фигурирует в планах основных добывающих компаний региона на суше, поскольку он не обеспечен ресурсной ба­зой в пределах распре­деленного фонда (на лицензированных террито­риях).

В соответствии с планами ВИНК на средне-долгосрочную пер­спективу в СЗ регионе на участках распределенного фонда предпола­гается подготовить 260 млн.т нефти и с учетом остальных компаний не более чем 300 млн.т., что с при сравнении с планируемой добычей (около 600 млн.т), составит не более ее половины.

Для реализации варианта простого воспроизводства потребуется вовлечение в лицензирование участков с ресурсной базой, позволяю­щей надеяться на подготовку необходимого объема запасов при про­ведении ГРР. Для расширенного воспроизводства количество таких участков соответственно должно быть дополнительно увеличено и к ним должен быть интерес со стороны недропользователей и инвесто­ров. При несогласованных действиях компаний и государственных органов, отвечающих за недропользование и лицензирование, может произойти разбалансировка интересов, что приведет, несмотря на на­личие ресурсной базы, к отставанию подготовки новых запасов, что и наблюдалось в последнее десятилетие в России.

При отсутствии новых подготовленных к освоению запасов об­вальное падение добычи (как по консервативному, так и оптималь­ному вариантам) по месторождениям ТПП прогнозируется в 2023-2031 годах, когда они снизятся с 22 млн.т. в начале периода до 12 млн.т. в конце его.

Для расчетов необходимых объемов глубокого бурения для соот­ветствующих приростов запасов по субъектам СЗ региона в «Про­грамме…» использованы два варианта эффективности – один на уровне реально достигнутых показателей (статистически установлен­ных  - по РК от 200 до 140 т/м и по Ненецкому АО от 340 до 240 т/м в 2020 г.) и второй на уровнях планируемых крупными компаниями, т. е, превышающий реально достигнутый более чем на 50%.

Для компенсации (простого восполнения) текущего отбора угле­во­дородного сырья в 2005-2020 гг. необходимо обеспечить ежегодный прирост запасов в объеме 15-21 млн. т у. топлива, в том числе 13-19 млн.т нефти и 2-3 млрд.м3 газа. Подготовка запасов УВ должна быть восполнена (с учетом подтверждаемости) приростом ресурсов УВ кат. С3 в объеме 25-30 млн. тонн нефти ежегодно и 6-10 млрд.м3 газа. Об­щая потребность в инвестициях на воспроизводство мине­рально-сырь­евой базы нефти и газа составляет 3,9 млрд.долл. Из них за счет феде­рального бюджета предусматривается затратить лишь 486 млн. долл. (около 8% от общего объема). Остальные расходы на по­иски и раз­ведку месторождений предусмотрены за счет недропользо­вателей. По­требность в инвестициях на обустройство месторождений составили 25182 млн.долл.

Инвестиции компаний на реализацию программных мероприя­тий СЗФО по объектам инфраструктуры составляют 29301 млн. долл. Наиболее существенную часть при расчетах составили инвестиции ОАО Газпром 26 755 млн.долл. При этом были рассмотрены два сце­нария развития рынка природного газа. В первом случае прибыль ин­вестора и доходы государства до 2020 года составят 9,8 и 38,4 млрд. долл. соответственно, а во втором – 25,7 и 60,2 млрд. долл.

Оценка эффективности инвестиций проводилась по основ­ным показателям, характеризующим промышленную значимость ре­сурсов и эффективность их освоения.

К числу таких критериев были отнесены: суммарный объем до­бычи за прогнозируемый период, объем инвестиций, абсолютный и удельный (в расчете на 1 т добычи) чистый дисконтированный доход инвестора, индекс доходности, абсолютный и удельный (в расчете на 1 т добычи) дисконтированный доход бюджета (табл. 3).        

Табл. 3. Экономическая оценка вариантов освоения ресурсов нефти ТПП

  Показатели

Вариант 1

Вариант 2

Вариант 3

Добыча нефти, млн. т

722,1

676,7

925,4

Капитальные вложения, млн. долл.

25934,0

24085,0

37072,2

- удельные, долл./т

35,9

35,6

40,1

Дисконтированный доход государства, млн.долл.

48124,0

47409,2

82438,4

- удельный, долл./т

66,6

70,1

89,1

Чистый дисконтированный доход ин­вестора, млн. долл.

6288,0

7111,7

5291,7

- удельный, млн. долл.

8,7

10,5

5,7

Индекс доходности

1,44

1,58

1,27

        *  при цене нефти 40 долл./барр

Оценка вариантов добычи нефти.  Доходы рассчитывались для цены 40 и 60 долл/барр. При цене более 40 долл/барр все варианты имеют достаточно высокие экономические характеристики.

Экономическая оценка вариантов освоения ресурсов газа осуще­ст­влена для цены 160 долл/тыс.м3 (примерный уровень экс­портных цен 2005-2006гг.) и 240  (перспективный уровень цен). Чистый до­ход от добычи газа в регионе существенно определяется возможно­стями Штокмановского месторождения в Баренцевом море.

При цене 240 долл./тыс.м3 инвестиционная привлекательность разработки газовых месторождений  приемлема и чистый доход со­ставляет 2,3 млрд. долл. при индексе доходности 1,29.

Резюмируя приведенные в данном разделе расчеты следует отме­тить высокий потенциал СЗФО, который определяется относительно низкой выработанностью НСР при выгодном географическом положе­ния сбыта продукции. Экономическая эффективность по основным нефтегазодобывающим и перерабатывающим проектам выше средне­отраслевой и это притом, что принятый горизонт расчета (15 лет) яв­ляется далеко не предельным для разработки месторождений региона. Кроме того  реализация Программных мероприятий окажет сущест­венное влияние на развитие интеграционных процессов и экономику сопряженных отраслей, мультипликативный эффект от реализации программы составит более 130 млрд. долл.

В седьмой заключительной главе: «Формирование лицензи­он­ной политики реализующей стратегические приори­теты воспро­изводства запасов и освоения ресурсов нефти и газа» на основе анализа проблемы обоснованы направления развития региональной лицензионной политики и программы геолого­разведочных работ на лицензионных участках, предложена долгосрочная программа лицен­зирования недр обеспечивающая инвестиционную привлекательность ГРР в регионе.

Лицензирование в современных условиях - это базовый компонент в изучении и освоении нераспределенного фонда недр. От него зави­сит, в первую очередь, последовательность и своевременность воспро­изводство запасов и объем инвестиций. Современный уровень мето­дических разработок по подготовке программ лицензирования вряд ли можно назвать удовлетворительным. Большая часть предло­жений ба­зируется либо на локальных интересах органов управляющих недро­пользованием, либо заинтересованных компаний. Основным и реали­зуемым - является  принцип заявочного интереса компаний, либо по­лучения лицензии с целями не проведения геологоразведочных работ, а увеличения капитализации, либо привлечения третьих лиц. Долго­срочные и научно-обоснованные интересы государства в боль­шинстве случаев не учитываются или не определены.

В качестве первоочередного критерия можно предложить, напри­мер, такой, как лицензирование с целью геологического изучения уча­стков и объектов, обеспечивающее ту или иную обоснованную модель воспроизводства запасов углеводородов, которая, в свою очередь, оп­ределена стратегией развития территории и ТЭК региона и страны. Такие принципы и методические приемы разработаны во ВНИГРИ (Прищепа О.М. и др., 2003, 2004, 2005 гг.).

Одним из наиболее дискуссионных вопросов является вопрос о де­тальности (глубине) изучения того или иного объекта или участка. Удельные затраты (по материалам геолого-экономической оценки ре­сурсов Тимано-Печорской провинции (Прищепа О.М., Григорьев Г.А., 2003 г.) на подготовку 1 тонны запасов нефти  варьируют для объек­тов с величиной запасов 10-30 млн.т от 1,5 до 3 долл./т (по Республике Коми) и от 2,5 до 5 долл./т (по Ненецкому АО). Для следующего класса крупности (3-10 млн.т) они, соответственно, составляют 2 – 7 и 4 – 8 долл./т. Для объектов следующего класса (1-3 млн.т) они варьи­руют от 5 до 10 (по РК) и 6-20 долл./т, а при величине запасов 0,3 –1 млн. т. на подготовку запасов уже должно быть потрачено не менее 12-15 долл. в Республике Коми и 16-20 долл. в Ненецком АО

Практически все запасы объектов менее 0,3 млн.т (за редким ис­ключением высокодебитных и месторождений-спутников на неболь­шой глубине) не могут быть оценены как эффективные для дальней­шего освоения, а затраты на их подготовку чаще всего превышают се­бестоимость продукции. При этом распределение ресурсов по классам приблизительно равномерное, а количество объектов при переходе к более мелкому классу увеличивается в 3-5 раз. О таком распределении свидетельствуют статистиче­ские данные по бассейнам как бывшего СССР, так и мира в целом. В «богатых» бассейнах суммарный объем ресурсов смещается в крупные классы, и, наоборот,  в «бедных» - в сторону мелких и мельчайших.

Тимано-Печорский бассейн может быть отнесен к средним как по богатству недр, так и по изученности. Распределение прогнозных ре­сурсов по классам крупности показывает, что только в наиболее бога­тых районах (в четырех из 16 перспективных на нефть в НАО и в двух из 23 в Республике Коми) и нефтегазоносных комплексах ожидается открытие самостоятельных залежей нефти  с извлекаемыми запасами более 10 млн.т. В остальных 5 нефтегазоносных районах НАО и в трех в РК не ожидается выявление запасов залежей крупнее 3 млн.т.

В целом с учетом совмещенности залежей в плане и моделирова­ния их распределения по фазовому составу можно говорить, что в пре­делах ТПП ожидается открытие не более чем 10 месторождений с за­пасами превышающими 30 млн.т у.т., количество месторо­ждений с запасами более 10 млн.т не превысит 30), а в большинстве районов максимальные размеры новых открытий не превысят 3-5 млн.т.

Соответственно вышесказанному построена стратегия проведения геологоразведочных работ. На каждом участке прогнозируется рас­пределение возможных открытий по крупности, глубине и по усло­виям дальнейшего освоения (на основании результатов геолого-эко­номической оценки) и определяется последовательность работ (сейс­моразведочных, а затем буровых) до уровня выхода на критические (в экономическом смысле) объекты. При этом предполагается, что объем сейсморазведочных исследований должен позволить выявить и оце­нить (размеры, амплитуду и т.д.) большую часть перспективных объ­ектов участка, а бурение должно быть поставлено только на возможно эффективные для проведения ГРР и дальнейшего освоения (Белонин М.Д., Прищепа О.М. 2003, 2004., Назаров В.И., 2002, 2003., Сирык С.И., Боровинских А.П., 2004,).

С учетом этих рекомендаций, а также на основании обобщения опыта составления лицензионных программ можно говорить о сле­дующих требованиях к выделению лицензионных участков:

1. Перспективные участки и объекты в пределах района исследований следует выделять на территории нераспределенного фонда недр с учетом современного состояния лицензирования в регионе.

2. В зависимости от степени изученности (освоенности) перспективные участки (ПУ) могут содержать подготовленные к бурению, выявленные сейсморазведкой, выведенные из бурения, а также территории с оцененными  прогнозными ресурсами категорий Д1 и Д2.

3. В качестве базового элемента при дифференциации участков, рассматриваемых в качестве претендентов для определения очередности лицензирования должна приниматься оценка локальных объектов (подготовленных к бурению и выявленных сейсморазведкой) и оценка прогнозных ресурсов.

4. Ранжирование участков следует производить как по ресурсной базе, так и на основе геолого-экономической оценки перспективных объектов и прогнозных ресурсов участка.

5. При выделении лицензионных участков в пределах региона необходимо достижение их равноценности по экономической значимости, равноценность участков по их экономической значимости может достигаться за счет вариации размеров участков. Желательно, чтобы соотношение размеров различных лицензионных участков не превышало двукратной величины.

6. В пределах каждого участка должно быть, как правило, не менее 3-5 локальных структур. В расчете на выявление 1-2 месторождений это требование предопределяет оптимальную площадь участка в размере 200-300 км2 для хорошо изученных территорий, и для слабоизученных (прежде всего акваторий) этот размер может быть увеличен до 500-1000 км2.

7. При выделении лицензионных участков необходимо стремиться к тому, чтобы они имели правильные геометрические формы – квадраты, прямоугольники, трапеции и пр., что облегчит их строгую пространственную привязку и выполнение разного рода расчетов.

8. Требование соблюдения геологической однородности диктует необходимость того, что каждый выделяемый участок не должен разделять разнотипные структурно-фациальные зоны, а находиться внутри них и быть однородным по общему геологическому строению и условиям нефтегазоносности.

9. Контуры участков при достаточно хорошей изученности района должны проводиться по середине между месторождениями или перспективными локальными объектами, а в случаях, когда положение их неизвестно – на удалении от центральной части участка, кратном расстоянию между локальными объектами, характерными для данной  (зоны).

Основные предложения по совершенствованию системы  лицензи­рования сводятся к распределению ответственности между Федераль­ным правительством, регионами и добывающими компаниями по изу­чению государственного фонда недр и воспроизводству запасов нефти и природного газа.

Данная система должна обеспечить определение приоритетов и опережающий выход государства на новые перспективные направле­ния ГРР, совместное финансирование геологических исследований и раз­деление рисков бюджета и недропользователей, ограничение работ на экологически или социально - экономиче­ски уязвимых территориях и акваториях, а также стратеги­ческое сдерживание (по конъюнктур­ным или политическим сообра­жениям и, наконец, мониторинг лицен­зирования преды­дущих этапов для принятия текущих организацион­ных решений.

Все вышеперечисленные приоритеты должны обеспечивать инте­ресы региона, прежде всего – за счет привлечения инвестиций, увели­чения бюджетной составляющей области, формирования новых рабо­чих мест в добывающей промышленности и геологоразведочном про­изводстве включая малый и средний бизнес.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Результаты исследований и их практическая реализация представ­ляют собой решение крупной народнохозяйственной проблемы по обоснованию методологических основ формирования программ вос­производства запасов нефти и газа в современных условиях и прове­дения лицензионной политики с целью организации рационального недропользования региона. Проведенные исследования позволяют сделать следующие выводы и рекомендации:

  1. Разработанная геолого-экономическая модель изучения перспек­тив нефтегазоносности Северо-Западного региона позволяет на современном этапе решать задачи обеспечения подготовки сырье­вой базой углеводородов в соответствии с изученностью и потенциа­лом региона.
  2. Предложенные методологические принципы и методы выделе­ния зон нефтегазонакопления (ЗНГН), отвечают условию вы­бора гене­тически и морфологически однотипных объектов  поисковых работ на нефть и газ и позволяют формировать целенаправленные (в пределах (мега-) комплексов) и эффективные программы геологиче­ского изуче­ния нефтегазоперспективных земель.
  3. Выполненная оценка ресурсного потенциала выявленных и пер­спективных зон нефтегазонакопления позволила существенно пе­реоценить как отдельные нефтегазоносные комплексы, так и диффе­ренцировать перспективные земли нераспределенного фонда недр СЗ региона.
  4. Предложенная усовершенствованная методология оценки эф­фек­тивности и экономической целесообразности геологоразведочных работ всех стадий на перспективных объектах обеспечивает оптимиза­цию методики проведения региональных и поисковых геологоразве­дочных работ и определению рационального уровня их детальности как для региона, так и компании.
  5. Разработанный модельно-методологический комплекс изуче­ния и освоения потенциала региона,  включающий моделирование сценариев воспроизводства запасов (зависящее от уровней обеспечен­ности и востребованности), прогноз добычи нефти и газа при различ­ных вариантах ввода месторождений в освоение по распределенному и нераспределенному фонду недр позволил разработать сценарные ус­ловия развития ТЭКа в Северо-Западном регионе России.
  6. Модель сбалансированного воспроизводства запасов позво­лила выработать количественные параметры, характеризующие эф­фективность геологического изучения перспективных участков, обос­новать приоритетные направления лицензирования недр и механизм их лицензирования.
  7. Усовершенствованная методология оценки эффективности ре­гиональных, и поисково-разведочных работ на нефть и газ позво­ляю­щая научно обосновать экономическую целесообразность геолого­раз­ведочных работ любой стадии и необходимую степень их деталь­ности.
  8. Предложенные методические приемы и схема оптимизации ре­гионально-зональных работ на нефть и газ для объектов различных масштабов и изученности может быть применена в других бассейнах и на ранних стадиях изучения позволяет рационально использовать  бюджетные средства для проведения ГРР.
  9. Разработаны принципы формирования программ лицензирова­ния, отвечающих моделям воспроизводства запасов углеводородов и учитывающих изученность и конъюнктуру.
  10. Разработанные научные подходы создания стратегии недрополь­зования  позволили сформировать Программу воспроизвод­ства запасов нефти и газа и лицензирования недр Северо-Западного региона, обеспечивающей достижение заданных уровней добычи и высокую геолого-экономическую эффективность освоения ресурсов нефти и газа региона.
  11. На основе разработанных методических приемов выполнена гео­лого-экономическая оценка прогнозных и локализованных ресур­сов УВ, а также районирование Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции с целью обоснования приоритетных направления лицензи­рования и размещения объемов геологоразведочных работ.
  12. Разработанные на примере Северо-западного региона методологи­ческие подходы к вопросам воспроизводства запасов в со­временных условиях могут быть широко применены в других регио­нах, а отдель­ные части методологии могут быть использованы как ме­тодические рекомендации при разработке программ геологического изучения и программ лицензирования.
  13. Усовершенствованы теоретические основы и предложен меха­низм государственного участия в ГРР и регулирования лицензионной деятельности, разработаны организационные подходы к процессу ли­цензирования недропользования в условиях реформирования норма­тивно-правовой базы, предложены механизмы адаптации лицензион­ной политики и системы налогообложения к современным условиям недропользования.
  14. Научно обоснованы рекомендации и контрольные цифры освое­ния нефтегазовых ресурсов регионов северо-запада России, включая Рес­публику Коми, Калининградскую область, Ненецкий ав­тономный ок­руг, а также шельфы Баренцева (Печорского) морей.

Основные работы, опубликованные по теме диссертации:

Монографии:

  1. Нефтегазовый потенциал и геолого-экономические показатели подго­товки и освоения углеводородного сырья в Тимано-Печорской провинции. -  СПб., 1995. -  98 с. (Соавторы: Л.З.Аминов, М.Д.Белонин, В.И.Богацкий и др.).
  2. Нефтеперспективные объекты Республики Коми (геолого-эко­номиче­ский анализ).- Ухта, ТП НИЦ, 1999.-384с. (Соавторы: Л.З.Аминов, М.Д.Белонин, А.П.Боровинских и др.).
  3. Методология и практика геолого-экономической оценки краевых сис­тем древних платформ (на примере Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции) - СПб., 2000.- 311 с. (Соавторы: Л.З.Аминов, М.Д.Белонин, В.И.Богацкий, и др.).
  4. Докембрий Восточно-Европейской платформы: геология и нефтегазо­носность.- СПб., 2002.- 391 с. (Соавторы: Р.Е.Айсберг, Н.В.Аксаментова, М.Д.Белонин и др.).
  5. Тимано-Печорская провинция: геологическое строение, нефтегазонос­ность и перспективы освоения.- СПб.: Недра, 2004. - 396с. (Со­авторы: М.Д.Белонин, Е.Л.Теплов, Г.Ф.Буданов, С.А.Данилевский).
  6. Сырьевая база углеводородного сырья и его прогноз. Нетрадицион­ные источники углеводородного сырья - СПб.: Недра, 2004. -236 с. (Соав­торы: М.Д.Белонин, Ю.Н.Григоренко).
  7. Основные положения Программы комплексного освоения ресурсов уг­леводородного сырья Северо-Западного региона России до 2020г.- СПб.: ВНИГРИ, 2005.- 116с. (Соавтор М.Д.Белонин).
  8. Методология и практика воспроизводства запасов нефти и газа (Се­веро-Западный регион) в современных условиях – СПб.: Недра, 2005.- 492с.

Статьи, доклады, разделы сборников, тезисы докладов:

  1. Особенности геологического строения и выбор приоритетных направ­лений геологоразведочных работ на нефть и газ в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции //Актуальные проблемы нефтегазовой геологии - Л.: Недра, 1991.- С. 215-223. (Соавторы: Г.Ф.Буданов, А.С.Головань, Л.Г.Каретников, Н.М.Невская, А.А.Султанаев, Б.А.Яралов).
  2. О тектонической приуроченности локальных поднятий в платформен­ном чехле // Геотектоника N 3.- 1991,  С. 117-120 (Соавтор А.А.Отмас)
  3. Методы прогнозирования зон выклинивания и неантиклинальных ло­вушек  в терригенных отложениях нефтегазоносных бассейнов (на примере Тимано-Печорской провинции // Актуальные проблемы нефтегазовой геоло­гии - Л., НЕДРА, 1991.- С.151-159  (Соавторы: Г.Ф.Буданов, Н.С.Окнова, В.Г.Должанский и др.).
  4. Геолого-экономическая оценка перспективных ресурсов нефти и газа Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции // Проблемы экономики ми­нерального сырья Северо-Востока Европейской части СССР. Труды Коми научного центра УрО АН СССР, вып. 124.- Сыктывкар,1991.- С.28-34. (Соав­торы: Л.Г.Каретников, Г.П.Сверчков).
  5. Зависимость размещения и параметров поднятий Тимано-Печорской провинции от величины региональных уклонов // Научно-технические дос­тижения и передовой  опыт  в области геологии и разведки недр. Информаци­онный сборник. МГП "Геоинформарк", вып. 7 - М.: 1992.- С.  3 – 7. (Соавтор А.А.Отмас).
  6. Анализ результатов геолого-экономической оценки локализованных ре­сурсов нефти Тимано-Печорской провинции // Поиски, разведка и добыча нефти и газа в Тимано-Печорском бассейне и Баренцевом море. Доклады II Международной конференции. 24-28. 06. 1996, том 2, СПб., 1996.- С. 143-149 (Соавтор А.А.Отмас).
  7. Компьютерная технология анализа и экономической оценки инвестици­онных проектов (программная система INVESTOR) // Минераль­ные ресурсы России, N 6, 1997.- С. 51-52 (Соавтор Г.А.Григорьев А.А.Отмас).
  8. Тектонические показатели нефтегазоносности Севера Восточно-Евро­пейской платформы (в исследованиях отдела Северо-Западных террито­рий Европейской части РФ) // Нефтегазовая геология на рубеже веков. Про­гноз, поиски, разведка и освоение месторождений. Доклады Юбилейной кон­ференции ВНИГРИ в трех томах. СПб., 1999. -  Том 2, С.229-233.(Соавторы: Г.Ф. Буданов, В.Н.Макаревич и др.).
  9. Геолого-экономические условия освоения перспективных объектов Ти­мано-Печорской провинции // Нефтегазовая геология на рубеже веков. Прогноз, поиски, разведка и освоение месторождений. Доклады Юбилейной конференции ВНИГРИ в трех томах. СПб., 1999.- Том 3, С.255-264. (Соав­торы: Г.А.Григорьев, А.А.Отмас, В.И.Богацкий, Ю.А.Панкратов, В.А.Безрук).
  10. Итоги и перспективы научных исследований в области изучения геоло­гии и нефтегазоносности Тимано-Печорской // История и нефтегеологи­ческие исследования ВНИГРИ (1929-1999). Доклады Юбилейной конферен­ции ВНИГРИ в трех томах. СПб., 1999. - С.159-164 (Соавторы: М.Д.Белонин, В.Н.Макаревич, Г.Ф.Буданов и др.).
  11. Типы месторождений  и их прогноз на шельфах Баренцева и Кар­ского морей //Перспективы развития и освоения топливно-энергетической базы Северо-Западного экономического района Российской Федерации. Док­лады Второй Международной Конференции. СПб., 2000.- С.70-76 (Соавтор Ю.Н.Гололобов).
  12. Минерально-сырьевая база Республики Коми // Минеральные ре­сурсы России. Экономика и управление. Специальный выпуск. Июль 2000 г., - С.11-21 (Соавторы: В.И.Гайдееек, Ю.А.Панкратов).
  13. ТЭК Северо-Западного федерального округа Российской Федерации // Доклады  Всероссийского съезда геологов и научно-практической геологи­ческой конференции, посвященных 300-летию горно-геологической службы "Геологическая служба и минерально-сырьевая база  России на пороге XXI века". Секция "Состояние и перспективы развития сырьевой базы углеводо­родов". СПб, 2000. - С.5-47 (Соавтор М.Д.Белонин).
  14. Ресурсная база углеводородов Северо-Западного Федерального ок­руга как основа развития ТЭК // Материалы Международного  Форума "Топ­ливно-энегетический комплекс России: Региональные аспекты" Санкт-Петер­бург, 2-5 апреля, 2002г. СПб., 2002.- С.32-37. (Соавторы:  М.Д.Белонин, А.А.Отмас).
  15. Результаты геолого-экономической оценки нефтеперспективных объек­тов нераспределенного фонда недр Ненецкого автономного округа // Сборник статей Третьей Международной Конференции "Теория и практика геолого-экономической оценки нефтегазовых объектов. Оценка инвестици­онной привлекательности объектов лицензирования" Санкт-Петербург, 24-28 июля 2002г., СПб.: Недра, 2003.- С.70-85  (Соавторы: Г.А.Григорьев, А.А.Отмас).
  16. Стратегия освоения сырьевой базы углеводородов Северо-Запад­ного региона России // Сборник докладов ФОРУМА "Топливно-энергетиче­ский комплекс России: Региональные аспекты", Материалы Конференции "Инвестиционные проекты ТЭК. Состояние и перспективы отрасли в стра­нах СНГ" Санкт-Петербург, 8-11 апреля  2003г. СПб., 2003.- С.37- 39 (Соав­торы: М.Д.Белонин, А.П.Боровинских, А.В.Гетман).
  17. Обеспеченность ресурсами нефти развития трубопроводного транс­порта в северо-западном регионе России // Минеральные ресурсы Рос­сии. Экономика и управление. Выпуск 4, 2003. – С. 23-29 (Соавторы: М.Д.Белонин, Р.Р.Мурзин).
  18. Перспективы освоения сырьевой базы нефти Северо-Западного феде­рального округа // Нефтегазовая вертикаль, № 17 (99), ноябрь 2003.- С. 35-40. (Соавтор М.Д.Белонин).
  19. Экономические аспекты освоения ресурсов нефти в пределах шель­фовой зоны Тимано-Печорской провинции. //Сборник  докладов Междуна­родной научно-практической  конференции “Настоящее и будущее сырьевой базы морской нефтегазовой промышленности России". СПб., Из-во Недра, 2004.- C. 62-74. (Соавторы: Г.А.Григорьев, А.А.Отмас).
  20.   Воспроизводство запасов СЗФО. Региональный аспект //Нефтегазовая вертикаль,  2004, №4. С. 41-46.(Соавтор М.Д.Белонин).
  21. Ресурсная база и сценарий развития ТЭК // Нефтегазовая верти­каль, 2004, № 4. С. 36-40. (Соавтор М.Д.Белонин).
  22. Ресурсная база нефти и газа Северо-Западного региона России и пер­спективы ее освоения // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление.  2004, Выпуск 3,  С. 17-22 (Соавтор М.Д.Белонин).
  23. Прирастет ли богатство России Северо-Западом? Проблемы созда­ния Государственной программы комплексного освоения и воспроизводства запасов и ресурсов углеводородов // Нефть России, 2004, № 7, С. 105-108  (начало) и  № 8, С.111-115 (окончание) (Соавтор М.Д.Белонин).
  24. Сырьевая база нефти и газа северо-западного региона России //Сырьевая база углеводородного сырья и его прогноз. Нетрадиционные ис­точники углеводородного сырья" СПб.: Недра, 2004.-  С. 43-52 (Соавторы: М.Д.Белонин А.В.Куранов).
  25. Воспроизводство запасов нефти и газа как неотъемлемая часть про­граммы комплексного изучения и освоения  северо-западного региона России на 2004-2020гг. // Сырьевая база углеводородного сырья и его про­гноз. Нетрадиционные источники углеводородного сырья. СПб.: Недра, 2004. - С. 61-72 (Соавтор М.Д.Белонин).
  26. Обеспеченность ресурсной базой углеводородов развития трубопро­водного транспорта в пределах северо-западного  региона России // Сырьевая база углеводородного сырья и его прогноз. Нетрадиционные источ­ники углеводородного сырья.  - СПб.: Недра, 2004.-  С.73-83 (Соавторы: М.Д.Белонин, Ю.В.Подольский).
  27. Геолого-экономическая оценка локальных объектов нераспределен­ного фонда недр Ненецкого АО, перспективных на нефть // Сырьевая база углеводородного сырья и его прогноз. Нетрадиционные источ­ники углеводородного сырья. СПб.: Недра, 2004. - С. 101-107 (Соавторы: Г.А.Григорьев,  А.А.Отмас).
  28.   Перспективы освоения сырьевой базы Печороморского шельфа (экономические аспекты) // Сырьевая база углеводородного сырья и его про­гноз. Нетрадиционные источники углеводородного сырья. СПб.: Недра, 2004. - С.108-125 (Соавторы: Г.А.Григорьев,  А.А.Отмас).
  29.   Комплексное освоение запасов и ресурсов углеводородов северо-за­пада России  // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых ме­сторождений, М. ВНИИОЭНГ,  2004, №12, С. 18-29 (Соавтор М.Д.Белонин).
  30. О стратегии воспроизводства запасов нефти и газа в Тимано-Печор­ской провинции и на ее акваториальном продолжении // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. Выпуск 1, 2005.- С. 27-34 (Соавтор М.Д.Белонин).
  31. Проблемы подготовки и освоения запасов углеводородов Северо-За­пада России //Сборник докладов научно-практической конференции "Ком­плексное изучение и освоение запасов  и ресурсов углеводородного сырья Северо-Западного региона", СПб.: Недра,  2005.- с. 62-71 (Соавторы: М.Д.Белонин, А.А.Отмас).
  32. Стратегия лицензирования как механизм реализации политики госу­дарства при освоении Северо-Запада Российской Федерации // Сборник материалов научно-практической конференции "Недра России-пути удвоения ВВП", СПб.: Недра.2005.- С.47-53 (Соавторы: В.Н.Макаревич А.А.Отмас).
  33. СЗФО: достижения и просчеты прошедшего года // Нефтегазовая вертикаль,  2005, №4.- С. 40-43. (Соавтор М.Д.Белонин).
  34. Сырьевая база нефти и газа Северо-Западного региона Российской Федерации // НефтьГазПромышленность, 2005, № 5(17). - С.28-31.
  35. Подготовка новых запасов  нефти и газа - залог стабильного разви­тия Северо-Западного региона // НефтьГазПромышленность, 2005, № 6(18).- С.31-35
  36. Лицензирование как инструмент рационального использования недр СЗФО //НефтьГазПромышленность, 2005, № 7(19). - С.59-61
  37. СЗФО год спустя: что изменилось? // Нефтегазовая вертикаль. 2006,  № 5 (144).- С. 42-45.
  38.   Мелкие и трудноосваиваемые месторождения нефти Северо-Запада России // НефтьГазПромышленность, 2006, № 4 (24).- С.64-67 (Соавторы: В.Н.Макаревич,  Б.И.Давыденко, Г.А.Григорьев и др.).
  39. Углеводородная "терраинкогнита". Северо-западный регион России по-прежнему остается малоосвоенным в плане нефте- и газодобычи // Нефть России. 2006, №9.-  С.48-51 (начало) №10.- С. 30-33 (продолжение) (Соавтор М.Д.Белонин).
  40. Полезные ископаемые и перспективы расширения минерально-сырье­вой базы. Нефть и газ. Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция // Геология и полезные ископаемые России. Книга 1. Запад России и Урал. Ре­дакторы Б.В.Петров, В.П.Кириков. СПб.: ВСЕГЕИ, 2006.-  С.359-375.
  41. Основные направления развития нефтегазового комплекса Северо-За­падного федерального округа // НефтьГазПромышленность, 2007, № 1 (29).-С.64-67(начало),  № 2 (30).- Сс. 32-34  (продолжение) (Соавторы: В.Н.Макаревич, Г.А.Григорьев).
  42. Оптимизация региональных и поисковых геологоразведочных работ как механизм эффективного взаимодействия государства и компаний по вос­производству запасов нефти и газа //  Минерально-сырьевые ресурсы. Эконо­мика и управление. 2007, № 3. Сс. 50-65. (Соавтор Г.А.Григорьев).
  43. Petroleum potential of Timan-Pechora petroleum province // Abstracts: 30-th INTERNATIONAL Geological Congress. Beijing, China, 4 -14 August 1996. Volume, 10-2-22 (With V.N.Makarevich, M.D.Belonin, V.I.Bogatsky).
  44. Biogenic Carbonate Complexes and Their Petroleum Potential, Timan-Pechora Province // Abstracts: AAPG Hedberg Conference."Carbonate Reservoirs of the World Problems, Solutions and Strategies For the Future", Pau, France, September 22-26, 1996. Session II. № 7. (With M.D.Belonin,  V.N.Makarevich, V.A.Kholodilov).
  45. Paleothermal History Reconstruction is a Basis for Modeling of Condi­tions of Hidrocarbon Generation // Abstracts: AAPG International Conference and Exhibition. Sept. 7-10,. 1997. Vienna, p. 48 (Bulletin AAPG N 8, 1997). 
  46. The Timan-Pechora Oil and Gas Basin: Geological Structure, Hydrocar­bon Potential //Abstracts: VNIGRI/AAPG Regional International Conference "Ex­ploration and Production Operations In Difficult and Sensitive Areas", July 15-18.2001, 07-2 (With M.D.Belonin, V.N.Makarevich, V.I.Gaideek, A.P.Borovinskikh, V.I.Bogatsky, S.I.Fedorov).





© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.