Архив меток: НГБ

Горная энциклопедия, 1984 : Енисейско-Анабарская газонефтеносная провинция

расположена на севере Красноярского края и Западной Якутии. Площадь 390 тысяч км2. Включает Енисейско-Хатангскую газоносную и Лено-Анабарскую перспективную нефтегазоносную области. Наиболее значительны газоконденсатные месторождения Северо-Соленинское, Пеляткинское и Дерябинское. Планомерные поиски нефти и газа начались в 1960. Первое месторождение газа открыто в 1968. К 1984 выявлено 14 газоконденсатных и газовых месторождений на территории Танамско-Малохетского, Рассохинского и Балахнинского мегавалов и Центрально-таймырского прогиба. Енисейско-Анабарская газонефтеносная провинция располагается в зоне тундры. Основные пути сообщения — Северный морской путь и реки Енисей и Лена. Автомобильные и железные дороги отсутствуют. Газ добывается на месторождениях Танамско-Малохетского мегавала для снабжения г. Норильск.

Тектонически провинция связана с Енисейско-Хатангским и Лено-Анабарским мегапрогибами. На севере и востоке она ограничена Таймырской и Верхоянско-Чукотской складчатыми областями, на юге — Сибирской платформой, на западе раскрывается в Западно-Сибирскую нефтегазоносную провинцию. Фундамент гетерогенный, представлен метаморфизованными породами докембрия, нижнего и среднего палеозоя. Осадочный палеозойский-мезокайнозойский чехол на основной территории провинции достигает мощности 7-10 км, а в отдельных, наиболее прогнутых участках, 12 км. Разрез представлен 3 крупными комплексами отложений: среднепалеозойским карбонатно-терригенным с эвапоритовыми толщами; верхнепалеозойским терригенным; мезозойско-кайнозойским терригенным. В осадочном чехле установлены своды, мегавалы и валы большой амплитуды, разделённые прогибами. Все выявленные газоконденсатные и газовые месторождения приурочены к терригенным отложениям мелового и юрского возраста. Основные перспективы нефтегазоносности связываются с верхнепалеозойскими и мезозойскими отложениями в западных и с палеозойскими толщами в восточных районах провинции. Продуктивные горизонты залегают в интервале глубин 1-5 км и более. Залежи газа пластовые, пластово-массивные сводовые. Рабочие дебиты газовых скважин высокие. Газы меловых и юрских отложений метановые, сухие, с повышенной жирностью, с низким содержанием азота и кислотных газов.

http://www.mining-enc.ru/e/enisejsko-anabarskaya-gazoneftenosnaya-provinciya/

mgeos.ru: Музей геологии Красноярского края

http://mgeos.ru/

Раздел «библиотека»

Введение

Хронология главных событий в истории развития геологоразведочных работ Центральной Сибири

Недра края

Месторождения края

Нефтегазоносные провинции

Видео

Роснедра: Госпрограмма «Воспроизводство и использование природных ресурсов» (УВ сырье). 2. Газ

Роснедра: Госпрограмма «Воспроизводство и использование природных ресурсов» (УВ сырье). 1. Нефть

http://www.rosnedra.gov.ru/article/7266.html
http://www.rosnedra.gov.ru/data/Files/File/2748.pptx

Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение


http://iv-g.livejournal.com/442378.html

Лено-Тунгусская нефтегазоносная провинция
http://www.mining-enc.ru/l/leno-tungusskaya-neftegazonosnaya-provinciya/
http://iv-g.livejournal.com/308561.html

Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение (СБ НГКМ) в административном отношении находится на территории Мирнинского района Республики Саха (Якутия), в 130 км на юго-запад от г. Мирного и в 140 км к северо-западу от г. Ленска.

Территориально Среднеботуобинское месторождение расположено в пределах Лено-Вилюйской равнины Средне-Сибирского плоскогорья, в междуречье Лены и Вилюя, в бассейне правого притока р. Вилюй – реки Улахан-Ботуобуя. Эта река несудоходна, только в период весенне-летнего паводка возможно плавание на легких моторных лодках. Годовой сток составляет 120-130 млн.м3.

Гидрография района представлена также рекой Таас-Юрэх и рядом других более мелких. Питание рек в основном снеговое. Долины рек и ручьев заболоченны – около 10% рассматриваемой территории занимают болота и заболоченные земли. Ледостав наступает в первой декаде октября, вскрытие рек – в конце апреля, начале мая. Наибольшая толщина льда на непромерзающих реках составляет 120 см. Рельеф представляет собой всхолмленную равнину, расчлененную густой сетью временных водотоков. Абсолютные отметки 300-390 м.

Климат Мирнинского района является резко континентальным. Основными факторами, влияющими на суровость климата, являются глубоко континентальное материковое положение и горное обрамление равнины с востока, юго-востока и юга, препятствующие проникновению влажных масс воздуха с Тихого океана. Особую суровость природных условий района определяет зима средней продолжительностью 7 месяцев, с ясной погодой и низкими температурами. Средняя месячная температура воздуха в январе держится в пределах от –28°С до –40°С. Достаточно часто отрицательные температуры зимой достигают минус 50-57°С. Средняя продолжительность отопительного сезона составляет 270 дней.

Весна и осень практически отсутствуют. Летом жаркие дни (температура поднимается до +30°С) сменяются холодными ночами. Средняя месячная температура воздуха в июле в Мирнинском районе варьируется от +12°С до +18°С. Осадков в районе выпадает мало, высушенная за лето почва слабо увлажняется и, замерзая в конце сентября, уходит под снег в сухом состоянии. Снегопады наиболее характерны для октября-ноября. Толщина снежного покрова для участков с ровной поверхностью 35-50 см. Число дней со снежным покровом 200 суток в год.

Главной особенностью инженерно-геологических условий Среднеботуобинского месторождения является повсеместное развитие многолетнемерзлых пород, залегающих до глубины 400 м. Наибольшая толщина сезонного оттаивания 3,5-3,9 м характерна для водораздельных участков, покрытых сосновым лесом.

На площади Среднеботуобинского месторождения и вблизи от него имеются выходы строительных материалов – кирпичной глины, известняков, гравия, песка, гипса, бутового камня. Месторождение гальки и гравия, пригодных для строительных и автодорожных работ, расположено в пределах второй надпойменной террасы р. Улахан-Ботуобуя. Оценочные запасы – 120-150 млн.т. В верховье р. Таас-Юрэх находятся выходы траппов, пригодных для приготовления щебня как наполнителя бетонов марки 300 и выше, а также в автодорожном строительстве. Строительный лес в районе встречается в виде отдельных рощ.

Среднеботуобинское месторождение было открыто в 1970 году и на протяжении последующих 15 лет на нем осуществлялось разведочное бурение. В итоге на 01.07.2010 на Центральном нефтяном блоке месторождения имеется 67 скважин (50 – на Ботуобинский горизонт и 17 – на Осинский), из которых 6 скважин находились в освоении, 3 скважины в бездействии и 58 законсервированы или ликвидированы. Большинство законсервированных скважин готовы к возобновлению их эксплуатации. На 12 ранее пробуренных скважинах компанией Schlumberger в период 2005-2008 гг. было проведено бурение боковых горизонтальных стволов на Ботуобинский горизонт. Все БГС оказались успешными и готовы к эксплуатации. На Курунгском участке пробурено 6 поисково-разведочных скважин, 5 из них ликвидированы, одна оказалась продуктивной по Ботуобинскому горизонту и законсервирована. В непосредственной близости от Среднеботуобинского месторождения расположены Тас-Юряхское, Бес-Юряхское, Иреляхское, Мирнинское, Северо-Нилбинское, Хотого-Мурбайское нефтегазоконденсатные и нефтяные месторождения, находящиеся на различной стадии освоения (в разведке, обустройстве или разработке).

Несмотря на существенный потенциал природных ресурсов Восточной Сибири, запасы углеводородного сырья в этом регионе остаются большей частью неосвоенными из-за географической удаленности и суровости климатических условий (зимы порой длятся до 9 месяцев). Слабая развитость системы дорог в регионе затрудняет как транспортировку необходимого оборудования на месторождение, так и вывоз продукции. В настоящее время основной формой транспортировки является Байкало-Амурская федеральная железная дорога до г. Усть-Кут (ст.Лена, порт Осетрово) и далее – баржей до Ленска (протяженность водного маршрута – 961 км). В решение проблемы вывоза добываемого углеводородного сырья большой вклад должен внести трубопровод «Восточная Сибирь – Тихий океан» (ВСТО).
http://www.neftyaniki.ru/publ/russian_oilfields/jakutija_sakha_respublika/srednebotuobinskoe/21-1-0-1051

Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение

Входит в Лено-Тунгусскую нефтегазоносную провинцию.
Открыто в 1970. Залежи выявлены на глуб. 1427-1950 м. Плотность нефти 867 кг/м3.
Содержание S 0,89%.

Где-то здесь с 1976 по 1987 годы были произведены шесть ядерных взрывов мощностью 15 килотонн из серий взрывов «Ока», «Шексна», «Нева» для интенсификации добычи нефти и один мощностью 3,2 кт для создания подземного нефтехранилища.
Вот полный список взрывов, проведенных на месторождении:
Интенсификация притоков нефти и газа из скважин, заказчик — Мингео СССР:
– «Ока», 05.11.76 г.; Мирнинский улус, в 38 км от с. Таас-Юрях; 15кт
– «Вятка», 08.10.78 г.; Мирнинский улус, в 26 км от с. Таас-Юрях; 15 кт
— «Шексна», 08.10.79 г.; Мирнинский улус, в 7 км от с. Таас-Юрях; 15 кт
-«Нева-1», 10.10.1982 г.; Мирнинский улус, в 31,5 км от с. Таас-Юрях; 15 кт
– «Нева-2», 07.07.87 г.; Мирнинский улус, в 40,5 км от с. Таас-Юрях; 15 кт
– «Нева-3», 24.07.87 г.; Мирнинский улус, в 42,5 км от с. Таас-Юрях; 15 кт

Создание подземной емкости для хранения неф-ти, заказчик – Мингео СССР:
– «Скв. № 101», 1987 г.; Мирнинский улус, в 41,4 км от с. Таас-Юрях; 3,2 кт

Сравнительная характеристика литолого-петрофизических параметров песчаных пластов Марковского и Среднеботуобинcкого месторождений

Среднеботуобинское НГКМ входит в Лено-Тунгусскую нефтегазоносную провинцию (НГП) и приурочено к Среднеботуобинской и Курунгской структурам северо-восточного склона Непско-Ботуобинской антеклизы.

Продуктивным считается подсолевой терригенный комплекс (ПТК) стратиграфически приуроченный к нижнемотской подсвите венд-нижнекембрийского возраста.

Промышленные притоки нефти и газа связаны главным образом с песчаными пластами, которые по местному детальному расчленению относятся к парфеновско- ботуобинскому горизонтам.

Залежи выявлены на глубине 1427-1950 м.

Залежи пластов Б1-2 (осинский горизонт) билирской и В5 (ботуобинский горизонт) бюкской свит.

В отдельных скважинах получены притоки нефти и газа из пластов В12 (улаханский горизонт) и В13 (талахский горизонт) курсовской свиты. Залежь пласта Б1-2 — нефтегазовая, массивная, литологически замкнутая, блоковая. Тип коллектора, сложенного известняками и доломитами с прослоями мергелей, порово-каверновый. Залежь имеет сложное строение за счет резких фациальных изменений продуктивных пород и разрывных нарушений. Мощность пласта 60-70 м, эффективная мощность достигает 20 м.

Залежь пласта В5 нефтегазовая, пластовая, антиклинальная, тектонически экранированная, блоковая. Мощность пласта изменяется от 1-2 м на севере до 36 м на юге структуры, эффективная мощность составляет до 90 % от общей. Пористость коллектора — 9-16 %. Особенностью залежи является наклонное положение водонефтяного контакта. Высота газовой шапки изменяется от 40 м на севере структуры до 20 м на юге, нефтяной оторочки — от 1 м на северо-западе до 18 м на юго-востоке.

Залежь пластаВ12 — газовая, пластовая, антиклинальная, литологически ограниченная, тектонически экранированная — локализована на севере месторождения в районе выклинивания пласта В5, отделенного глинистыми породами мощностью 10-15 м. Мощность пласта В12 изменяется от 0 до 17 м. Пористость коллектора, представленного серыми средне-мелкозернистыми песчаниками, составляет 11-15 %.

На Центральном нефтяном блоке месторождения имеется 67 скважин (50 — на Ботуобинский горизонт и 17 — на Осинский), из которых 6 скважин находились в освоении, 3 скважины в бездействии и 58 законсервированы или ликвидированы. Большинство законсервированных скважин готовы к возобновлению их эксплуатации. На 12 ранее пробуренных скважинах компанией Schlumberger в период 2005-2008 гг. было проведено бурение боковых горизонтальных стволов на Ботуобинский горизонт, которые готовы к эксплуатации. На Курунгском участке пробурено 6 поисково-разведочных скважин, 5 из них ликвидированы, одна оказалась продуктивной по Ботуобинскому горизонту и законсервирована.

В непосредственной близости от Среднеботуобинского НГКМ расположены Тас-Юряхское, Бес-Юряхское, Иреляхское, Мирнинское, Северо-Нилбинское, Хотого-Мурбайское НГКМ и нефтяные месторождения, находящиеся на различной стадии освоения.
http://neftegaz.ru/tech_library/view/4659
http://geofut.com/index.php/Srednebotuobinskoe-neftegazovoe-mestorojdenie
http://referat911.ru/Geologiya/srednebotuobinskoe-neftyanoe-mestorozhdenie/69335-1573318-place1.html

http://geofut.com/index.php/Inie-mestorojdeniya-nefti
http://geofut.com/index.php/Plastovoe-davlenie
http://geofut.com/index.php/Nepsko-Botuobinskaya-antekliza
http://geofut.com/index.php/Osadkonakoplenie

Cреднеботуобинское месторождение с извлекаемыми запасами по категории С1+С2 123 млн. т. нефти и 181 млрд. куб. м газа
http://sakhalife.ru/node/15844

Дополнение к «Технологической схеме разработки Среднеботуобинского НГКМ (Центральный и Северный блоки)»

На месторождении построен газопровод «Среднеботуобинское месторождение-г. Мирный» диаметром 500 мм, по которому подается газ, добываемый из залежи Северного блока в объеме 190-250 млн. м3 в год в зависимости от потребностей алмазодобывающей промышленности (протяженность 175 км). В 650 км к востоку от месторождения проходит действующий газопровод Мастах-Якутск.
http://gostiru.ru/art/131993

Территориальные особенности природно-ресурсного потенциала России и его влияние на формирование

http://900igr.net/prezentatsii/geografija/Respublika-Sakha/Respublika-Sakha.html
— — — —
Схема распределения золота в нефтях месторождений Лено-Тунгусской НГП

Границы: 1 — нефтеносных провинций, 2 — нефтегазоносных областей (I — Непско-Ботуобинская, II — Катангская, III — Северо-Алданская, IV — Западно-Вилюйская, V — Присаяно-Енисейская), 3-4 — пликативных структур платформенного чехла (3 — антеклиз, синеклиз, 4 — сводов, мегавалов); 5 — разрывные нарушения; 6 — контуры рифогенных зон;7- месторождения и площади: 1 — Джелиндуконское, 2 — Мирнинская, 3 — Верхненюйская, 4 — Иктехское, 5 — Таас-Юряхское, 6 — Среднеботуобинское, 7 — Дулисьминское,8- Верхневилючанское, 9 — Озерное, 10 — Маччобинское, 11 — Верхнечонское; в скобках содержание золота, мг/т.
http://geolib.narod.ru/OilGasGeo/1995/09/Stat/stat04.html
— — — —
ЛИТЕРАТУРА

Конторович А.Э. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири. Непско-Ботуобинский район. 1994
http://rutracker.org/forum/viewtopic.php?t=3345097
http://www.twirpx.com/file/652432/
Анциферов А.С, Бакин В.Е., Воробьев В.Н. и др. Непско-Ботуобинская антеклиза — новая перспективная область добычи нефти и газа на Востоке СССР. 1986
http://www.twirpx.com/file/477952/
Шемин Г.Г. Геология и перспективы нефтегазоносности венда и нижнего кембрия центральных районов сибирской платформы (непско-ботуобинская, байкитская антеклизы и катангская седловина). 2007
http://www.twirpx.com/file/789809/
— —
Диссертации
Юрчик, Ирина Ивановна. Оценка гидрогеохимических условий разработки месторождений нефти и газа Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области :Лено-тунгусская нефтегазоносная провинция. 2007
http://www.dissercat.com/content/otsenka-gidrogeokhimicheskikh-uslovii-razrabotki-mestorozhdenii-nefti-i-gaza-nepsko-botuobin#ixzz2gN5qB900

Белихова Светлана Викторовна. Особенности размещения залежей нефти и газа в верхневендско-кембрийских карбонатных отложениях Непско-Ботуобинской антеклизы. 1991
http://earthpapers.net/osobennosti-razmescheniya-zalezhey-nefti-i-gaza-v-verhnevendsko-kembriyskih-karbonatnyh-otlozheniyah-nepsko-botuobinskoy-

Назарова, Марина Николаевна. Гидрогеологические условия нефтегазоности Непско-Ботуобинской антеклизы. 2001
http://www.dissercat.com/content/gidrogeologicheskie-usloviya-neftegazonosti-nepsko-botuobinskoi-anteklizy
— —

Оценка перспектив нефтегазоносности вендских отложений юга Сибирской платформы. 1988
http://www.geolib.ru/OilGasGeo/1988/02/Stat/stat02.html

РИОН. Прогнозирование месторождений УВ в Непско-Ботуобинской НГО
на основе потенциальных полей
http://www.rosgeophysica.ru/stat1.html

http://www.ipgg.nsc.ru/Science/Reports/2012/The-most-important-scientific-achievements/Shared%20Documents/P-VII-59-1.aspx

Доклад Сечина на 32-ой ежегодной конференции по вопросам нефти и газа IHS CERAWeek

6 марта 2013

03

Растущий спрос на углеводороды и недостаточный объем новых открытий традиционной нефти привели к середине 2000-х годов к прогрессивному снижению обеспеченности мировой экономики ресурсами нефти.

Это стало одним из факторов роста цен, что в свою очередь создало условия для появления в отрасли принципиально новых технологий. Технологическая революция в мировой нефтегазовой промышленности делает возможной добычу все более сложных для разработки видов ресурсов.

Теперь точно ясно, что все опасения недостаточности ресурсов нефти необоснованны. Действительно, легкодоступные запасы в основном уже разработаны предшествующими поколениями. Именно они обеспечили сегодняшний уровень развития мировой экономики.

Однако, новые технологии позволяют переходить к разработке нефти и газа в удаленных регионах, на глубоководном шельфе, в Арктике, в низкопроницаемых, в том числе сланцевых формациях. Результатом технологического прогресса является выявление значительного потенциала нетрадиционных ресурсов, таких как сланцевый газ и нефть, разработка которых не рассматривались в практическом ключе еще 10 лет назад.

По текущим оценкам их ресурсная база практически сравнялась с традиционными ресурсами, и оценки продолжают увеличиваться по мере развития технологий. А впереди, возможно, газогидраты, водородная энергетика.

Стоимость разведки и разработки запасов углеводородов выросла, по оценкам «Ай-Эйч-Эс Херолд», в три раза за последние 15 лет. Да, такое развитие технологий было профинансировано за счет роста цен на углеводороды. Важно также отметить и выгоды для экономики: инвестиции в разработку высокотехнологичных ресурсов нефти и газа распространяются на всю экономику, создавая рабочие места, развивая смежные отрасли, в том числе в странах-потребителях, обеспечивая с одной стороны поставки сырья и с другой – импорт оборудования в страны-производители.

Мультипликативный эффект одного доллара инвестиций по разным оценкам дает от 3 до 7 долларов роста ВВП. Таким образом, за счет привлечения большого количества производителей и поставщиков услуг выигрывают все общество, а не только нефтегазовые компании.

Углеводородные ресурсы присутствуют в той или иной степени повсеместно на Земле. Не всегда для них находятся коллекторские породы и ловушки, но прогресс технологий открывает для нас новые категории ресурсов, зачастую в регионах, не славившихся прежде нефтегазодобычей.

Таким образом, мы видим и приветствуем наступление новой эры – эры высокотехнологичных нефти и газа.
Такие масштабные задачи являются вызовом для всех участников рынка, создают условия для переформатирования отрасли, ее консолидации на базе новой технологической платформы. Компании, имеющие затруднения с пополнением ресурсной базы или наоборот, недостаточную эффективность в ее освоении, неготовность к этим новым условиям, рискуют.

04

05

На протяжении 2009-2011 годов замещение запасов превышало 200% в год, за 2012-ый мы заместили 130% и сделали это дешевле наших конкурентов. Стоит отметить, что эти данные роста пока не учитывают наши шельфовые проекты, тем не менее, они подчеркивают значимость России как перспективного источника открытия новых запасов.

06

Роснефть стремится стать технологической компанией. В добыче мы уже активно используем такие методы, как многостадийный гидроразрыв пласта в сочетании с горизонтальным бурением. Особенности наших залежей требуют разработки и адаптации технологий стимулирования пласта, эту программу мы ведем сегодня с участием наших партнеров из Статойла и ЭксонМобил.

Наши специалисты широко применяют бурение горизонтальных скважин с отходом от вертикали до 7 км, в т.ч. на шельфе, и с эффективной проводкой до 1 км в пластах толщиной всего 3-4 метра. Ведется разработка низкопроницаемых карбонатных залежей горизонтальными скважинами, в том числе многоствольными.

07

Месторождение является крупнейшим новым нефтяным проектом в постсоветской России. Нашим строителям и буровикам пришлось осваивать месторождение в труднодоступном районе Восточной Сибири и запустить его всего за 6 лет, несмотря на полное отсутствие инфраструктуры и суровые климатические условия: зимой температура до –57°С, летом до +30°С, сегодня утром на Ванкоре было −44°С. Тундра, сплошная заболоченность, вечная мерзлота с неоднородной структурой.

Мы уже открыли на Ванкоре запасы 3Р в объеме 3,9 млрд. баррелей нефтяного эквивалента, разработка которых позволила достичь стабильного уровня добычи нефти более 400 тыс. баррелей в сутки. Интеграция активов ТНК-BP позволяет нам нарастить ресурсную базу этого региона на 2,7 млрд баррелей нефтяного эквивалента.

С 1994 года эти запасы не разрабатывались из-за необходимых колоссальных инвестиций, теперь это станет возможно с учетом значительных синергий по использованию транспортной и газоперерабатывающей инфраструктуры, созданной Роснефтью на Ванкоре.

Интегральная реализация проектов по развитию Ванкорской провинции позволит получить экономический эффект порядка 4 – 5 млрд. долларов. Это только один из примеров. Также значительные синергии будут реализованы при совместной разработке Юрубчено-Тохомского и Куюмбинского месторождений, Верхнечонского месторождения

08

Роснефть является лидером в разработке Сахалинской нефтегазовой провинции. Компании принадлежит более
30 лицензий на суше (оператор Сахалинморнефтегаз), ещё в 1928 году сахалинские нефтяники получили первые баррели нефти. Сегодня Роснефть работает в уникальных проектах на шельфе Охотского моря – Сахалин — 1, 3, 5, разработка Северного Чайво, ряд других шельфовых месторождений.

Разработка месторождений ведётся как с суши, так и с морских платформ с использованием новейших технологий. Примером может послужить рекордная наклонно-направленная скважина длиной более 12 км, пробуренная на проекте Сахалин-1 с помощью не имеющей аналогов в мире буровой установки «Ястреб».

09

Роснефть – крупнейший недропользователь на российском шельфе. Ожидаемые извлекаемые ресурсы на наших лицензиях превышают 275 млрд. барр. н.э. по оценке независимых экспертов. Программой ГРР предусмотрено бурение 96 скважин.

Осуществляется обмен активами, технологиями, специалистами. Рад сообщить, что в рамках работы данной конференции мы подписали с ЭксонМобил соглашение о вхождении в блок «Локи» в центральной части Мексиканского залива с долей 30%. В феврале мы заключили соглашение о вхождении Роснефти в проект Пойнт Томпсон на шельфе Аляски. В прошлом году мы вошли в проект по добыче трудноизвлекаемой нефти — Кардиум в Канаде. Только на первом этапе освоения шельфа суммарные инвестиции составят порядка 500 млрд. долл. – эффект будет ощутим в глобальном масштабе.

10

Оценка ресурсной базы только этого блока составляет более 35 млрд. барр. нефтяного эквивалента, а ресурсов Карского моря в целом — более 100 млрд. барр. нефтяного эквивалента.

11

Не менее половины ресурсной базы Арктики составляет природный газ. Перед нами стоит задача по коммерциализации этих объемов, которая может быть решена только за счет развития инфраструктуры СПГ.
Мы уже приступили к переговорам с потенциальными заинтересованными потребителями о будущих поставках СПГ.

12

Мы обладаем огромным, еще не до конца оцененным потенциалом трудноизвлекаемой нефти. Хотел бы остановиться только на одном типе залежей – так называемой Баженовской свите. Извлекаемые ресурсы только данной геологической формации составляют свыше 22 млрд. барр. нефти, что для сравнения составляет почти половину от ресурсов сланцевой нефти в США. Около половины этих ресурсов находятся в периметре лицензионных участков Роснефти и ТНК-ВР.

По своим характеристикам нефтесодержащие структуры Баженовской свиты близки к сланцам США. Мы уже приступили совместно с компаниями ExxonMobil и Статойл к исследованиям и подготовке к опытно-промышленной разработке трудноизвлекаемой нефти в России с применением технологий, отработанных в Северной Америке.

13

Новые налоговые инициативы Правительства России делают новые регионы добычи в России одними из лидеров по фискальной привлекательности для инвесторов.

Важным элементом налоговой реформы в нефтегазовом секторе России является фискальная стабильность, что
позволяет уверенно осуществлять масштабные инвестиции в новые нефтедобывающие проекты.

14

Это комплексная сделка; в результате нее мы не только значительно расширяем географию нашей деятельности и увеличиваем масштаб бизнеса. ВР становится нашим вторым крупнейшим акционером после государства, с долей почти 20%.

http://www.rosneft.ru/news/today/07032013.html
http://www.rosneft.ru/attach/0/02/24/cera_speech_ru.pdf
http://www.rosneft.ru/attach/0/02/24/cera_week_ru.pdf

— — — — — — — — — —
Выводы
i/ Официально на самом высоком уровне признан пик (плато) добычи традиционной нефти (слайд 03)

ii/ Единственные относительно новые традиционные нефтяные активы Роснефти на данный момент — Ванкор и Сахалин (слайд 07, 08)

iii/ Данные (слайд 05) по эффективности проведения геологоразведочных работ ограничивается 2009-2010 гг. Из сравнимых с Роснефтью нефтяных компаний по средним затратам на прирост и разработку наиболее близок ЛУКОЙЛ, причины все те же — советское наследство. Относительный новичок Petrobras, концентрирующийся на шельфе, куда так стремится Роснефть, имеет указанные затраты почти в 5 раз выше, практически аналогичные условия имеет Sinopec

iv/ шельф (слайд 09) и Баженовская свита (слайд 12) — это типичная нетрадиционная дорогая нефть

v/ сдвиг Роснефти как и прочих российских нефтяных компаний к добыче газа (слайд 11) — ситуация зеркальная к газодобывающим компаниям США, где происходит сдвиг от газа к нефти и конденсату. Все ищут способы утилизации всех компонентов добычи.

vi/ (слайд 13) — признание не только на уровне деклараций, но уже на государственном уровне необходимости налогового стимулирования. На шельфе в отличие от традиционных месторождений государство будет брать не почти 50%, а 5-15%, т.е. в 3-10 раз меньше. У компаний будет прибыль, но государство будет фактически её субсидировать (по сравнению с более ранним временем).

vii/ не вынесены в данную запись, но имеются в тексте многочисленные призывы к сотрудничеству к зарубежным нефтесервисным компаниям, что есть оборотная сторона советского переинвестирования и переразведанности (слайд 05): отечественные нефтесервис и технологии был долгое время недоинвестированными, а потом оказались в трудной ситуации в условиях открытого рынка.

ga.gov.au: Petroleum Geology


http://www.ga.gov.au/energy/province-sedimentary-basin-geology/petroleum.html

Подробное описание континентальных и шельфовых НГБ Австралии

theoildrum: НГБ Китая


http://www.theoildrum.com/node/9455

Карты Cauvery-Basin, Индия

http://timesofindia.indiatimes.com/topic/Cauvery-Basin/photos/2

Usgs assessment: Undiscovered resources in in the Upper Cretaceous Eagle Ford Group, 2011

Using a geology-based assessment methodology, the U.S. Geological Survey assessed means of (1) 141 million barrels of oil (MMBO), 502 billion cubic feet of natural gas (BCFG), and 16 million barrels of natural gas liquids (MMBNGL) in the conventional Eagle Ford Updip Sandstone Oil and Gas Assessment Unit (AU); (2) 853 MMBO, 1,707 BCFG, and 34 MMBNGL in the continuous Eagle Ford Shale Oil AU; and (3) 50,219 BCFG and 2,009 MMBNGL in the continuous Eagle Ford Shale Gas AU in onshore lands and State waters of the Gulf Coast.

Introduction
The U.S. Geological Survey (USGS) recently completed a geology-based assessment of the undiscovered, technically recoverable oil and gas resources in Upper Cretaceous strata of the U.S. Gulf Coast region, which includes parts of Texas, Louisiana, Arkansas, Mississippi, Alabama, and Florida (fig. 1). The assessed Upper Cretaceous strata in this report includes the Eagle Ford Group, which is interbedded with laterally equivalent sandstones of the Woodbine and Tuscaloosa Formations; other lateral equivalents are the Eagle Ford Shale, and,

in part, the Tuscaloosa marine shale. Nomenclature is a combination of formal and informal groups, and formation and member names that reflect the common designation and usage in the region by State, industry, U.S. Geological Survey, and academic geologists. The assessment was based on the geologic elements and petroleum processes used to define a total petroleum system (TPS), which includes petroleum source rocks (source-rock maturation and petroleum generation and migration), reservoir and seal rocks (sequence stratigraphy and petrophysical properties), and petroleum traps (trap formation, timing, and seals). Using this petroleum-system framework, the USGS defined three assessment units (AUs) for these Cenomanian−Turonian rocks: (1) the Eagle Ford Updip Sandstone Oil and Gas AU, (2) the Eagle Ford Shale Oil AU, and (3) the Eagle Ford Shale Gas AU (fig. 1).

Geologic Summary
The USGS defined the Upper Jurassic−Cretaceous−Tertiary Composite TPS and three assessment units (AUs) with technically recoverable undiscovered conventional and continuous oil and gas resources in Upper Cretaceous strata (fig. 1). The assessed conventional oil and gas undiscovered resources are in sandstone reservoirs in the Tuscaloosa and Woodbine Formations in Louisiana and Texas, respectively, whereas the continuous oil and continuous gas resources reside in the Eagle Ford Shale in Texas and the Tuscaloosa marine shale in Louisiana. Conventional resources in the Tuscaloosa and Woodbine are included in the Eagle Ford Updip Sandstone Oil and Gas AU, which encompasses an area where the Eagle Ford Shale and Tuscaloosa marine shale display vitrinite reflectance (Ro) values <0.6 percent. The conventional gas resources in the so-called “downdip” Tuscaloosa and Woodbine shelf-margin deltas previously were assessed and published in 2007 (Pitman and others, 2007). The continuous Eagle Ford Shale Oil AU lies beneath part of the conventional Eagle Ford Updip Sandstone Oil and Gas AU, immediately updip of the Lower Cretaceous shelf edge, and is defined by thermal maturity values within the Eagle Ford Shale and the Tuscaloosa marine shale that range from 0.6 to 1.2 percent Ro. Similarly, the continuous Eagle Ford Shale Gas AU is defined primarily downdip of the shelf edge where the source rocks have Ro values greater than 1.2 percent.
Resource Summary

The USGS assessed undiscovered, technically recoverable oil and gas resources in the three assessment units (table 1).

The assessed means are (1) 141 million barrels of oil (MMBO), 502 billion cubic feet of natural gas (BCFG), and 16 million barrels of natural gas liquids (MMBNGL) in the conventional Eagle Ford Updip Sandstone Oil and Gas AU; (2) 853 MMBO, 1,707 BCFG, and 34 MMBNGL in the continuous Eagle Ford Shale Oil AU; and (3) 50,219 BCFG and 2,009 MMBNGL in the continuous Eagle Ford Shale Gas AU.

For Further Information
Supporting geologic studies and the methodology used in the 2010 Jurassic and Cretaceous Gulf Coast Assessment are in progress. Assessment results are available at the USGS Central Energy Resources Science Center website:
http://energy.cr.usgs.gov/oilgas/noga

http://energy.usgs.gov/OilGas/AssessmentsData/NationalOilGasAssessment.aspx
http://pubs.usgs.gov/fs/2012/3003/
http://pubs.usgs.gov/fs/2012/3003/FS12-3003.pdf

— — — — — — — — — — — — — — — — —
http://img-fotki.yandex.ru/get/4505/invngn.19/0_3cd30_e1e8fc70_orig

Всего, Mean
Нефть: 995 млн. барр. = 135.58 млн.т
Газ: 52428 млрд. куб. футов = 1468 млрд. куб. метров

Северная Дакота: горящий попутный газ

композитный спутниковый снимок, состоящий из трёх ночных снимков севера США: 1992, 2000 и 2010 годов.

Объекты, горящие белым светом, присутствуют на всех трёх снимках, объекты 1992 года отмечены синим цветом, объекты 2000 года — зелёным, а объекты 2010 года — красным цветом.

Что же за техногенное чудо образовалось на протяжении 20 последних лет на территории Северной Дакоты, которое может позволить себе сиять даже ярче городской агломерации Миннеаполис — Сент-Пол?

Это — широко известная в узких кругах нефтегазоносная провинция Баккен (Bakken).

Большинство компаний, добывающих тяжёлую сланцевую нефть на Баккене, предпочитают не строить инфраструктуру даже для местной утилизации попутного нефтяного газа, не говоря уже о том, чтобы инвестировать средства в его очистку и доведение до стандартов, соответствующих трубопроводной транспортировке. Следствием такой политики является практически тотальное сжигание попутного нефтяного газа в факелах, прямо на скважинах.

По независимым оценках, в целом по миру сжигается в факелах около 140 млрд. м3 попутного газа. Скажу, что данный объём газа превышает в полтора раза добычу природного газа таким крупным экспортёром, как Норвегия. Данные цифры определяются, исходя из мониторинга спутниковых снимков, анализируются американской National Oceanic and Atmospheric Administration (NOAA) и публикуются Всемирным Банком: Сводная таблица

Оригинал статьи

Полный перевод статьи

eia.gov: Бассейны сланцевого газа Северной Америки и США


http://www.eia.gov/pub/oil_gas/natural_gas/analysis_publications/maps/maps.htm

Сланцевая формация Eagle Ford, Техас, США

1. Формация Eagle Ford, общие сведения
Расположение — южный и восточный Техас
Возраст — поздний мел, 88-92 млн. лет
Мощность — 50-350 футов (15-107 м)
http://en.wikipedia.org/wiki/Eagle_Ford_Formation

Наибольшее число скважин вскрыло Eagle Ford, там где глубина кровли составляет 4000-14000 футов (1200-4300 м), увеличиваясь на юго-восток
http://www.eaglefordshale.com/geology/


http://www.rrc.state.tx.us/eagleford/index.php

2. Формация Eagle Ford, геология

http://www.lib.utexas.edu/geo/pics/tectonic2.jpg

Сланцы Eagle Ford характеризуются наличием кальцита до 70%, высоким содержание кварца, средним содержанием глин 11%. Порода легко растрескивается и не чувствительна к воде, что является весьма благоприятным для выполнения гидроразрыва пласта.
Тем не менее, для формации не присуща природная трещиноватость, характерная для других бассейнов сланцевого газа.

Формирование происходило на глубинах порядка 100 м. В 1920-х гг. начато бурение формации Austin Chalk , залегющей выше. Вероятно, Eagle Ford – нефтематеринские породы, нефть и газ из которых мигрировали в Austin Chalk. Нефтяные компании также бурили через Eagle Ford на протяжении многих лет, ориентируясь на формацию известняка Эдвардс вдоль рифа Эдвардс. Газопроявления были известны ранее, но не имели значения до появление ГРП и горизонтального бурения
http://www.eaglefordshale.com/geology/

3. Формация Eagle Ford, разрезы

http://en.wikipedia.org/wiki/Eagle_Ford_Formation


http://geology.com/articles/eagle-ford/

4.
Бурение

http://www.rrc.state.tx.us/eagleford/

Дебиты скважин

http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=3770

Безубыточность по газу для Eagle Ford составляет около 3.88$ за 1000 куб. футов, в отличие от 5.19 $ за 1000 куб. футов для Barnett Shale.  Одной из причин является то, что меньше препятствий для бурения в малонаселенных районах Южного Техаса. Кроме того, Eagle Ford дает гораздо большее количество нефти конденсата, чем сланцы  Barnett, Marcellus или Haynesville. Безубыточность по нефти достигается при цене около $ 50 за баррель, по сравнению с $ 75 для глубоководных скважин Мексиканского залива нефти.

5. Формация Eagle Ford, объемы бурения и добычи


http://www.rrc.state.tx.us/eagleford/index.php

О Сланцевом газе. 7. Barnett Shale Still Has Lots of Life

June 27, 2011
Barnett Shale Still Has Lots of Life

Figure 1: Shale gas production in North America – A view in late 2009 presented at the Dallas Fed

Figure 2: Shale gas production in North America – A view in early 2011 presented to the AAPG

О сланцевом газе. 5

09/01/2011
АЛЕКСАНДР ХУРШУДОВ: Сланцевый газ – революция отменяется

Добыча сланцевого газа в России экономически не выгодна. Об этом говорится в официальном пресс-релизе Минприроды. В совещании министерства по вопросу освоения нетрадиционных источников и трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья приняли участие многие крупные компании, в том числе «Лукойл», «Сургутнефтегаз», «Татнефть» и другие.

Новыми данными по перспективам сланцевого газа с читателями делится эксперт Агентства нефтегазовой информации, член-корр. МАНЭБ Александр Хуршудов.

Если в первой половине прошлого года все мировые агентства взахлеб восхищались грядущими перспективами месторождений сланцевого газа, то во втором полугодии энтузиазм несколько утих. Правда, геологи методом глубокого изучения карт нашли ресурсы сланцевого газа в Аргентине, Германии и Южной Африке. Однако хотелось бы подтвердить насчитанные на бумаге ресурсы реальными газовыми фонтанами, но вот тут-то успехи гораздо скромнее.
В 2010 году в Европе стартовало 9 проектов разведки на сланцевый газ, из которых пять идут в Польше. Бурение разведочной скважины там обходится в $20 млн. Первый газ с глубины 1620 м получен в скважине Марковоля-1 (Markowola-1). Судя по тому, что в сообщениях не указан дебит газа, приток был затухающий. Президент польской государственной компании PGNiG М. Шубский считает первые результаты разведки «не очень хорошими», но по-прежнему верит в перспективы сланцевого газа. О результатах бурения по другим проектам никакой информации нет.
Специалисты сильно расходятся в оценке ресурсов и запасов сланцевого газа, поскольку часто оперируют разными понятиями. Потенциально возможные ресурсы планеты оцениваются примерно в 200 трлн. м3. Чтобы их разведать, потребуется 30-50 лет, полученная при этом цифра геологических запасов, вероятно, будет в 1,5-3 раза меньше. Однако труднее всего определить, какую часть из них можно отнести к доказанным запасам, пригодным для рентабельной промышленной разработки.

В мире практически нет опыта разработки месторождений сланцевого газа. В 2008 г. Агентство Энергетической Информации США (US EIA) оценило его доказанные запасы США в 866,3 млрд м3, но затем объявило, что методика подсчета является несовершенной. На мой взгляд, тому есть две главных причины. Первая состоит в том, что сланцевый газ не подстилается водой и не ограничивается сверху покрышкой, традиционные методы подсчета запасов здесь невозможны. Для достоверной оценки нужно разбурить огромные по площади месторождения плотной сеткой разведочных скважин, однако, это нереально с точки зрения экономики. Другая причина в том, что плотность и теплотворная способность сланцевого метана более чем в 2 раза ниже, чем обычного газа. Простая оценка добытого объема не отражает его полезности, сланцевый газ надо бы считать в тоннах, но это не принято. Поэтому ряд авторов применяют для этого кубические футы газового эквивалента (cfe).

В декабре 2010 г. US EIA все же опубликовало величину доказанных запасов сланцевого газа в США по состоянию на конец 2009 г. в размере 1637 млрд. м3. По теплотворной способности это соответствует примерно 800 млрд. м3 обычного газа, менее 0,5% от его мировых доказанных запасов. Добыча сланцевого газа в 2009 г. указана в размере 84 млрд. м3, что составляет 2,7% от мировой добычи.

При отсутствии свежей информации я решил поглубже вникнуть в ранее накопленные данные и понять, насколько прибыльна в США добыча сланцевого газа. Американские компании (надо отдать им должное) выкладывают в интернет подробные годовые отчеты. А поскольку компания Chesapeake Energy является пионером и активным промотором сланцевого газа, то она и стала предметом моего изучения (см. таблицу).

Оказывается, уже в 2008 г., когда цены на газ били рекорды, а его потребление росло, компания начала чувствовать себя неуютно. Балансовая прибыль сократилась в 2,37 раза, долги выросли на 29,4%. Компания продолжала скупку минеральных прав ради перспективных запасов, но их стоимость (в США она рассчитывается как потенциальный дисконтируемый доход) в удельном исчислении уменьшилась на 46 %. При этом ожидаемая доходность добычи газа осталась на неоправданно высоком уровне $ 48/1000 м3. В следующем году она упала еще вдвое, до $ 24,5/1000 м3.

Причиной стал рост издержек. Уже в 2007 г. сумма операционных затрат и амортизационных отчислений выросла до $160 за 1000 м3. В отчете за 2008 г. компания объявила о выгодной продаже части своих активов на общую сумму $8,6 млрд., однако среди финансовых поступлений ни в том, ни в следующем году таких денег найти мне не удалось. Тысячи пробуренных скважин и миллиарды долларов взятых кредитов железной рукой придавили сланцевый бизнес. Прошлые затраты на бурение списывались на текущую добычу, но расходы росли быстрее, чем выручка от продажи газа.

В 2009 г. после снижения газовых цен продолжать такую практику стало невозможно, и, судя по документам, компания решилась на отчаянный шаг – списание активов на сумму $11,2 млрд. Думаю, это были давно уже простаивающие скважины, которые не окупили своей стоимости. В результате в 2009 г. резко (на 30 %) сократились амортизационные отчисления, компания получила возможность декларировать прибыль от своей основной деятельности, хотя в целом балансовые убытки составили $9,3 млрд.

Если списаны действительно скважины (а других столь крупных активов у компании просто нет), то это очень важный факт. Срок их эксплуатации 5-8 лет (первые списания на сумму $2,8 млрд. сделаны в 2008 г.), и за этот период почти половина пробуренных скважин истощилась. По этим скважинам можно смело считать фактический коэффициент газоотдачи, и я убежден, он будет существенно ниже ожиданий.

А ведь Barnett Shale, первый актив Chesapeake Energy – одно из лучших месторождений сланцевого газа в США. Высокая пористость (до 18%), зона больших толщин пласта (до 270 м) при наличии участков с малой глубиной залегания (до 450 м). И вот, через 10 лет после начала бурения оказывается, что на больших площадях пласт уже полностью выработан. Доля компании в добыче газа на этом месторождении сократилась с 11,4 млрд. м3 в 2005 г. до 6,5 млрд. м3.
На это же указывает резкий рост затрат. Обычное дело: первые скважины бурятся на участках наибольшей толщины пласта, там и дебиты выше, и отдача больше. Помню, как в 70-х годах себестоимость добычи мезозойской нефти в Грозном составляла смешную величину $1,5 за тонну. С тех пор она выросла в десятки раз. То же происходит и на Barnett Shale, только в ускоренном темпе.

В целом, финансовое положение Chesapeake Energy представляется весьма трудным: на $9,5 млрд. стоимости запасов она имеет $12,3 млрд. долгов и примерно $20 млрд. активов, из которых львиную долю составляют короткоживущие газовые скважины. В трудных условиях компания предпринимает героические усилия, чтобы избежать банкротства: наращивает добычу дорожающей нефти, расширяет сервисные услуги, пытается продать часть активов. Не исключаю, что ей удастся выбраться из финансовой ямы, но не сланцевому газу она будет этим обязана: в 2009 г. доля газа в общей выручке сократилась до 57%.

Есть еще одно интересное наблюдение. В отчете за 2009 г. Chesapeake Energy впервые привела данные по добыче сланцевого газа на своих месторождениях, ранее такие цифры она не публиковала. На четырех крупных месторождениях: Barnett, Fayetteville, Haynesville и Marsellus Shale годовая добыча составила 11,6 млрд. м3, пятый крупный актив Eagle Fort Shale пока не эксплуатировался, 1,9 млрд. м3 газа добыто на месторождении Greater Granite Wash, которое не относится к сланцам. Откуда же компания взяла еще 9 млрд. м3 добычи газа?
Похоже, это ее доля добычи в совместных предприятиях, компания имеет полное право зачислить ее на свой счет. Но затрат на эту добычу она не несет. Если же разделить ее затраты на добычу газа ($2,6 млрд.) на собственную добычу (13,5 млрд. м3), то мы получим фактическую себестоимость $192,6 на 1000 м3 и причины критического состояния Chesapeake Energy становятся яснее ясного.

Вот и думается мне, что многократное на весь мир повторение сказок о колоссальных запасах сланцевого газа было спланированной пропагандистской акцией с небескорыстными целями. Такой же, как ранее воспетая озоновая дыра, птичий и свиной грипп и пока еще не сошедший с повестки дня парниковый эффект. Давайте посмотрим, кто от этой шумихи выиграл.

Добывающие сланцевый газ американские компании изрядно нарастили свою капитализацию, после падения газовых цен под разговоры о грядущих перспективах им удалось продать часть своего бизнеса. Chesapeake Energy заключила соглашения о продаже части лицензий с англо-американской British Petroleum, норвежской Statoil Hydro и французской Total, а другая добывающая сланцевый газ компания XTO Energy слилась с Exxon Mobil.

Потребители газа в США и Европе получили возможность пользоваться дешевым топливом, впрочем, тут более существенную роль сыграл экономический кризис.

Но больше всего выиграли буровые и нефтесервисные компании. В 2010 г. в США и Канаде работало 2025 буровых установок, это 65% от числа буровых станков во всем мире. А на сланцевый газ в США сейчас бурится 66% всех скважин. Сервисные компании глубоко не волнует реальная эффективность добычи сланцевого газа, свои немалые деньги они получают после сдачи скважины заказчику. Не зря Chesapeake Energy расширяет объем своих сервисных услуг.

Сейчас наступает пора собрать урожай денег за пределами Северной Америки. Польша ассигновала на разведку сланцевого газа $465 млн., бурят, разумеется, американские компании. Они же уже заключают контракты в Китае, ведут переговоры в Индии, Аргентине, Африке. Хотелось получить контракты и в России, но одурачить ее, увы, не удалось, слишком дешев у нас обычный газ.

О сланцевом газе. 4

Сланцевый газ — угроза для Газпрома?

Тема сланцевого газа по прежнему популярна, споры вокруг перспектив добычи до сих пор не утихают. Поскольку это напрямую затрагивает интересы России, я решил присмотреться к вопросу внимательнее. Для этого я попросил консультации у профессионального геолога, и он согласился написать для меня целую статью. Так что же такое сланцевый газ, и насколько он хорош? Давайте посмотрим:

«Сланцевый газ является разновидностью природного газа, образовавшегося в недрах земли в результате анаэробных химических процессов (процессов разложения керогена).

В США 70% добычи сланцевого газа связано с бассейном Barnett в Техасе, а 80% ресурсов приходится на два новых бассейна Haynesville и Marcellus. В Канаде в стадии реализации находятся проекты HornRiver и Montney, перспективные территории выявлены в Британской Колумбии, Альберте, Саскачеване, Онтарио и Квебеке; их ресурсы оцениваются от 2,4 до 28 трлн м3.

Однако наиболее благоприятные условия для освоения этих запасов есть в США и Канаде вследствие высокой геологической изученности, развитых сетей газоснабжения и близости основных потребителей газа.

В 2009 г. в США добыча газа действительно превысила добычу в России, и страна вышла на первое место в мире. Точнее, США вернули себе первое место. Многие годы, начиная с 80-х годов (после освоения гигантских месторождений газа на севере Зап. Сибири), СССР, а затем Россия опережала США по добыче газа и по его запасам. США в эти годы, прочно занимая второе место по добыче, всегда оставались на первом месте по потреблению газа. До 2007 года добыча в этой стране медленно падала.
В 2008 г. добыча в США выросла сразу на 7,5% (на 41,5 млрд. куб.м). В том же году из сланцев добыли 51,7 млрд. куб.м. В 2009 г. рост объёмов добычи газа из сланцев продолжался и составил более 80 млрд, (свыше 12% всей газодобычи США), в основном (70%) из одного месторождения Barnett, принадлежащего компании ChesapeakeEnergy. Для сравнения, в России за тот же год добыча упала на 12,5% и составила 582 млрд.; причина этого падения добычи – чисто экономическая – уменьшение платёжеспособного спроса на газ на внешнем и внутреннем рынках в связи с разразившемся глобальным экономическим кризисом.

Запасы сланцевого газа сосредоточены в глинистых сланцах. Что такое глинистый сланец? Глинистые породы составляют большую часть всех осадочных отложений, практически в любой части Земного шара, где есть мощная толща осадочных пород, и на суше, и на дне морей и океанов. Различают два основных типа этих отложений: собственно глины и глинистые сланцы. Глины – мягкая пластичная порода, практически непроницаемая. Благодаря такому ее свойству, глина задерживает движение пластовых флюидов и тем самым обеспечивает возможность накопления под глинами в пористых проницаемых породах нефти и газа. Так образуются традиционные месторождения этих полезных ископаемых. Глины состоят из смеси глинистых минералов. По химическому составу эти минералы представлены алюмосиликатами с примесями других элементов. Они также содержат воду, связанную химически и физически (адсорбированную). Связанная вода придает глине пластические свойства. Глинистые сланцы – это те же глины, измененные (метаморфизованные) на большой глубине под действием высоких давлений и температур. Эти изменения приводят к потере воды глинистыми минералами (дегидратации), порода теряет пластичность и становится хрупкой и трещиноватой. Поэтому глинистые сланцы, в отличие от глин, обладают проницаемостью, хотя и очень низкой. Сланцы, содержащие газ и представляющие интерес как объекты для газодобычи, – это особые т.н. горючие сланцы. В отличие от обычных глинистых сланцев, горючие сланцы содержат органическое вещество – кероген, похожий на уголь. Кероген, как и уголь, содержит углерод, но, кроме углерода, в его состав входят твёрдые высокомолекулярные углеводороды. Эти углеводороды способны преобразовываться в низкомолекулярные гомологи: в нефть, конденсат и газ — метан. Так образуются глинистые газоносные сланцы, в которых газ заполняет поры, соединённые между собой трещинами. По этим трещинам газ транспортируется в ствол скважины. Из-за слабой проницаемости и низкой эффективной пористости удельная продуктивность вскрытого скважиной газоносного пласта (продуктивность на единицу толщины газоносного пласта) уступает скважинам, эксплуатирующим традиционные газоносные пласты, на один — два порядка. Слабая проницаемость повинна не только в низкой удельной продуктивности скважины, но и в малом контуре питания скважины (радиусе дренирования/отбора газа), от которого зависит площадь вокруг скважины, откуда может быть извлечён газ. Малый радиус питания в сочетании с низкой эффективной пористостью (долей объёма породы, заполненной газом) приводит к тому, что добыча на скважину будет примерно на порядок меньше, по сравнению с традиционными газоносными пластами при прочих равных условиях. Поэтому, чтобы выбрать запасы газа, содержащиеся в сланцах, необходимо разбуривать площадь месторождения плотной сеткой скважин (увеличивать количество скважин). На том же месторождении газоносных сланцев Barnett только в 2006 г. пробурено столько скважин, сколько примерно эксплуатируется на всех месторождениях газа в России.

В сообщениях СМИ сообщается о потрясающих успехах американской компании ChesapeakeEnergy, пионерах разработки газоносных сланцев, подчёркивается, что эта компания добилась повышения добычи газа благодаря применению новых высокоэффективных методов эксплуатации: бурению горизонтальных стволов и многократных гидроразрывов пласта (ГРП). Действительно, эти методы интенсификации притока газа и нефти позволяют существенно повысить добывные возможности скважин на месторождениях углеводородов. Но эти методы широко применяют и на традиционных месторождениях, начиная с семидесятых годов. Их постоянно усовершенствуют, и сегодня они, по существу, являются стандартными методами современной технологии нефтегазодобычи. Их прямое назначение – повысить рентабельность эксплуатации газо- нефтеносных объектов с трудно извлекаемыми запасами нефти и газа за счёт увеличения притока углеводородных флюидов. В частности, методика массированного многократного ГРП в семидесятых годах разрабатывалась для освоения т.н. плотных газоносных песчаников, открытых на территории штата Wyoming и в соседних с ним штатах, содержащих большие запасы газа. Эти плотные песчаники во многом подобны по своим фильтрационно-ёмкостным свойствам газоносным сланцам. Спрашивается, где же та новизна технологии, которая обеспечит победу «сланцевой революции»? Именно этот факт недобросовестной информации в СМИ и ставит под сомнение оптимистическую информацию по проблеме широкого использования газа из глинистых сланцев.

Наиболее долгую историю добычи сланцевого газа имеет месторождение BarnettShale, расположенное на севере Техаса в США. Содержащие метан породы залегают здесь на глубинах от 450 до 2 тыс. м на площади 13 тыс. км2. Мощность пласта изменяется от 12 до 270 м. Доказанные извлекаемые запасы в рамках пробной эксплуатации приняты в размере 59 млрд м3. В настоящее время они полностью выбраны, однако продолжающееся бурение скважин расширило границы первоначального участка, и накопленная добыча продолжает расти. План разработки месторождения предусматривал выход на проектный уровень добычи в 36,5 млрд м3 в год, для этого надо было пробурить более 20 тыс. скважин. Но данные показатели не достигнуты. В 2006 г. из 6080 скважин извлечено 20 млрд м3 «голубого топлива», а к концу 2008 г. количество скважин выросло до 11,8 тыс., но производство сырья существенно не увеличилось.

Технология добычи газа заключается в бурении скважин с горизонтальным участком ствола длиной 1200 м и многоступенчатым гидроразрывом пласта. По мере истощения притока ГРП неоднократно повторяется. Для подобных операций требуется порядка 1 тыс. т воды и 100 т песка. В настоящее время в горизонтальных скважинах стоимостью 2,6-3 млн долларов для одного ГРП необходимо порядка 4 тыс. т воды и 200 т песка. В среднем в течение года на каждой скважине проводится три ГРП.

Компания ChesapeakeEnergy – оператор разработки месторождения – объявила о вводе в эксплуатацию новых скважин с дебитом 350 тыс. м3 в сутки в течение первого месяца. Но этот дебит быстро снижается, его приходится поддерживать новыми операциями ГРП. При этом среднесуточный дебит скважин на месторождении составляет всего лишь 6,26 тыс. м3 в сутки. Это указывает на то, что более половины скважин работают периодически или простаивают.
Можно полагать, что основная часть извлекаемых запасов газа уже выработана. Как обычно, первые скважины строились в районах наибольшей мощности пласта (150-270 м), затем их сетка уплотнялась и кое-где достигла 16 и даже 8 га на скважину. В течение 2007–2008 гг. добыча «голубого топлива» росла незначительно, хотя масштабное бурение продолжалось. Это означает, что прирост производства в новых скважинах компенсируется его снижением в ранее пробуренных стволах.

Другой крупный газовый проект MarcellusShale находится в начальной стадии реализации. Огромный пласт мощностью от 8 до 80 м протянулся от штата Нью-Йорк на северо-востоке до штата Теннесси на юго-западе. Его общая площадь – 140 тыс. км2, глубина залегания – от 700 до 3 тыс. м. По различным оценкам геологические запасы газа могут находиться в пределах 4,5-15,2 трлн м3, что соответствует газонасыщенности пород в пределах 0,32-1%. Коэффициент извлечения сырья принят равным 0,1. Для освоения месторождения потребуется пробурить от 100 до 220 тыс. скважин стоимостью 3-4 млн долларов каждая. Таким образом, минимальный объем капитальных вложений только в бурение должен составить 300 млрд долларов. Средняя плотность извлекаемых запасов «голубого топлива» – 7,04 млн м3 на 1 км2 площади, или 6,35 млн м3 на одну скважину, что соответствует среднемесячному (!!!) дебиту на традиционных месторождениях (при этом среднее время «жизни» скважины на обычных месторождениях Газпрома составляет 15-20 лет).
Преимуществом сланцевого газа является близкое расположение к центрам потребления, но этот же фактор накладывает дополнительные экологические ограничения. Между тем, в нефтегазовой промышленности нет примеров столь мощного воздействия на недра, как при извлечении данного вида сырья. На месторождении BarnettShale для получения 1 тыс. м3 газа нужно закачать в пласт не менее 100 кг пропанта (песка) и 2 т воды. Более половины этой жидкости откачивается обратно, а поскольку она содержит химические реагенты, нужно провести ее очистку. Ежегодно для проведения ГРП на месторождении требуется до 7,1 млн т пропанта и 47,2 млн т воды. Реальные цифры, вероятно, меньше, потому что значительное количество скважин простаивает. Но уже известны случаи, когда легкие грунтовые дороги при разработке месторождений сланцевых газов превращали в грязь, а компании платили чувствительные штрафы за их повреждение.
На участках неглубокого залегания сланцев добыча газа более выгодна. Но при этом возрастает опасность загрязнения водоносных пластов атмосферного питания жидкостью ГРП, а также увеличивается риск поступления в них метанового газа. Такие факты в США уже отмечены. Наконец, многократная деформация пластов с годами может привести к изменению рельефа в результате техногенных подвижек.

В России десятки лет назад установлено наличие сланцевого газа в пределах Тимано-Печорской провинции, Енисейского кряжа и в ряде других районов. Никакой экономической целесообразности в его добыче пока нет и в ближайшие годы не предвидится. Разведанные запасы природного газа в РФ составляют 48 трлн м3, или свыше 33% мировых (145 трлн м3); начальные суммарные ресурсы достигают 260 трлн м3 (более 40% от 650 трлн м3). Наконец, доказанные (извлекаемые) запасы (43,3 трлн м3) обеспечивают нам текущий уровень потребления в течение 72 лет. Себестоимость производства «голубого топлива» изменяется в зависимости от региона от 3 до 50 долларов за 1 тыс. м3. Для сравнения, для сланцевого газа в США соответствующий показатель составляет 80-320 долларов. Интересно было бы использовать трудноизвлекаемый газ для обеспечения энергоснабжения отдаленных территорий Севера и Дальнего Востока. Однако эти районы промышленно не освоены и не имеют достаточного количества потребителей. В густонаселенной же части страны сланцевый газ не выдерживает конкуренции с природным «голубым топливом» уже открытых месторождений. Трудноизвлекаемые ресурсы – это дополнение, но не альтернатива богатым залежам природного газа. Сланцевый газ является сильно рассеянным полезным ископаемым. Его добыча, как уже отмечалось, отличается наиболее мощным воздействием на окружающую среду, а затраты на освоение месторождений заметно превышают уровень инвестиций в другие газовые ресурсы. Тем не менее, отвергать перспективы добычи газа из сланцев в ближайшем и, тем более, в отдалённом будущем нет оснований. Широкое распространение газовых месторождений с огромными потенциальными запасами в этом типе осадочных пород – установленный наукой и практикой факт. Сегодня эти месторождения могут успешно эксплуатироваться на локальном уровне как источник ресурсов газа, компенсирующий снижение объёмов добычи из-за истощения запасов традиционного газа в регионах с развитой транспортной инфраструктурой газораспределения и гарантированным спросом на газ. Именно такая благоприятная ситуация сложилась в штате Техас, старейшем газодобывающем регионе, где и была осуществлена массовая эксплуатация газа из сланцев на месторождении Barnett. Если человек не найдет альтернативных видов получения энергии, то по мере развития техники он будет все больше вовлекать эти запасы в промышленную разработку».

Сергей Бобров,
Тюменский нефтяной научный центр
Читать далее

Сhesapeake Energy: may 2012 investor presentation

1Q ’12 EARNINGS RESULTS

— — — — — — —
— Как и упоминал основную часть выручки дали NGL
— Планируемая продажа «активов» на 11.5-14 млрд. долларов до конца года.
Пишу «активы», поскольку активы должны генерировать прибыль. Хотя при нынешнем уровне цен на газ активы, видимо, переходят в «активы» (пассивы)


— — — — — — —
По этим диаграммам видно как «активы» генерируют убыток. Рост продукции в 2009-2011 гг. вывел на уровень 2008 г. только Operating Cash Flow (OCF), но не Ebitda и даже не Adjusted Ebitda (Ebitda специально исправляемая для показа достоинств компании). Adjusted Ebitda на уровне 2005 г.


— — — — — — —
Надежды всего две: сдвиг продукции в сторону NGL и рост цен на природный газ.


— — — — — — —
Продвижение природного газа как топлива в ожидании роста спроса и цен


— — — — — — —
— Как и упоминал основные регионы добычи — это известные НГБ, но самое показательное в презентации про добычу неменого погодя.


— — — — — — —
— Во время бума «нестандартных ресурсов» в последние семь лет Сhesapeake Energy captured America’s largest natural gas and liquids resource base
— Вложения в арендуемые участки и 3D сейсмику
В переводе на русский — это вложения в подготовку запасов, которые потом разрабатывают совместно.


— — — — — — —
Знаменитый Eagle Ford shale, и там ~55% of total Eagle Ford production during 1Q’12 was oil, 20% NGLs and 25% natural gas. Причем «сланцевый газ» вообще не выделяется никак. Знаменитый «бассейн сланцевого газа» из которого только 1/4 добычи газа компанией-лидером в добыче сланцевого газа. И сколько из этоq 1/4 собственно «сланцевого газа».
Напоминает очень не менее знаменитый Суп-Из-Топора, что и ожидалось из общетехнических и общегеологических предположений.


— — — — — — —
В Mississippi Lime с газом лучше, но сколько из него именно Shale gas?


— — — — — — —
Utica примыкает к знаменитому Marcellus Shale,но в Utica есть нефть и NGL, дающие половину общей добычи


— — — — — — —
Только 1/3 добычи представляет природный газ


— — — — — — —
Секрет спасения Сhesapeake Energy: AGGRESSIVELY SHIFTING CAPITAL TO LIQUIDS-RICH PLAYS
Газовый гигант: роль природного газа, включая Shale gas, стремительно снижается.


— — — — — — —
Только начиная примерно с 2009 г. Natural gas from shale plays (весьма расплывчатый термин) стал занимать порядка четверти и более общей добычи. К 2014 г. долю Natural gas from shale plays сведут примерно к 40% добычи. Что характерно при доле Natural gas from shale plays более трети резко начала расти доля NGL


— — — — — — —
Сhesapeake Energy дал 25% роста добычи газа в 2007-2012 гг.


— — — — — — —
Строки: YOY production increases, YOY production increases excluding asset sales.
Получается, что продаваемые участки не дают продукцию? Но эти участки хотят кому-то продать?


— — — — — — —
В прогнозах на 2012 и 2013 годы основная надежда на рост на газ.
Что подтверждает мои выводы: или бум добычи нетрадиционного газа, или низкие цены на газ.


— — — — — — —
VPP, volumetric production payment
A VPP involves the owner of an oil and gas property selling a percentage of their production in exchange for an upfront cash payment. Typically, smaller exploration and production companies are seen utilizing VPP agreements as it allows them to raise capital while retaining full ownership of their property and not diluting their company’s equity position.
Upfront cash payment — авансовый платеж.
VPP добралось даже до Eagle Ford


— — — — — — —
В целом по мере падения цен на газ с 2010 г. прибыли от хеджирования падали.


— — — — — — —
И на 2012 и 2013 годы решили не хеджироваться. Конечно, важный вопрос о текущих условиях хеджирования.


— — — — — — —
Senior debt
In finance, senior debt, frequently issued in the form of senior notes or referred to as senior loans, is debt that takes priority over other unsecured or otherwise more «junior» debt owed by the issuer. Senior debt has greater seniority in the issuer’s capital structure than subordinated debt. In the event the issuer goes bankrupt, senior debt theoretically must be repaid before other creditors receive any payment.
Senior debt is often secured by collateral on which the lender has put in place a first lien. Usually this covers all the assets of a corporation and is often used for revolving credit lines. It is the debt that has priority for repayment in a liquidation.
It is a class of corporate debt that has priority with respect to interest and principal over other classes of debt and over all classes of equity by the same issuer.

Речь зашла уже о Senior debt, что важно только при угрозе банкротства


— — — — — — —
Определение «PV10»
Текущая стоимость ожидаемых будущих нефтегазовых доходов, за вычетом прямых расходов, по оценкам, дисконтированных по годовой ставке дисконтирования 10%. Это название наиболее часто используется в энергетике, а также используется для оценки текущей стоимости доказанных запасов нефти компании и газа.
In order to calculate PV10, an energy company’s reservoir engineers develop a reserve report for every existing well and proved undeveloped well location. The reserve report takes into account each well’s current production rate and forecast decline rate, and also its unique production costs and expenses to develop reserves. Future gross revenues are estimated by either using prevailing energy prices or applying an appropriate escalation rate. Non-property related and indirect expenses such as general and administrative overhead, debt service, and depletion and amortization are not considered in the computation of PV10.

Midstream
The petroleum industry is usually divided into three major components: upstream, midstream and downstream. Midstream operations include elements of traditional upstream and downstream business.
The midstream gas business starts at the gathering system. The gathering system is collecting wet natural gas from the well heads and transports it to a gas processing plant. A gathering system can range from a small system where gas is processed close to the well head, to a system that consists of thousands of miles of small-diameter, low pressure pipes collecting from many hundred wells. At the gas processing plant methane (a.k.a. dry natural gas) is separated from the wet natural gas, leaving natural gas liquids as a by-product. NGLs are heavier elements of the wet natural gas, these include ethane, propane, butane, isobutane, and other condensates. The midstream companies makes money by fractionating, transporting and marketing these natural gas liquids.


— — — — — — —
Газовый гигант: Inflection Point on Natural Gas to Liquids Transition
›Rapidly shifting from ~90% natural gas production in 2010 to more balanced oil/gas mix of ~25/75% in 2013
›Shift to liquids not yet reflected in market valuation


http://www.chk.com/Investors/Pages/Presentations.aspx

Usgs assessment: An Estimate of Undiscovered Conventional Oil and Gas Resources of the World, 2012

Introduction
The authors of this report summarize a geology-based assessment of undiscovered conventional oil and gas resources of priority geologic provinces of the world, completed between 2009 and 2011 as part of the U.S. Geological Survey (USGS) World Petroleum Resources Project (fig. 1). One hundred seventy-one geologic provinces were assessed in this study (exclusive of provinces of the United States), which represent a complete reassessment of the world since the last report was published in 2000 (U.S. Geological Survey World Energy Assessment Team, 2000). The present report includes the recent oil and gas assessment of geologic provinces north of
the Arctic Circle (U.S. Geological Survey Circum-Arctic Resource Appraisal Assessment Team, 2008). However, not all potential oil- and gas-bearing provinces of the world were assessed in the present study.

The methodology for the assessment included a complete geologic framework description for each province based mainly on published literature, and the definition of petroleum systems and assessment units (AU) within these systems. In this study, 313 AUs were defined and assessed for undiscovered oil and gas accumulations. Exploration and discovery history was a critical part of the methodology to determine sizes and numbers of undiscovered accumulations. In those AUs with few or no discoveries, geologic and production analogs were used as a partial guide to estimate sizes and numbers of undiscovered oil and gas accumulations, using a database developed by the USGS following the 2000 assessment (Charpentier and others, 2008). Each AU was assessed for undiscovered oil and nonassociated gas accumulations, and co-product ratios were used to calculate the volumes of associated gas (gas in oil fields) and volumes of natural gas liquids. This assessment is for conventional oil and gas resources only; unconventional resource assessments (heavy oil, tar sands, shale gas, shale oil, tight gas, coalbed gas) for priority areas of the world are being completed in an ongoing but separate USGS study.

Resource Summary
The USGS assessed undiscovered conventional oil and gas resources in 313 AUs within 171 geologic provinces. In this report the results are presented by geographic region, which correspond to the eight regions used by the U.S. Geological Survey World Energy Assessment Team (2000) (table 1). For undiscovered, technically recoverable resources, the mean totals for the world are as follows:
(1) 565,298 million barrels of oil (MMBO);
(2) 5,605,626 billion cubic feet of gas (BCFG);
and (3) 166,668 million barrels (MMBNGL) of natural gas liquids.

The ranges of resource estimates (between the 95 and 5 fractiles) reflect the geologic uncertainty in the assessment process (table 1). The assessment results indicate that about 75 percent of the undiscovered conventional oil of the world is in four regions:
(1) South America and Caribbean,
(2) sub-Saharan Africa,
(3) Middle East and North Africa, and
(4) the Arctic provinces portion of North America.

Significant undiscovered conventional gas resources remain in all of the world’s regions (table 1).

Regions 0 and 1 (29 assessed provinces) encompass geologic provinces within countries of the former Soviet Union and include many provinces of the Arctic (fig. 1). Of the mean undiscovered estimate of 66 billion barrels of oil (BBO) in this region, about 43 percent
is estimated to be in Arctic provinces. This region also contains significant gas resources [mean of 1,623 trillion cubic feet of gas (TCFG)], about 58 percent of which is estimated to be in three Arctic AUs: South Kara Sea AU (622 TCFG); South Barents Basin AU (187 TCFG), and North Barents Basin AU (127 TCFG).

Region 2 (26 assessed provinces), the Middle East and North Africa, includes the Zagros Fold Belt of Iran, Arabian Peninsula, southern Turkey, and geologic provinces of North Africa from Egypt to Morocco. This region is estimated to contain a mean of 111 BBO, about 60 percent (65 BBO) of which is estimated to be in the Zagros and Mesopotamian provinces. This region is estimated to contain a conventional gas resource mean of 941 TCFG, about 60 percent (566 TCFG)
of which is estimated to be in the Zagros Fold Belt and the offshore areas of the Red Sea Basin, Levantine Basin, and Nile Delta provinces.

Region 3 (39 assessed provinces), Asia and Pacific, includes geologic provinces of China, Vietnam, Thailand, Malaysia, Cambodia, Philippines, Brunei, Indonesia, Papua New Guinea, East Timor, Australia, and New Zealand. Of the total mean undiscovered oil resources of 48 BBO, about 33 percent is estimated to be in China provinces (15.7 BBO), and 10 percent is in Australian provinces (5 BBO). Other significant oil resources are in offshore Brunei (3.6 BBO), Kutei Basin (3 BBO), and South China Sea (2.5 BBO) provinces. Of the undiscovered mean total of 738 TCFG, about 45 percent (335 TCFG) is in provinces of Australia (227 TCFG) and China (108 TCFG). The rest of the gas resource is distributed across the other provinces of Southeast Asia.

Region 4 (6 assessed provinces) includes Europe and several Arctic provinces. Of the mean of 9.9 BBO of undiscovered oil, about 50 percent (5 BBO) is estimated to be in the North Sea province. Of the undiscovered gas resource of 149 TCFG, the Arctic provinces are estimated to contain about 40 percent (58 TCFG). Significant undiscovered gas resources are estimated to be in the Norwegian continental margin, Provencal Basin, and Po Basin provinces.

Region 5 (21 assessed provinces), North America exclusive of the United States, includes Mexico, Canada, and several Arctic provinces. Of the mean oil resource of 83 BBO, about 75 percent (61 BBO) is estimated to be in Arctic provinces, and 23 percent (19 BBO) is estimated to be in Mexican Gulf provinces. In this region about 83 percent (459 TCFG) of the undiscovered conventional gas is in the Arctic provinces.

Region 6 (31 assessed provinces) includes South America and the Caribbean area. Of the mean estimate of 126 BBO in this region, about 44 percent (55.6 BBO) is estimated to be in offshore subsalt reservoirs in the Santos, Campos, and Espirito Santo basin provinces. Other significant mean oil resources are estimated to be in the Guyana−Suriname Basin (12 BBO), Santos Basin (11 BBO), Falklands (5.3 BBO), and Campos Basin (3.7 BBO) provinces. Undiscovered gas resources are less concentrated and are distributed among many provinces.

Region 7 (13 assessed provinces), sub-Saharan Africa, is estimated to contain a mean 115 BBO, of which about 75 percent is estimated to be in coastal provinces related to the opening of the Atlantic Ocean, such as Senegal, Gulf of Guinea, West African Coastal, and West-Central Coastal provinces. Of the undiscovered gas resource mean of 744 TCFG, more than half is estimated to be in provinces of offshore east Africa, including those offshore Tanzania, Mozambique, Madagascar, and Seychelles.

Region 8 (6 assessed provinces), South Asia, includes India, Pakistan, Afghanistan, Bangladesh, and Burma. Of the mean of 5.9 BBO, about 1.8 BBO is estimated to be in the Central Burma Basin province and 1.4 BBO is in the Bombay province. Of the undiscovered gas resource of 159 TCFG, about 39 percent (62 TCFG) of the undiscovered gas resource is in the three provinces of offshore eastern India. Although unconventional oil and gas resources, such as heavy oil, tar sands, shale gas, shale oil, tight gas, and coalbed gas, are not included in this study, unconventional resource volumes can be truly significant. For example, the mean estimate for recoverable heavy oil from the Orinoco Oil Belt in Venezuela alone is 513 BBO (U.S. Geological Survey Orinoco Oil Belt Assessment Team, 2009), compared to mean conventional resources of 565 BBO for 171 provinces reported in this study.

http://energy.usgs.gov/Miscellaneous/Articles/tabid/98/ID/160/An-Estimate-of-Undiscovered-Conventional-Oil-and-Gas-Resources-of-the-World-2012.aspx
http://pubs.usgs.gov/fs/2012/3042/
http://pubs.usgs.gov/fs/2012/3042/fs2012-3042.pdf

USGS World Petroleum Assessment 2000

Usgs assessment: Undiscovered Oil Resources in the Bakken Formation, Williston Basin Province, 2008

Assessment of Undiscovered Oil Resources in the Devonian-Mississippian Bakken Formation, Williston Basin Province, Montana and North Dakota, 2008

Using a geology-based assessment methodology, the U.S. Geological Survey estimated mean undiscovered volumes of 3.65 billion barrels of oil, 1.85 trillion cubic feet of associated/dissolved natural gas, and 148 million barrels of natural gas liquids in the Bakken Formation of the Williston Basin Province, Montana and North Dakota.

Introduction
The U.S. Geological Survey (USGS) completed an assessment of the undiscovered oil and associated gas resources of the Upper Devonian–Lower Mississippian Bakken Formation in the U.S. portion of the Williston Basin of Montana and North Dakota and within the Williston Basin Province (fig. 1). The assessment is based on geologic elements of a total petroleum system (TPS) that include (1) source-rock distribution, thickness, organic richness, maturation, petroleum generation, and
migration; (2) reservoir-rock type (conventional or continuous), distribution, and quality; and (3) character of traps and time of formation with respect to petroleum generation and migration.
Detailed framework studies in stratigraphy and structural geology and the modeling of petroleum geochemistry, combined with historical exploration and production analyses, were used to aid in the estimation of the undiscovered, technically recoverable oil and associated gas resources of the Bakken Formation in the United States. Using this framework, the USGS defined a Bakken-Lodgepole TPS (fig. 1) and seven assessment units (AU) within the TPS. For the Bakken Formation, the undiscovered oil and associated gas resources within six of these assessment units were quantitatively estimated (fig. 2, table 1). A conventional AU within the Lodgepole Formation was not assessed.

Bakken Formation and Bakken-Lodgepole Total Petroleum System
The Upper Devonian–Lower Mississippian Bakken Formation is a thin but widespread unit within the central and deeper portions of the Williston Basin in Montana, North Dakota, and the Canadian Provinces of Saskatchewan and Manitoba. The formation consists of three members: (1) lower shale member, (2) middle sandstone member, and (3) upper shale member. Each succeeding member is of greater geographic extent than the underlying member. Both the upper and lower shale members are organic-rich marine shale of fairly consistent lithology; they are the petroleum source rocks and part of the continuous reservoir for hydrocarbons produced from the Bakken Formation. The middle sandstone member varies in thickness, lithology, and petrophysical properties, and local development of matrix porosity enhances oil production in both continuous and conventional Bakken reservoirs. Within the Bakken-Lodgepole TPS, the upper and lower shale members of the Bakken Formation are also the source for oil produced from reservoirs of the Mississippian Lodgepole Formation.

Geologic Model and Assessment Units
The geologic model used to define AUs and to assess the Bakken Formation resources generally involves thermal maturity of the Bakken shale source rocks, petrophysical character of the middle sandstone member, and structural complexity of the basin. Most important to the Bakken-Lodgepole TPS and the continuous AUs within it are (1) the geographic extent of the Bakken Formation oil generation window (fig. 2), (2) the occurrence and distribution of vertical and horizontal fractures, and (3) the matrix porosity within the middle sandstone member. The area of the oil generation window for the Bakken continuous reservoir was determined by contouring both hydrogen index and well-log resistivity values of the upper shale member, which is youngest and of greatest areal extent.

The area of the oil generation window for the Bakken Formation was divided into five continuous AUs: (1) Elm Coulee–Billings Nose AU, (2) Central Basin–Poplar Dome AU, (3) Nesson–Little Knife Structural AU, (4) Eastern Expulsion Threshold AU, and (5) Northwest Expulsion Threshold AU. A sixth hypothetical conventional AU, a Middle Sandstone Member AU, was defined external to the area of oil generation.

Resource Summary
The USGS assessed undiscovered oil and associated gas resources in five continuous (unconventional) AUs and one conventional AU for the Bakken Formation (fig. 2; table 1). For continuous oil resources, the USGS estimated a total mean resource of 3.65 billion barrels of oil, which combines means of 410 million barrels in the Elm Coulee–Billings Nose AU, 485 million barrels in the Central Basin–Poplar Dome AU, 909 million barrels in the Nesson–Little Knife Structural AU, 973 million barrels in the Eastern Expulsion Threshold AU, and 868 million barrels in the Northwest Expulsion Threshold AU. A mean resource of 4 million barrels was estimated for the conventional Middle Sandstone Member AU. The assessment of the Bakken Formation indicates that most of the undiscovered oil resides within a continuous composite reservoir that is distributed across the entire area of the oil generation window (fig. 2) and includes all members of the Bakken Formation. At the time of this assessment, only a limited number of wells have produced from the Bakken continuous reservoir in the Central Basin–Poplar Dome AU, the Eastern Expulsion Threshold AU, and the Northwest Expulsion Threshold AU. Therefore, there is significant geologic uncertainty in these estimates, which is reflected in the range of estimates for oil (table 1).

http://pubs.usgs.gov/fs/2008/3021/
http://pubs.usgs.gov/fs/2008/3021/pdf/FS08-3021_508.pdf

blackbourn: Енисей-Хатангская впадина

13626×9712

http://www.blackbourn.co.uk/reports/yenisei-khatanga.html
http://www.blackbourn.co.uk/downloads/Yenisei-Khatanga-Enclosure-1.pdf

USGS: Ресурсы газа США


http://energy.usgs.gov/OilGas/AssessmentsData/NationalOilGasAssessment/AssessmentUpdates.aspx

Нефтегазоносные бассейны Скалистых гор

Нефтегазоносные бассейны Скалистых гор — группа бассейнов, расположенных в районе Скалистых гор в пределах 9 штатов США: Монтана, Айдахо, Вайоминг, Канзас, Небраска, Колорадо, Юта, Нью-Мексико, Аризона. Включает 20 бассейнов (карта).

Общая площадь около 750 тысяч км2. Наибольшую площадь (160 тысяч км2) имеет бассейн Денвер, наименьшую (по 3 тысяч км2 каждый) — возможно, нефтегазоносные бассейны Саут-Парк и Эстанша. Поисково-разведочные работы и добыча нефти на территории Скалистых гор нефтегазоносного бассейна начались в 1862 (бассейны Денвер), а в большинстве бассейнов — в конце 19 — начале 20 вв. К 1987 открыто около 1400 нефтяных и около 700 газовых месторождений. Подавляющее большинство их небольшие по размерам и запасам, в 25 нефтяных месторождениях начальные промышленные запасы превышают 13,5 млн. т. Наиболее крупные по запасам нефтяные месторождения: Ист-Аншуц-Ранч (108 млн. т, открыто в 1979, бассейн Грин-Ривер), Рейнджли (100 млн. т, 1933, бассейн Юинта-Пайсенс), Солт-Крик (87 млн. т, 1906, бассейн Паудер-Ривер) и газовое — Сан-Хуан (425 млрд. м3, 1927, бассейн Сан-Хуан). Начальные промышленные запасы всех бассейнов Скалистых гор составляют 1,5 млрд. т нефти и 1,6 трлн. м3 газа, наибольшие запасы нефти сосредоточены в бассейне Биг-Хорн (310 млн. т), газа — в бассейне Сан-Хуан (650 млрд. м3).

Основная часть бассейнов (13) приурочена к межгорным впадинам эпиплатформенного орогена Скалистых гор, бассейны Крейзи-Булл-Маунтинс, Паудер-Ривер, Денвер и Ратон — к предгорным прогибам в зоне сочленения передовых хребтов эпиплатформенного орогена Скалистых гор с плитой Великих равнин Северо-Американской платформы, бассейны Парадокс, Сан-Хуан и Блэк-Meca-Кейпаровиц — к краевому массиву плато Колорадо. Фундамент докембрийский. Осадочный чехол представлен преимущественно карбонатными палеозойскими и нижнемезозойскими отложениями мощностью до 2 км и терригенными (угленосными) верхне-мезозойско-кайнозойскими отложениями мощностью до 7 км.

Промышленно нефтегазоносны отложения от кембрия до палеогена включительно (около 50 продуктивных горизонтов) на глубине от первых сотен до 5600 м. Угленосно-континентальные толщи верхнего мела и кайнозоя преимущественно газоносны, более древние породы преимущественно нефтеносны. Наибольшее значение имеют залежи газа в меловых песчаниках и залежи нефти в карбонатных породах каменноугольной системы. Большая часть месторождений связана с антиклинальными зонами нефтегазонакопления на бортах бассейнов. Залежи преимущественно пластовые сводовые, реже литологически или тектонически экранированные. В бассейнах Денвер, Паудер-Ривер и Сан-Хуан важное значение имеют зоны нефтегазонакопления на моноклиналях, к которым приурочены залежи литолого-стратиграфического типа в меловых отложениях. В области сочленения горноскладчатого сооружения Кордильер и эпиплатформенного орогена Скалистых гор (бассейн Грин-Ривер) широко развиты зоны нефтегазонакопления, приуроченные к поясу надвигов. В последние годы начались успешные поиски нефтяных и газовых скоплений под породами фундамента в зонах надвигания глыбовых поднятий, сложенных докембрийскими породами, на окраинные части межгорных впадин (бассейны Биг-Хорн, Уинд-Ривер, Грин-Ривер, Юинта-Пайсенс и др.), выполненные осадочными породами. Нефти разнообразны по составу — от лёгких (816-870 кг/м3) малосернистых в южных бассейнах на плато Колорадо до тяжёлых (890-970 кг/м3) высокосернистых (S до 3,2% по массе) в северных бассейнах межгорных впадин (бассейн Биг-Хорн). Газы преимущественно метановые, иногда с высоким содержанием N2 (до 70% в бассейне Крейзи-Булл-Маунтинс), CО2 (85% в бассейне Грин-Ривер), He (до 0,5% по массе в бассейне Сан-Хуан). Накопленная добыча (начало 1987) около 1280 млн. т нефти (в т.ч. из 25 крупнейших месторождений 631 млн. т или 49% общей добычи), 80 млн. т конденсата и 960 млрд. м3 газа. На территории Скалистых гор нефтегазоносного бассейна действует 20 нефтеперерабатывающих, около 100 газоперерабатывающих заводов. Значительное количество добываемых нефти, газа и производимых нефтепродуктов транспортируется по магистральным трубопроводам в северо-восточные и северо-западные районы страны.
http://www.mining-enc.ru/s/skalistyx-gor-neftegazonosnye-bassejny/

Lower 48 Producing Basins and Shale Plays

Wood Mackenzie, 2009

1988×2896


3000×2606

http://www.esri.com/mapmuseum/mapbook_gallery/volume25/petroleum/petroleum-3.html
http://www.esri.com/mapmuseum/mapbook_gallery/volume25/pdf/mapbook25_90.pdf

theoildrum.com: Oil Production from Timan-Pechora

http://www.theoildrum.com/node/8951

Бассейны сланцевого газа


http://www.forbes.com/sites/kenrapoza/2012/02/13/china-closer-to-joining-shale-gas-fracking-craze/
http://slanceviy-glas.livejournal.com/9920.html

— — — — — — —
Карта как карта. В основе карта нефтегазоносных бассейнов.
Правда не все бассейны нанесены, они представлены весьма выборочно: в Колумбии есть, а в Венесуэле нет. Прибалтика и Днепровско-Донецкий авлакоген перспективны, но, видимо, степень перспектив различна. Из новейших открытий занимательна ЮАР. Закрашена как «бассейн» больше половины ЮАР. А там вроде бы горы

Понятно, что карта взята из отчета по сланцевому газу
http://www.eia.gov/analysis/studies/worldshalegas/
http://www.eia.gov/analysis/studies/worldshalegas/pdf/fullreport.pdf
О ЮАР
стр. 248-261
На карте Figure X-4. Volcanic Intrusions in the Karoo Basin, South Africa (стр. 252)
Вся площадь бассейна Кару истыкана вулканическими интрузиями.
Как-то весьма нетривиальна перспективность ЮАР.

О Норвегии и Швеции.
С. 204 из отчета
Scandinavia’s shale gas potential exists predominantly in the Cambrian-Ordovician Alum
Shale. This highly organic rich shale was deposited over much of Scandinavia … and has been identified from Norway to Estonia, and south to Germany and Poland.

Regional data on the Alum Shale is sparse. Where data was not available for the
prospective area of the Alum shale in the Northern of Sweden, we used data from the Skane area at the southern tip of the country as an analogue.

Бойкие ребята взяли за образец для Норвегии и Швеции самый южный кусок Швеции, относящийся к Центральноевропейскому нефтегазоносному району. И стратиграфическую колонку приводят для центральной Швеции.


http://en.wikipedia.org/wiki/Geology_of_Norway
Но, увы, уделили сланцевому газу на Балтийском щите всего 4 страницы (204-207)

И территория Польши как assessed basins with resource exstimate показана весьма избирательно: представлена только восточная часть Датско-Подольского прогиба, в то время как и западной части тоже есть месторождения нефти. Особенно это смущает на фоне Германии, где все прорисовано классично.

Как я понимаю, идея поиска углеводородов в Монако и аналогичных регионах овладевает массами.