Cтраница 1
![]() |
Схема распределения локализованных геологических ресурсов УВ по условным расчетным районам Каспийского моря. [1] |
Углеводородный потенциал каждого из экваториальных районов этой провинции подтвержден современными открытиями промышленных залежей или нефтегазопроявлений в отложениях юры, мела и, в меньшей степени, кайнозоя и распределен в целом весьма неравномерно. [2]
![]() |
Схема распределения локализованных геологических ресурсов УВ по условным расчетным районам Каспийского моря. [3] |
Наибольший углеводородный потенциал на севере провинции связывают с Промысловским и Сегендыкским районами, которые содержат соответственно до 3000 млн. и до 1000 млн. т УТ. При этом в пределах Промыс-ловского района наибольший интерес представляют Кулалинский вал с поднятием Курмангазы и рядом возможных ловушек в доюрском комплексе и так называемый Лаганский порог - южная морская ветвь кряжа Карпинского, где в юрских и нижнемеловых отложениях может быть сосредоточено более 1 000 млн. т нефти, газа и конденсата. Существенные ресурсы ( 2900 - 3100 млн. т УТ) связаны также с Центральным ( Дербентским) глубоководным районом, где наиболее значимые ловушки представлены крупными сводами - Центральным, Ялама-Самур, Самур-море, Хазарским, Хачмас и другими, каждый из которых может концентрировать в себе от 80 - 100 до 400 - 700 млн. т УТ. При этом часть потенциала может быть локализована не только в юрско-меловых, но и в триасовых отложениях. [4]
Углеводородный потенциал округа находится на начальном этапе освоения. [5]
В целом углеводородный потенциал континентального шельфа способен обеспечить высокие уровни добычи, которые при благоприятных условиях могли бы составить до 45 % всего объема добычи газа. В соответствии с Энергетической стратегией России к 2020 году на Арктическом шельфе планируется добывать до 25 % нефти и более трети газа от общей добычи с российских месторождений. [6]
Современные оценки суммарного углеводородного потенциала гигантского вснд-рифейского осадочно-метаморфического комплекса не превышают остаточного одноименного потенциала палеозоя. Необходимо выполнение научно-производственной программы работ по венду - рифсю, чтобы уточнить указанную оценку. Есть основания ожидать, что она окажется выше. [7]
Для окончательной оценки углеводородного потенциала региона необходима доразведка потенциальных ресурсов углеводородов. [8]
Анализ реологического разреза и его1 нефтеносности, а также условий формирования залежей нефти позволяют сделать вывода том, что углеводородный потенциал Республики Татарстан остается довольно высоким. Рассмотрены ключевые направления увеличения эффективности разработки нефтяных месторождений Республики Татарстан. В последние годы в Республике Татарстан важнейшим фактором прддеряеания добычи; нефти на высоком уровне является сохранение в действующем фонде убыточных малодебитных и высоко обводненных скважин за счет прогрессивного налогообложения, установленного Государственным Советом и Кабинетом Министров Республики Татарстан в соответствии с Законом РТ О нефти и газе. При этом значительный объем нефти извлекается за счет внедрения меро-прьвггий по повышению нефтеотдачи пластов, а также из введенных новых месторождений с применением специального налогового режима. [9]
В отличие от Западной Сибири, большинство областей Восточной Сибири и Дальнего Востока находятся на региональном и поисково-оценочном этапах изучения углеводородного потенциала их недр. Это значит, что даже если сегодня будут начаты активные ГРР в данном регионе, до момента ввода месторождений в эксплуатацию пройдет еще 8 - 14 лет. На этапе доразведки и подготовки к эксплуатации находится только Ковыктинское газоконденсатное месторождение. [10]
Именно в этих бассейнах мощность осадков достигла рекордной величины в 20 и более км, что в решающей степени определило их углеводородный потенциал. Периодически во всех бассейнах пояса возникали условия, особенно благоприятные для накопления органического вещества ( ОВ) - доманиковые фации в верхнем девоне Тимано-Печорского и Волго-Уральского бассейнов, баженотипные - в верхах юры Баренцевоморского бассейна, майкопские - в олигоцене-нижнем миоцене Среднекаспийского и Южнокаспийского бассейнов, диатомовые - в Южнокаспийском бассейне. Но генератором углеводородов несомненно служили и толщи, менее обогащенные ОВ, причем не только морские, но и озерно-дельтовые. [11]
Причины расхождений в оценках независимых групп экспертов, составляющих в целом не более 17 - 19 %, кроются, вероятно, в разных подходах к оценке углеводородного потенциала как отдельных ключевых структур, так и их зон, и слагающих их продуктивных комплексов. [12]
Данная концепция определила главн ую цель настоящего проекта: разработка научных основ энерго - и ресурсосберегающей технологии комплексной переработки не находящих промышленного использования отходов технических растительных масел и животных жиров, с целью расширения ими углеводородного потенциала химической промышленности. [13]
Огромный объем новых данных по геологии и нефтегазоносности Каспия, полученных в конце 80 - х годов и, особенно, в последнее десятилетие многими, и, в первую очередь, негосударственными организациями, предприятиями и компаниями, поставил проблему построения обновленной структурной и историко-геологической модели Каспия, отвечающей современным геолого-геофизическим данным, и тесно связанную с ней проблему формирования новых подходов к оценке их углеводородного потенциала. [14]
Несмотря на многочисленные случаи возникновения негативных социально-экономических и экологических последствий от проявления ЧГС: а) проблема изучения и прогнозирования ЧГС не рассматривалась в контексте с проблемами устойчивого развития и экологической безопасности регионов, с требованиями и нормативными положениями по обеспечению промышленно-экологической безопасности действующих объектов нефтяной и газовой промышленности; б) отсутствует нормативная база по оценке современного геодинамического состояния недр в районах интенсивного освоения их углеводородного потенциала; в) отсутствует методология и практика единой системы геодинамического и геоэкологического мониторинга природно-техногенных процессов и контроля за их влиянием на окружающую среду в районах разработки месторождений нефти и газа; г) в проектной и технологической документации, в ТЭО на создание новых и развития существующих нефтегазодобывающих комплексов, в мероприятиях по обеспечению их безопасного функционирования не учитывалась возможность возникновения ЧГС как фактора промышленного и экологического риска; д) в лицензиях, выдаваемых компаниям и фирмам, не предусматривались необходимые требования по геодинамическому контролю ( мониторингу) при разработке месторождений углеводородов; е) не разработаны требования к эколого-геодинамической экспертизе проектов создания новых и развития существующих нефтегазодобывающих компексов, расположенных в районах повышенного геодинамического риска. [15]