Архив меток: нефть запасы таблица

eia.gov: Overview of oil and natural gas in the Eastern Mediterranean region

http://www.eia.gov/countries/regions-topics.cfm?fips=EM

— — — — —
Oil and natural gas reserves, production, and consumption
Всего в регионе
Нефть
2.51 billion barrels Proved reserves = 342 млн. т. в почти все в Сирии
Газ
18.20 trillion cubic feet Proved reserves = 0.5096 трлн. м3 почти пополам в Израиле и Сирии

— — — — —
Восточное Средиземноморье: Турция-Кипр http://iv-g.livejournal.com/548719.html
Undiscovered Oil and Gas of the Nile Delta Basin, Eastern Mediterranean http://iv-g.livejournal.com/170928.html
Assessment of Undiscovered Oil and Gas Resources of the Levant Basin Province, Eastern Mediterranean http://iv-g.livejournal.com/183782.html

Реклама

Саратовская область: нефть, газ, сланцы

Площадь 101 240 км²
Население 2 503 305 (2013)
Плотность 24.73 чел./км²

В области разведано более 40 малых нефтяных и газовых (значительны Степновское и Урицкое) месторождений, при неизученности основной части перспективных районов. Разведано множество месторождений горючего сланца, в том числе крупное Озинское, месторождения качественного цементного сырья, фосфоритов, строительных, балластных и стекольных песков, строительных глин и камня.

— — — — — —

— — — — — —


http://www.mosgorshop.ru/katalog/index.php?productID=6871

— — — —
Саратовская область – один из старейших нефтегазодобывающих регионов России. В настоящее время нефтегазодобыча в основном базируется на эксплуатации мелких месторождений с большим коэффициентом обводнённости и малыми дебитами нефти на скважинах. Добыча углеводородного сырья велась на 69 месторождениях. На данный момент насчитывается 482 действующие скважины (общий фонд скважин составляет 1500).

Сегодня активную добычу углеводородного сырья, на различных стадиях разработки, ведет 22 предприятия различной формы собственности на территории 21 муниципального района Саратовской области. Основная промышленная добыча углеводородов сосредоточена в 12 муниципальных районах, среди которых Энгельсский, Саратовский, Перелюбский, Татищевский, Лысогорский, Красноармейский, Ровенский, Волжский, Краснокутский, Марксовский, Новоузенский и Духовницкий районы.

2012 год для нефтегазодобывающих предприятий области сложился довольно благополучно:
— объем отгруженной продукции составил 17,8 млрд. руб. или 111,4% к уровню 2011 года;
— объем добычи нефти с газовым конденсатом соответственно 1,4 млн. тонн и 102,2%;
— объем добычи природного газа более 1,0 млрд. м3 и 116,2%;

Регион планирует развивать свой ресурсный потенциал. Основная цель — доведение уровня утилизации попутного газа до 95 процентов.
http://xn--80aag1ciek.xn--p1ai/region/economics/prom1.php

— — — — — —
Минерально-сырьевая база твердых полезных ископаемых Саратовской области
Твердые полезные ископаемые Саратовской области насчитывают 11 месторождений, в том числе:
горючие сланцы – 3 месторождения: Савельевское, Озинское и Коцебинское. По состоянию на 01.01.2012 г. месторождения учтены как нераспределенный фонд.
Балансовые запасы А+В+С1+С2 млн.т = 146 млн.т.

http://www.tfipfo.ru/ru/resurs/15/249/

А+В+С1 = 143.796 млн.т, С2 = 2.179 млн.т
Краткая характеристика горючих сланцев Коцебинского месторождения: удельная теплота сгорания (Q ) – 6,1-9,0 МДж/кг, содержание серы (S ) – 4,4 %, выход – (Т ) – 9,4%.
Краткая характеристика горючих сланцев Озинского месторождения: удельная теплота сгорания (Q ) – 7,1 МДж/кг, содержание серы (S ) – 3,6 %.
Краткая характеристика качества горючих сланцев Савельевского месторождения: удельная теплота сгорания (Q ) – 7,1 МДж/кг, содержание серы (S ) – 8,9 %.
http://www.tfipfo.ru/data/objects/249/files/TPI_2013.ppt

Сведения о видах, объемах, стоимости геологоразведочных работ по Саратовской области, завершенных в 2012 году

Геологоразведочные работы, проведённые на территории Саратовской области в 2012 году, финансировались как за счёт собственных средств предприятий, так и за счёт федерального бюджета. Основное финансирование (93,2%) производилось за счёт средств недропользователей, незначительную часть составили средства федерального бюджета (6,8%).
По результатам работ на объектах ГРР, зарегистрированных в 2012 году и переходящих объектах основными видами работ были бурение скважин и сейсморазведка МОГТ-2D. Пробурено 13 скважин (1 – структурная, 2 – поисковых, 1 – поисково-разведочная, 9 – поисково-оценочных), бурением пройдено более 22 тыс. пог.м, средняя стоимость за 1 метр проходки составила 32 706 руб. Проведены сейсморазведочные работы МОГТ-2D в объеме 1412,8 пог.км, средняя стоимость 1 пог.км сейсмопрофилей, составила 103 975 руб. В меньших объёмах проводились сейсморазведочные работы МОГТ-3D – 185 кв.км, сейсморазведочные работы ВП ОГТ – 410 пог.км, электроразведочные работы методом ЗБС – 250 пог.км, электроразведочные работы методом МТЗ – 410 пог.км.
Существенная часть расходов на ГРР связана с бурением скважин (81,6%), в значительно меньших объёмах финансировались сейсморазведочные работы МОГТ-2D (9,9%) и прочие виды работ (8,5%).

http://www.tfipfo.ru/ru/resurs/279/
http://tfipfo.ru/data/objects/files/saratovskaya_oblast.doc

— — — — — —

Углеводородное сырье в Саратовской области (нефть, газ, конденсат)

Характеризуется низкой степенью разведанности. Если по количеству перспективных и прогнозных ресурсов область занимает первое место в Поволжье, то по реальным запасам углеводородного сырья стоит на четвертом месте, уступая Татарстану, Самарской и Волгоградской областям.

По нефтегеологическому районированию на территории Саратовской области выделяются две нефтегазоносные провинции (НГП): Волго-Уральская и Прикаспийская. Волго-Уральская, в свою очередь, подразделена на две самостоятельные нефтегазоносные области (НГО): Нижневолжскую и Средневолжскую.

Практически вся промышленная добыча нефти и газа сосредоточена в пределах Нижневолжской НГО. Эти районы характеризуются достаточно высоким ресурсным потенциалом, превышающим 270 млн. т нефтеэквивалента (т н. э.), относительно неглубоким залеганием основных нефтегазоносных комплексов и довольно высокой степенью изученности. Вследствие хорошо развитой инфраструктуры вновь открываемые здесь месторождения могут быстро, в течение 1-2 лет, вводиться в промышленную эксплуатацию.

На территории Средневолжской НГО в Дальнем Саратовском Заволжье за последние 10 лет открыт ряд нефтяных и газоконденсатных месторождений. На некоторых из них ведется пробная эксплуатация с отбором жидких углеводородов, попутный и свободный газ при этом сжигается на факелах. Основными особенностями данного района являются высокий ресурсный потенциал нефти и газа, сложное геологическое строение, большие по сравнению с центральными районами области глубины залегания основных девонских нефтегазоносных комплексов, отсутствие развитой инфраструктуры и обустроенных промыслов. Отсутствие системы подготовки и транспортировки углеводородов приводит к необходимости сжигания «на факеле» порядка 400-500 млн. м3 природного газа в год.

Саратовская часть Прикаспийской НГП характеризуется наиболее высокими удельными плотностями прогнозных ресурсов углеводородов. В настоящее время ее потенциал оценивается в более чем 1,5 млрд. т условного топлива (т у. т.). Именно этот район наиболее перспективен для открытия крупных месторождений нефти и газа, способных кардинально увеличить добычу в Саратовской области. Однако Прикаспийская НГП характеризуется большими (5,5-7 км) глубинами залегания основного нефтегазоносного, подсолевого, комплекса, весьма слабой изученностью и низкой достоверностью имеющейся геофизической информации, отсутствием инфраструктуры. Сложности освоения Прикаспийской НГП связаны также с недостатком фонда структур, подготовленных к поисковому бурению сейсморазведкой. Ресурсы участков учтены в основном по категориям Д1 и Д2 (по подсолевым отложениям в Прикаспийской впадине) и в незначительных объемах по категории С3.

В настоящее время объем добываемого в области углеводородного сырья составляет 40% от общей потребности, промышленная добыча углеводородного сырья сосредоточена в нескольких районах области. Суммарная площадь лицензионных участков, на которых ведется добыча, не превышает 10% общей площади нефтегазоперспективных земель области.

По состоянию на 1 января 2006 года запасы нефти, газа, газового конденсата и гелия на территории Саратовской области были учтены по 110 месторождениям. Из этих месторождений нефтяных – 29, газонефтяных – 22, газовых – 15, нефтегазоконденсатных – 34, газоконденсатных – 10. В 2005 году предприятиями Саратовской области добыто 1616,9 тыс. т нефти с конденсатом и 479,97 млн. м3 газа, что соответственно в 2 и 1,3 раза больше, чем в 1998 году (рис.11). Основным добывающим предприятием остается ОАО «Саратовнефтегаз».


Рис. 11. Динамика добычи нефти и газа на территории Саратовской области

Горючие сланцы

На ближайшее десятилетие специалистами прогнозируется в силу целого ряда причин снижение добычи нефти и газа, что повышает значимость альтернативных энергоносителей, таких как каменный уголь и особенно горючие сланцы.

На долю Волжского сланцевого бассейна (значительная часть которого располагается в Саратовской области) падает более 31% от общих промышленных запасов по России. Основные месторождения горючих сланцев расположены в саратовском Заволжье. Их общие геологические запасы их составляют 11,2 млрд. т по горной массе и 9,1 млрд. т по чистому сланцу.

На территории Саратовской области расположены два крупных месторождения горючих сланцев – Перелюбское и Коцебинское, на которых в 1978-1987 годах проведены поисково-оценочные работы и предварительная разведка, а также ряд месторождений и участков меньших размеров, разведанных до 1957 года. К ним относятся Левобережный участок Кашпир-Хвалынской сланценосной площади, а также месторождения: Орловское, Савельевское и Озинское. Государственным балансом запасов учтены запасы только двух месторождений: Савельевского и Озинского.

Савельевское месторождение расположено в Краснопартизанском районе, вблизи пос. Горный. Общая разведанная площадь месторождения около 110 км2. Глубина залегания сланцев колеблется от нескольких до 200 метров. Мощность продуктивной толщи – от 13,8 до 20,8 м. Качество сланцев хорошее: теплота сгорания – 1020-3380 ккал/кг, выход смолы на воздушно-сухой сланец – 14-26,9%. Месторождение известно с 1915 года. Поисково-разведочные работы на нем проводились с 1928 по 1952 годы, с 1957 года месторождение законсервировано. Балансовые запасы сланцев по промышленным категориям равны 30,2 млн. т, по категории С2 – 1,2 млн. т, забалансовые – 190,8 млн. т.

Озинское месторождение расположено вблизи р.п. Озинки. Известно месторождение с 1925 года. Геологоразведочные работы проводились в 1932-1939 годы. Балансовые запасы по промышленным категориям 72,6 млн. т, С2 – 0,9 млн. т и забалансовые – 158,9 млн. т. Месторождение эксплуатировалось с 1943 по 1957 годы, после чего было законсервировано.

Перелюбское и Коцебинское месторождения расположены в пределах Перелюб-Благодатовской сланценосной площади. Запасы этих двух месторождений по категории С1 составляют 1142 млн. т (Коцебинское – 525 млн. т, Перелюбское – 617 млн. т), они не утверждались. Предварительно оцененные запасы по обоим месторождениям по категории С2 составляют 5321 млн. т.

Одним из важных и интересных направлений использования сланцев Поволжья является получение ценных сероорганических соединений – лекарственных средств природного происхождения: ихтиола и др.

Кроме этого, выполнены разработки по выпуску дополнительно нового ценного продукта – тиофена, цена которого на мировом рынке составляет 6-10 долл. за 1 кг.

Одним из возможных путей использования сланцев является получение из них керогена, применение которого повышает влагостойкость асфальтобетонных покрытий, замедляет деструктивные процессы в битуме и обеспечивает длительную работоспособность дорожных покрытий.

Наличие серы, особенности геологического разреза, его обводненность не позволяют рентабельно и экологически безопасно осуществлять разработку горючих сланцев традиционными способами: шахтами или карьерами.

В настоящее время в саратовском Заволжье реализован на практике способ скважинной добычи горючих сланцев, который позволяет осуществлять разработку многопластовых месторождений путем поочередного отбора тонких продуктивных пластов горючих сланцев с помощью наклонно-горизонтальных скважин.

Принцип добычи исключает складирование на поверхности серосодержащих пород. Транспортировка полезного ископаемого на поверхность осуществляется с помощью замкнутой циркуляции пластовой воды, как промывочной жидкости, что позволяет уменьшить негативное воздействие на окружающую среду.
http://www.protown.ru/russia/obl/articles/6104.html

— — — — — —
В хозяйственных целях Саратовская область потребляет 3,6 млн. т. жидких и 8,5 млрд. кубометров газообразных углеводородов, в том числе: 5,1 — в промышленности, 0,13 — в сельском хозяйстве, 1,3 — в коммунально-бытовой сфере, 0,5 — населением. Сетевые потери составляют 0,7 %. Область нуждается в постоянном ввозе и расширении добычи углеводородного сырья.
Нефть в структуре топливно-энергетических ресурсов области составляет 39,4 %, газ — 55,4 %, гидроэнергия — 2,5 %, атомная энергия — 4,5 %. В другие области поставляются 55,3 % энергоресурсов. Мощность ОАО «Крекинг» обеспечивается в основном привозной нефтью.
Обеспечение газом населения области — лучшее в Поволжье. Газификация населенных пунктов здесь в 14 раз выше, чем в Поволжье.
На территории Саратовской области выявлено около 1350 месторождений энергетического сырья (нефти, газа, горючих сланцев, термальных вод

Нефть. В области учтено балансом запасов 48 месторождений, из них разрабатывается 34, законсервировано 10, разведываются 4. Всего по области извлекаемые запасы нефти категории А + В + С1 составляют 30719 тыс. т., категории С2 — 7617 тыс. т. Перспективные ресурсы извлекаемых запасов нефти категории С3 составляют 68500 тыс. т., прогнозные ресурсы категории Д1 + Д2 — 268,8 млн. т.
Газ. Учтено балансом запасов 50 месторождений, из них разрабатываются 22 месторождения. Запасы газа по области категории А+В+С1 составляют 55048 млн. куб. м., категории С2 — 12224 млн. куб. м, забалансовые — 471 млн. куб. м.
Перспективные ресурсы свободного газа по 43 площадям по категории С3 подсчитаны в количестве 167408 млн. куб. м. Прогнозные ресурсы категории Д1+Д2 — 1228 млрд. куб. м.
Конденсат. Учтено балансом запасов 12 месторождений с извлекаемыми запасами конденсата категории А + В + С1 — 1718 тыс. т. и категории С2 — 37 тыс. т. Кроме того, подсчитаны перспективные извлекаемые ресурсы конденсата в свободном газе подготовленных для глубокого бурения площадей по категории С3 в количестве 16740 тыс. т.
Горючие сланцы. В области находятся 4 месторождения горючих сланцев: Савельевское, Озинское, Коцебинское, Перелюбское. Балансовые запасы горючих сланцев составляют по категории С1 + С2 на горную массу 1675738 тыс. т. и на чистый сланец 1299332 тыс. т. Сланцы обеспечивают теплоту сгорания 1450 ккал/кг. Разработка горючих сланцев в настоящее время не ведется.
http://www.protown.ru/russia/obl/articles/3398.html

— — — — — —
2007-10-02
– Каковы запасы горючих сланцев в области?
– Потенциал Саратовской области – более 9 млрд. тонн. Это шесть месторождений в Перелюбском, Пугачевском, Хвалынском, Вольском, Духовницком, Краснопартизанском, Озинском районах. Саратовская область является частью Волжского сланцевого бассейна, который тянется от Костромы до Саратова. Общие запасы бассейна составляют 40 млрд. т горючих сланцев, четверть которых находится в нашем регионе.

– Что представляет собой это ископаемое и каков его потенциальный вклад в развитие экономики региона?
– Горючие сланцы – это сложное органоминеральное ископаемое. Или, образно выражаясь, твердые нефть и газ плюс сырье для цемента. Из тонны ископаемого получается от 100 до 200 литров сланцевой нефти, около 300 кубометров сланцевого газа и 750 кг сырья для цемента. Учитывая это, можно сказать, что в области разведано около миллиарда тонн сланцевой нефти, около 3 трлн. кубометров сланцевого газа и 7, 5 млрд.тонн сырья для цемента.

– В чем заключаются преимущества горючих сланцев перед нефтью и газом?
– Не секрет, что запасы уже открытых нефтяных и газовых месторождений значительно истощены. Сегодня в Саратовской области подтверждены запасы нефти в объеме 100 млн. т. (В то же время в регионе разведан 1 миллиард тонн сланцевой нефти.) Сейчас вкладываются мощные инвестиции на ее разведку. В 2005 году на бурение нефтяных и газовых скважин в регионе, по данным «РГ», было израсходовано 840 млн. рублей, в 2006 году – 1,5 млрд. рублей. В 2007 году запланировано вложить почти 6 млрд. рублей. Тем не менее, несмотря на постоянно увеличивающиеся финансовые вливания, добыча нефти «топчется» на месте, то есть на цифре 1 млн. 600 тонн в год. Этот факт лишний раз подтверждает, что пришло время разрабатывать альтернативные источники углеводородов, такие, как горючие сланцы.
http://delgub.sartpp.ru/arhiv.php?ID=123

— — — — — —

В 1906 году в 40 километрах к северу от рабочего поселка Дергачи бурили артезианский колодец. Когда добрались до глубины около ста метров, из земли подул «сильный ветер», как рассказывали потом очевидцы. Не понимая, что происходит, рабочие прекратили работу, собрались кучкой у колодца, стали гадать: откуда взялся под землей ветер? Один из рабочих вздумал закурить. Едва он чиркнул спичкой, как раздался оглушительный взрыв и вспыхнуло высокое шумное пламя. Как потом определили, горел природный газ метан, очень ценный как топливо. Через несколько лет запасы газа здесь полностью иссякли.

В годы восстановления народного хозяйства советские геологи приступили к разведке месторождений газа и нефти. Особенно активно начались поиски нефти и газа в 1932 году. Признаки нефти находили во многих местах.

Задолго до революции в саратовских газетах сообщалось о таинственном взрыве в деревне Елшанка около Саратова. Об этом случае вспомнили геологи и в тридцатых годах обследовали местность вокруг Ёлшанки. В 1941 году было начато бурение. А в 1942 году из скважины начал выделяться горючий природный газ, и в конце октября ударил мощный газовый фонтан в виде голубоватого столба высотой до 40 метров.

В то время война шла уже у Волги. Донецкий бассейн с его угольными запасами и Северный Кавказ с нефтью были захвачены немецко-фашистскими войсками. Саратов оказывал большую помощь фронту оружием, одеждой, обувью, продуктами. Но эта помощь могла оборваться, потому что в городе кончались запасы топлива. Вот-вот перестанут работать, электростанции, а тогда остановятся и станки на заводах. А привезти топливо неоткуда.

Тогда и началось строительство первого в стране газопровода от Елшанки до СарГРЭС. Это была народная стройка. Служащие учреждений, рабочие, студенты, домашние хозяйки, школьники старших классов — все, кто мог держать в руках кирку и лопату, копали траншеи.

Работали днем и ночью. Пятнадцатикилометровый газопровод был построен быстро, и по нему в Саратов впервые пришел газ. На полную мощность заработала СарГРЭС, давая ток промышленности, на фронт стало поступать саратовское вооружение и снаряжение.
Немного позже саратовский газ пошел по трубам в Москву. Найдены были газ и нефть и в других местах Саратовской области. В Правобережье наиболее значительным является Соколовогорское месторождение около Саратова, а также Урицкое в Лысогорском районе. В Заволжье наиболее крупные месторождения нефти и газа находятся около поселка Степное Советского района.
Газ и нефть используются как топливо и как источник химического сырья для получения синтетического спирта, искусственного волокна, каучука, пластмасс и лаков.

В Заволжье вблизи рабочих поселков Горный и Озинки и села Орловка залегают горючие сланцы. В Правобережье горючие сланцы имеются в Хвалынском и Базарно-карабулакском районах. Они могут служить сырьем для получения смазочных масел и азотных удобрений.
http://www.regionsaratov.ru/main/poleznye-iskopaemye.html

Протяженность Саратовской области с запада на восток составляет 575 км, с севера на юг — 240 км. Расстояние от Саратова до Москвы — 858 км.
По количеству перспективных и прогнозных ресурсов углеводородного сырья область занимает первое место в Поволжье, по реальным запасам сырья — четвертое. Объем добываемого углеводородного сырья составляет 40% от общей потребности, промышленная добыча сосредоточена в нескольких районах области. Суммарная площадь лицензионных участков, на которых ведется добыча, не превышает 10% в общей площади нефтегазоперспективных земель.
На ближайшее десятилетие прогнозируется повышение значимости альтернативных энергоносителей – каменного угля, горючих сланцев. На долю Волжского сланцевого бассейна (значительная часть расположена на территории Саратовской области) приходится более 31% от общих промышленных запасов по России. Основные месторождения горючих сланцев расположены в саратовском Заволжье, общие геологические запасы составляют 11,2 млрд. т по горной массе и 9,1 млрд. т — по чистому сланцу.
http://www.catalogmineralov.ru/deposit/saratovskaya_oblast/

Месторождение Саратовской области имеют в основном небольшую площадь ( рис. 54) но, как правило, являются многопластовыми. Промышленные залежи нефти связаны с отложениями каменноугольной и девонской систем. Свойства нефтей в пластовых условиях меняются в широких пределах. Дегазированные же нефти в основном легкие, маловязкие и малосернистые.
Залежи в основном пластовые, сводовые. На месторождениях Саратовской области содержание азота в газах увеличивается с глубиной залегания продуктивных горизонтов.

http://www.ngpedia.ru/id143778p1.html

Месторождения Саратовской области: Александровское, Елшано-курдюмское, Куликовское, Песчаный умет, Соколовогорское, Степновское.

Соколовогорское нефтегазовое месторождение дает основную добычу нефти в Саратовской обл. В геологическом строении Соколовогорского месторождения участвуют отложения девона, карбона, юры и мела, образующие брахиантиклинальную складку почти широтного (северного — северо-западного) простирания, длиной 5 и шириной до 3 км. Промышленная нефтегазоносность связана с отложениями карбона и девона.

Чернавский лицензионный участок (1325 км2).

Комитет охраны окружающей среды и природопользования Саратовской области

Доклады о состоянии и об охране окружающей среды Саратовской области в 2005-2012 годах

Доступные карты-схемы из Гидрогеологии СССР (том XIII)

13.05.2008
Правительство Саратовской области предложило инвесторам заняться комплексной добычей и переработкой горючих сланцев на территории Перелюбского района.

Саратовское министерство инвестиционной политики совместно с ООО «Перелюбская горная компания» разработало инвестиционное предложение по комплексной добыче и переработке горючих сланцев (ГС) на территории участка Коцебинского месторождения площадью 24,4 кв. км в Перелюбском районе области. По словам министра Кирилла Семенова, это самое крупное месторождение ГС на территории европейской части России: разведанные и подтвержденные запасы сланца на его территории составляют около одного млрд тонн. Сланцевые пласты здесь залегают близко к поверхности — от 30 до 70 м.

В Саратовской области находятся шесть месторождений горючих сланцев: Савельевское, Орловское, Кашпир-Хвалынская плошадь, Озинское, Коцебинское, Перелюбское. Суммарные геологические запасы ГС — более 9 млрд тонн, — что составляет от 900 млн до 1 млрд тонн сланцевой нефти и 2,7 триллиона кубометров сланцевого газа, а также порядка 4,5 млрд тонн альтернативного цементного сырья.

Как рассказал „Ъ“ директор Перелюбской горной компании Валерий Илясов, в мировой практике ценность сланца определяется содержанием в нем жидких углеводородов. По его словам, на Коцебинском месторождении выход сланцевой нефти из одного млрд тонн сланца — составляет до 100 млн тонн. Одновременно из тонны сланца получается 300 куб. м сланцевого газа. Кроме того, зола сланца является альтернативой клинкеру цемента, спрос на который сегодня огромен. Из тонны сланца получается 700 кг клинкера цемента.

Однако несмотря на все преимущества Коцебинского месторождения, оно оказалось невостребованным. Причину господин Илясов видит в том, что практически все разведанные в середине прошлого века месторождения сланца в РФ относятся к категории трудноизвлекаемых — ГС там залегает тонкими пластами, каждый из которых менее 0,8 м (на Коцебинском месторождении 10 таких пластов. —„Ъ“). «Сегодня классический способ добычи сланца — шахтный — на таких тонких пластах нерентабелен, поскольку экологически опасен и энергозатратен,— говорит господин Илясов.— Мы же разработали и запатентовали новую бесшахтную технологию добычи ГС путем бурения наклонно-горизонтальных добывающих скважин большого диаметра в тонких продуктивных пластах протяженностью от 200 до 1 тыс. м и более, позволяющую получить рентабельность производства на уровне 50-70%, избегая при этом экологических нагрузок». Объемы производства ГС на месторождении, как считает директор компании, «будут зависеть от аппетита инвесторов». «Можно начать с малого — 35 тыс. тонн ГС в год — и довести объемы до 500 тыс. тонн,— потенциал месторождения это позволяет», — говорит господин Илясов.
Прогнозный объем инвестиций в проект, по словам министра Кирилла Семенова, составит 164 млн руб., которые должны окупиться в течение шести лет.
http://www.kommersant.ru/doc/891020

ЛУКОЙЛ: итоги 2012 г., Анализ. Общие сведения

http://www.lukoil.ru/new/finreports/2012
http://www.lukoil.ru/df.asp?id=103

ЛУКОЙЛ: итоги 2012 г., консолидированная финансовая отчетность


— — —
В 2012 г. чистую прибыль дали только разведка и добыча (70%)+ переработка и торговля (30%)


— — — —
Доля зарубежных запасов нефти на 31.12.2012
Доказанные разрабатываемые = 1.65%
Расчетные доказанные = 3.1%


— — — —
Доля зарубежных запасов газа на 31.12.2012
Доказанные разрабатываемые = 41%
Расчетные доказанные = 32.9%
(Капитальные затраты на разведку и добычу в международных проектах составили уже 27% от общих затрат на разведку и добычу — ЛУКОЙЛ: итоги 2012 г., презентация)

Итого на 31.12.2012 Доказанные разрабатываемые запасы 8571 млрд.куб.фут.=240 млрд. куб. м


— — — —
Дисконтированные будущие чистые потоки денежных средств от зарубежных проектов =11.1%

http://www.lukoil.ru/new/finreports/2012
http://www.lukoil.ru/df.asp?id=104

konfuzij: Поиски нефти в Австралии

27.01.2013
Австралийская компания Linc Energy занимается разведкой нефтяного бассейна месторождения Аркаринга. По оценкам консалтинговых центров запасы нефти на этом проекте могут составлять от 103 до 233 млрд барр.

Последняя цифра (если эти данные подтвердятся в ходе дальнейшей геологоразведки) может поставить ресурсы австралийского месторождения в один ряд с нефтяными запасами, которыми обладает вся Саудовская Аравия.

Компания Linc Energy уже вложила в разработку месторождения Аркаринга около 136 млн дол. На данный момент она испытывает финансовые затруднения, и, чтобы продолжить разработку месторождения, была вынуждена обратиться к банкам за финансированием.

Банк Barclays дал согласие на выдачу кредита для компании в размере трехсот миллионов долларов. Не последнюю роль в этом сыграл тот факт, что дальнейшая геологоразведка месторождения может дать очень значительный объем нефти, который поможет Австралии обрести независимость от импортируемой на данный момент нефти.

Запасы нефти на месторождении Аркаринга находятся под слоем сланца толщиной в 1 км. Добыча должна осуществляться путем фрекинга — гидроразрыва сланцевых пластов. Такая технология является для Австралии достаточно дорогостоящей и потому потребует значительных вложений.
http://www.mineral.ru/News/51606.html

26 January 2013
Shale Oil and the Australian Outback – A Hot, Secure Frontier

Diatreme Resources Limited (ASX code «DRX») is a Brisbane based, diversified mineral explorer with a portfolio of mineral sands, copper, gold and base metal properties across Australia./A>

10 февраля 2010
Coober Pedy News

sciencedirect.com: Evolution of Neoarchaean and Proterozoic basins of Australia


Fig. 1. (a) Map of Western, Central and South Australia showing the outlines of the preserved Proterozoic Basins on the Australian Plate discussed in this article. The image in the background is a depth-to-basement (SEEBASE™) map for these basins. For details on the construction of the SEEBASE™ image see De Vries et al. (2006). (b) Same map as in (a) showing major tectonic elements discussed in the text, as well as outlines (dashed black lines) of the West Australian Craton (WAC), North Australian Craton (NAC) and South Australian Craton (SAC).

23 Jan 2013
Australia: Independent reports confirm significant potential for Linc Energy’s shale oil in the Arckaringa Basin

Arckaringa Basin 1969-1986 Workstation Dataset

2012
Regional Report — Australia: Excessive costs, sluggish approval process could slow Australia’s push to be world leader in LNG exports


Fig. 5. South Australia exploration and appraisal wells dominate onshore activity. Source: South Australia Division of Mines & Energy.

EVERGREEN ENERGY INC — FORM 8-K — EX-99.1 — SLIDE PRESENTATION — June 21, 2011

09 Jun 2011
Australia: Linc Energy spuds first well in the Arckaringa Basin

— — — —
Ancient Rock Presents New Opportunity for Falcon
— — — —

http://konfuzij.livejournal.com/991685.html

Usgs assessment: Undiscovered Conventional Resources of the Arabian Peninsula and Zagros, 2012

Assessment of Undiscovered Conventional Oil and Gas Resources of the Arabian Peninsula and Zagros Fold Belt, 2012

Using a geology-based assessment methodology, the U.S. Geological Survey estimated means
of 86 billion barrels of oil and 336 trillion cubic feet of undiscovered natural gas resources in
the Arabian Peninsula and Zagros Fold Belt.

Twenty-three assessment units within seven petroleum systems were quantitatively assessed in this study, which represents a reassessment of this area last published in 2000 (U.S. Geological Survey World Energy Assessment Team, 2000) (fig. 1).

The seven TPSs and the main geologic elements used to define them are as follows: (1) Huqf–Paleozoic TPS―petroleum generated from Precambrian–Cambrian shales of the Huqf Supergroup in three Oman basins; (2) Paleozoic Composite TPS―petroleum generated from Silurian (and possibly Ordovician) marine source rocks over much of the Arabian Peninsula; (3) Paleozoic–Mesozoic Composite TPS includes the Euphrates Graben of Syria in which petroleum from Triassic source rock is present in addition to that from Paleozoic source rocks; (4) Mesozoic Composite TPS―petroleum generated from synrift Triassic and other Mesozoic source rocks in the Palmyra and Sinjar areas; (5) Madbi–Amran–Qishn TPS of Yemen―petroleum generated from Upper Jurassic marine source rocks; (6) Middle Cretaceous Natih TPS―petroleum from the Natih Formation trapped in the Fahud Salt Basin of Oman; and (7) Mesozoic–Cenozoic Composite TPS―
petroleum generated from Middle and Upper Jurassic and Lower and Upper Cretaceous source marine rocks over a wide area of the eastern Arabian Peninsula and Zagros. The 23 AUs that were defined geologically and assessed within these TPS are listed in table 1.

The USGS assessed undiscovered conventional oil and gas resources in 23 AUs within seven petroleum systems, with the following estimated mean totals: (1) for conventional oil resources, 85,856 million barrels of oil (MMBO), with a range from 34,006 to 161,651 MMBO; (2) for undiscovered conventional gas, 336,194 billion cubic feet of gas (BCFG), with a range from 131,488 to 657,939 BCFG; and (3) for natural gas liquids (NGL), 11,972 MMBNGL, with a range from 4,513 to 24,788 MMBNGL (table 1).

Of the mean undiscovered conventional oil resource of 85,856 MMBO, about 92 percent (78,747 MMBO) is estimated to be in six AUs within the Mesozoic–Cenozoic Composite Total Petroleum System (fig. 1B); most of this oil is estimated to be in the Zagros Fold Belt Structures AU (mean of 38,464 MMBO), the Mesopotamian Basin Anticlines AU (mean of 26,856 MMBO), the Arabian Platform Structures AU (mean of 6,626 MMBO), and the Horst Block and Suprasalt Structural Oil AU (mean of 5,300 MMBO).

For the undiscovered conventional gas resource mean of 336,194 BCFG, 96 percent is in two total petroleum systems: Paleozoic Composite TPS (mean of 189,273 BCFG) and the Mesozoic–Cenozoic Composite TPS (mean of 132,876 BCFG). In the Paleozoic Composite TPS, 56 percent (106,180 BCFG) of the undiscovered gas is estimated to be in the Zagros Fold Belt Reservoirs AU (table 1).

Similarly, 64 percent (85,610 BCFG) of the undiscovered gas in the Mesozoic–Cenozoic Composite TPS is in the Zagros Fold Belt Structures AU.

— — — — —
conventional oil resources
Среднее 85,856 million barrels of oil (MMBO) = 11.7 млрд. т
range 34,006-161,651 = 4.64 — 22.05 млрд. т

conventional gas
336,194 billion cubic feet of gas (BCFG) = 9.4 трлн. м3
range 131,488-657,939 = 3.7 — 18.4 трлн. м3

— — — — —
BP Statistical Review of World Energy June 2012

Запасы
нефти 765 млрд.барр = 104 млрд. т
газа 80 трлн. м3

Отношение средних неоткрытых ресурсов к известным запасам
нефть = 11.7/104 =11.3%
газ = 9.4/80 = 11.8%

Почти все открыто. Если использовать более скептичный подход и разделить на 3 неоткрытые ресурсы, то получается 3.8-3.9% от известных запасов.

Usgs assessment: Undiscovered Conventional Resources of Six Geologic Provinces of China, 2011

Assessment of Undiscovered Conventional Oil and Gas Resources of Six Geologic Provinces of China, 2011

The U.S. Geological Survey (USGS) assessed the potential for undiscovered conventional oil and
gas resources in six geologic provinces of China: Junggar Basin, Bohaiwan Basin, Ordos Basin,
Sichuan Basin, Songliao Basin, and Tarim Basin (fig. 1). Each province was divided into 1–4 assessment
units (AU), for a total of 13 AUs (table 1).

Only conventional oil and gas potential was assessed. Continuous (unconventional) resources such as shale gas, coalbed gas, and tight gas sands may exist in some of these basins but were not assessed at this time.

The assessment methodology included a study of the petroleum systems in each province, including tectonics, source rocks, reservoirs, and other geologic characteristics relevant to petroleum generation, migration, and trapping. The characteristics of discovered fields and their exploration histories were also studied. Estimates of the numbers and sizes of undiscovered oil fields were made separately from the estimates for gas fields. Coproduct ratios were applied to make additional estimates of gas and natural gas liquids (NGL) in oil fields and liquids in gas fields.

The Junggar Basin, in northwestern China, was divided into two AUs: one for the pre-Jurassic reservoirs and one for the Jurassic through Tertiary reservoirs. The Pre-Jurassic Reservoirs AU has oil and gas fields that are primarily in Permian and Triassic fluvial sandstones and fluvial and alluvial fan conglomerates. The main source rocks are Permian lacustrine rocks and Jurassic coals. The Jurassic-Tertiary Reservoirs AU has Jurassic and Tertiary fluvial and nearshore lacustrine sandstone reservoirs. The main source rocks are also Jurassic coals and Permian lacustrine rocks. Traps for both AUs are mostly anticlines and fault blocks.

The Bohaiwan Basin was assessed as a single AU: the Tertiary Lacustrine and Buried Hills AU. Tertiary reservoir rocks are mostly fluvial, lacustrine deltaic, and lacustrine turbiditic sandstones. The reservoirs in the buried hills include fractured Archean crystalline basement rocks, karsted Proterozoic limestones and dolomites, Cambrian and Ordovician limestones, and Mesozoic volcanics. Source rocks are deep-water lacustrine shales and mudstones, most importantly those in the Eocene Shahejie Formation. The traps include structural and stratigraphic traps for the Tertiary reservoirs, as well as classic examples of buried hills.

The Ordos Basin was divided into two conventional AUs. The Ordovician Gas AU has gas fields producing from carbonates of the Ordovician Majiagou Formation that have significant karst development beneath a regional unconformity. Source rocks are primarily Upper Carboniferous and Permian coals and shales, but there may be some contribution from Ordovician carbonate sources. The Triassic-Jurassic Fluvial and Lacustrine Sandstones AU has reservoirs in Triassic and Jurassic fluvial and deltaic sandstones. The main source rock is lacustrine mudstones of the Triassic Yanchang Formation. Traps are mostly stratigraphic.

The Sichuan Basin was divided geographically into three AUs: one for gas fields in the heavily folded southeastern part of the basin (Southeastern Fold Belt AU), one for gas fields in the northwestern depression and foldbelt (Northwestern Depression and Foldbelt AU), and one for oil and gas fields in the central uplift (Central Uplift AU). Most of the fields are gas fields, with reservoirs ranging in age from Proterozoic to Jurassic. Most of the oil fields have Jurassic reservoirs. Reservoir rocks include Proterozoic and Carboniferous through Triassic carbonates, as well as Triassic and Jurassic sandstones. Source rocks are shales ranging from Cambrian to Jurassic in age. Traps include anticlines and buried hills.

The Songliao Basin was divided into four AUs. Oil and gas fields of the Stratigraphic Traps AU have Upper Cretaceous fluvial and deltaic sandstone reservoirs in stratigraphic traps, primarily sourced from Lower Cretaceous lacustrine rocks. The Anticlinal AU has similar reservoir and source rocks, but the traps are primarily structural and are located on the major anticlines in the center of the basin. The Kailu Depression AU, in the southwestern part of the basin, also has similar reservoir and source rocks; it contains both structural and stratigraphic traps. The Structural Traps AU has older sandstone reservoirs that are below the Cretaceous Qingshankou Formation and are sourced by the Jurassic coal beds. The Structural Traps AU has both structural and stratigraphic traps.

The Tarim Basin was assessed as a single AU: the Conventional Reservoirs AU. Reservoirs are mainly Jurassic and Miocene fluvial and lacustrine sandstones, along with some clastic and carbonate reservoirs of Ordovician and Carboniferous ages. Source rocks are primarily the Jurassic lacustrine shales and coals, but there may be some contribution from Ordovician marine rocks and Carboniferous coals. Traps are mostly anticlines and fault blocks.

Using a geology-based assessment methodology, the U.S. Geological Survey estimated
mean volumes of undiscovered conventional petroleum resources in six geologic provinces
of China at 14.9 billion barrels of oil, 87.6 trillion cubic feet of natural gas, and 1.4 billion
barrels of natural-gas liquids.

— — — —
Ресурсы
нефть
средние 14,945 million barrels of oil (MMBO) = 2 млрд.т
интервальные 6,980-26,526 = 0.95-3.6 млрд.т

газ
средние 87,602 billion cubic feet of gas (BCFG) = 2.45 трлн. м3
интервальные 35,553-167,555 = 1.0 — 4.7 трлн. м3

NGL при пересчете из баррелей в т.н.э как для нефти (самый лучший случай)
средние 1,419 million barrels = 0.194 млрд.т
интервальные 490-2,997 = 0.0668-0.4 млрд.т

— — — —
BP Statistical Review of World Energy June 2012
Oil: Proved reserves, Thousand million barrels, 1980-2011

После выхода на международную арены прыжки резкие изменения запасов прекратились и стабилизировались на уровне 14.8-14.7 Thousand million barrels
(2001) 14.7 Thousand million barrels = 2.00508 млрд.т
Неоткрытые ресурсы нефти = открытым запасам.
Если учесть, что оценен не весь Китай в Usgs assessment, то в лучшем случаем величину неоткрытых ресурсов нефти можно удвоить.

Годовая добыча в 2011 г. = 203.6 млн.т.
R/P ratio = 9.9. лет
На примере Китая можно изучать в реальном времени пик нефти

Natural Gas (2011)
Proved reserves = 3.1 Trillion cubic metres
Natural Gas Production = 102.5 млрд. м3
R/P ratio = 29.8 лет

Usgs assessment: Taranaki Basin Assessment Unit, New Zealand, 2013

Assessment of Undiscovered Oil and Gas Resources of the Cretaceous-Tertiary Composite Total Petroleum System, Taranaki Basin Assessment Unit, New Zealand

USGS recently completed an assessment of the conventional undiscovered resources of the Cretaceous-Tertiary Composite Total Petroleum System (TPS), Taranaki Basin Assessment Unit (AU), onshore and offshore New Zealand (fig. 1).

The Cretaceous-Tertiary Composite TPS and Taranaki Basin AU include an area of approximately 153,000 square kilometers (km2). The TPS and AU boundaries are coincident and will be referred to as the AU. The offshore portion of the AU makes up approximately 80 percent of the total area. Water depths range from 0 to 1,500 meters. The AU includes Cretaceous and Tertiary rocks in all or part of the Taranaki, Wanganui, and Deep-Water Taranaki Basins (fig. 1).

Situated on the Australian tectonic plate, the AU consists of an onshore and offshore eastern graben complex and an offshore western stable platform. The graben complex and stable platform developed during Jurassic and Late Cretaceous–Paleogene rifting events between Australia and New Zealand that created a rift sag basin and the Tasman Sea. The Late Cretaceous–Paleogene rifting was followed, from 35 to 24 million years ago (Ma), by a relatively continuous period of regional compression and initiation of subduction of the Pacific plate. Collision of the Australian and Pacific plates resulted in the Australian plate overriding the Pacific plate on North Island and the Pacific plate overriding the Australian plate on South Island creating a plate inversion zone between the North and South Islands. The southernmost portion of the AU, between the North and South Islands, is part of the plate inversion zone. Back-arc extension related to subduction started approximately 4 Ma and continues today.

The source rocks include Cretaceous and Paleogene marine and lacustrine shales and mudstones and Cretaceous and possibly Jurassic coals. Oil and gas generation occurred as early as Late Cretaceous in the deep-water part of the AU (Deep-Water Taranaki Basin) (Uruski and Warburton, 2010). Due to a varied
burial history, generation has continued intermittently in different parts of the AU throughout the Cenozoic and is ongoing today in parts of the AU. The Taranaki Basin is filled with as much as 9 km of sediments. Maximum burial depth occurred during late Miocene in much of the basin. Migration is primarily along fault zones and into adjacent reservoirs.

Cretaceous and Tertiary reservoir rocks and potential reservoir rocks include turbidites, carbonates, alluvial sandstones, and volcaniclastics. Traps are primarily structural. Collisionrelated late Tertiary tectonics created three primary structural trap types—faulted anticlines, overthrusts, and tilted fault blocks (Crown Minerals, 2011). Seals are primarily shales and mudstones. Production is mainly from sandstones of the Eocene Kapuni Group and Oligocene Otaraoa Formation. There are eight discovered oil accumulations and twelve gas accumulations with a grown size (maximum expected volume of production) greater than the 5 million barrels of oil equivalent minimum assessed size (IHS Energy, 2010). Two fields, Kapuni and Maui, presently account for over 80 percent of New Zealand’s gas production and condensate (Crown Minerals, 2011). The Kapuni and Maui fields formed in faulted anticline traps.

USGS estimated mean volumes of 487 million barrels of oil, 9.8 trillion cubic feet of gas, and 408 million barrels of natural gas liquids.
— — — —

487 million barrels of oil = 66.4 млн т. нефти
9.8 trillion cubic feet of gas = 274.4 млрд. м3

— — — —
BP Statistical Review of World Energy June 2012

Нет своей добычи нефти и газа

2011
Oil: Consumption = 6.9 млн.т
Natural Gas: Consumption = 3.9 млрд. м3

Максимум
Oil: Consumption (2007-2008)= 7.2 млн.т
Natural Gas: Consumption (2001) = 5.9 млрд. м3

OPEC: Annual Statistical Bulletin, 2012. Запасы нефти и газа, сведения о бурении

Usgs Assessment: Undiscovered Conventional Oil and Gas Resources of North Africa, 2012

Using a geology-based assessment methodology, the U.S. Geological Survey estimated means of 19 billion barrels of technically recoverable undiscovered conventional oil and 370 trillion cubic feet of undiscovered conventional natural gas resources in 8 geologic provinces of North Africa.

Eight priority geologic provinces were assessed in this study, which represents a reassessment of North Africa last published in 2000 (U.S. Geological Survey World Energy Assessment Team, 2000). The eight geologic provinces include (1) Nile Delta Basin; (2) Sirte Basin; (3) Pelagian Basin; (4) Trias/Ghadames Basin; (5) Hamra Basin; (6) Illizi Basin; (7) Grand Erg/Ahnet Basin; and (8) Essaouira Basin (fig. 1). Resource estimates for the Nile Delta, Sirte, and Pelagian Basin provinces were published previously (Kirschbaum and others, 2010; Whidden and others, 2011), but are included here for a more complete view of undiscovered conventional oil and gas resources across North Africa.

The USGS assessed undiscovered conventional oil and gas resources in 18 AUs within eight geologic provinces, with the following estimated mean totals: (1) for conventional oil resources, 18,618 million barrels of oil (MMBO), with a range from 6,846 to 37,460 MMBO; (2) for undiscovered conventional
gas, 370,375 billion cubic feet of gas (BCFG), with a range from 149,541 to 712,430 BCFG; and (3) for natural gas liquids (NGL), 12,553 MMBNGL, with a range from 4,809 to 24,785 MMBNGL.

Of the mean undiscovered conventional oil resource of 18,618 MMBO, about 41 percent (7,557 MMBO) is estimated to be in the Offshore Salt Structures AU, offshore Morocco. Other significant AUs for potential undiscovered oil include the Offshore Sirte Basin AU (2,267 MMBO), Onshore Sirte Carbonate-Clastic AU (1,278 MMBO), and the Berkine Paleozoic and Mesozoic Reservoirs AU (1,839 MMBO) of the Trias/Ghadames Basin. Of the mean undiscovered gas resource of 370,375 BCFG, about 59 percent (217,313 BCFG) is estimated to be in the Nile Cone AU. Other significant AUs for potential undiscovered gas resources include the Offshore Salt Structures AU of Morocco (45,208 BCFG), the Offshore Sirte Basin AU
(22,637 BCFG), and the Gourara Paleozoic Reservoirs AU (15,559 BCFG) of the Grand Erg/Ahnet Basin Province. These four AUs encompass about 81 percent of the undiscovered gas resource.

http://pubs.usgs.gov/fs/2012/3147/
http://pubs.usgs.gov/fs/2012/3147/FS12-3147.pdf

— — — — —
Нефть
18,618 million barrels of oil = 2.54 млрл. т
range from 6,846 to 37,460 MMBO = 0.93-5.1 млрл. т
Наибольшие запасы нефти прогнозируют в Essaouira Basin Province, Paleozoic-Mesozoic Composite TPS (шельф Марокко)

Газ
370,375 billion cubic feet of gas (BCFG) = 10.4 трлн. куб.м
range from 149,541 to 712,430 BCFG = 4.2-19.9 трлн. куб.м
По средней оценке 2/3 ресурсов газа в дельте Нила

crustgroup: Нефтяные месторождения России на начало 2012 г.


http://danko2050.livejournal.com/6372.html

crustgroup: Запасы российских месторождений нефти и газа

Usgs assessment: Central Burma Basin and the Irrawaddy–Andaman and Indo-Burman Geologic Provinces

Assessment of Undiscovered Oil and Gas Resources of the Central Burma Basin and the Irrawaddy–Andaman and Indo-Burman Geologic Provinces, Myanmar

The Irrawaddy–Andaman and Indo-Burman Geologic Provinces were recently assessed for undiscovered technically recoverable oil, natural gas, and natural gas liquids resources as part of the U.S. Geological Survey’s (USGS) World Oil and Gas Assessment. Using a geology-based assessment methodology, the USGS estimated mean volumes of 2.3 billion barrels of oil, 79.6 trillion cubic feet of gas, and 2.1 billion barrels of natural gas liquids.

Introduction
The U.S. Geological Survey (USGS) World Petroleum Resources Project assesses the potential for undiscovered, technically recoverable oil and natural gas resources of the world, exclusive of the United States. As a part of this program, the USGS recently completed an assessment of the onshore and offshore areas of the Central Burma Basin and the Irrawaddy–Andaman and Indo-Burman Geologic Provinces (fig. 1). This assessment was based on data from oil and gas exploration and production wells, production data, and published geologic reports. Only conventional oil and gas resources were assessed.

Central Burma Basin Assessment Unit
The Central Burma Basin assessment unit (AU) encompasses an area of 242,000 km2 in the Central Burma Basin and includes source, reservoir, and seal rocks predominately of Eocene to Miocene age, although Upper Cretaceous and Paleocene source rocks also may contribute to the AU. The basin is an Eocene back arc basin formed by oblique collision of oceanic and continental plates and filled with sediments of a restricted marine environment overlain by sediments of a southward-prograding delta and alluvial system. Compression and folding developed anticlines and faulted anticlines intermittently from Oligocene to present (U.S. Geological Survey

World Energy Assessment Team, 2000). Traps are primarily anticlines and stratigraphic traps including pinchouts. Eleven oil and nine gas fields greater than the minimum assessed size of 5 million barrels of oil equivalent (MMBOE) (grown or maximum expected recovery) have been discovered in the Central Burma Basin AU (IHS Energy, 2010).

Irrawaddy–Andaman Assessment Unit
The Irrawaddy–Andaman AU includes an area of 226,000 km2 and includes source, reservoir, and seal rocks primarily of Eocene to Miocene age. It is the southward extension of the Central Burma Basin with a similar geologic setting and tectonic history; however, the effects of compression caused by plate collision are less evident, whereas the oblique or strike-slip component becomes more dominant. The features distinguishing the Irrawaddy–Andaman AU from the Central Burma Basin AU are that the source and reservoir rocks were deposited in a predominately deltaic and marine environment, and source rocks are more gas prone. Source rock burial depths become greater to the south, and cracking of oil to gas because of greater depths of burial may contribute to this AU being more gas prone. Traps are primarily anticlines, alluvial channels, deltaic features, and carbonate reefs and pinnacles (Wandrey, 2006). Twenty-two gas fields greater than the minimum assessed size of 5 MMBOE (grown) have been discovered (IHS Energy, 2010).

Cenozoic Assessment Unit
The Cenozoic AU encompasses an area of 71,000 km2 and includes source, reservoir, and seal rocks primarily of Eocene to Pliocene age. The AU includes the Rahkine Basin and occupies the eastern abyssal plain of the Bay of Bengal and part of the accretionary wedge created by oblique subduction of the Indian Plate beneath the Burmese Plate. Source rocks are postulated to be middle to late Eocene shales. Reservoirs are Oligocene-Miocene thick sheet sandstones and turbidites sourced by the Bengal fan, Miocene-Pliocene turbidites, and aggraded lower-slope channel sandstones sourced by the younger Rahkine-Yoma fan. Three gas fields greater than the minimum assessed size of 5 MMBOE (grown) have been discovered (IHS Energy, 2010).

Resource Summary
The USGS geology-based assessment of the undiscovered technically recoverable oil, natural gas, and natural gas liquids resources in the Central Burma Basin and the Irrawaddy–Andaman and Indo-Burman Geologic Provinces resulted in estimated undiscovered mean volumes of 2.3 billion barrels of oil, 79.6 trillion cubic feet of gas, and 2.1 billion barrels of natrual gas liquids.
http://pubs.usgs.gov/fs/2012/3107/
http://pubs.usgs.gov/fs/2012/3107/FS12-3107.pdf

— — — — — —
2.3 billion barrels of oil * 0.1364 = 314 млн.т
79.6 trillion cubic feet of gas * 0.028 = 2.2 трлн. м3
Ресурсы нефти и газ при 95% вероятности почти в раза ниже, чем при средней.

crustgroup: Запасы российских месторождений нефти и газа

http://crustgroup.livejournal.com/23292.html

— — — —
Из комментариев к записи
— В табличке баррели и кубометры это по какой категории?
— В основном, где это было явно указано — А+В+С1+С2 в российской классификации. Что уже подсекли скважинами.

— а табличка с запасами она из открытого доступа или ваша компиляция?
— Компиляция из отрытых источников Сети. Табличка неполная, я её сейчас потихоньку дополняю.

rbcdaily: Аукционы и конкурсы Роснедр снова стали интересны нефтяникам

22.08.2012

С начала года на продаже углеводородных месторождений Роснедра заработали 9 млрд руб. Из заявленных аукционов и конкурсов состоялось 30%, это вдвое превышает показатели прошлых лет. Самые дорогие и привлекательные участки достались «Башнефти», ЛУКОЙЛу и «Газпром нефти». Но даже на совсем небольшие нефтяные «лужицы» нашлись покупатели. Но не исключено, что для выполнения плана Минфина по наполняемости бюджета ведомству все же придется выставить на торги долгожданные стратегические месторождения.

Всего на продажу было выставлено 83 участка, из которых новых собственников обрели 26, исходя из данных, опубликованных на официальном сайте Роснедр. При этом 53 аукциона были признаны несостоявшимися из-за отсутствия заявителей — никто из компаний не заинтересовался предложениями. Еще три были отменены по другим причинам. Например, Соболиный участок не был продан из-за ошибки самого ведомства, допущенной организатором в процессе аукциона. Что именно было сделано не так, в сообщении не поясняется, но говорится, что начальнику отдела лицензирования, экономики и бухгалтерского учета Роснедр было объявлено замечание.
В двух других случаях к участию в торгах были не допущены все заявители. Дело в том, что условия проведения аукционов и конкурсов достаточно жесткие — если хотя бы один из пунктов в сведениях о заявители нарушен, юристы имеют право не допустить его к аукциону, пояснил РБК daily источник в Роснедрах. «Там большой список необходимых документов, вплоть до копий паспортов сотрудников предприятия. И если хоть один документ не приложен, в заключении это отмечается. Например, отсутствие выписки по финансам или по технике, например, буровой — может, у них вообще нечем бурить», — отметил собеседник.

За семь месяцев этого года Роснедра заработали только на продаже углеводородных лицензий более 9 млрд руб. Это сопоставимо с результатами за 2010 год, без учета средств от продажи месторождений им. Требса и им. Титова (они ушли «Башнефти» за 18,4 млрд руб.). Как пояснили РБК daily в Минфине, «планируется, что, администрируя разовые платежи в аукционах и проводя экспертизы, Роснедра ежегодно будут пополнять бюджет на 42 млрд руб. вплоть до 2015 года». Амбиции финансового ведомства на 27,5% ниже прошлогодних, когда перед Роснедрами стояла планка в 58 млрд руб.

Если исключить из списка «Роснефть» и «Газпром», которым лицензии на шельфовые месторождения доставались без всяких конкурсов, то видно, что активнее всего в торгах участвовали «Газпром нефть», ЛУКОЙЛ и «Башнефть».

В случае «Башнефти» это объясняется стремлением укрепить позиции в Ямало-Ненецком АО — в окрестностях принадлежащих ей месторождений им.Требса и им.Титова, считает аналитик «Уралсиб Кэпитал» Алексей Кокин. По его мнению, это позволит компании рационально использовать инфраструктуру региона.

Крупные компании все же предпочитают не размениваться по мелочам. ЛУКОЙЛ уже стал обладателем одной из самых дорогих лицензий этого года и теперь ждет торгов по стратегическому Имилорскому месторождению, где сейчас проводит доразведку. «Мы заинтересованы прежде всего в «сквозных» лицензиях, потому что непонятно, как будут возмещаться затраты компании на разведку, если кому-то другому потом отдадут этот участок. Слишком много рисков», — заключил представитель ЛУКОЙЛа.

Возобновился спрос и на маленькие месторождения, которые нефтяники называют «лужицами». Причем если раньше цель приобретения небольших участков была скорее спекулятивная, то сейчас средний бизнес заинтересован в самостоятельной разработке месторождений. «Мы понимаем, что в регионе растет спрос на газомоторное топливо. Мы давно вынашивали идею собственного нефтегазодобывающего бизнеса с перспективой заниматься газопереработкой. Ждали только подходящего месторождения», — рассказывает РБК daily директор «Окагаза» Станислав Питьев. Эта компания приобрела Спортивный участок в Саратовской области за 7,7 млн руб.

http://www.rbcdaily.ru/2012/08/22/tek/562949984564764

eia.gov: Gulf of Mexico Fact Sheet

http://www.eia.gov/special/gulf_of_mexico/data.cfm

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

Правительство решило простимулировать льготами добычу трудноизвлекаемой нефти в Западной Сибири

Правительство решило простимулировать налоговыми льготами добычу трудноизвлекаемой нефти в Западной Сибири. Речь идет о пластах баженовской свиты, расположенных в традиционных регионах нефтедобычи с развитой инфраструктурой. Следующий судьбоносный шаг — выбор технологии разработки: американской или отечественной.

В мае правительство выпустило распоряжение (N700-р от 3 мая) о льготах для трудноизвлекаемой нефти, в том числе нефти из низкопроницаемых коллекторов — от 0 до 2 мДарси включительно. Кроме «скидки» к НДПИ такие месторождения, если по ним имеются утвержденные технические проекты разработки, смогут рассчитывать на пониженные ставки других налогов и прочие меры налогового и таможенно-тарифного стимулирования. В случае если цена на нефть опустится ниже $60 за баррель, правительство готово еще больше снизить НДПИ и сократить экспортную пошлину для таких проектов. Ожидается, что к октябрю Минэнерго, Минфин и другие ведомства подготовят конкретные проекты поправок в Налоговый кодекс и таможенно-тарифное законодательство. Основным бенефициаром, видимо, станет «Роснефть», владеющая наиболее крупными запасами нефти в пластах, относящихся к баженовской свите, и ее партнер ExxonMobil.

Под низкопроницаемыми коллекторами подразумеваются прежде всего коллектора баженовской свиты — геологической структуры, которая распространена практически по всей территории Западной Сибири на глубине 2500-3000 м. Плохие коллекторские свойства — причина быстро падающих или вовсе отсутствующих дебитов свиты. Потенциальные запасы баженовской нефти в России оцениваются Минэнерго в 22 млрд тонн. Дополнительный плюс в том, что эти пласты расположены в традиционных регионах нефтедобычи с развитой нефтетранспортной и прочей инфраструктурой.

Всего два года назад, в апреле 2010-го, Минфин от имени правительства подготовил отрицательное заключение на поправки о нулевой ставке НДПИ в отношении нефти, извлекаемой из баженовской свиты, которые внесли в Госдуму парламентарии Ханты-Мансийского автономного округа. Как тогда объяснили RusEnergy в министерстве, администрировать НДПИ по добыче из определенной подземной структуры (пласта Ю0) затруднительно — намного проще установить льготу по географическому признаку или исходя из свойств добытой нефти. Кроме того, Минфин беспокоили выпадающие доходы бюджета.

В течение всего двух лет правительство полностью изменило взгляд на подобные послабления. Эксперты считают, что тут не обошлось без лоббистов «Роснефти». Ведь из 600 млн тонн извлекаемых запасов баженовской свиты (оценка ВНИГРИ на 2009 год) почти половина залегает в границах всего пяти месторождений «РН-Юганскнефтегаза». Извлечь их «Роснефть» сможет с помощью тех же технологий, которые в Америке используются для добычи сланцевого газа. Опытом и оборудованием с госкомпанией готов поделиться ее партнер ExxonMobil. В середине июня компании заключили соглашение, согласно которому ExxonMobil обязалась профинансировать геологоразведочное бурение в рамках программы технических исследований перспектив освоения баженовских и ачимовских отложений Западной Сибири методами, применяемыми ExxonMobil в Северной Америке. Начало буровых работ запланировано на 2013 год. Предполагается, что на этапе разработки запасов американский партнер получит в проекте 33,3% участия.

Общий объем своих трудноизвлекаемых ресурсов и запасов «Роснефть» оценивает в 1,7 млрд тонн. При этом извлекаемые запасы баженовской нефти категории С1 + С2, содержащиеся на балансе ее основной «дочки» «РН-Юганскнефтегаза», составляют, по данным на 2010 год, 272,8 млн тонн. Это больше половины от всех подтвержденных запасов баженовской свиты в Ханты-Мансийском автономном округе, где работает «Юганскнефтегаз».

В 2011 году «Роснефть» впервые испытала на Приобском месторождении тот же способ извлечения нефти, который применяется в США при добыче сланцевого газа: горизонтальное бурение с многозональным гидроразрывом пласта (ГРП). На отрезке горизонтальной части ствола длиной 1 км было выполнено семь операций ГРП. Полученные стартовые дебиты превысили 1800 бар (246 тонн) в сутки, и метод был признан наиболее перспективным.

В апреле 2012 года «Роснефть» и ExxonMobil уже подписали соглашение о совместной разработке технологий по добыче трудноизвлекаемых запасов нефти в Западной Сибири. Но для начала дочерняя компания «Роснефти» RN Cardium Oil Inc. выкупит 30% от доли ExxonMobil Canada Energy в участке Harmattan пласта Кардиум на территории Западно-Канадского бассейна в провинции Альберта, где у самой ExxonMobil в двух проектах — G и H — соответственно 44% и 75,3% долей. Пласт Кардиум содержит трудноизвлекаемые запасы нефти и газа в чередующихся породах сланца и песчаника. В конце 2011 года ExxonMobil получила здесь первую нефть, пробурив несколько горизонтальных скважин с использованием многозонального ГРП (MZST, multizone stimulation technology) — эту технологию компания отработала чуть ранее на сланцевом участке Piceance в Колорадо. Масштабный проект «Роснефти» по использованию многозонального ГРП на баженовской свите, безусловно, будет способствовать созданию в ХМАО соответствующей сервисной базы. ExxonMobil уже и сама передала технологию в руки подрядчиков, в том числе широко представленного в Югре Weatherford.

«Роснефть» считает баженовскую свиту «прямым аналогом» месторождений сланцевой нефти в США и предпочла уже апробированный метод многозонального ГРП другой технологии, базирующейся на достижениях отечественной нефтегазовой науки,— термогазовому методу воздействия на пласт.

Этот метод был предложен еще в 1971 году в СССР, но тогда на фоне обилия качественных запасов не получил широкого применения. В последние несколько лет термогазовый метод активно совершенствовала группа ученых из компаний РИТЭК («дочка» ЛУКОЙЛа) и «Зарубежнефть», с 2009 года экспериментируя со скважинами на Средне-Назымском месторождении РИТЭК в ХМАО. В январе 2012 года, после годичного перерыва, полевые эксперименты здесь возобновлены. Но пока эта технология «выходит из пробирки», есть риск, что ее будущий рынок могут занять горизонтальные скважины с многозональным ГРП.

Суть термогазового метода заключается в закачке в пласт одновременно воды и сжатого воздуха. При этом в пласте, где характерная для баженовской свиты температура составляет 65°C и более, вследствие окисления нефти создается высокоэффективный вытесняющий газовый агент (содержащий азот, углекислый газ и широкую фракцию легких углеводородов), который и обеспечивает мощный прирост нефтеотдачи. Коэффициент извлечения нефти повышается с 0,2 до 0,45, при том что средний проектный КИН по отрасли не превышает 0,37. Эксперты считают этот метод более технологически совершенным и инновационным по сравнению с многозональным ГРП, называя его «методом будущего».

Сейчас РИТЭК в поисках финансовой поддержки вплотную взаимодействует с фондом «Сколково». По словам одного из участников эксперимента на Средне-Назымском, конечная цель инновационной «дочки» ЛУКОЙЛа — монетизировать технологию, предоставляя всем желающим и оборудование для термогазового воздействия, и услуги по его инсталляции и пусконаладке.

В ХМАО около десятка сравнительно небольших месторождений с запасами в баженовской свите есть у «Сургутнефтегаза», южную часть Приобского месторождения осваивает «Газпром нефть», как минимум одно подходящее месторождение есть у «Русснефти», но все же самые значительные запасы сосредоточены на участках «Роснефти», которая свой выбор уже сделала.

http://www.kommersant.ru/doc/1961946

Usgs assessment: Undiscovered Oil and Gas Resources of Four East Africa Geologic Provinces

Four geologic provinces along the east coast of Africa recently were assessed for undiscovered, technically recoverable oil, natural gas, and natural gas liquids resources as part of the U.S. Geological Survey’s (USGS) World Oil and Gas Assessment. Using a geology-based assessment methodology, the USGS estimated mean volumes of 27.6 billion barrels of oil, 441.1 trillion cubic feet of natural gas, and 13.77 billion barrels of natural gas liquids.

Introduction
The main objective of the U.S. Geological Survey’s (USGS) World Petroleum Resources Project is to assess the potential for undiscovered, technically recoverable oil and natural gas resources of the world, exclusive of the United States. As part of this program, the USGS recently completed an assessment of four geologic provinces: three along the eastern part of the African coast and one more than 900 miles east of the African coast and extending to water depths ranging from 2,000−3,000 meters (m) (fig. 1). From north to south,

the provinces are as follows:
(1) the Tanzania Coastal, containing rift, marginal sag, and passive margin rocks of Middle Jurassic to Holocene age;
(2) Seychelles, characterized by rift, marginal sag, and drift rocks;
(3) the Morondava, containing failed rift, marginal sag, and passive margin rocks; and
(4) the Mozambique Coastal, described by rift, marginal sag, and passive margin rocks.
These assessments were based on data from oil and gas exploration wells and published geologic reports. The four provinces were related to the breakup of Gondwana (fig. 2) in the late Paleozoic and Mesozoic (Reeves and others, 2002), and developed similarly through two tectonic phases (fig. 3): (1) a syn-rift phase that was started during the Permo–Triassic and continued

into the Jurassic, resulting in the formation of grabens and half-grabens and (2) a drift phase that began in the mid-Jurassic and continued into the Paleogene. A later passive margin phase began in the late Paleogene and continues to the present in the Morondava, Mozambique, and Tanzania Coastal Provinces, whereas in the Seychelles Province the drift phase continues to the present because there is no significant sediment source after the Seychelles-India breakup. The total thickness of the Mesozoic to Cenozoic stratigraphic section is more than 5,000 m on the outer parts of the continental shelf along the east Africa coast in the Morondava and Mozambique Coastal Provinces and more than 4,000 m in the Seychelles Province.

The four provinces and associated assessment units (AU) were assessed for the first time because of increased exploratory activity, recent discoveries, and increased interest in their future potential. The assessment was geology based and used the total petroleum system (TPS) concept. The geologic elements of a TPS include hydrocarbon source rocks (source rock maturation and hydrocarbon generation and migration), reservoir rocks (quality and distribution), and traps for hydrocarbon accumulation.

Using these geologic criteria, the USGS defined four TPSs and one AU for each TPS (table 1). The TPSs were defined to include Mesozoic to Paleocene source rocks and conventional reservoirs (fig. 3). The Permian to Triassic contains fluvial and lacustrine source rocks, and the Jurassic contains restricted marine Type II kerogen source rocks and marginal marine and deltaic Types II and III kerogen source rocks. Types II and III kerogen source rocks of Cretaceous age have been identified in the Morondava, Mozambique, Seychelles, and Tanzania Provinces, and Types II and III kerogen source rocks of Paleogene age have been identified in Mozambique, Seychelles, and Tanzania Provinces. Permian to Triassic source rocks contain 1.0 to 6.7 weight percent total organic carbon (TOC), with some samples having as much as 17.4 percent. The Early to Middle Jurassic restricted marine Type II source rocks contain as much as 12 weight percent TOC. Upper Jurassic and Cretaceous marine strata include (1) Aptian source containing Type II kerogen, ranging from 2.0 to 4.28 weight percent TOC; and (2) Cenomanian–Turonian source rocks containing Type II kerogen, ranging from 1.0 to 3.0 weight percent TOC. All four AUs contain Mesozoic and Cenozoic clastic reservoirs. Traps are mostly structural within the syn-rift rock units and both structural and stratigraphic in the postrift-rock units. The east African provinces (Mozambique, Morondava, and Tanzania, fig. 1) contain reservoirs that mostly are associated with growth-fault-related structures, rotated fault blocks within the continental shelf, deep water fans, turbidite channels and sandstones, slope truncations along the present-day shelf and paleoshelf edge. Permian to Triassic sandstone and Late Jurassic reefs and platform limestone also are possible reservoirs. The primary seals are Mesozoic and Cenozoic mudstones and shales. The Seychelles Province contains possible reservoirs in Permian to Middle Jurassic rift-related sandstones, Middle Jurassic carbonates, Lower and Upper Cretaceous turbidite sandstones, and Tertiary carbonates. The primary seals are intraformational shales.

At the time of the assessment, the four east African provinces contained 1 oil and 11 gas accumulations (HIS Energy, 2009), thus exceeding the minimum size of 5 million barrels of oil equivalent and 30 billion cubic feet of gas; these provinces are considered to be underexplored for their size. The Seychelles Province contained no discoveries and was also underexplored.

Exploration wells and discovered accumulations on the continental shelf and upper slope (IHS Energy, 2009) provide evidence for (1) the existence of an active petroleum system containing Mesozoic source rocks, (2) the migration of the hydrocarbons most likely since the Late Cretaceous, and (3) the migration of the hydrocarbons into Cretaceous and Cenozoic reservoirs.

Resource Summary
The results of the USGS assessment of undiscovered, technically recoverable conventional oil and gas resources in the east Africa provinces are listed in table 1.
The mean volumes are estimated at (1) 10,750 million barrels of oil (MMBO), 167,219 billion cubic feet of gas (BCFG), and 5,176 million barrels of natural gas liquids (MMBNGL) for the Mesozoic-Cenozoic Reservoirs AU in the Morondava Province; (2) 11,682 MMBO, 182,349 BCFG, and 5,645 MMBNGL for the Mesozoic-Cenozoic Reservoirs AU in the Mozambique Coastal Province; (3) 2,394 MMBO, 20,376 BCFG, and 739 MMBNGL for the Seychelles Rifts AU in the Seychelles Province; and (4) 2,806 MMBO, 71,107 BCFG, and 2,212 MMBNGL for the Mesozoic-Cenozoic Reservoirs AU in the Tanzania Coastal Province.
For this assessment, a minimum undiscovered field size of 5 million barrels of oil equivalent (MMBOE) was used. No attempt was made to estimate economically recoverable reserves.

http://pubs.usgs.gov/fs/2012/3039/
http://pubs.usgs.gov/fs/2012/3039/contents/FS12-3039.pdf

— — — — — — —
27.6 billion barrels of oil = 3.76 млрд. т. (геол. запасы); *0.3 (КИН) = 1.25 млрд. т. (извлекаемые запасы);
441.1 trillion cubic feet of natural gas = 12.348 трлн. куб. м. (геол. запасы);

Petrohawk Energy: новости и годовой отчет 2011

26.08.2011
BHP Billiton завершила сделку по покупке производителя сланцевого газа Petrohawk Energy за $12,1 млрд.

Горнорудный гигант BHP Billiton договорился о приобретении за $12,1 миллиарда американской газовой компании Petrohawk Energy Corp, занимающейся перспективным сланцевым газом. Цена представляет собой премию в 65 процентов к последней цене акций Petrohawk. После завершения сделки BHP планирует потратить свыше $40 миллиардов на разработку трех месторождений Petrohawk, расположенных в Техасе и Луизиане, добыча на которых в этом году может составить 158.000 баррелей нефтяного эквивалента в сутки.
http://www.rusenergy.com/ru/news/news.php?id=53474

23.04.2012
Крупнейшая в мире горнодобывающая компания BHP Billiton может объявить об убытках по проектам в области добычи сланцевого газа на сумму около
$5 млрд.
http://lenta.ru/news/2012/04/23/bhp/

По словам аналитика Liberum Capital Ричарда Найтса, 5 млрд долларов убытков означают снижение стоимости сланцевых активов на 25%, и это достаточно оптимистичный вариант, верхняя граница прогноза. Вполне возможно, что оценка стоимости активов BHP в этом сегменте секторе будет сокращена наполовину.
http://www.ukrrudprom.ua/news/BHP_Billiton_terpit_ubitki_po_slantsevim_proektam.html

PETROHAWK ENERGY CORP
10-K
Annual report pursuant to section 13 and 15(d)
Filed on 02/28/2012
Filed Period 12/31/2011

http://www.petrohawk.com/About-Petrohawk/sec-filings.aspx

При цене компании Petrohawk в $12.1 млрд.
и чистой прибыли в год $ 174 млн.
Вложения окупятся через 69.5 лет

capp.ca: Statistical Handbook for Canada’s Upstream Petroleum Industry

2010 data, November 2011
http://www.capp.ca/library/statistics/handbook/Pages/default.aspx
http://www.capp.ca/GetDoc.aspx?DocId=184463&DT=NTV

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

Нефть и газ Украины (2005)

Исторические заметки
В начале XIX в. житель села Нагуевичи Дрогобычского района Львовской области Байтала первым в Западной Украине применил дистилляцию нефти. Он сумел кустарным способом (в металлической посудине с приделанным стволом ружья) очистить нефть и получить керосин. Более десятилетия доморощенный химик продавал керосин едва ли не по всей Галиции, чем зарабатывал себе на жизнь. Затем этот метод освоил львовский аптекарь.

Согласно некоторым источникам, старейшими нефтедобывающими районами Предкарпатья являются родина знаменитого украинского писателя И. Франко с. Нагуевичи и окрестности г. Коломыи, где нефть известна с конца XVIII века, а в Старой Соли её добывали в начале 1800-х годов. Развитие капитализма в Австро-Венгерской империи, освоение нового сырья, глубокого бурения (с 1884 г. буровые скважины достигали глубины до 500-600 м) и относительно неглубокое залегание нефтеносных горизонтов способствовали расширению нефтедобычи в Предкарпатье.
Во второй половине XIX и начале ХХ вв. Дрогобыч был одним из центров по переработке озокерита, парафина и нефти. Здесь (и в соседнем Бориславе) в 1900-1910 гг. добывалось около 90% всей нефти Галиции. После присоединения западно-украинских земель к СССР, Дрогобыч на протяжении двух десятилетий (1939-1959 гг.) был столицей одноименной области, со временем объединённой с Львовской.

В 1864 г. на всех прикарпатских промыслах добыто 2 тыс. тонн нефти, в 1886 г. — 29,1 тыс. тонн, а наивысшего уровня добычи нефти Восточная Галиция достигла в 1909 г. — более 2 млн. тонн. По тем временам эти объёмы составляли около 5% мировой добычи жидкого топлива. Освоение нефтедобычи и переработки привела к бурному развитию региона и постепенно перешла под контроль иностранных (преимущественно французских и американских) предпринимателей. Им также принадлежал сопутствующий промысел — добыча и переработка озокерита (спутника нефти), широко используемого для изготовления тогда актуальных свечей и в лечебных целях. В последующие годы добыча нефти и озокерита в Предкарпатье сокращалась.

Днепровско-Донецкая впадина является крупнейшей нефтегазоносной областью Украины. Она заполнена многокилометровыми преимущественно осадочными отложениями девонского (мощность более 4000 м), карбонового (3700 м), пермского (1900 м), триасового (450 м), юрского (650 м), мелового (650 м), палеогенового (250 м) и неогенового (30 м) периодов истории развития Земли. Месторождения нефти и газа здесь приурочены к палеозойским (девонским, карбоновым и пермским) и мезозойским (триасовым) породам, образовавшимся 410-245 млн. лет тому назад.
Предкарпатские месторождения углеводородного сырья несколько моложе — они сформировались на рубеже мезозойской и кайнозойской эр. На протяжении мелового и палеогенового периодов (135-24 млн. лет тому назад) в этом районе накапливались многокилометровые толщи так называемых флишевых пород (созданных слоями песчаников, глин, мергелей и туфовых пород), из которых нефть и газ добывают уже более двух веков

Карта-схема основных нефтегазовых месторождений Украины.

Месторождения нефти: 1 — Старосамборское, 2 — Бориславское, 3 — Долинское, 4 — Прилукское, 5 — Ниновское, 6 — Бургуватовское, 7 — Козиевское, 8 — Решетняковское, 9 — Восточно-Саратское;

Месторождения газа: 10 — Залужанское, 11 — Гриневское, 12 — Косовское, 13 — Солотвинское, 14 — Абазовское, 15 — Семенцовское, 16 — Руденковское, 17 — Перещепинское, 18 — Ефремовское, 19 — Шебелинское, 20 — Приазовское, 21 — Стрелковое, 22 — Джанкойское, 23 — Задорненское, 24 — Глебовское, 25 — Голицынское, 26 — Штормовое.

Нефтегазовые месторождения: 27 — Надворнянское, 28 — Талалаевское, 29 — Гнидинцовское, 30 — Анастасьевское, 31 — Качановское, 32 — Радченковское, 33 — Опошнянское, 34 — Дружелюбовское.

Нефть Украины
Днепровско-Донецкий нефтегазоносный регион сформировался на Левобережье Украины, где в Сумской, Полтавской, Черниговской и Харьковской областях разведаны и эксплуатируются месторождения высокока-чественной нефти. Некоторые из них содержат значительное количество сопутствующего природного газа, используемого для газификации окружающих городов и сёл. В 1970-х годах нефть Левобережной Украины начали добывать с глубины около 3000 м преимущественно фонтанным способом, когда нефть из земных глубин поднимается под давлением нефтяных газов. Нефтегазодобывающие управления функционируют в Сумской (Ахтырское и Качановское месторождения), Черниговской (Гнидинцовское, Прилукское месторождения и др.) и Полтавской (Сагайдацкое, Зачепиловское, Радченковское месторождения и др.) областях.

Нефтегазовые месторождения
В Карпатском нефтегазоносном регионе нефть добывают более двух веков, и её запасы здесь значительно истощены. В 1950-х годах были открыты новые месторождения, которые некоторое время поддерживали относительно высокий уровень добычи «чёрного золота». В настоящее время нефтепромыслы эксплуатируются в районах городов Борислава (Львовская область), Долины и Надворной (Ивано-Франковская область). Масштабы добычи нефти здесь незначительны и в связи с существенным сокращением запасов в последние годы не расширяются.

В Причерноморско-Крымском нефтегазоносном регионе, расположенном на юге страны, разведаны относительно небольшие месторождения нефти. Некоторые специалисты отмечают сходство геологического строения шельфа Чёрного и Азовского морей с богатыми нефтью регионами Персидского залива и Каспийского моря и даже предрекают в недалёком будущем возможность открытия здесь нефтяных запасов мирового значения.

В настоящее время Украина не обеспечивает своих нужд в нефти и нефтепродуктах за счёт собственных ресурсов. Большая их часть поступает из Российской Федерации (Западная Сибирь, Поволжье и др.). Потенциал украинских нефтеперерабатывающих заводов (Лисичанского, Кременчугского, Херсонского, Надворнянского, Дрогобычского, Львовского и Бердянского), ориентированных в том числе и на привозное сырьё, уже много лет не используется на полную мощность.

Газ Украины
В отличие от нефти масштабы запасов и добычи природного газа в Украине значительно крупнее. Газовая промышленностьУкраины зародилась на Прикарпатье в 1920-е годы. В 1940 г. в Предкарпатье сосредоточивалось 87% добычи газа всего Советского Союза. Основными газовыми промыслами были Угерско-Бильче-Волицкий (здесь в середине 1960-х годов добывалось почти 60%прикарпатского газа), Рудковско-Ходовицкий, Опарский, Дашавский, Калушский и Косовский участки (расположенные на территории Львовской и Ивано-Франковской областей). Здесь была создана система газопроводов, наиболее протяжённые из которых — Дашава — Киев — Москва, Рудки — Минск — Вильнюс — Рига и др.
Постепенно участие западно-украинского региона в газодобыче сокращалась, за счёт быстрого освоения углеводородных месторождений, расположенных в центральной и восточной части СССР. В 1951 г. в Предкарпатье добывали 42,2%, в 1957 г. — 26,4%, в 1965 г. — около 10% газа Советского Союза. В 1965 г. добыча газового топлива на западе Украины составлял около 19 млрд. м3. Современная добыча газа в Предкарпатье, сосредоточенная на месторождениях Ивано-Франковской области, незначительна и составляет менее 20% всей газодобычи Украины.

В 1960-е годы газовая промышленность начала интенсивно развиваться в пределах Днепровско-Донецкой впадины. Основные месторождения газа сосредоточены здесь в Полтавской и Харьковской областях. Наиболее известное из них — Шебелинское, откуда в своё время в разных направлениях были проложены газопроводы: Шебелинка — Харьков, Шебелинка — Полтава — Киев, Шебелинка — Днепропетровск — Кривой Рог — Одесса — Кишинев,Шебелинка — Белгород — Курск — Брянск — Москва.

Значительные месторождения природного газа открыты на юге страны, в равнинной части Крымского полуострова и прилегающих к ней участках шельфа Чёрного и Азовского морей.Сооружён газопровод Глебовка — Симферополь — Севастополь с ответвлением к Ялте, Евпатории и Сакам.

По мнению ряда специалистов, Украина имеет большие перспективные площади, где возможно открытие месторождений углеводородного сырья (особенно газа) мирового масштаба. Прежде всего, такие предположения и надежды (о наибольших в мире запасах природного газа) относятся к северной (украинской) части шельфа Чёрного моря. В качестве одного из аргументов приводится факт, что Чёрное море — это единственный морской водоём в мире, где толща воды от дна до глубин 150-50 м заполнена сероводородом. Высказываются догадки, что под дном моря накопилось огромное количество природного газа, который по разломам проходит к воде и насыщает её и дело лишь за малым — научиться его оттуда извлекать.
http://neftegaz.ru/analisis/view/7677/
http://www.photoukraine.com/russian/articles?id=111

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

Assessment of Undiscovered Oil and Gas Resources of the Sud Province, North-Central Africa, 2011

The Sud Province located in north-central Africa recently was assessed for undiscovered, technically recoverable oil, natural
gas, and natural gas liquids resources as part of the U.S. Geological Survey’s (USGS) World Oil and Gas Assessment. Using
a geology-based assessment methodology, the USGS estimated mean volumes of 7.31 billion barrels of oil, 13.42 trillion
cubic feet of natural gas, and 353 million barrels of natural gas liquids.

Introduction
The main objective of the U.S. Geological Survey’s (USGS) World Petroleum Resources Project is to assess the potential for undiscovered, technically recoverable oil and natural gas resources of the world, exclusive of the United States. As part of this program, the USGS recently completed an assessment of the Sud Province (fig. 1), an area of approximately 978,800 square

kilometers (km2) that covers parts of the Central African Republic, Chad, Ethiopia, Camaroon, and Sudan. This assessment was based on data from oil and gas wells and fields, field production records, and published geologic reports. At the time of the assessment, the province contained 113 oil fields—18 in Chad and 95 in Sudan—and was considered to be underexplored for its size. There was one gas field in the province but several discoveries reported associated gas in oil fields. The producing oil fields and recent petroleum discoveries were limited to the Cretaceous-Tertiary rift basins.

The Sud Province was assessed for the first time because of increased exploratory activity and interest in its future potential for
energy resources. The assessment was geology-based and used the total petroleum system (TPS) concept. The geologic elements of a TPS include hydrocarbon source rocks (source rock maturation and hydrocarbon generation and migration), reservoir rocks (quality and distribution), and traps for hydrocarbon accumulation. Using these geologic criteria, the USGS defined the Cretaceous-Cenozoic Composite Total Petroleum System (TPS) with one assessment unit (AU), the Central African Rifts AU (fig. 1), encompassing about 848,825 km2, that extends beyond the Sud Province boundary. The AU includes parts of the Central African Republic, Chad, Ethiopia, Kenya, Sudan, and Tanzania (fig. 1). The TPS was defined to include Cretaceous and Paleogene lacustrine and marine source rocks and the AU contains Cretaceous and Paleogene clastic reservoirs, shale seals, and traps that mostly are associated structurally with extensional and transtensional faulting and minor compressional inversion.

The Central African Rift system was initiated during the Early Cretaceous, during the opening of the south Atlantic and the commencement of regional northwest-southeast extension. The rifting continued into the Neogene and can be divided into two rifting events in the western part and three rifting events in the eastern part. The rift basins of central Africa are linked along the Central African shear zone (CASZ) right-lateral fault system (fig. 1). Several thousand meters of Lower Cretaceous clastic sediments, mostly lacustrine clays, silts, and sands, were deposited during this rifting phase.

The Cretaceous-Tertiary rift basins of the western part of the Sud Province (fig. 1) are extensional and transtensional and are filled with Lower Cretaceous to Neogene sedimentary rocks, ranging in thickness from about 3,000 meters (m) to more than 7,500 m (fig. 2) that were deposited in fluvial and lacustrine environments. During the Early Cretaceous, the first rifting phase occurred and fluvial and lacustrine sediments were deposited in the rift basins of southern Chad and the Central African Republic (fig. 2). In the Late Cretaceous (Cenomanian to Turonian) there was a regional rifting event that deposited thick continental clastic sediments. During the Late Cretaceous and Paleogene, transtensional faulting and sag events occurred in the western part of the Sud Province and fluvial and lacustrine sediments were deposited.

The rift basins in the eastern part of the province are extensional and transtensional and filled with Lower Cretaceous to Neogene sedimentary rocks, ranging in thickness from 6,000 m to more than 13,000 m that were deposited in fluvial and lacustrine environments. The initial rifting event began in the latest Jurassic and continued through the Early Cretaceous (fig. 3), resulting in the deposition of Lower Cretaceous lacustrine source sediments (figs. 3, 4). The second rifting event began in the Turonian and continued into the Senonian, and the third stage of rifting occurred during the Paleogene, contemporaneous with the commencement of the Red Sea rifting. Each rifting event was followed by a sag event, during which thick continental clastic sediments were deposited (fig. 3).

The central African rift basins are known to contain Cretaceous to Paleogene lacustrine and marine source rocks that have generated hydrocarbons since the Late Cretaceous. The generated hydrocarbons migrated into Cretaceous and Paleogene reservoirs and structural traps.

Resource Summary
Using a geology-based assessment, the USGS estimated mean volumes of undiscovered, technically recoverable conventional oil and gas resources for the Central African Rifts AU in the Sud Province (table 1). The mean volumes are estimated at 7,310 million barrels of oil (MMBO), 13,418 billion cubic feet of gas (BCFG), and 353 million barrels of natural gas liquids. The estimated mean size of the largest oil field that is expected to be discovered is 1,112 MMBO, and the estimated mean size of the expected largest gas field is 3,677 BCFG. A minimum undiscovered field size of 1 million barrels of oil equivalent (MMBOE) was used for this assessment. No attempt was made to estimate economically recoverable reserves.

http://pubs.usgs.gov/fs/2011/3029/
http://pubs.usgs.gov/fs/2011/3029/pdf/FS11-3029.pdf

Assessment of Undiscovered Oil and Gas Resources of the West African Coastal Province, 2011

The West African Coastal Province along the west African coastline recently was assessed for undiscovered, technically
recoverable oil, natural gas, and natural gas liquids resources as part of the U.S. Geological Survey’s (USGS) World Oil and
Gas Assessment. Using a geology-based assessment methodology,
the USGS estimated mean volumes of 3.2 billion barrels of oil, 23.63 trillion cubic feet of natural gas, and 721 million barrels of natural gas liquids.

Introduction
The main objective of the U.S. Geological Survey’s (USGS) World Petroleum Resources Project is to assess the potential for undiscovered, technically recoverable oil and natural gas resources of the world, exclusive of the United States. As part of this program, the USGS recently completed an assessment of the West African Coastal Province (fig. 1), an area of about 202,715 square kilometers (km2) that covers parts of Guinea, Liberia, and Sierra Leone. This assessment was based on data from oil and gas exploration wells and published geologic reports. At the time of the assessment, the province contained no discovered fields and only 10 exploration wells had been drilled—and it is considered to be underexplored for its size.

The West African Coastal Province developed in two phases: (1) the syn-rift phase was initiated during the Early Cretaceous and resulted in the formation of deep grabens and half-grabens; and (2) the passive margin-transform phase began in the late Albian and continues to the present. The total thickness of the Mesozoic to Cenozoic section is about 5,000 meters (m) on the outermost part of the continental shelf and thickens to as much as 10,000 m in the basin depocenters.

The West African Coastal Province was assessed for the first time because of increased exploratory activity and interest in its future potential. The assessment was geology-based and used the total petroleum system (TPS) concept. The geologic elements of a TPS include hydrocarbon source rocks (source rock maturation and hydrocarbon generation and migration), reservoir rocks (quality and distribution), and traps for hydrocarbon accumulation. Using these geologic criteria, the USGS defined the Cretaceous Composite TPS with one assessment unit (AU), the Mesozoic-Cenozoic Reservoirs AU (fig. 1), encompassing about 188,550 km2, that includes the offshore parts of the province to a water depth of 4,000 m. The TPS was defined to include Cretaceous marine source rocks, including the Cenomanian-Turonian source containing Type II kerogen ranging from 3 to 10 weight percent total organic carbon. Possible lacustrine source rocks may be present in grabens that developed in the Lower Cretaceous. The AU contains Cretaceous and Paleogene clastic reservoirs and traps that mostly are associated growth-fault related structures, rotated fault blocks within the continental shelf and below the mid-Cretaceous unconformity, deep water fans, turbidite channels and sandstones, slope truncations along the present-day shelf and paleoshelf edge, and Cretaceous and Paleogene stratigraphic pinch-outs along the eastern basin margin. The primary seals are Cretaceous and Paleogene marine mudstones and shales.

Exploration wells on the continental shelf and upper slope, in water depths ranging from 100 to 470 m (IHS Energy, 2009), have demonstrated the existence of an active petroleum system containing Cretaceous marine source rocks that have produced hydrocarbons most likely since the Late Cretaceous and that the hydrocarbons have migrated into Cretaceous and Paleogene reservoirs.

Resource Summary
Using a geology-based assessment, the USGS estimated mean volumes of undiscovered, technically recoverable conventional oil and gas resources for the Mesozoic-Cenozoic Reservoirs AU in the West African Coastal Province (table 1). The mean volumes are estimated at 3,200 million barrels of oil (MMBO), 23,629 billion cubic feet of gas (BCFG), and 721 million barrels of natural gas liquids. The estimated mean size of the largest oil field that is expected to be discovered is 783 MMBO, and the estimated mean size of the expected largest gas field is 4,695 BCFG. For this assessment, a minimum undiscovered field size of 5 million barrels of oil equivalent (MMBOE) was used. No attempt was made to estimate economically recoverable reserves.


http://pubs.usgs.gov/fs/2011/3034/
http://pubs.usgs.gov/fs/2011/3034/pdf/FS11-3034.pdf