Авторефераты по всем темам  >>  Авторефераты по земле  

На правах рукописи

ПРИЩЕПА Олег Михайлович

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

Специальность 25.00.12  - Геология поиски и разведка

  горючих  ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание учёной степени

доктора геолого-минералогических наук

Санкт-Петербург - 2007

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

Официальные оппоненты:

Доктор геолого-минералогических наук, профессор, академик РАН,

  Конторович Алексей Эмильевич

Доктор геолого-минералогических наук, профессор

Филиппов Виктор Павлович

Доктор экономических наук, профессор, заслуженный деятель науки РФ,

  Ильинский Александр  Алексеевич

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

Защита состоится: л23 октября 2007 г. в 15 час. 00 мин.

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

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

Автореферат разослан  л  ___ _______ 2007 г.

Ученый секретарь диссертационного совета,

кандидат геолого-минералогических наук,

доцент         Леонова Е.А.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

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

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

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

Проблема сбалансированного развития минерально-сырьевой базы для удовлетворения растущих потребнонстей экономики страны в ресурсах углеводонродного сырья в последние годы заметно актуализируется. Одним из важных шагов ее решения стало разранботка МПР России Федеральной Долгосрочной государственной пронграммы изученния недр и воспроизводства минерально-сырьевой базы России на основе баланса потребления и воспроизводства минеральнного сырья а также ренгиональных Программ освоения  ренсурсов нефти и газа, в т.ч. по  Северо-Западному региону.

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

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

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

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

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

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

Основные задачи исследований:

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

Фактические материалы.

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

Защищаемые научные положения:

1. Современная парадигма недропользования при освоении нефтенганзовых ресурсов региона основана на сбалансированном и устойчинвом развитии его сырьевого потенциала, обеспечивающего заданные темпы отбора нефти и газа исходя из реальной геологической изученнности (мондели) региона, геолого-экономической оценки прогнозных ресурсов, экономически эффективных направлений и объектов геологоразвендочных работ с учетом инвестиционных возможностей государства и нендропользователей, синхронного с добычей с развития  транснпортной и перерабатывающей систем.

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

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

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

5. Сбалансированная программа развития региональных, и поиснково-разведочных работ Тимано-Печорской нефтегазоносной провиннции включая ее морское продолжение, позволяет оптимизировать темпы, направления и необходимую степень детальности работ на канждой стадии, обеспечивая заданные темпы прироста запасов и инвенстиционную привлекательность финансирования работ, как со стонроны государства, так и частных инвесторов.

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

Научная новизна:

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

Практическая значимость:

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

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

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

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

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

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

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

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

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

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

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

Рис. 1. Стратегические приоритеты определяющие парадигму недропользования НГК

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

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

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

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

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

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

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

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

В настоящее время прогнозирование добычи нефти по кривым диннамики освоения ресурсов для крупных нефтегазоносных терринторий имеет ограниченное распространение в мировой практике. За последнние годы наиболее надежным и общепринятым является прогнозиронвание добычи нефти исходя из оценки единичных залежей, месторожндений. Прогнозирование донбычи по неразрабатываемым объектам производится по модельным кривым (аналогов) с учетом индивидунальных особенностей, которые можно учесть.

Стратегия воспроизводства сырьевой базы базируется на результантах количественной оценки ресурсов УВ и представлена единичной лячейкой структуры ресурсов, охарактеризованной следующими панраметрами: глубина залегания, площадь ожидаемых залежей, толщина нефтегазонасыщенной части пласта, доля  нефти в газонефтяных занлежах, плотность нефти в пластовых условиях, вязкость нефти в планстовых условиях, содержание серы и парафина в нефтях, газовый факнтор, КИН, выход стабильного коннденсата и др. качественным показантелям.

На проблему воспроизводства сырьевой базы существует ненсколько точек зрения:

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

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

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

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

Табл. 1. Типы воспроизводства МСБ в долгосрочной перспективе

РЕГИОНЫ	Н Е Ф Т Ь					Г А З
	Добыча млн.т		Типы воспроизводства			Добыча млрд м3		Типы воспроизводства
	текущая	перспективнная 2020 г.	расширен-ное	простое	частичное	текущая	перспективнная 2020 г.	расширен-ное	простое	частичное
Северо-Кавказский	3	3			+	3	10	+	+
Урало-Понволжский	80	50			+	50	90	+	+
Северо-Занпадный	25	40		+	+	3	60		+	+
Западно-Сибирский	330	300			+	530	780			+

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

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

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

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

       

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

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

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

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

(Тимано-Печорская провинция: геологическое строениеЕ, 2004)

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

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

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

Среди карбонатнных НГК наибольшим нефтегазовым потенциалом обладают комнплексы, сложенные известняковой формацией, особенно вкупе с ринфовой. В составе осадочного чехла выделен ряд структурно-форнмационных комплексов (СФК), отделенных друг от друга регионнальнными перерывами. Каждому СФК, формирование которого тесно свянзано с определенным тектоническим этапом развития региона, принсущ характерный набор формаций и единообразие структурного плана (рис. 2).

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

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

5. 2. Среднедевонско-нижнефранский НГК является одним из основнных промышленно нефтегазоносных объектов в ТПП..

В северной части территории его значение падает вследствие

Рис. 3. Схема стратиграфической приуроченности нефтегазоносности в ТПП

ухудшения свойств региональной тиманско-саргаевской покрышки.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Табл. 2. Развитие теории о  зонах нефтегазонакопления

Год	Автор	Определение зоны
		Приуроченность, контроль	Поисковые объекты
1951	И.О. Брод	Крупные структурные элементы	Группы месторождений
1954	В.Е. Хаин	Крупные эндо- или экзоструктурные единицы	Группы месторождений
1959, 1985	А.А. Бакиров	Единая группа ловушек	Местоскопления нефти и газа
1963	М.Ф. Мирчинк	Валы, антиклинали и др.	Месторождения
1968	Н.А. Еременко	Структурные элементы	Группы залежей нефти и газа
1972	Н.Ю. Успенская	Структурный или палеотектонический элемент	Однотипные месторождения
1976	И.В. Высоцкий, К. Бека	Совокупность структурных форм	Скопления УВ
1976	М.Ф. Мирчинк	Геологические структуры II порядка	Залежи и месторождения
1976	G. Cess, C. Bois	Обособленная часть осадочного чехла	Залежи
1977	В.Б. Оленин	Структурно обособленный элемент	Месторождения
1982, 1983	А.А. Трофимук, Ю.Н. Корогодин, Э.Б. Мовшович	Разнотипные и разномасштабные в соответствии с законом композиции составляющих элементов	овушки и скопления нефти и газа
1985	Е.В. Кучерук, Е.Р. Алиева	Региональный структурный или седиментационный элемент	Группа месторождений
1985	М.К. Калинко	Единый миграционный поток	Смежные месторождения
1987	А.Н. Золотов, Б.А. Лебедев, В.В. Самсовнов	Единый механизм аккумуляции	Системы ловушек
1990	В.С. Лазарев	Целостные структуры II порядка	Промышленно нефтегазоносные объекты
1991, 1994, 2006	О.М. Прищепа	Зона аккумуляции в пределах изолированного НГК	Совокупность ловушек (залежей)
1995, 2005	Ю.Н. Григоренко	Ограничение по отсутствию или удалению месторождений	Скопления месторождений

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Наибольшее количество зон - 73 выделено в пределах доманинково-турнейского комплекса. В пределах ордовикско-нижнедевоннского НГК выделены 56  зон нефтегазонакопления, 18 из которых пронгнозируются в Северо-Предунральской НГО и 12 - в Печоро-Колвиннской и т.д.

Характеристика распределения зон нефтегазоннакопления показынвает, что роль и направления поисков на зоны разнных комплексов весьма неравнозначны. Большим разнообразием вынявленных и преднполагаемых ЗНГН обладают как достаточно хорошо изученые районы (Лайско-Лодминский НГР), так и относительно манлоизученные (Сенверо-Предуралоьская НГО).

Открытие в 2006 году новой Баяндыской зоны нефтегазонакопленния (многослойной и ненунаследованной) после долгих лет (в осовном сугубо теоретических) разговоров о перпективах Денисовской впандины (Лайско-Лодминский НГР) оставляет надежды, что при испольнзовании целевых подходов опоискования новых ЗНГН при проведении ГРР будут выявлятся как многочисленные УпропущенныеФ залежи, так и недоизученные в рензультате целевых работ  на УантиклинальныеФ объекты.

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

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

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

Результаты предварительной оценки потенциала зон нефтегазонанкопления позволяют сделать следующие выводы:

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

       Таким образом оценка основных мегакомплексов Тимано-Печорнской провинции позволяет провести дифференциацию территонрии по стенпени перспективности и соответственно определить направнления геонлогоразведочных работ на нелицензированной территории ТПП. При этом появляется возможность оценки ресурсного потеннциала, как отндельной зоны нефтегазонакопления, так и по их совокупнности фрагнмента (участка) или перспективной территории в целом.

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

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

Анализ ситуации позволяет выделить  два возможных пути достинжения понставленной цели для выработки практических решений. Пернвый - сводится к возобновлению полного цикла ранбот по подготовке углеводородной сырьевой базы и ее освоению в нанмеченных объемах силами уполномоченных или государственных компаний с использонванием бюджетных (или опосредованно бюджетнных, заемных) средств.

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

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

Основными критериями, регламеннтирующих  формирование управленческих решений по завершении каждой из стадий и этапов в рамках соответствующей программы являются натуральные (собстнвенно физические или объемные) и опонсредованные количественные и экономические (стоимостные) показантели.

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

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

К опосредованным критериям оценки эффективности ГРР отнонсятся количественные показатели ресурсного потенциала, определяенмые в соответствии с существующими методическими рекоменданциями по количественной оценке - объем ресурсов углеводородов (например, в базовом или базовых перспективных комплексах), плотнность ресурсов нефти (газа). Их совмещение с физическими показатенлями позволяет выходить на критериальный уровень определения эфнфективности. Например, отнесение объема прироста ресурсов к обънему региональных сейсмонпрофилей позволит оценить эффективнность сейсмических исследований.

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

Проведение геологоразведочных работ регионального этапа понвышает достоверность и корректирует  оценки  количества и распренделения (по фазовому составу, НГК, зонам нефтегазонакопления и др.) ресурсов нефти и газа перспективной территории.  Прямым следстнвием подобной переоценки ресурсного потенциала по результатам ренгиональных ГРР является не просто выход на новое понимание пернспектив отдельных частей территории, а возможность более целенанправленного формирования стратегии проведения работ в регионе. Иллюстрацией сказанному могут служить приведенные в диссертации существенно отличаюнщиеся  статистические данные по эффективнонсти ГРР в основных нефтегазоносных регионах России.

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

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

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

В исследованиях автора обосновано, что (применительно к терринтонрии ТПП) увеличение плотности сейсморазведочных работ на учанстке в два раза по сравнению с первоначальным приводит к дополнинтельнному выявлению не более 25% структур (к первоначально выявнленнным) и дает  не более 20% прироста перспективной площади. При понвторном дополнительном удвоении плотности сейсмики прироста донполнительной площади уже практически не происходит - увеличиванется лишь детальность изучения территории. И это без учета качества подготовки структур.

Согласно материалам геолого-экономической оценки ресурсов Тимано-Печорской провинции, удельные затраты на подготовку 1 тонны запасов нефти варьируют для объектов в классе крупности 10-30 млн.т от 1,5 до 3 долл/т по Республике Коми и от 2,5 до 5 долл/т - по Ненецкому АО. Для следующего класса крупности (3-10 млн.т) они составляют 2Ц7 и 4Ц8 долл/т соответственно. Для объектов с запасами от 1 до 3 млн.т они изменяются в диапазоне от 5 до 10 (по РК) и от 6 до 20 долл/т (по НАО), а для объектов 0,3Ц1 млн.т на подготовку запансов должно быть потрачено уже не менее 12-15 долл в Республике Коми и 16-20 долл - в Ненецком АО.

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

Соответственно, для рационального использования недр на учанстке должна быть определена эконномические пределы детализации геологоразведочных работ.  При этом программа геологоразведочных работ должна ориентироваться на оценку эффективных и возможно эффективных критических ресурсов и объектов (по аналогии с занпаднными классификациями.

Соответственно вышесказанному должна быть построена стратенгия проведения геологоразведочных работ. На начальном этапе изученния должен намечаться комплекс сейснморазведочных работ современнного уровня (включая переобработку, переинтерпретацию, новую понлевую сейсмику) с целью как подтвернждения характеристик ранее вынделенных объектов, так и выявления и подготовки новых.

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

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

Рис. 6. Соизмерение эффективности и объемов бурения ГРР

Проблему определения минимального приемлемого для государнства и максимального - приемлемого для недропользовантеля объема подготовки новых запасов и ГРР на лицензионных участках  можно свести к последовательнному выполнению вполне конкретных форнмальных процедур. Они предусматривают: определение ресурсной базы лицензионного участка; оценку распределения ресурсов по вознможным объекнтам освоения; определение необходимых объемов геонлогоразведочных ранбот для стандартного или конкретного (локализонванного) объекта учанстка; выделение возможно рентабельных и уснловно рентанбельных объектов в пределах участка и оценку объемов ГРР для их опоисконвания.

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

В пятой главе: Модельно-методологический комплекс пронгнозирования уровней добычи углеводородного сырья Северо-занпадного региона России обоснован модельно-методологический комплекс прогнозирования добычи нефти и природного газа по раснпределенному и ненраспределенному фонда недр при различных сценанриях ввода нефтенгазовых объектов в освоение, определены пропорции синхронного с добычей развития промышленно-транспортной инфранструктуры.

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

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

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

Создание реалистичной и сбалансированной модели развития МСБ предполагает на фоне приннятых допущений постоянный учет всех виндов ограничений и вознможность пошагового устранения возникающих осложнений. И здесь применительно к современным условиям вознинкает система конфликнтов интересов, разрешение которых собственно и определяет решенние задачи прогноза в целом. Конфликты связаны с несовпадающими векторами интересов гонсударства и компаний, так и целями самих компаний.

Являясь непосредственным соисполнителем Программы комнплексного освоения ресурсов углеводородного сырья Северо-Западнного региона, автор видит следующие основные проблемы и пронекты, требующие широкого обсуждения специалистами для более обоснованного и системного их решения:

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

Перспективные уровни добычи нефти Программы комнплексного освоения ресурсов УВС оценивались по трем итогонвым вариантам оснвоения ресурсов нефти Северо-Западного региона. Сценарии развития добычи нефти  существенно различаются. Ванриант компаний (варинант-1) оценивался в соответствии с заявленными стратегическими планами развития.

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

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

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

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

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

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

В шестой главе: Разработка и экономическая оценка стратенгии воспроизводства запасов нефти и газа в Тимано-Печорской провинции обоснована рациональная обеспеченность добычи ресурнсами нефти и газа, для перспективных (новых) центров нефтегазодонбычи ТПП обоснованы темпы отбора и прироста запасов, произведено ранжирование лицензионных участков с учетом эффективнности геолонгоразведочных работ.

Поддержание добычи нефти и газа в Российской Федерации в сонответствии с утвержденной Правительством Энергетической стратенгией России до 2020 г. возможно только при форсированной подгонтовке новых запасов, что требуют интенсивного проведения геологонразведочных работ и соответствующих затрат. Их объемы должны существенно превышать достигнутые в последние годы в России, конгда подготовка новых запасов нефти существенно отставала от обънемов добычи, и особенно эта тенденция усугубилась с отменой в 2001 г. федерального налога на воспроизводство запасов (ВМСБ).

На территории региона выделяется 14 центров нефтедобычи. Ценнтры нефтедобычи СЗФО являются естественными кластерами конкунрентоспособности ТЭК, обеспечивающими функнционирование его донбывающих отраслей. Можно выделить несколько базисных посылок процесса подгонтовки запасов в современных условиях:

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

Автором в соответствии с контрольными цифрами Энергетиченской стратегии России до 2020 года рассмотрены варианты простого (конэффициент воспроизводства запасов - 0,9-1,0) и расширенного воснпронизводства запасов (1,2), а также вариант, позволяющий избенжать резкого падения  добычи (0,5-0,6), после достиженния планируемых максимальных уровней отборов. Результаты расчетов доказывают, что сырьевая база СЗФО обеспечивает рассмотренные варианты, и отлинчаются исключинтельно объемами инвестирования в ГРР.

Если говорить об отдельных территориях и акваториях, то, безуснловно, нельзя однозначно считать что сырьевая база углеводородов позволяет обеспечить простое или расширенное воспроизводство занпасов углеводородов в пределах кажндого субъекта территории или огнраниченной части акватории. Так даже вариант простого воспроизводнства запасов нефти (комнпенсация добычи нефти приростами запасов) на период до 2020 г. не фигурирует в планах основных добывающих компаний региона на суше, поскольку он не обеспечен ресурсной банзой в пределах распренделенного фонда (на лицензированных территонриях).

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

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

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

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

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

Инвестиции компаний на реализацию программных мероприянтий СЗФО по объектам инфраструктуры составляют 29301 млн. долл. Наиболее существенную часть при расчетах составили инвестиции ОАО Газпром 26а755 млн.долл. При этом были рассмотрены два сценнария развития рынка природного газа. В первом случае прибыль иннвестора и доходы государства до 2020 года составят 9,8 и 38,4 млрд. долл. соответственно, а во втором - 25,7 и 60,2 млрд. долл.

Оценка эффективности инвестиций проводилась по основнным показателям, характеризующим промышленную значимость ренсурсов и эффективность их освоения.

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

Табл. 3. Экономическая оценка вариантов освоения ресурсов нефти ТПП

Показатели	Вариант 1	Вариант 2	Вариант 3
Добыча нефти, млн. т	722,1	676,7	925,4
Капитальные вложения, млн. долл.	25934,0	24085,0	37072,2
- удельные, долл./т	35,9	35,6	40,1
Дисконтированный доход государства, млн.долл.	48124,0	47409,2	82438,4
- удельный, долл./т	66,6	70,1	89,1
Чистый дисконтированный доход иннвестора, млн.адолл.	6288,0	7111,7	5291,7
- удельный, млн. долл.	8,7	10,5	5,7
Индекс доходности	1,44	1,58	1,27

        *  при цене нефти 40 долл./барр

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

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

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

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

В седьмой заключительной главе: Формирование лицензиноннной политики реализующей стратегические приоринтеты воспронизводства запасов и освоения ресурсов нефти и газа на основе анализа проблемы обоснованы направления развития региональной лицензионной политики и программы геологонразведочных работ на лицензионных участках, предложена долгосрочная программа лиценнзирования недр обеспечивающая инвестиционную привлекательность ГРР в регионе.

ицензирование в современных условиях - это базовый компонент в изучении и освоении нераспределенного фонда недр. От него завинсит, в первую очередь, последовательность и своевременность воспронизводство запасов и объем инвестиций. Современный уровень метондических разработок по подготовке программ лицензирования вряд ли можно назвать удовлетворительным. Большая часть предлонжений банзируется либо на локальных интересах органов управляющих недронпользованием, либо заинтересованных компаний. Основным и реалинзуемым - является  принцип заявочного интереса компаний, либо понлучения лицензии с целями не проведения геологоразведочных работ, а увеличения капитализации, либо привлечения третьих лиц. Долгонсрочные и научно-обоснованные интересы государства в больншинстве случаев не учитываются или не определены.

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

Одним из наиболее дискуссионных вопросов является вопрос о дентальности (глубине) изучения того или иного объекта или участка. Удельные затраты (по материалам геолого-экономической оценки ренсурсов Тимано-Печорской провинции (Прищепа О.М., Григорьев Г.А., 2003 г.) на подготовку 1 тонны запасов нефти  варьируют для объекнтов с величиной запасов 10-30 млн.т от 1,5 до 3 долл./т (по Республике Коми) и от 2,5 до 5 долл./т (по Ненецкому АО). Для следующего класса крупности (3-10 млн.т) они, соответственно, составляют 2 - 7 и 4 - 8 долл./т. Для объектов следующего класса (1-3 млн.т) они варьинруют от 5 до 10 (по РК) и 6-20 долл./т, а при величине запасов 0,3 Ц1 млн. т. на подготовку запасов уже должно быть потрачено не менее 12-15 долл. в Республике Коми и 16-20 долл. в Ненецком АО

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Данная система должна обеспечить определение приоритетов и опережающий выход государства на новые перспективные направленния ГРР, совместное финансирование геологических исследований и разнделение рисков бюджета и недропользователей, ограничение работ на экологически или социально - экономиченски уязвимых территориях и акваториях, а также стратегинческое сдерживание (по конъюнктурнным или политическим сообранжениям и, наконец, мониторинг лиценнзирования предындущих этапов для принятия текущих организационнных решений.

Все вышеперечисленные приоритеты должны обеспечивать интенресы региона, прежде всего - за счет привлечения инвестиций, увелинчения бюджетной составляющей области, формирования новых рабончих мест в добывающей промышленности и геологоразведочном пронизводстве включая малый и средний бизнес.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

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

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

Основные работы, опубликованные по теме диссертации:

Монографии:

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

Статьи, доклады, разделы сборников, тезисы докладов:

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

Авторефераты по всем темам  >>  Авторефераты по земле