Основные нефтегазоносные бассейны России

ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время человечество очень зависимо от нефти, которая широко внедрилась в экономику, энергетику, практически во все отрасли народного хозяйства, да и во все наши повседневные дела. Человечество привыкло к нефти как к воздуху и уже не осознает ее широкое значение и незаменимость. От нефти зависит структура и качество функционирования всей экономики, богатство страны и качество жизни ее жителей. Существует выражение, что нефть - кровь экономики. Нефть и природный газ используются как горючее, являются существенными компонентами удобрений, от которых зависит мировое сельское хозяйство. Нефть дает нам пластмассу и химикаты, которые являются кирпичиками и цементирующим раствором фундамента сегодняшней цивилизации, которая рухнет, если нефтяные скважины всего мира внезапно высохнут.

Самый важный источник энергии - опять же нефть, которая обеспечивает 33,1% мирового энергопотребления. Она обладает высокой энергоемкостью и удобна для транспортировки, что делает ее практически незаменимым энергетическим ресурсом. Среди отраслей экономики в масштабах мира, нефтедобыча и нефтепереработка занимают первое место по денежному обороту.

Нефть очень важна для процветания нации, так как она дает энергию для развития транспортной системы и промышленности. Она также важна для выживания нации, так как в значительной степени влияет на обороноспособность страны. Многие военные машины используют нефть и продукты ее переработки в качестве топлива, поэтому ничего удивительного, что нефть оказывается в центре многих конфликтов.

Нефть делает отдельных людей очень богатыми, приносит огромную прибыль компаниям и может бедные страны превратить в процветающие. Нефть может быть как благословением, так и проклятием. Все зависит от умения стран распоряжаться доставшимся им потенциалом.

Точного количества нефти, оставшегося в земных недрах, точно никто назвать не способен. Тем не менее, по самым оптимистическим прогнозным оценкам, к середине XXI века будет выкачана половина всего мирового нефтяного запаса. Весной 2013 года служба аналитической информации Международной организации кредиторов (WOC) представила результаты исследования соотношения сырьевой базы и достаточности нефтегазового сырья в мире. В своих расчетах эксперты пользовались статистикой и оценками СIA и ОПЕК.

По данным ОПЕК, развивающиеся страны контролируют 2/3 мировых запасов нефти, наиболее необходимого человечеству ресурса, который стремительно истощается. Самая значительная доля мировых запасов нефти находится в Саудовской Аравии и Венесуэле.

Нефтяные запасы Саудовской Аравии эксперты оценили в 262 млрд баррелей. При текущих объемах добычи нефти в стране хватит на 72 года. В запасе у Венесуэлы содержится 211 млрд баррелей, которых хватит на 234 года. На третьем месте по этому показателю Канада (175 млрд баррелей, которых хватит на 26 лет). Далее следуют Иран и Ирак, нефтяных запасов которых должно хватить на 88 и 128 лет, соответственно. На шестом месте Кувейт, которому своего черного золота хватит только на 11 лет.

Запасы нефти в России, по оценкам WOC, находятся на уровне 82 млрд баррелей. Этой нефти РФ хватит на 21 год. Девятое место в этом списке занимает Ливия (46 млрд баррелей хватит на 77 лет), а замыкает первую десятку стран Нигерия (37 млрд баррелей хватит на 42 года).

При пересчете запасов на душу населения лидером становится Кувейт, за ним следуют Объединенные Арабские Эмираты (ОАЭ) и Катар. При текущих объемах доказанных запасов и объемах добычи человечеству хватит нефти примерно на 50 лет.

Согласно последним расчетам компании BP, мировых запасов нефти должно хватить на 54 года. В ежегодном «Статистическом обзоре мировой энергетики» (Statistical Review of World Energy) специалисты BP отмечают, что мировые запасы нефти по итогам 2011 года выросли на 1,9 % - до 1,65 трлн баррелей с пересмотренных 1,62 трлн баррелей в 2010 году.

Ведущим мировым регионом по объемам нефтяных запасов остается Ближний Восток - 795 млрд баррелей, или 48,1 %. Причем лидером по запасам нефти по версии BP является не Саудовская Аравия (как считают в WOC), а Венесуэла. На начало 2012 года доказанные запасы нефти в Венесуэле составили 296,5 млрд баррелей, или около 18 % общемировых запасов. Запасы нефти в Саудовской Аравии в конце прошлого года находились на отметке 265,4 млрд баррелей (16 % от общемировых запасов).

Третье место и здесь занимает Канада с 175,2 млрд «доказанных» баррелей - это 11 % от общемирового показателя. По расчетам Вritish Рetrolerum, Россия на конец прошлого года располагала залежами нефти объемом 88,2 млрд баррелей (12,1 млрд тонн). Показатель вырос на 5,3 % к 2010 году. Стране хватит нефти на 23,5 года. Финансовая группа UBS в своём новом докладе по состоянию дел в нефтяной сфере планеты оценила нефтяные запасы России в 77 млрд баррелей, которых должно хватить на 21 год.

Эти факты указывают на актуальность выбранной темы данной работы.

Объектом исследования является географический обзор основных нефтегазоносных бассейнов России.

Цель работы: описание особенностей наиболее нефтеносных и перспективных бассейнов России.

Задачи работы:

.        Охарактеризовать основные наземные нефтегазоносные бассейны России.

.        Охарактеризовать нефтегазоносные месторождения шельфа.

Структура работы определяется целью и задачами. В главе 1 характеризуются наземные нефтегазоносные бассейны России: Поволжье, Западная и Восточная Сибирь, Тимано-Печора и Северный Кавказ. В главе 2 рассматриваются нефтегазоносные бассейны шельфа Российских морей. В главе 3 дается разработка тематического урока по теме: «География нефтегазоносных бассейнов России» для учащихся 9-10 классов общеобразовательных школ.

Глава 1. ОСНОВНЫЕ НАЗЕМНЫЕ НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ БАССЕЙНЫ РОССИИ

Поволжье.

Первая нефть Поволжья была обнаружена благодаря работам И.М. Губкина, доказывавшего, что на пространстве между Волгой и Уралом должны существовать месторождения нефти. И действительно, в 1930-х годах месторождения нефти были обнаружены в Предуралье, на Самарской Луке и около Бугуруслана. Первые месторождения были небогатыми: нефть извлекалась тогда из малодебитных месторождений, залегающих в пермских и каменноугольных отложениях. Добыча составляла около 1 млн тонн в год.

И.М. Губкин настаивал на поисках девонской нефти, залегающей более глубоко. Богатейшие запасы девонской нефти были открыты во время войны в Туймазах (Башкирия) и почти одновременно на Самарской Луке. После этого Поволжье вышло на первое место в стране по добыче нефти.

В отличие от других районов, подавляющая часть нефтяных ресурсов Поволжья сосредоточена в крупных и крупнейших месторождениях. При этом промышленные горизонты здесь находятся на сравнительно небольшой глубине: в Татарии, например, до 2 тыс м, а в Куйбышевской области пока не свыше 3 тыс м. В Азербайджане же, как известно, вводятся в эксплуатацию скважины глубиной в 5 тыс м и более. Многие нефтяные месторождения имеют по нескольку продуктивных пластов. Разработка их особенно эффективна, так как нефть извлекается одновременно из нескольких горизонтов.

В Поволжье впервые в мире были разработаны прогрессивные методы добычи нефти, применение которых позволяет извлекать ее фонтанным способом. Непрерывное фонтанирование достигается искусственным поддержанием пластового давления при помощи воды, закачиваемой вокруг контура нефтяной залежи или внутри нее, если залежь, как, например. Ромашкинская, очень велика по площади. Эти способы называются законтурным и внутриконтурным заводнением. Они позволяют эксплуатировать нефтяные месторождения малым числом скважин. Все это, вместе взятое, значительно снижает себестоимость добычи нефти. Поэтому поволжская нефть - самая дешевая в нашей стране: ее себестоимость в два раза меньше средней и в 4-5 раз меньше, чем в старых нефтяных районах Кавказа [24 <#"886006.files/image001.gif">

Рис. 1. Лено-Тунгусская нефтегазоносная провинция

Рис. 2 - Лено-Вилюйская нефтегазоносная провинция

Иркутский бассейн расположен на юге Сибирской платформы в зоне ее сочленения с Байкало-Патомской складчатой системой, Восточными Саянами и Енисейским кряжем.

На северо-востоке он граничит с Лено-Вилюйским бассейном, а на севере с Тунгусским бассейном. Размеры его составляют 1100 × 750 км2. Наиболее крупными тектоническими элементами в его пределах являются Непско-Ботуобинская антеклиза, Предпатомский региональный прогиб, Присаяно-Енисейская синеклиза и Ангаро-Ленская ступень.

Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн.

Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн является одним из крупных нефтегазоперспективных регионов с развитой нефтегазодобывающей отраслью на территории России.

В географическом отношении его территория относится к северо-восточной части Русской равнины. В пределах суши территория бассейна охватывает практически весь бассейн реки Печоры с ее притоками и рек, впадающих в Печорский сектор Баренцева моря (Коротаиха, Морею, Черная). Общая площадь - около 330 тыс км2.

В административном отношении территория бассейна находится в пределах Республики Коми, а северная ее часть охватывают всю восточную часть Ненецкого автономного округа Архангельской области с центром в городе Нарьян-Мар.

Достаточно давно, еще в 1762 году на реке Ухта были отмечены первые выходы нефти, а первый сбор нефти был организован на реке Ярега, впадающей в реку Ухту. Затем предпринимателем Федором Прядуновым был организован первый кустарный нефтеперегонный заводик. Образцы нефти были доставлены в Петербург, а оттуда на исследование за рубеж. Неоднократные попытки организовать разведку и добычу нефти до революции не увенчались успехом, и лишь в 1929 году на Ухту была отправлена первая крупная экспедиция, которая занялась систематическими исследованиями на севере европейской части России всех полезных ископаемых, включая нефть. Геологической службой руководил известный геолог-нефтяник Н.Н. Тихонович. Уже в 1930 году впервые на территории России была получена нефть из девонских песчаников на реке Чибью в черте современного города Ухта. На месте этой скважины сейчас установлен памятный знак.

Получение нефти из девонских песчаников позволило известному ученому-нефтянику Губкину предположить, что эти отложения будут присутствовать и в более южных районах России. Действительно, уже в 1929 году было открыто первое нефтяное месторождение в Перми (Чусовские городки). Затем были открыты: в 1932 году - Ишимбаевское месторождение, а вслед за ними Туймазинское в Башкирии. С этого и началась разведка так называемого «второго Баку» (Татария, Башкирия, Саратовская, Самарская, Пермская и Оренбургская области). Подобное название район получил потому что ранее нефтяные месторождения были известны только в Баку, в районе Гурьева (Казахстан) и на Кавказе (Майкоп и Грозный). Исторически, получение нефти в Ухте положило начало широкому развертыванию поисково-разведочных работ на Русской платформе.

В 1932 году в районе Ухты было открыто Ярегское месторождение с достаточно крупными запасами. Но полученная нефть оказалась настолько вязкой, что очень долго оставался открытым вопрос о возможности ее добычи. После длительных дебатов добычу нефти организовали шахтным способом. Здесь же в 1937 году впервые в Советском Союзе была заложена первая нефтяная шахта. Гораздо позднее для промышленной добычи вязкой нефти стали применять паро-тепловой метод, что позволило резко увеличить коэффициент извлечения. Коэффициент извлечения высоковязкой нефти при шахтном методе составлял 5-6 %, а при использовании паро-теплового метода - 30-40 % и даже 50-60 %.

В 1935-1951 годах были открыты Войвожское, Нибельское, Верхнеомринское, Нижнеомринское месторождения, на базе которых и развивалась в дальнейшем нефтегазовая добыча Тимано-Печорской провинции. Но это были сравнительно небольшие месторождения, с запасами на самом крупном из них (Нижнеомринском) порядка 20 млн условных тонн, в том числе примерно одна треть из них - газ. Естественно, что добыча нефти в больших объемах не могла быть организована.

В 1959 году было открыто Западно-Тэбукское месторождение легкой нефти, первое по-настоящему крупное, с извлекаемыми запасами порядка 60 млн тонн.

В 1962 году открыто Мичаюское месторождение, получена первая тяжелая нефть из нижнепермских известняков на Усинском месторождении. Нефть оказалась такой же вязкой и тяжелой как на Ярегском месторождении.

В 1963 году были открыты Пашинское (40 млн тонн), Северо-Савиноборское и Джьерское (10 млн тонн) месторождения. В 1964 году было открытое крупнейшее на еропейском севере Вуктыльское газоконденсатное месторождение.

В 1978 году на Усинском месторождении открыты высокодебитные залежи, причем дебиты нефти из скважин достигали 600-700 тонн в сутки.

В настоящее время на территории Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции насчитывается свыше 180 месторождений, из которых - 136 нефтяных, 4 газоконденсатных, 2 нефтегазовых, 13 нефтегазоконденсатных, 12 газоконденсатных и 16 газовых.

Новые разрабатываемые месторождения расположены в северной части бассейна, где отсутствует общая и отраслевая инфрастурктура, затруднено решение транспортных проблем. Наиболее перспективно освоение таких месторождений, как Северо-Кожвинское, Южно-Лыжское, Южно-Тереховейское, Среднемакарихинское, Северо-Баганское, Южно-Юрьяхинское, Верхнегрубешорское, Пашорское. Также, в перспективе предусматривается интенсивное развитие добычи углеводородов на территории Ненецкого автономного округа и шельфовой зоны Баренцева моря.

На рисунке 3 представлена Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция.

Рис.4. Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция

В настоящее время на территории Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна осуществляется достаточно много крупных проектов. Наиболее крупные проекты на территории бассейна следующие:

. «Север ТЭК»

Предусматривает разработку Южно-Шапкинского, Южно-Ярьяхинского, Верхнегрубешорского и Пашорского месторождений. Запасы оцениваются в 40 млн тонн. Срок реализации проекта освоения - 15 лет. Объем необходимых инвестиций - не менее 350 млн долларов.

. «Северные территории»

Предусматривает разработку Хильчуюского, Южно-Хильчуюского, Яреюйского, Инзырейского месторождений. Необходимый объем инвестиций - 2 млрд долларов.

. Timan Pechora Company

Предусматривает разработку месторождений им. Романа Требса, им. Титова, а также Варандейского и Торавейского. Запасы оцениваются в 177 млн тонн. Необходимый объем инвестиций - 50 млрд долларов. Это наиболее крупный и перспективный проект, осуществляемый в Тимано-Печорском нефтеазоносном бассейне.

Северо-Кавказский нефтегазоносный бассейн.

Северо-Кавказский нефтегазоносный бассейн расположен в пределах Крымской и Ростовской областей, Краснодарского и Ставропольского краев Российской Федерации, бывших Калмыцкой ACCP, Кабардино-Балкарской ACCP, Северо-Осетинской ACCP, Чечено-Ингушской ACCP, Дагестанской ACCP и Каракалпакской ACCP, Мангышлакской области Казахской CCP . Площадь свыше 530 тыс км2. Первые продуктивные нефтяные скважины в западной части Северного Кавказа пробурены в 1864 году. Первый фонтан нефти в восточной части Северного Кавказа был получен в 1893 году (Старогрозненское месторождение). В начале 1960-х годов открыто первое нефтяное месторождение на Южном Мангышлаке и газовое на Южном Устюрте.

В настоящее время в разработке находятся 216 месторождений. Наиболее известные: Октябрьское, Джанкойское, Морское, Ленинградское, Березанское, Анастасиевско-Троицкое, Майкопское, Северный-Ставропольско-Пелагиадинское, Мирненское, Величаевско-Колодезное, Малгобек-Горское, Старогрозненское, Октябрьское, Жетыбайское, Узеньское, Тенгинское, Шахпахтинское. Географически бассейн занимает частично Причерноморскую и Прикаспийскую низменности, Ставропольскую возвышенность, Кумо-Манычскую впадину, Мангышлакское и Устюртское плато. Западная часть бассейна находится в степной зоне, в предгорьях - леса, восточная находится в зоне полупустынь и пустынь. На рисунке 4 представлена Северо-Кавказско-Мангышлакская нефтегазоносная провинция.

Рис. 4. Северо-Кавказско-Мангышлакская нефтегазоносная провинция

В тектоническом отношении Северо-Кавказско-Мангышлакская нефтегазоносная провинция приурочена к Скифской плите, Южно-Мангышлакско-Устюртской системе прогибов Туранской плиты и краевым прогибам Большого Кавказа (Индоло-Кубанский и Терско-Каспийский). Фундамент гетерогенный: на большей части (Скифская плита) герцинский, в краевых прогибах - байкальский, в прогибах Туранской плиты - палеозойский. Глубина залегания фундамента на сводах Скифской плиты до 3 км, во впадинах и прогибах до 6-8 км, в краевых прогибах до 12 км, в Южно-Мангышлакско-Устюртской системе прогибов до 9 км. Мощность осадочного чехла пермо-триас-неогенового возраста до 12 км (Терско-Каспийский прогиб).

Выделяют 6 нефтегазоносных комплексов: пермо-триасовый (мощностью до 3 км) продуктивен в восточном Предкавказье и южном Мангышлаке (в основном нижняя карбонатно-глинистая часть); юрский комплекс - в западном и восточном Предкавказье и в Южно-Мангышлакско-Устюртской системе прогибов (в терригенной нижней и средней юре до 7 продуктивных горизонтов с залежами нефти и газоконденсата), нижнемеловой комплекс развит на Северном Кавказе повсеместно, представлен песчано-глинистыми отложениями (мощность до 2 км) с прослоями карбонатов в неокоме; карбонатный верхнемеловой комплекс нефтеносен главным образом в Терско-Каспийском прогибе и в Прикумской зоне поднятий, мощность до 1,5 км; нижний подкомплекс (палеоцен-эоцен) палеогенового комплекса в западном и центральном Предкавказье сложен песчано-глинистыми породами, в восточном Предкавказье - карбонатами, верхний (майкопский) - повсеместно глинистый с прослоями песчаников и алевролитов; неогеновый песчано-глинистый (чокракский, караганский горизонты) нефтегазоносен главным образом в краевых прогибах Северного Кавказа. К платформенным склонам приурочены в основном залежи газа и газоконденсата, к краевым прогибам - залежи нефти, иногда с газовыми шапками и нефтяными оторочками. Большая часть залежей, приуроченных к платформенной части Северного Кавказа, пластово-сводового типа, реже с литологическим, в меньшей степени стратиграфическим и тектоническим экранированием. В краевых прогибах залежи пластово-сводовые (в основном с тектоническим экранированием), массивные и смешанного типа, многопластовые.

Нефти Северо-Кавказско-Мангышлакской нефтегазоносной провинция малосернистые, парафинистые и высокопарафинистые с большими вариациями плотности и смолистости. В кайнозойских отложениях плотность нефти до 931 кг/м3, содержание бензиновых фракций до 31%; в мезозойских отложениях 811-880 кг/м3. Состав нефтей нафтеново-метановый. Состав газов газовых и газоконденсатных месторождений: CH4 - 72-99 %, N2 - 0-5 %, CО2 - до 6 %, H2S - 0-1,8 %. Большинство месторождений находится на последней стадии разработки. Добыча ведется с поддержанием давления насосным и компрессорным способами.

Северо-Кавказская нефтегазоносная провинция, имеющая 150-летнюю историю существования, была и остается полигоном для решения проблем Российской нефтегазовой отрасли. Региональная инфраструктура этой территории все еще сохраняет достаточно крупные рентабельные ресурсы. В этом регионе в современном балансе угеводородного сырья наиболее существенна роль Предкавказских передовых прогибов.

В пределах Северного Кавказа потенциальные ресурсы углеводородного сырья в традиционном стратиграфическом диапазоне (триас, юра, мел, палеоген, неоген) характеризуются высокой степенью разведанности. По последним оценкам перспективы нефтегазоносности региона невысоки и постоянно снижаются по мере освоения наиболее изученных районов и комплексов.

В то же время, созданная за предыдущие 10-летия производственная инфраструктура позволяет быстро и экономически целесообразно осваивать месторождения глубинных зон без значительных дополнительных капиталовложений.

В качестве примера можно привести наиболее изученные в отношении нефтегазоносности передовые прогибы, в которых, наряду с перспективами юрских и пермотриасовых отложений, еще не исчерпаны возможности открытия в меловых, палеогеновых и миоцен-плиоценовых отложений. Об этом свидетельствуют открытие в последние годы новой зоны нефтегазонакопления в миоценовых отложениях на северном борту Западно-Кубанского прогиба (Краснодарский край), а также расширение перспектив верхнемеловых отложений Восточного Предкавказья на территориях, не затронутых передовой складчатостью (западная часть Терско-Каспийского прогиба, межхребтовые зоны, восточное погружение в пределах предгорного Дагестана).

Перспективы давно изученных комплексов сохраняются, а новые подходы и технологии способствуют их успешной реализации. Известно, что в любом районе вначале обнаруживаются наиболее крупные и легко картируемые объекты и лишь потом разведка доходит до мелких и сложных залежей, в том числе и неструктурного типа. В этом смысле, Северный Кавказ не исключение и эффективность геологоразведочных работ в регионе может быть значительно повышена с помощью регионального анализа геолого-геофизических материалов и применения современных методик и технических средств, а также комплексного подхода при разведке и освоении недр.

тектонический нефтегазоносный углеводород рельеф

Глава 2. НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ШЕЛЬФА РОССИИ

Шельф Северного Ледовитого океана.

Общая площадь всего арктического шельфа превышает 26 млн км2. Площадь перспективной акватории российского сектора Арктики составляет не менее 5 млн км2. Почти все пространство Арктики расположено на блоке дорифейской континентальной коры. Согласно другой точке зрения существование дорифейской платформы отрицается. Если будет доказано существование дорифейской платформы, то к России отойдет значительная часть Северного Ледовитого океана. Таким образом, вопрос о дорифейской платформе имеет не только научную, но и экономическую значимость.

Последующие события (рифтогенез, формирование зон каледонид, мезозойский тектогенез, раскрытие океанических котловин и др.) определили формирование современной структуры этого региона. В пределах арктического шельфа выделились два крупных блока земной коры. Евразийский (Норвежско-Баренцево-Карский) блок охватывает одноименные моря, западную часть моря Лаптевых, архипелаги и острова (Шпицберген, Земля Франца-Иосифа, Северная Земля, Новая Земля и др.). Амеразийский блок включает восточную часть моря Лаптевых, Восточно-Сибирское море с Новосибирскими островами и Чукотское море с островами Врангеля и Геральда. Блоки разделены рифтовой зоной подводного хребта Гаккеля, ответвлениями этой зоны на юге, а также смежными с хребтом глубоководными котловинами. На режим и особенности нефтегазоносности выделенных в пределах этих блоков осадочных бассейнов существенное влияние оказывал рифтогенез.

В пределах арктической акватории выделяются крупные опущенные участки с повышенной мощностью отложений и поднятия, перспективные для поиска месторождений нефти и газа. На основе тектонического и литолого-стратиграфического анализов выявлены участки, которые можно рассматривать как отдельные провинции, включающие эти осадочные бассейны. Некоторые из них являются доказанными нефтегазоносными, другие рассматриваются как весьма перспективные [5].

Нефтегазоносные бассейны западного (евразийского) блока содержат значительные ресурсы нефти и газа, что доказано открытием уникального Штокмановского газового месторождения в Баренцевом море, нефтегазовых месторождений в Печорском море (Приразломное, Северо-Долгинское и другие), газовых в Карском море (Русановское и Ленинградское). В норвежском секторе Баренцева моря залежи углеводородов приурочены к нефтегазовому месторождению Сновит и нефтяному месторождению Голиас. По оценкам, проведенным ВНИИокеангеологией, ВНИГРИ и другими организациями, российская часть западно-арктического шельфа, включая Баренцево, Печорское и Карское моря, составляет более 75 % разведанных запасов всего российского шельфа - 8,2 млрд т усл. топлива. В пределах восточного (амеразийского) сектора российской Арктики еще не пробурено ни одной скважины и не открыто ни одного месторождения нефти и газа, но перспективы имеются, судя по наличию крупных месторождений в аналогичных толщах смежных районов Аляски. В восточной части шельфа Чукотского моря американскими компаниями пробурено несколько скважин, показавших признаки нефтеносности.

Согласно принятой в России точке зрения, основная часть акватории Северного Ледовитого океана и сопредельная территория суши Арктики расположена на дорифейской коре континентального типа. Глубина подошвы земной коры (граница Мохоровичича) изменяется от 40-42 км, уменьшаясь под зонами континентального рифтогенеза до 33-35, иногда до 25 км. Граница Конрада фиксируется на глубине 20-25 км.

В геологической истории бассейнов Арктики на удаленных участках выделяется несколько этапов рифтогенеза, часто синхронных [10]. Синхронность проявления рифтогенеза позволяет наметить региональные геологические зоны, протягивающиеся на сотни и тысячи километров и характеризующиеся сходной геологической историей. В итоге удается составить прогноз нефтегазоносности в разобщенных, на первый взгляд, тектонических блоках.

Рис. 5. Геоморфоогическая карта Северного Ледовитого океана

В плане нефтегазоносности каждому осадочно-породному бассейну соответствует нефтегазоносный бассейн. В пределах западно-арктического шельфа выделяются Баренцевоморский, Тимано-Печорский, Южно-Карский, Западно-Сибирский, Северо-Карский, Енисей-Хатангский, Южно-Лаптевский нефтегазоносные бассейны, на территории восточного сектора российской Арктики - Восточно-Сибирский и Чукотский.

Баренцевоморский нефтегазоносный бассейн наиболее изучен, в его пределах выявлены только газовые и газоконденсатные месторождения (Штокмановское, Ледовое, Лудловское, Северо-Кильдинское и Мурманское).

В пределах акваториальной части Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна выявленные месторождения приурочены к зонам продолжения авлакогенов: Варандей-Адзьвинского (Варандей-море, Медынское-море, Долгинское и Приразломное) и Печоро-Колвинского (Поморское газовое). Северо-Гуляевское нефтегазовое месторождение связано с акваториальным продолжением Хорейверской впадины, а нефтяные Песчаноозерское и Ижемко-Таркское месторождения - с акваториальным продолжением Малоземельско-Колгуевской моноклинали.

В пределах Южно-Карского и севера Западно-Сибирского нефтегазоносных бассейнов выявлены уникальные и крупные месторождения на суше п-ова Ямал, а в акваториальной части открыты два уникальных месторождения газа (Русановское и Ленинградское) в Обской и Тазовской губах.

Наиболее благоприятными для формирования нефтегазоносности бассейна оказываются зоны рифтогенных прогибов и сформированные на их месте «сверхглубокие депрессии».

Преимущественно газовые месторождения связаны с инверсионными антиклинальными поднятиями. Они располагаются цепочками в пределах валов и образуют линейные зоны нефтегазонакопления. К таким перспективным зонам в пределах Баренцевоморской зоны рифтогенеза следует отнести все инверсионные структуры (Демидовско-Лудловский мегавал, Штокмановская седловина, поднятия Центральной банки и Ферсмана).

В пределах Южно-Карско-Ямальской зоны рифтогенеза наиболее перспективны на поиски нефтегазовых месторождений инверсионные валы (Нурминский, Малыгинский, Ямбургский, Гыданский, Преображенско-Зеленомысовский, Новопортовский, Уренгойский, Тазовский, Часельский, Верхне-Толькинский, Харампурский).

Интересной, с точки зрения нефтегазоносности, является область развития соляного тектогенеза в пределах Центрально-Баренцевской зоны рифтогенеза. К соляным куполам могут быть приурочены газовые скопления в подсолевом комплексе или же небольшие нефтяные скопления в надсолевом комплексе отложений.

Для формирования нефтяных скоплений наиболее благоприятными оказываются бортовые участки крупных прогибов или отдельные сводовые поднятия в пределах зон рифтогенеза, претерпевшие значительный подъем, который мог повторяться несколько раз в течение геологической истории развития бассейна. В результате мощный мезозойский разрез оказался размытым, а палеозойский разрез осадочного чехла залегает на глубине, доступной для бурения. К таким перспективным структурам на нефть можно отнести свод Федынского, а также бортовые участки Адмиралтейского вала [25]. О возможности сохранения в палеозойских породах нефти свидетельствуют находки в них жидких битумов на крайнем севере Новой Земли, на о-ве Пионер, в западной части Енисей-Хатангского прогиба, на Северной Земле и Таймыре.

В пределах сверхглубоких депрессий максимальной продуктивностью обладают «тектонические узлы», то есть участки, которые попадают в область пересечения зон континентального рифтогенеза разной направленности, а возможно, и разного возраста. Эти «тектонические узлы» отражают пересечение зон с высокой глубинной энергией, что вызывает аномальность всех происходящих в них процессов, в том числе и нефтегазообразования и последующей миграции углеводородов. К таким участкам в пределах Баренцевоморского бассейна можно отнести область пересечения палеозойской субширотной зоны рифтогенеза и наложенной на нее субмеридиональной зоны триасового рифтогенеза, протягивающейся вдоль Новоземельской складчатой области и сформировавшей Южно-Баренцевскую и Северо-Баренцевскую впадины. В эту область попадают гигантское Штокмановское и два крупных месторождения газа (Лудловское и Ледовое).

В пределах Южно-Карско-Западно-Сибирского бассейна к таким тектоническим узлам можно отнести участки пересечения Енисей-Хатангского прогиба как с Южно-Карско-Ямальской зоной рифтогенеза, так и с рифтом моря Лаптевых. В пределах Западной Сибири к подобному тектоническому узлу приурочена большая часть газовых гигантов Ямала.

В западной части моря Лаптевых наиболее перспективны для поисковых работ на нефть и газ зона пересечения двух рифтогенных прогибов, зоны рифтогенеза моря Лаптевых и восточной части Енисей-Хатангского прогиба.

Вблизи пересечений рифтовых прогибов находится крупное Трофимовское поднятие, расположенное частично в дельте Лены, намечены и другие благоприятные структуры.

Перспективы Северо-Чукотского прогиба восточного сектора Российской Арктики оцениваются в основном, по аналогии с Аляской, на основании предполагаемой близости характера разрезов. В северной части Аляски известно около 40 месторождений, из которых разрабатывается около 10. Крупнейшим месторождением в бассейне арктического склона является месторождение Прадхо-Бей, приуроченное к поднятию размером 21×52 км2. Начальные промышленные запасы этого месторождения составляли 1,78 млрд т нефти и 735 млрд м3 газа. Основная залежь находится в пермотриасовых отложениях, песчаниках триаса и нижних горизонтах юры (формация Ивишак группы Садлерочит и вышележащие формации Шублик и Саг-Ривер). Вокруг Прадхо-Бей расположена целая группа более мелких месторождений-сателлитов. Западнее находится месторождение Купарук-Ривер, запасы нефти в песчаниках неокома оцениваются в 200 млн т. В скважинах, пробуренных на шельфе Чукотского моря, известны многочисленные нефте- и газопроявления из известняков формации Лисберн в скв. Попкорн и Даймон; из формации Ивишак триасового возраста в скв. Клондайк получены притоки нефти. Многочисленные нефтепроявления отмечены выше мелового несогласия в породах свит Пебл Шейл, Торок и Нанушук.

В разрезе Чукотского моря выделяются благоприятные структуры, в том числе крупные линейные поднятия, с которыми могут быть связаны зоны нефтегазонакопления. Широко развиты зоны выклинивания и стратиграфического срезания [4]. В пределах Северо-Чукотского прогиба есть благоприятные для нефтегазонакопления структурные формы многих типов (складки, зоны литологического выклинивания, стратиграфического срезания, возможно, диапировые складки), которые являются объектами поиска нефти и газа. Этот прогиб можно рассматривать как нефтегазоносный бассейн, представляющий в восточном секторе российской Арктики наибольший интерес [7]. Перспективы нефтегазоносности следует связывать с надвигами Врангелевско-Геральдской зоны поднятий, где на доступной глубине могут быть вскрыты отложения триаса и верхнего палеозоя. Глинистые породы альба (формация Торок на Аляске) служат эффективным флюидоупором.

Перспективы Северо-Чукотского, Восточно-Сибирского прогибов, котловины Подводников и, возможно, Амундсена и других сверхглубоких впадин Восточной Арктики связаны, прежде всего, с верхнемеловыми и кайнозойскими отложениями. Их мощность превышает 10 км. Помимо центральных частей прогибов перспективами обладают также и их бортовые зоны, такие как склоны поднятий Де-Лонга и Северо-Чукотского. Кроме того, высокие перспективы имеют и инверсионные поднятия палеозойских прогибов там, где они доступны для бурения (Врангелевско-Геральдская зона поднятий).

Приведенный выше обзор показывает, что в центральных, наиболее опущенных частях осадочных бассейнов Арктики сосредоточены главные потенциальные ресурсы газа и нефти. Преимущественно газоносны наиболее опущенные части бассейнов из-за вытеснения нефтяных флюидов газовыми в бортовые зоны прогибов. Нефтеносность связана с мезо-кайнозойским комплексом северо-восточного шельфа, а также с относительно приподнятыми блоками, не испытавшими погружения на глубину 5-6 км западного сектора Арктики. Эти закономерности в пределах отдельных структур различной природы могут быть выявлены только при региональном, широком подходе к изучению Арктики и рассмотрении ее как единого целого на протяжении длительной истории геологического развития

Шельф Охотского моря и острова Сахалин.

Нефтегазоносный бассейн Охотского моря и острова Сахалин расположен в восточной части Евразийского континента в Охотском и Японском морях.

Выделяют Охотоморский нефтегазоносный бассейн, который соответствует Охотско-Камчатскому, Сахалино-Охотскому и Южно-Охотскому и Татарско-Япономорский нефтегазоносный бассейн, северной части которого соответствует Сахалино-Хоккайдский бассейн. Охотоморский бассейн латерально-гетерогенного типа связан с межгорной впадиной кайнозойских складчатых сооружений. На севере и западе бассейн ограничен областью мезозойской складчатости, Восточно-Азиатским вулканогенным поясом и кайнозойской Сахалино-Хоккайдской складчатой системой, на востоке - кайнозойской складчатой системой, на юго-востоке - Курильскими островами. Признаки нефти и газа в Охотоморском бассейне известны по всему разрезу осадочного чехла, однако промышленная нефтегазоносность связана в основном с неогеновыми отложениями о. Сахалин и присахалинского шельфа. Основные продуктивные горизонты связаны с песчано-глинистыми отложениями окобыкайской и дагинской свит миоцена и нутовской свитой миоцен-плиоцена.

В аспекте нефтегеологического районирования в Охотоморском бассейне выделяют Охотско-Камчатскую, в основном, перспективную область и Сахалинскую нефтегазоносную область.

На рисунке 6 показан Охотоморский нефтегазоносный бассейн

Рис. 6. Охотоморский нефтегазоносный бассейн [21]

Охотско-Камчатская перспективная область включает западное побережье Камчатки и прилегающие к ней впадины (прогибы) в акватории Охотского моря (Северо-Охотский, Голыгинский, Ичинско-Охотский, Прикамчатский прогибы, Шелиховскую впадину). Перспективы нефтегазоносности связаны с кайнозойскими отложениями, которые включают два основных крупных комплекса: палеогеновый и неогеновый, возможно перспективным является верхнемеловой комплекс.

Наиболее перспективна Колпаковская впадина на Западной Камчатке, которая раскрывается в Охотское море. В ее южной части (Северо-Колпаковская, Нижне-Квачкинская и Кшукская площади) выявлены залежи газа и конденсата. Аналогичные условия благоприятные для нефтегазообразования прогнозируются в Голыгинском прогибе. Мощность кайнозойских отложений в них более 6 км, в Колпаковской впадине присутствует и неогеновая моласса (на суше). На суше в Голыгинском прогибе отмечались нефтегазопроявления.

Если оценивать перспективы нефтегазоносности акватории северной части Охотского региона, то следует выделить две основные нефтегазоносные системы палеоцен-нижнеолигоценовую и верхнеолигоцен-миоценовую.

Сахалинская нефтегазоносная область включает сложно построенный Сахалинский мегантиклинорий (в основном его восточную часть) и Восточно-Сахалинский прогиб (прогиб Дерюгина). Многочисленные локальные структуры, с которыми связаны основные месторождения, образуют узкие, протяженные (до сотни километров) антиклинальные зоны (Сабинская, Эхабинская, Паромайская, Одоптинская, Чайвинская и др.), сложенные палеоген-неогеновыми отложениями. Часто складки брахиантиклинального типа, асимметричные, осложненные продольными, поперечными нарушениями различного типа. Реже складки куполовидные и ненарушенные.

На рисунке 8 представлена карта районирования нефтегазоносности и перспектив нефтегазоносности Сахалина. Основные запасы нефти и газа связаны с продуктивными комплексами окобыкайской, дагинской и нутовской свит (миоцен-плиоцен). Большая часть месторождений многопластовые (от 8 до 22 пластов), антиклинальные, с залежами пластово-сводовыми, тектонически экранированными с элементами литологического ограничения. Встречаются поднадвиговые залежи пластово-сводового типа и экранированные.

В Сахалинской нефтегазоносной области выделяют 2 нефтегазоносных района. Наиболее важный - северный - занимает Северо-Сахалинский переклинальный прогиб и акваторию Восточного-Сахалинского прогиба. Преимущественным распространением в данном районе пользуются песчано-глинистые неогеновые породы мощностью 6-8 км. На отдельных участках суши и акватории развиты палеогеновые отложения. В этом районе сосредоточена большая часть месторождений области и бассейна в целом. Здесь открыты и наиболее крупные месторождения бассейна.

Центральный район включает Поронайскую, Сусунайскую и Тунайчинскую впадины. Здесь повсеместно развиты неогеновые глинисто - песчаные отложения, лежащие несогласно на верхнемеловых и более древних породах. Основные перспективы района связаны с дагинско - уйнинским и нутовско-окобыкайским комплексами. Здесь выявлены несколько антиклинальных зон, но лишь в одной, Анивской зоне, обнаружены промышленные газовые месторождения Восточно-Луговское и Южно-Луговское. Продуктивна и маруямская свита (миоцен-плиоцен).

Рис. 7. Карта районирования нефтегазоносности и перспектив нефтегазоносности Сахалина [21]

В Сахалинской нефтегазоносной области на суше преобладают мелкие и средние по запасам месторождения. Типичными представителями их могут служить Охинское, Парамойское, Восточно-Эхабинское месторождения. Большая часть их запасов уже выработана. На северо-восточном шельфе открыты Одоптинское, Чайвоморе, Пильтун-Астокское, Лунское, Аркутун-Дагинское, Киринское месторождения. Вместе с Венинским месторождением суммарные запасы их оцениваются более 1 млрд т условного топлива. Самые крупные из них Лунское и Пильтун-Астокское нефтегазонефтяные месторождения.

По проекту Сахалин I, с 1995 года ведется доразведка и подготовка к разработке Аркутун-Дагинского, Чайво и Одоптинского месторождений. Потенциальные извлекаемые запасы их 325 млн т нефти и 425 млрд м3 газа. Кроме этого начали осуществляться проекты Сахалин II и III.

Сахалинская нефтегазоносная область по-прежнему остается перспективной. Основные перспективы связаны с продолжением работ на шельфе. Кроме поисков новых залежей в миоцен-плиоценовых продуктивных комплексах предлагаются и новые направления:

. Поиски залежей в мезозойском перспективном комплексе, в кавернозно-трещиноватых коллекторах, в серпентинитах. На Окружном месторождении в этих породах обнаружены легкие битумы;

. Поиски залежей в верхненутовском и помырском горизонтах (плиоцен) литологического типа в зонах на шельфе, где по данным сейсморазведки выявлены крупные песчаные тела (конусы выноса) в глинистых породах.

. Поиски залежей в даехуринском комплексе (олигоцен) в кремнистых трещиноватых породах. На Окружном месторождении они содержат небольшую залежь.

В заключение следует отметить, что Сахалин всегда был известен как регион, обладающий крупными запасами сырьевых ресурсов, имеющий очень выгодное географическое и геополитическое положение, благоприятствующее развитию внешних экономических связей. Сахалинская область из десяти областей Дальневосточного экономического региона занимает 4-е место по объему промышленного производства. В перспективе область будет одним из крупных транспортных узлов на линиях внешней торговли РФ с Японией, США, Северной и Южной Кореей, Китаем, Сингапуром, Индией и другими странами Азиатско-Тихоокеанского региона. Приграничное положение, незамерзающие морские порты, близость развитых стран Азиатско-Тихоокеанского региона создают благоприятные условия для сотрудничества и вложения иностранного капитала.

История поисков нефти и газа на о-ве Сахалин насчитывает около 100 лет. До середины 1970-х годов нефтегазопоисковые работы концентрировались на суше Северного Сахалина. Всего на острове и прилегающем шельфе уже открыто 70 месторождений, в том числе 11 нефтяных, 17 газовых, 24 газонефтяных и нефтегазовых, 6 газоконденсатных и 12 нефтегазоконденсатных. Среди них по запасам нефти и газа 6 месторождений относятся к крупным, 8 - к средним и 56 - к мелким.

Интенсивные сейсморазведочные работы начаты на шельфе в 1977 году. Эту дату условно можно считать началом промышленного освоения шельфа Северного Сахалина. Всего на шельфе уже пробурено более 100 глубоких скважин и открыто 8 месторождений с суммарными извлекаемыми запасами нефти, газа и конденсата свыше 1 млрд т условного топлива (в пересчете на нефть). Шесть из них относятся к крупным, среди которых самые крупные нефтегазоконденсатные месторождения Лунское и Аркутун-Дагинское с геологическими запасами по сумме углеводородов ≈ 500 млн т условного топлива.

Большая часть запасов нефти и газа на месторождениях Сахалина и шельфа находится на глубине до 3 км. Распределение потенциальных ресурсов углеводородов на шельфе Северного Сахалина по стратиграфическим комплексам, глубине залегания и глубине моря характеризуется следующими цифрами: в неогене содержится 80 % всех потенциальных ресурсов; предполагается, что 87 % сосредоточено на глубинах до 3 км, 81 % - до глубин моря 100 м.

Распределение ресурсов углеводородов по глубине залегания определяется закономерностями изменения экранирующих и коллекторских свойств пород в зависимости от степени их катагенетической преобразованности, возраста и условий седиментации. Для палеогеновых и неогеновых отложений наблюдаются существенные различия в критических глубинах распространения поровых коллекторов: для первых они обычно не превышают 3,0-3,5 км, для вторых при благоприятных условиях могут достигать 5,0-5,5 км. Зона оптимального нефтегазонакопления с максимальной концентрацией ресурсов ограничивается 3,0-3,5 км. Этим объясняется приуроченность подавляющей части как разведанных запасов, так и прогнозных ресурсов к интервалу глубин до 3 км.

В последние годы в качестве нового перспективного направления нефтегазопоисковых работ на шельфе Сахалина рассматриваются ловушки в верхнемезозойском комплексе фундамента с кавернозно-трещинным типом коллектора, связанные с массивами серпентинитов. Комплекс разуплотненных серпентинитов перспективен на всем протяжении шельфа Северо-Восточного Сахалина (от Шмидтовского сектора на севере до Пограничного на юге). Эти массивы фиксируются в магнитном поле положительными аномалиями. Наибольшим потенциалом обладают ловушки в пределах Трехбратской и Восточно-Одоптинской антиклинальных зон, для которых характерно благоприятное сочетание условий нефтегазообразования и аккумуляции углеводородов.

В последнее время резко возросла активность держав, имеющих отношение к арктическому региону. Их руководство стремится доказать, что значительные части Арктики, а главное Северного Ледовитого океана с его континентальными шельфами и хребтами должны принадлежать именно этим государствам. Речь идет о России, Соединенных Штатах, Дании, Норвегии, Канаде. Хотя не исключено, что этот список пополнится и другими претендентами. Все вышеупомянутые страны имеют непосредственное географическое отношение к Северному Ледовитому океану, ибо имеют участки побережий, выходящие к водам именно этого океана. Конечно, сама Дания находится на весьма удаленном расстоянии от Северного полюса планеты. Однако Гренландия принадлежит именно ей. Таким образом, Датское королевство также может рассчитывать на обширные территории приполярного морского шельфа. Борьба за арктические богатства постепенно накаляется. По расчетам ученых, наибольшие запасы нефти в океанической зоне планеты составляют около 180 млрд тонн. Причем 37 % из них находятся в азиатской части Северного Ледовитого океана и еще около 30 % - между полюсом и Северной Америкой. Вот почему американские эксперты полагают, что в XXI веке Северный Ледовитый океан может стать одной из тех «горячих точек», вокруг которых будут происходить наиболее крупные нефтегазовые конфликты на планете.

Главным препятствием при разделе является недостаточность сведений о природе и происхождении шельфа.

Одни ученые убеждены, что это участок дна Северного Ледовитого океана, и поэтому может считаться шельфом, т.е. продолжением континента. Другие же считают, что это несоединенные с материком океанические структуры. Основным и решающим доказательством происхождения границы континентального шельфа могут быть, по мнению Института географии РАН, только прямые измерения на основе добытых при бурении глубиной как минимум 5 километров пород, если будет найден гранит, значит это шельф, если базальт - значит хребет океанический и не соединен с материком.

Проблема заключается в том, что бурить в Арктике на такие глубины никто никогда не пробовал. Лишь в 2004 году международной Арктической буровой экспедиции удалось поднять пробы с глубины 428 м. Но они не прояснили происхождения хребта Ломоносова, потому что бур не смог продвинуться дальше осадочного чехла. Все таки, если удастся доказать, что значительная часть дна Северного Ледовитого океана является шельфом рифейской платформы, то Россия получит полные права на разработку месторождений на дне этого океана.

Поэтому, в настоящее время определенного статуса за Арктикой не закреплено. Документами, которые в какой-то степени могут урегулировать данный вопрос, являются Конвенция ООН по морскому праву 1982 года и Конвенция о континентальном шельфе 1958 года. Но в них даются разные определения понятия континентальный шельф. Согласно конвенции по морскому праву, континентальный шельф прибрежного государства включает в себя «морское дно и недра подводных районов, простирающихся за пределы его территориального моря на всем протяжении естественного продолжения его сухопутной территории до внешней границы подводной окраины материка или на расстояние 200 морских миль от исходных линий, от которых отмеряется ширина территориального моря, когда внешняя граница подводной окраины материка не простирается на такое расстояние».

Между тем, Россия активно развивает международное сотрудничество в области совместного освоения шельфа Охотского моря. Действующие проекты освоения месторождений шельфа о-ва Сахалин основаны на Федеральном законе «О соглашениях о разделе продукции - СРП», принятым Государственной думой 14 июня 1995 года [1].

Весь шельф острова разделен на перспективные блоки, получившие названия «Сахалин-1», «Сахалин-2», «Сахалин-3», вплоть до «Сахалин-9», которые выставляются на международные тендеры.

На сегодняшний день Сахалинская область является практически единственным регионом в России, где ведутся успешные работы по освоению морских месторождений нефти и газа на условиях соглашения о разделе продукции (СРП) по проектам «Сахалин-1» и «Сахалин-2». Получены лицензии на геологическое изучение Кайганско-Васкжанского блока в рамках проекта «Сахалин-5» (ОАО «НК «Роснефть»), Лопуховского блока в рамках проекта «Сахалин-4, -5» (ТНК), Керосинной и Рымникской структур в рамках проекта «Сахалин-6» (ЗАО «Петросах»), ведутся переговоры о концепции освоения «Сахалин-3», в состав которого входит четыре крупных блока. На один из них - Венинский, ранее не востребованный при проведении конкурсов, лицензию на геологическое изучение получила НК «Роснефть». По Киринскому блоку, участниками которого являются компании «Эксон Мобил», «Шеврон Тексако», «Роснефть» и «СМНГ», идет обсуждение возможностей получения лицензии на изучение и добычу, в том числе на обычных налоговых условиях.

После 2010 года, с учетом развития последующих шельфовых проектов («Сахалин-3», «Сахалин-5», «Сахалин-6»), на которых частично уже осуществляются работы по геологическому изучению, прогнозируется открытие новых месторождений нефти и газа на сахалинском шельфе.

В качестве первоочередных объектов увеличения нефтегазодобычи рассматриваются Южно-Астрахановский, Восточно-Оссойский, Усть-Томинский и Северо-Венинский. Один из них (Восточно-Оссойский) расположен на суше, три других в транзитной зоне суша-шельф и доступны для освоения наклонно-направленным бурением с берега.

Проект «Сахалин-1» является вторым проектом СРП, который был подписан в 1995 году, вступил в силу в 1996 году, а первоначальный объем инвестиций превысил 145 млн долл.

В проект «Сахалин-1» входят три морских месторождения: Чайво, Одопту и Аркутун-Даги (рис. 2). Компания «Эксон Нефтегаз Лимитед» является оператором международного консорциума «Сахалин-1» (доля участия «Эксон Мобил» - 30 %). Партнерами по консорциуму являются японский консорциум «СОДЕКО» (30 %); дочерние компании российской государственной нефтяной компании «Роснефть»: «РН-Астра» (8,5 %) и «Сахалинморнефтегаз-Шельф» (11,5 %), а также индийская государственная нефтяная компания «ОНГК Видеш Лтд.» (20 %).

Схема проекта «Сахалин-1» представлена на рисунке 8.

Рис. 8. Схема проекта «Сахалин-1» [21]

Потенциальные извлекаемые запасы по проекту «Сахалин-1» составляют 307 млн т нефти (2,3 млрд баррелей нефти) и 485 млрд м3 газа (17,1 трлн кубических футов газа).

Проект «Сахалин-1» станет одним из крупнейших проектов в России с прямыми иностранными инвестициями. На сегодняшний день консорциумом освоено свыше 4,5 млрд долл. инвестиций на различные виды разведочных работ, экологические исследования, проектно-конструкторские работы, модернизацию инфраструктуры, уплату налогов и прочие статьи расходов.

Проект принесет выгоды России, среди которых: прямые поступления, за все периоды разработки, оцениваемые в 40 млрд долл., модернизация инфраструктуры, передача технологий, а также привлечение российских компаний в качестве подрядчиков и поставщиков в другие страны. С началом промышленного освоения месторождений проекта в фонд развития Сахалина в течение пяти лет будут перечислены средства в размере 100 млн долл.. Проектом также будут выплачены бонусы на стадии добычи в размере 45 млн долл. По результатам независимой оценки социально-экономических аспектов проекта «Сахалин-1», на начальной стадии его реализации для российских граждан будет создано более 13 000 рабочих мест, прямо или косвенно связанных с проектом. Общая стоимость контрактов по проекту «Сахалин-1», заключенных к настоящему времени с российскими компаниями, превышает 3 млрд долл.

К выгодам для России также следует отнести поставку природного газа проекта «Сахалин-1» в Хабаровский край на Дальнем Востоке России. 26 сентября 2006 года были подписаны договоры купли-продажи газа с двумя покупателями в Хабаровском крае - ОАО «Хабаровскэнерго» и ОАО «Хабаровсккрайгаз». Эти договоры являются первыми такого рода соглашениями, заключаемыми между участниками инвестиционного проекта, реализуемого на основании соглашения о разделе продукции (СРП), и российскими покупателями на долгосрочные поставки газа по международным рыночным ценам и на коммерческих условиях. Поставки газа в Хабаровский край начались 1 октября 2005 года, одновременно с началом добычи на месторождении Чайво.

В 2006 г. начался экспорт нефти на мировые рынки с помощью специально построенных для этой цели трубопровода и терминала, расположенного в районе Де-Кастри на материковой части России. Газ, добываемый на начальном этапе, будет реализовываться на внутреннем рынке Дальнего Востока России. Экспорт остального газа по трубопроводу начнется после заключения контракта с региональными покупателями. После разработки месторождения Чайво последует разработка месторождений Одопту и Аркутун-Даги.

Особенностью разработки месторождения Чайво является то, что оно разрабатывается с использованием береговых и морских сооружений. В июне 2002 года завершено строительство наземной буровой установки «Ястреб» для месторождения Чайво, конструкция которой разрабатывалась специально для целей проекта «Сахалин-1». Она является наиболее сложной из наземных буровых установок в отрасли. Установка предназначена для бурения с берега скважин с большим отходом забоя от вертикали на морские эксплуатационные объекты. Такая уникальная технология бурения скважин сведет к минимуму воздействие на морскую среду в прибрежной зоне. В июне 2003 года компания ЭНЛ приступила к бурению скважин с большим отходом забоя от вертикали (БОВ). Эти скважины бурятся под морским дном на расстояние до 11 км с целью вскрытия северо-западной части основного нефтеносного пласта месторождения Чайво. На сегодняшний день с БУ «Ястреб» пробурено семь скважин БОВ.

Добыча нефти и газа на месторождении Чайво также осуществляется с морской платформы «Орлан». Эта сталебетонная конструкция рассчитана на бурение до 20 скважин, на ней размещены буровой и жилой модули. С неё разрабатывается юго-западная часть основного нефтеносного пласта месторождения Чайво. Установка платформы «Орлан» на Чайво завершена летом 2005 г. С платформы ведется круглогодичное бурение одним буровым станком. На платформе предусмотрен минимум сооружений по подготовке продукции, так как вся добываемая продукция подается на Береговой комплекс подготовки (БКП) Чайво.

Мощность БКП Чайво составляет 250 тыс барр. в сутки (примерно 12 млн. метрических тонн нефти в год) и 800 млн кубических футов в сутки (8 млрд м3 газа в год). Нефть и газ поставляются на дальневосточный рынок России и на мировые рынки.

От БКП Чайво до нефтеотгрузочного терминала в Де-Кастри, расположенного на материковой части России, планируется строительство трубопровода диаметром 24 дюйма. На терминале в Де-Кастри будут размещены резервуары для хранения нефти и отгрузочные сооружения для приема танкеров грузоподъемностью 110 тыс т. Круглогодичная транспортировка нефти обычными танкерами будет возможна благодаря наличию ледоколов сопровождения. Зимой 2002 года в акватории Татарского пролива, залива Анива и пролива Лаперуза были проведены танкерные испытания. В них участвовал танкер «Приморье» с двойным корпусом и общей грузоподъемностью 105 177 метрических т, сопровождаемый двумя ледоколами. В результате испытания была продемонстрирована возможность безопасной эксплуатации крупных морских танкеров в прогнозируемых ледовых условиях данного региона на протяжении всей зимы.

Основным критерием выбора победителя по проекту «Сахалин-2» в 1992 году являлась поставка газа на внутренний рынок и обязательность мер, направленных на снижение риска загрязнения окружающей среды. Победителем был назван наиболее слабый участник тендера консорциум «МММ», затем преобразованный в компанию «Сахалинская энергия». Состояние этой компании характеризуется следующими показателями: компания учреждена в 1994 г. тремя жителями Бермудских о-вов; уставной капитал - 100 млн долл. Компания «Сахалинская энергия», Правительство РФ и администрация Сахалинской области 22 июня 1994 года подписали соглашение о разработке Пильтун-Астохского и Луньского месторождений на условиях раздела продукции. Согласно экономической схеме СРП, при реализации продукции (сырой нефти и СПГ) вся прибыль в первую очередь идет на возмещение затрат СЭ. Затем до достижения проектом рентабельности в 17,5 % прибыль будет делиться так: 10 % - России, 90 % - консорциуму. Лишь после достижения уровня рентабельности прибыль будет делиться примерно пополам. В соответствии с СРП проект «Сахалин-2» полностью освобожден от всех федеральных налогов, за исключением «роялти» - платы за пользование недрами (6 %), и налога на прибыль (32 %). Решением Сахалинской областной думы компания СЭ, а также ее подрядчики и субподрядчики по проекту «Сахалин-2», освобождены от налогов в областной бюджет.

СРП предусматривает разовые выплаты российской стороне (бонусы) по достижении очередных этапов в реализации проекта (всего 50 млн долл.), взнос в фонд развития Сахалина (100 млн долл. в течение пяти лет) и возмещение ранее понесенных Россией затрат на геологоразведочные работы (около 160 млн долл.).

В 1998 г. на государственную экологическую экспертизу (ГЭЭ) были представлены материалы «ТЭО» обустройства Пильтун-Астохского лицензионного участка, по которым предполагалось начать добычу нефти еще в 1999 г. Экспертная комиссия, рассмотрев материалы «ТЭО», сочла возможной его реализацию.

Проект Компании предусматривает разработку двух месторождений: Пильтун-Астохского (главным образом нефтяного месторождения с попутным газом) и Лунского (преимущественно газового месторождения с попутным газоконденсатом и нефтяной оторочкой). Оба месторождения были открыты в 1980-х годах. Суммарные промышленные запасы углеводородов обоих месторождений составляют более 1 млрд барр. (150 млн т) нефти и более 500 млрд м3 природного газа. Месторождения находятся на удалении около 15 км от северо-восточного побережья Сахалина в водах, покрывающихся льдом на 5-6 месяцев в год.

В рамках проекта «Сахалин-2» в 2006 году добыта первая нефть. Запасы нефти по проекту «Сахалин-2» равны объему полугодового экспорта нефти из России, который в настоящее время составляет примерно 5 млн. барр. в сутки. Запасы газа примерно соответствуют объему экспорта российского газа в Европу за 3,5 года.

Глава 3. Использование материалов квалификационной работы в школьном курсе географии

Нефть и газ являются основными энергетическими источниками, широко используются в производстве удобрений, разнообразных химикатов, пластмасс и других различных товаров. От нефти зависит структура и качество функционирования всей экономики, богатство страны и качество жизни ее жителей. Углеводороды незаменимы, их запас ограничен, тем не менее, человечество этот факт до конца еще не осознает.

Нефть обеспечивает 33,1 % мирового энергопотребления, нефтяная отрасль является первой в мире по денежному обороту. Поэтому ничего удивительного, что нефть оказывается в центре многих конфликтов, в том числе вооруженных.

Ограниченность запасов нефти и газа делают актуальным решение двух связанных между собой задач:

)        Поиск путей бережного и рационального использования углеводородов.

)        Расширение разведки и добычи.

Резервы для эффективного использования углеводородов имеются. Например, имеются образцы автомобилей, работающих на воде или электричестве.

Вторая же из указанных задач вплотную связана с изучением нефтегазоносных бассейнов. В Поволжье, Сибири, Тимано-Печоре и на Северном Кавказе добывается огромное количество нефти и газа. На морских шельфах интенсивными темпами идет расширение разведки и добычи.

Данная выпускная квалификационная работа связана с решением второй задачи. Знания об углеводородных ресурсах, местах их расположения и возможностях расширения их добычи, нужны, прежде всего, нам самим. Территория Российской Федерации является одним из крупнейших резервуаров нефти и газа на планете. Информацию о географии нефтегазоносных бассейнов России необходимо доносить до граждан страны, а начинать нужно с общеобразовательной школы.

Программа тематического урока «География нефтегазоносных бассейнов России» предназначена для учащихся 9-х классов средних общеобразовательных школ и рассчитана на 1 час. Тематический урок направлен на углубление географических знаний у учащихся.

В процессе изучения данного курса обучающиеся имеют возможность расширить свои представления о географии нефтегазоносных бассейнов России, изучить важнейшие месторождения, конкретизировать полученные знания.

Цель урока - дать характеристику основных нефтегазоносных бассейнов России.

Для реализации поставленной цели определены следующие задачи:

Образовательные:

1.   Определить географическое расположение основных нефтегазоносных бассейнов России.

2.      Изучить особенности тектонического строения, геологии, рельефа, мощности основных нефтегазоносных бассейнов России и состава добываемых углеводородов.

.        Рассмотреть историю освоения основных нефтегазоносных бассейнов России.

.        Охарактеризовать потенциал добычи, дальнейшие перспективы развития и освоения основных нефтегазоносных бассейнов России.

Развивающие:

1.   Развивать у школьников умения анализировать, сравнивать статистические данные, делать выводы.

2.      Выявлять характерные физико-географические и геологические признаки нефтегазоносных бассейнов.

.        Развивать творческие способности и умение образно мыслить при решении учебных задач.

Воспитательные:

1.   Формировать представление о ресурсном богатстве России.

2.      Воспитание экологической культуры школьников.

.        Воспитывать чувства любви и ответственности за сохранение мировых природных богатств.

По окончанию изучения курса учащиеся должны знать:

географию основных нефтегазоносных бассейнов России;

особенности тектонического и орографического строения, геологию и состав добываемых углеводородов;

историю освоения месторождений;

особенности гидрологического режима;

перспективы дальнейшей добычи;

перспективы международного сотрудничества при освоении нефтегазоносных бассейнов России;

уметь:

использовать приемы сравнения, сопоставления, анализа, синтеза, классификации, обобщения, формулировать выводы;

работать со статистическими таблицами и картосхемами;

работать с литературой;

готовить сообщения и доклады;

переводить информацию в емкий визуальный образ (график, диаграмма, карта-схема);

защитить собственную работу перед аудиторией;

Содержание урока предполагает работу с разными источниками информации: текстовыми, картографическими, диаграммами, схемами.

Содержание урока.

Методическая разработка урока по географии основных нефтегазоносных бассейнов России

Тема: «География основных нефтегазоносных бассейнов России»

Учебно-воспитательныезадачи:

1.   Формирование самостоятельной деятельности учащихся при оценке потенциала нефтегазоносных бассейнов России;

2.      Формирование умений анализировать картографические и статистические материалы, развитие аналитического мышления, давать краткую характеристику отраслям. Формировать умения конструировать и решать проблемныезадачи, делатьвыводы.

.        Вести работу над формированием общеучебных умений: сравнивать и обобщать, слушать, рецензировать, составлять аннотации.

.        Совершенствовать коммуникативные умения в ходе групповой работы.

Форма работы: групповая.

Оборудование: настенная физическая карта России, политическая карта нефтегазоносности России, учебник: В.В. Максаковский. География. Экономическая и социальная география мира.

ХОД УРОКА

Организационный момент:

- Добрый день, ребята, я надеюсь, что сегодня на уроке вы будете так же активны, каквсегда..       Стадия ВЫЗОВА

Для начала мне хотелось бы узнать, сколько в вашей копилке слов на «н» (буква на доске) (нос, нитка, ножницы).

- Знаете ли вы слово нефть, и какие ассоциации возникают у вас в связи с этим названием? - (записываю на доске) нефть - бензин - энергия…

Вспомним, что означает слово «нефть»?

Ответ: это поезное ископаемое.

Какое еще слово ассоциируется со совом «нефть»?

Ответ: слово «газ».

Определите тему сегодняшнего урока, прочитав информацию о месторождениях нефти и газа России в учебнике В.В. Максаковского, который находится у вас на столах. Итак, работаем с информацией, вычленяем главное. Ваше задание вы видите на слайде.

НА СЛАЙДЕ

1.   Рассказать о нефти и газе.

2.      Определить месторасположения основных нефтегазоносных бассейнов России.

.        Сформулировать тему урока.

II.            Стадия ОСМЫСЛЕНИЯ

Целеполагание.

Ответ:

·    узнать больше о нефти и газе;

·              узнать больше о нефтяных и газовых месторождениях России;

- Предлагаю определить задания для работы в группах.

Необходимо определить:

1.   Природные и исторические предпосылки освоения основных нефтегазоносных бассейнов России.

2.      Их природно-ресурсныйпотенциал

.        Освоение и перспективы развития основных нефтегазоносных бассейнов России.

Группы выбирают задание.

САМОСТОЯТЕЛЬНАЯ РАБОТА В ГРУППАХ

Итак, подытожим и вернемся к ключевому вопросу: каковы природные и исторические предпосылки освоения основных нефтегазоносных бассейнов России?

Ответ учащегося должен быть развернутым.

Аналогично обсуждаем второй и третий вопросы.

ВЫВОД:

- Мы с вами изучили основные нефтегазоносные бассейны России.

На следующем уроке мы будем говорить о других полезных ископаемых и о других месторождениях. Но не будем забывать, что нефть и газ в настоящее составляют основну благосостояния и служат экономическому развитию нашей страны..                         ОТМЕТКИ.

Выставляют себе отметку за урок..        ДОМАШНЕЕ ЗАДАНИЕ.

Составить презентацию-впечатление о богатстве России нефтью и газом.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В современном обществе очень возрастает роль нефти и газа. Автомобильный транспорт и военная техника нуждаются в бензине, керосине и дизельном топливе. Промышленность нуждается в каучуке, пластмассе, химикатах. Исходным сырьем для производства перечисленных и многих других товаров являются нефть и газ.

Чтобы понять условия добычи нефти и газа, располагаемые запасы углеводородов, необходимо иметь представление о месторасположении основных нефтегазоносных бассейнов. Также необходимо иметь представление о технологии добыче, о трудностях, с которыми сопряжена нефтедобыча. На то, насколько относительно легко или тяжело добыть нефть или газ на том или ином месторождении влияют, прежде всего, физико-географические и геологические характеристики месторождения.

Данная выпускная работа посвящена изучению основных наземных нефтегазоносных бассейнов России, а также изучению морского шельфа России с точки зрения добываемых на нем углеводородов, а также располагаемых запасов. Кратко рассмотрены международные проекты разработки морских шельфов и дальнейшие перспективы международного сотрудничества.

Мы считаем, что общее представление об основных нефтегазоносных бассейнах России должен иметь каждый гражданин нашей страны, а начинать получать эти знания нужно уже со школы. Поэтому, по итогам исследования данной выпускной квалификационной работы составлен тематический «География нефтегазоносных бассейнов России».

Данный урок разработан с целью дать учащимся общеобразовательных школ первоначальное представление по названной тематике.

Список использованной литературы и источников

1.       Федеральном законе «О соглашениях о разделе продукции», принятым Государственной думой 14 июня 1995 г.

2.      Брод И. О., Васильев В. Г., Высоцкий И. В., Кравченко К. Н., Левинсон В. Г., Львов М. С, Оленин В. Б., Соколов Б. А. Нефтегазоносные бассейны земного шара/ М.: Недра, 601 с.

.        Бурлин Ю.К. Литология нефтегазоносных толщ/ М.: Недра, 2004, 288 с.

.        Бурлин Ю.К., Ступакова А.В., Геологические предпосылки перспектив нефтегазоносности шельфа российского сектора Северного Ледовитого океана/ Геология нефти и газа, 4-2008

.        Грамберг И.С. Нефтегазоносность Арктического супербассейна / И.С.Грамберг, О.И.Супруненко, К.Г.Вискунов и др. // Разведка и охрана недр. - 2000. - № 12.

.        Каламкаров Л.М. Нефтегазоносные провинции и области России и сопредельных стран/ М., «Нефть и газ», РТУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2006.

.        Клещев К.А. Основные направления поисков нефти и газа в России // Геология нефти и газа. - 2007. - № 2.

.        Колотухин А.Т., Логинова М.П. Нефтегазоносные бассейны России и СНГ. Учебно-методическое пособие для студентов геологического факультета/ Саратовский государственный университет им. Н.Г. Чернышевского. Саратов - 2008, 427 с.

.        Конторович А.Э., Нестеров И.И., Салманов Ф.К. Геология нефти и газа Западной Сибири/ М.: Недра, 1975, 680 с.

.        Леонов Ю.Г. Континентальный рифтогенез: современные представления, проблемы, решения. Геотектоника, №2, 2001,с. 3-16.

.        Максаковский В.П. География. Экономическая и социальная география мира. Учебник для 10 кл./ М.: ПРОСВЕЩЕНИЕ, 2012, 397 с.

.        Ровнин Л.И. Перспективные направления поиска крупных и уникальных месторождений нефти и газа на шельфе морей в Западной Арктике / Приоритетные направления поисков крупных и уникальных месторождений нефти и газа. - М.: Изд-воООО “Геоинформмарк”, 2004.

.        Филатова Н.И. Тектоника Восточной Арктики / Н.И.Филатова, В.Е.Хаин // Геотектоника. - 2007. - № 3.

14.     Харахитов А.В. Новые перспективные направления нефтегазопоисковых работ на шельфе северного Сахалина/ Геология нефти и газа, 2009, №№ 9,10.

15.     Шашин С. Г., Примина С. П. Нефтегазоносные бассейны Сибири: конспекты лекций/ Иркутск : Иркут. гос. ун-т, 2007. - 66 с.