НЕФТЬ
Ресурсы и запасы
В
последнем (1996 г.)
докладе Геологической службы США (USGS) прогнозные ресурсы нефти в мире
оцениваются в 100 млрд т, суммарные прогнозные и перспективные
ресурсы нефти и газоконденсата – в 194 млрд т. В эту оценку не
включены доказанные запасы. Накопленная добыча нефти и газоконденсата в мире
составляет 97.3 млрд т, из них 23.4 млрд т в США. Начальные
ресурсы нефти и газоконденсата по всему земному шару по состоянию на
1.01.1996 г. оценены в 415 млрд т. Приведенная оценка дана с учетом
развития добывающей техники до 2025 г. и прогноза экономических факторов,
обусловливающих рентабельность добычи нефти.
Американские
геологи выделяют около 1000 нефтегазоносных провинций, в 406 из которых
открыты или предполагаются промышленные залежи. Больше всего прогнозных
ресурсов предполагается на Ближнем Востоке и в Северной Африке – 35.4% от
мировых, или 31.5 млрд т; далее следуют СНГ (17.9%;
15.9 млрд т), Центральная и Южная Америка (16.2%;
14.4 млрд т), Африка южнее Сахары, включая Антарктику (11%;
9.9 млрд т), Северная Америка без США (10.9%; 9.6 млрд т),
Азиатско-Тихоокеанский регион (4.6%; 4.1 млрд т), Европа (3.4%;
3.0 млрд т), Южная Азия (0.6%; 0.5 млрд т). Приведенная
оценка дается с 50%-ной обеспеченностью, но в USGS разработаны и другие варианты
прогноза. При наиболее благоприятных условиях технического и экономического
развития (5%-ная обеспеченность прогноза) глобальные прогнозные ресурсы обычной
нефти могут возрасти до 166 млрд т.
На
начало 1999 г.
доказанные запасы нефти (включая газоконденсат) имелись в 98 странах мира
(табл. 1.1). В связи с неясностью государственного статуса восточной части
Тимора не учтены запасы, выявленные в Тиморском море. У 42 государств запасы
превышают 100 млн т. За 1998 г. общее количество доказанных
запасов нефти в мире практически не изменилось. О росте своих доказанных
запасов объявили 24 страны. Наибольший абсолютный прирост отмечен в Китае,
Иране, Норвегии, Вьетнаме. Существенные по величине запасы жидких углеводородов
впервые выявлены в Экваториальной Гвинее и Чаде. Уменьшились запасы
30 государств, наиболее значительно – в Ираке, Румынии, Индонезии,
Малайзии. При этом в Ираке, где оценку нефтяных запасов осуществляют
иностранные специалисты, которые, по-видимому, умышленно занижают их
количество, истинная величина нефтяного потенциала остается неизвестной.
Российские
доказанные запасы в табл.1.1 приведены по данным зарубежного источника. По
нашему мнению, эти данные занижены. В других зарубежных изданиях российские
запасы оцениваются несколько выше. В отечественной открытой печати неоднократно
фигурировали цифры доказанных («извлекаемых») запасов в 27 млрд т. и
12–13% мировых. Эти оценки, на наш взгляд, наоборот, завышены.
Таблица 1.1
Доказанные запасы нефти и газоконденсата на
1.01.1999 г., уточненные – на 1.01.1998 г. (млн т) и
обеспеченность доказанными запасами (лет)
Около
62% доказанных мировых запасов приурочено к нефтегазоносному бассейну (НГБ)
Персидского залива. Нефтегазовые залежи встречаются по всему разрезу осадочного
чехла, достигающему в центральной части бассейна мощности 14 км. Залежи в
основном антиклинального типа. Вмещающими являются карбонатные и терригенно-карбонатные
комплексы, материнскими породами – палеогеновые и меловые глины, верхнеюрские
глинистые известняки, среднеюрские и триасовые глины, девонские сланцы и
силурийско-ордовикские граптолитовые сланцы. Характерной особенностью
большинства месторождений НГБ является наличие нескольких (порой более десятка)
продуктивных горизонтов в пределах одной площади; подобное строение месторождений
получило название «слоеного пирога». Условия НГБ Персидского залива считаются
уникальными благодаря сочетанию целого ряда факторов, благоприятствовавших
образованию гигантских скоплений углеводородов. Всего в бассейне открыто
588 нефтяных и газонефтяных месторождений, из них 81 (13.8%) – на шельфе.
Основные месторождения НГБ Персидского залива приведены в табл.1.2.
Таблица 1.2
Характеристика крупнейших месторождений НГБ
Персидского залива
Основные
нефтяные ресурсы Юго-Восточной Азии сосредоточены в Сиамском и Саравакском НГБ.
Оба бассейна характеризуются мощным (9-10 км) осадочным чехлом, нефтеносность
приурочена к песчаниковым горизонтам кайнозойского возраста. Нефтематеринскими
породами в Сиамском НГБ являются глины, аргиллиты и алевролиты неоген-палеогенового,
позднеюрско-мелового, триасового и позднекаменноугольного возраста, а в
Саравакском – неогеновые глины. В Сиамском бассейне открыто 42 нефтяных и
газонефтяных месторождения (все шельфовые), в Саравакском – 58, из них
51 – морское. Крупнейшим месторождением Саравакского НГБ является Сериа
(Бруней) с начальными извлекаемыми запасами нефти 259 млн т. Наиболее
крупными месторождениями в Сиамском бассейне являются Ераван, Уданг, Тэпис,
Пулаи, Сатун, структура В. Их общие запасы оцениваются в 30–50 млн т.
В
Китае открыто свыше 350 нефтяных и газонефтяных месторождений. Свыше 70%
доказанных запасов находится на севере и северо-востоке страны. Морские месторождения
приурочены к заливу Бохай (Желтое море), устью р.Чжуцзян и Тайваньскому
проливу. Нефтеносные отложения относятся к континентальным (лагунным) фациям.
Горизонты коллекторов, как правило, маломощные и входят в состав слоистых песчано-алевролитовых
толщ. В качестве покрышек выступают чаще всего алевролиты, глинистые известняки
и эвапориты. Свыше 40% доказанных запасов нефти как на шельфе, так и на
прибрежной суше связано с кайнозойскими отложениями, около 40% – с меловыми
отложениями бассейна Сунляо (провинция Хэйлунцзян). Запасов нефти в более
древних отложениях пока обнаружено мало. Примерно 7–8% от общего количества доказанных
запасов связано с юрскими и триасовыми породами в районе Шэньси–Нинся–Ганьсу и
в Синьцзян-Уйгурском автономном районе; около 3.5% составляют доказанные запасы
нефти в каменноугольно-пермских (Сычуань, Синьцзян-Уйгурский район, район
Шэньси–Нинся–Ганьсу и бассейн зал.Бохай), девонско-силурийских (Таримский
бассейн в Синьцзян-Уйгурском автономном районе) и ордовикско-кембрийских (провинция
Хэбэй, Таримский бассейн) толщах. Около 4.4% доказанных запасов связано с
протерозойскими отложениями (центральная часть провинций Хэбэй, Сычуань).
Крупнейшие
месторождения Китая расположены в северо-восточной части страны: Дацин в
бассейне Сунляо, Ляохэ на северо-восточном побережье залива Бохай, Даган и
Шэнли на юго-западном побережье залива. В акватории залива Бохай в начале 1999 г. открыто
самое крупное пока шельфовое месторождение нефти Пэнлай 19-3. Его начальные
извлекаемые запасы компанией-оператором работ Phillips Petroleum Co. оценены в
200 млн т, после чего суммарные начальные извлекаемые запасы
шельфовых акваторий и районов, непосредственно примыкающих к заливу, возросли
до 700 млн т. В результате работ, проведенных в последние годы
западными нефтегазовыми компаниями, существенно выросли ресурсы Таримского НГБ.
Теперь его начальные геологические запасы оцениваются в 10.75 млрд т
нефти, при этом доказанные запасы не превышают пока 330 млн т.
Основным нефтяным месторождением является Тахэ с доказанными запасами
120 млн т.
В
США основной объем запасов нефти и газоконденсата сосредоточен в штатах Техас
(26% доказанных запасов страны), Аляска (24%), Калифорния (15.6%). В шельфовых
месторождениях заключено 14% запасов нефти, из них свыше 80% приурочено к акватории
Мексиканского залива. На Аляске основные запасы приурочены к НГБ Арктического
склона, осадочный чехол которого мощностью свыше 9 км составляют два
крупных комплекса: нижний – миссисипско-неокомский и верхний – посленеокомский.
Месторождения нефти и газа тяготеют в основном к платформенному борту бассейна.
Коллекторские породы представлены песчаниками и известняками, материнские – палеогеновыми,
верхнемеловыми и нижнекаменноугольными глинистыми сланцами. Основной объем
углеводородов приурочен к зоне Прадхо-Бей, суммарные геологические запасы нефти
в которой оцениваются в 3.2 млрд т, из них 2.7 млрд т
приходится на пермо-триасовый горизонт месторождения Прадхо-Бей. Всего в НГБ
открыто около 20 месторождений нефти и газа, но разработка многих из них
вплоть до последних лет считалась нерентабельной; кроме того, значительная
часть перспективных площадей находится на территории, охраняемой федеральным
законом о защите арктической природы. Крупнейшие месторождения НГБ: Прадхо-Бей
с текущими доказанными запасами нефти и газоконденсата 448 млн т и
Купарук-Ривер с доказанными запасами 139 млн т. У южного побережья
Аляски расположен НГБ Залива Кука. Только кайнозойские отложения этого
бассейна, нефтегазоносность которых доказана, достигают мощности 9 км. В бассейне
открыто 8 нефтяных месторождений с начальными извлекаемыми запасами свыше
200 млн т.
Основные
запасы нефти США приурочены к НГБ Мексиканского залива. Максимальные мощности
осадочного чехла здесь превышают 15 км, в том числе кайнозойского – 12 км. Объем
осадочной толщи составляет 8 млн км3. Нефтеносны преимущественно
кайнозойские и мезозойские песчаники и известняки, а также пенсильванские
песчаники. Локальные структуры самые разнообразные – от диапировых куполов до
тектонически нарушенных изоклинальных складок; их амплитуды меняются от десятков
метров до нескольких километров. Под мощными соляными куполами обнаружено свыше
1200 месторождений нефти. Немало залежей, особенно в области Галф-Кост,
связано с неантиклинальными ловушками. Размещение продуктивных зон контролируется
сочетанием структурных, стратиграфических и литологических факторов. В осадочной
толще НГБ выделено 7 нефтегазоносных комплексов. Общее число продуктивных
горизонтов превышает 100. Всего здесь открыто свыше 6800 нефтяных
месторождений на суше и более 930 – в акватории Мексиканского залива.
В
Пермском НГБ (на западе шт.Техас) с осадочным чехлом мощностью до 8 км продуктивны
нижнемеловые песчаники, верхнепермские песчаники и доломиты, палеозойские
песчаники, известняки и доломиты, докембрийская кора выветривания. Материнскими
считаются нижнепалеозойские глинистые сланцы и аргиллиты. Всего в НГБ открыто
свыше 6000 нефтяных месторождений с начальными извлекаемыми запасами около
6 млрд т. Крупнейшими являются месторождения Йетс с доказанными запасами
79.3 млн т, Уоссон (14.9 млн т) и Спраберри-Тренд
(12.6 млн т).
В
Западном Внутреннем НГБ (так называемый Мидконтинент) нефтеносны палеозойские
песчаники и известняки. Мощность палеозойского разреза достигает 12 км, выявлено
4 нефтегазоносных комплекса. Общее число нефтяных месторождений, приуроченных
к северной части НГБ, превышает 4500. Они располагаются на глубинах от
нескольких сотен метров до 9.6 км, в большинстве случаев – до 4900 м.
Нефтематеринскими являются нижнепалеозойские глинистые сланцы и аргиллиты.
Подтвержденные начальные запасы НГБ достигают 2.4 млрд т, прогнозные
ресурсы – 250 млн т. Основное месторождение – Шовелтум с доказанными
запасами 6.1 млн т и накопленной с 1919 г. добычей
179.5 млн т.
На
Западном побережье США нефтеносны узкие, вытянутые в субмеридиональном
направлении межгорные и предгорные бассейны: Сонома-Оринда-Ливермор,
Грейт-Валли, Салинас-Куяма, Санта-Мария, Вентура-Санта-Барбара, Лос-Анджелес.
Общим для этих бассейнов являются мощный кайнозойский разрез (иногда больше 10 км) и
нефтеносность, приуроченная к кайнозойским или верхним горизонтам мезозойских
отложений. Залежи нефти встречаются только в песчаниках, а материнскими
породами являются нижнепалеогеновые и верхнемеловые аргиллиты. Залежи преимущественно
антиклинального типа. Основные месторождения – Керн-Ривер (доказанные запасы
56 млн т), Мидуэй-Сансет, Элк-Хиллс и Уилмингтон (на каждом – около
35 млн т).
В
южной части НГБ Мексиканского залива, в водах юрисдикции Мексики, крупнейшим
является комплекс месторождений, известный под названием Кантарель. Его
составляют 4 месторождения с нефтеносными палеоценовыми толщами мощностью
до 600 м
и начальными извлекаемыми запасами 530 млн т. Серьезным недостатком
кантарельской нефти является ее повышенная (около 3%) сернистость. Суммарные
доказанные запасы морских месторождений Мексики на 1.01.1999 г. составляли,
по оценке государственной компании Pemex Exploracion y Produccion,
2.92 млрд т нефти и около 150 млн т газоконденсата.
В
Канаде основные запасы нефти и газоконденсата сосредоточены в западных провинциях
страны: Саскачеван, Альберта, Британская Колумбия (Западно-Канадский,
Уиллистоунский и др. НГБ). Общая мощность осадочного выполнения в них достигает
5-6 км.
Продуктивные комплексы Уиллистоунского НГБ сложены палеогеновыми, мезозойскими,
верхнепалеозойскими песчаниками, нижнепалеозойскими песчаниками и известняками,
Западно-Канадского НГБ – мезозойскими и нижнепалеозойскими песчаниками,
пермскими и девонскими известняками. Материнскими породами в обоих бассейнах
являются нижнемеловые и девонские глинистые сланцы. Залежи углеводородов
приурочены преимущественно к ловушкам антиклинального
(антиклинально-стратиграфического) и литологического типов. В Западно-Канадском
НГБ известны неантиклинальные (рифовые) залежи. Рифовый ареал зоны Форт-Нельсон
на северо-западе бассейна содержит более 30 месторождений нефти и газа,
центральный рифовый ареал – несколько десятков преимущественно нефтяных
месторождений. В числе последних – нефтяное месторождение Суон-Хиллс с
начальными извлекаемыми запасами около 180 млн т. Западно-Канадский
НГБ известен также огромными запасами природных битумов, являющихся источником
так называемой «неконвенциональной» нефти. Битумы залегают от поверхности до
глубины около 750 м,
их залежи приурочены к нижнемеловым пескам континентального происхождения
(месторождения Атабаска, Пис-Ривер, Колд-Лейк и Вабаска), а также к палеозойским
карбонатным отложениям. Начальные геологические запасы меловых битумов
оцениваются в 215 млрд т. Примерно таковы же начальные ресурсы
палеозойских битумов.
Северные
регионы Канады, включая арктический шельф (НГБ Бофорт, Свердруп, Лабрадорский и
др.), содержат значительные скопления углеводородов, в том числе жидких, однако
они пока еще мало исследованы.
На
восточном шельфе Канады основные перспективы нефтеносности связаны с НГБ
Жанна-д’Арк. Общая мощность кайнозойских и мезозойских осадочных пород здесь
приближается к 6 км.
Залежи нефти приурочены к кайнозойским и нижнемеловым песчаникам, а также к
пермским и ордовикским известнякам. Всего в бассейне открыто 16 месторождений
углеводородов, из них 13 – нефтяные. Наиболее значительными являются
Терра-Нова (начальные запасы 90 млн т), Хайберниа и Уайтроз.
В
Южной Америке основные ресурсы сосредоточены в НГБ Маракайбо и Оринокском. В
первом из них мощность осадочного выполнения – свыше 9 км, а объем –
400 тыс.км3. Нефтегазоносность установлена по всему разрезу, а также в
коре выветривания и трещиноватых породах фундамента. Нефтяные залежи
(антиклинального и неантиклинального типа) приурочены к меловым и кайнозойским
песчаникам и известнякам, а нефтематеринскими породами являются
мел-палеогеновые глины и известняки. В НГБ известно 19 нефтяных и
газонефтяных месторождений, 16 из которых расположены в акватории
оз.Маракайбо. Крупнейшим в НГБ (и одним из крупнейших в мире) является
уникальное месторождение Боливар с начальными извлекаемыми запасами
4.38 млрд т. В пределах месторождения установлено
325 продуктивных песчаных горизонтов в палеогеновых и неогеновых
отложениях, обладающих отличными коллекторскими свойствами. Ловушки
литологические, стратиграфические и тектонически экранированные. Нередко в
специальной литературе фигурируют «месторождения» Тиа-Хуана, Ла-Салина,
Лагунильяс, Бочакуэро, Пуэбло-Вьехо, Ла-Роса, Пунта-Бенитас, Кабимас, которые в
сущности являются участками месторождения Боливар.
Оринокский
НГБ расположен в Венесуэле и в акватории Карибского моря, он включает также
о.Тринидад. Общая мощность осадочного выполнения превышает в центральной части
бассейна 20 км,
а объем достигает 730 тыс.км3. Нефтеносность связана с песчаниками
мелового и кайнозойского возраста. Залежи относятся к антиклинальному и
стратиграфическому типам. Основные материнские породы – глины палеогенового
возраста. Всего в НГБ открыто 267 нефтяных и газонефтяных месторождений.
Суммарные начальные извлекаемые ресурсы НГБ оценены в 4.5 млрд т;
около трети их находится в акватории. Вдоль южной границы НГБ тянется «пояс
Ориноко», ограниченный площадью развития континентальных кайнозойских и меловых
песчаников. Здесь встречаются залежи тяжелой нефти, запечатанные с поверхности
асфальтом. Начальные ресурсы природных битумов пояса Ориноко превышают
100 млрд т.
Основные
нефтяные ресурсы Северной Африки связаны с Тунисско-Сицилийским,
Алжиро-Ливийским и Сахаро-Восточно-Средиземноморским НГБ. Крупнейший из них –
Алжиро-Ливийский; в нем открыто свыше 100 нефтяных и газонефтяных
месторождений. Общая мощность осадочного чехла достигает 7.5 км. Продуктивны
триасовые песчаники и нижнепалеозойские известняки, доломиты, песчаники,
кварциты. Залежи – антиклинального типа. Материнскими породами являются
нижнепалеозойские глинистые и граптолитовые сланцы. Крупнейшим в НГБ является
алжирское месторождение Хасси-Месауд, где нефтеносны песчаники
кембрийско-ордовикского возраста. Начальные ресурсы месторождения оценивались
примерно в 4 млрд т, доказанные запасы составляют
720 млн т. В огромном по площади (1855 тыс.км2)
Сахаро-Восточно-Средиземноморском НГБ мощность осадочного чехла достигает 16 км. Нефтеносность
доказана для палеогеновых песчаников, мел-палеогеновых рифовых известняков, юрско-меловых
песчаников и доломитов, кембро-ордовикских песчаников и коры выветривания
фундамента. В различных частях НГБ вскрыты залежи антиклинального,
стратиграфического, литологического и неантиклинального типов. Материнскими
породами являются неоген-палеогеновые и юрские глинистые сланцы. Всего в НГБ
открыто 276 нефтяных и нефтегазовых месторождений, 4 из них – на
шельфе Средиземного моря.
В
Тунисско-Сицилийском НГБ мощность мезо-кайнозойского осадочного выполнения
составляет около 13 км.
Нефтеносность связана с верхами осадочного разреза: неогеновыми песчаниками,
палеогеновыми и меловыми карбонатными породами. Нефтематеринскими являются
известняки и глинистые сланцы альбского и туронского возраста. Продуктивные
залежи относятся к структурному и стратиграфическому типам. В НГБ открыто
30 нефтяных и газонефтяных месторождений, 22 из них – в акватории
Средиземного моря.
НГБ
Суэцкого залива значительно меньше по площади, а его осадочное выполнение не
превышает 5.5 км. Нефтеносны верхи и низы разреза. Нефтематеринскими
породами являются неогеновые глинистые сланцы и мергели, карбонатные породы
кампанского возраста и туронские глинистые сланцы. Залежи относятся преимущественно
к антиклинальному и стратиграфическому типам. На площади НГБ открыто
61 нефтяное месторождение, 40 из них расположены на шельфе.
В
Западной Африке основные ресурсы нефти связаны с НГБ Гвинейского залива и
Кванза-Камерунским, значительные части этих бассейнов (84.3 и 92.3%)
расположены на акватории Атлантического океана. В НГБ Гвинейского залива открыто
186 нефтяных и газонефтяных месторождений на суше (включая водоемы в
дельте Нигера) и 112 – в океане. Общая мощность мезо-кайнозойского
осадочного чехла превышает 12 км.
Нефтеносность связана преимущественно с песчаниками палеоген-неогенового и
мелового возраста. Залежи антиклинального и стратиграфического типов;
нефтематеринские породы представлены глинистыми сланцами мелового и девонского
возраста. Основные месторождения – Мерен, Дельта, Окан, Асаса, Юбит, Эдоп,
Форкадос-Йорки, Джонс-Крик, Одиди, Имо-Ривер и др. (Нигерия). Их суммарные доказанные
запасы составляют около 3 млрд т. Мощность мезо-кайнозойского
осадочного выполнения Кванза-Камерунского НГБ – 8 км. Доказана
нефтегазоносность верхнего комплекса кайнозойско-мелового разреза, где
продуктивны песчаники, аргиллиты, известняки и доломиты. Материнскими породами
считаются глинистые сланцы аптского возраста. Основные месторождения
расположены на внешнем океаническом шельфе: Такула, Нумби, Коконго, Вамба,
Малонго, Кунгуло (Ангола); Экунду и Комбо (Камерун); Эмерод, Сенджи, Янга
(Конго); Раби, Гамба-Ивинга, М’Бья, Ангий (Габон).
Зарубежная
Европа располагает относительно небольшими ресурсами нефти и газа. Большая их
часть сосредоточена в Центральноевропейском НГБ, а в пределах этого бассейна –
в Североморской впадине. Всего в пределах НГБ выявлено более 180 нефтяных,
нефтегазовых и нефтегазоконденсатных
месторождений на суше и 265 – в акваториях. Начальные потенциальные
извлекаемые ресурсы нефти – 6 млрд т. Общая мощность осадочного чехла
НГБ достигает 14 км.
Нефтегазоносны преимущественно отложения палеогенового, мезозойского и
пермского возраста. Нижние горизонты осадочного чехла изучены слабо, но
вероятность обнаружения в них значительных скоплений жидких углеводородов невелика.
Залежи углеводородов принадлежат к антиклинальному и неантиклинальному
(рифовому) типам. Нефтематеринскими являются преимущественно битуминозные
глинистые породы нижней и верхней юры, палеогеновые глины, отчасти – более
ранние отложения. Континентальные месторождения невелики по размерам, и львиная
доля запасов приходится на акваторию Северного моря. Крупнейшие североморские
месторождения нефти приурочены к тектонической структуре Центрального грабена:
Статфьорд (Статфьюр) в средне- и нижнеюрско-триасовых песчанистых горизонтах
(свиты Брент и Статфьорд), с начальными извлекаемыми запасами в
360 млн т; Фортис в базальных палеоценовых песчаниках, с начальными
извлекаемыми запасами в 490 млн т; Брент в песчаниках юрского возраста,
с начальными извлекаемыми запасами 300 млн т, Найниен, Троль-Вест,
Снурре.
Россия
обладает значительным нефтяным потенциалом. Суммарные прогнозные ресурсы страны
оцениваются в 62.7 млрд т. Большая часть этих ресурсов сосредоточена
в восточных и северных районах страны, а также на шельфах арктических и дальневосточных
морей. В настоящее время из 2223 открытых в России нефтяных, газонефтяных
и нефтеконденсатных месторождений в разработку вовлечено 1191, а запасы эксплуатируемых
месторождений выработаны в среднем на 45%. Около 80% доказанных запасов
сосредоточено в районах суши с развитой добывающей структурой. Важнейшей
особенностью географического распределения этих запасов является их высокая
концентрация в небольшом числе крупнейших (11) и крупных (140) месторождений.
Больше всего доказанных запасов нефти и газоконденсата в Западно-Сибирском регионе
– 68.7%; далее следуют Уральский (9.1%), Поволжский (9%), Северный (7.6%),
Дальневосточный (2.4%), Восточно-Сибирский (2.1%), Северо-Кавказский (1%) регионы.
Доля Северо-Западного (с Калининградской областью), Волго-Вятского и Центрального
регионов не превышает 0.1%. Из-за обвального спада объемов ГРР, начавшегося с 1992 г.,
количество доказанных запасов нефти и газоконденсата в России уменьшилось к
1.01.1999 г. на 10.3%, а нефти – на 13%. Сократились на 17.3% доказанные
запасы в основном добывающем регионе – в Западной Сибири. Однако начальный потенциал
ресурсов нефти России реализован примерно лишь на треть, а в восточных районах
и на российском шельфе – не более чем на 10%, так что открытие новых значительных
месторождений жидких углеводородов с начальными извлекаемыми запасами свыше
100 млн т еще возможно, в том числе в Западной Сибири. Наиболее
высока разведанность начальных ресурсов нефти в старых добывающих районах
(Поволжье – 91.1%, Северный Кавказ – 88.5%, Урал – 84.4%), а также на
сухопутной территории Сахалина (94.5%) и Калининградской области (91.9%). В
основном нефтегазовом регионе страны, в Западной Сибири, разведанность
начальных ресурсов составляет 36.7%.
Одним
из перспективных нефтегазодобывающих регионов планеты является Среднеазиатско-Каспийский
регион, часто называемый в зарубежной (и неспециальной отечественной)
литературе «Каспием». При этом западные, и прежде всего американские
специалисты, говоря о «ресурсах Каспия», имеют в виду ресурсы недр не только
акватории Каспийского моря, но и всех прилегающих территорий, и даже не выходящего
на Каспийское побережье Узбекистана. Относительно этих ресурсов пока существуют
две несовпадающие точки зрения. Согласно одной из них, недра прикаспийских
стран располагают огромными залежами нефти, начальные ресурсы которой оцениваются
примерно в 30 млрд т. Согласно другой оценке, на наш взгляд более
реалистичной, регион не может содержать более 10 млрд т нефти, а
скорее всего, доказанные запасы составят 4–6 млрд т. Поскольку
поисково-разведочного бурения на Каспийской акватории практически не
проводилось, пока обе точки зрения имеют право на существование. Впрочем,
эйфория начального этапа освоения подводных запасов углеводородов, сопровождавшаяся
безудержной рекламой, кажется, уступает место более реальному подходу. В
зарубежных изданиях сравнения Каспия с Персидским заливом уступили место сопоставлениям
этого региона с Северным морем. Это тоже неплохо, но богатства недр уменьшаются
на порядок. Доказанные запасы непосредственно тяготеющих к Каспию регионов,
административно ограниченных западными областями Туркменистана и Казахстана,
Азербайджаном и прикавказскими субъектами РФ, и входящих в Прикаспийский,
Северо-Кавказско–Мангышлакский и Южно-Каспийский НГБ (включая Каспийскую
акваторию), нами оцениваются в 2.2 млрд т нефти.
Двадцать крупнейших
нефтедобывающих компаний мира располагают запасами жидких углеводородов,
превышающими 680 млн т (табл.1.3). В большинстве случаев приводятся
только доказанные запасы нефти и газоконденсата.
Таблица 1.3
Запасы нефти и газоконденсата крупнейших компаний мира
(млн т)
В таблице отчетливо видна
далеко не ведущая роль американских нефтяных гигантов. Крупнейший из них – даже
после слияния с другой значительной компанией – занимает по запасам сырья
только 16-е место. При этом основная часть ресурсов американских компаний
находится за рубежами США: Mobil – 78%, Chevron – 75.5%, Exxon – 62.3%, Texaco
– 48.9% запасов. Это можно объяснить как ограниченностью запасов собственно
американской территории, так и негеологическими причинами: сильной конкуренцией
за сырьевые ресурсы, антимонопольным законом, действующим в стране, льготным
налогообложением в «странах третьего мира».
Среди российских
нефтедобывающих компаний ведущее место занимают «ЛУКОЙЛ» и «ЮКОС». Ресурсы их
сравнимы с ресурсами крупнейших зарубежных нефтяных монополий. По данным
руководства «ЛУКОЙЛ», доказанные запасы компании составляют
2.22 млрд т, вероятные – 0.4 млрд т, при этом на территории
России доказанные запасы компании оценены в 1.5 млрд т. Несколько
иначе оцениваются запасы компании зарубежными аналитиками. По данным британских
статистиков, «ЛУКОЙЛ» располагает 2.3 млрд т общих запасов нефти, в
том числе 1.4 млрд т доказанных. По оценке аудиторской фирмы Miller
& Lents, доказанные запасы компании – 1.53 млрд т, общие –
2.55 млрд т. В табл.1.2 приведена информация, опубликованная
управлением геологии и разведки компании «ЛУКОЙЛ». К этой цифре можно добавить
доказанные запасы совместных предприятий, участником которых является «ЛУКОЙЛ»
(227 млн т), а также доказанные запасы
АО «Архангельскгеолдобыча», контрольным пакетом которого владеет «ЛУКОЙЛ»
(461 млн т). Таким образом, суммарные доказанные запасы компании,
включая совместные предприятия, составляют 2.9 млрд т. Последняя по
времени опубликованная оценка доказанных запасов компании «ЮКОС» составляет
2.36 млрд т.
|
