Архив меток: geolib.narod.ru

Об Атласе ВНИГНИ

Журнал Геология нефти и газа, 1997, №4
Издание атласа карт нефтегазоносности субъектов Российской Федерации

11-12 февраля 1997 г. в Москве (ВНИГНИ) состоялась Всероссийская конференция по проблемам количественной оценки ресурсов нефти, газа и конденсата Российской Федерации и ее субъектов.
Читать далее

Реклама

Колтогорское месторождение

Старший сын Романа Абрамовича, Аркадий, приобретает свой первый нефтяной актив в России. Аффилированный с ним фонд Zoltav Resources объявил о поглощении компании, которой принадлежит лицензия на Колтогорское месторождение в Ханты-Мансийском АО. Эксперты подчеркивают, что участок достался фонду очень дешево. Аналогичные приобретения «Сургутнефтегазу» и ТНК-BP обходились дороже в 4—5 раз.

Zoltav Resources Inc., на 45% принадлежащая подконтрольному Аркадию Абрамовичу фонду ARA Capital, приобретет компанию CenGeo, которая разрабатывает Колтогорское нефтяное месторождение в ХМАО через свою дочернюю структуру, сообщается на сайте Лондонской фондовой биржи. Сумма сделки составит 26 млн долл.

Для осуществления сделки Zoltav осуществит допэмиссию акций почти на 10% от уставного капитала (473,1 млн бумаг по 3,5 пенса за штуку). ARA Capital примет участие в допэмиссии, чтобы сохранить свою долю. После завершения всех корпоративных процедур 29,1% Zoltav будет принадлежать структуре бизнесмена Валентина Бухтоярова Bandbear. Г-н Бухтояров одновременно является мажоритарным акционером CenGeo.

Сделка должна быть одобрена внеочередным общим собранием акционеров Zoltav Resources. Заключенное с ARA Capital соглашение предусматривает, что компания может рассчитывать на получение от материнской структуры 20 млн долл. на развитие проекта.

Колтогорское месторождение обладает запасами в 35,3 млн т по категории С1+С2. Оно было открыто Сибирской геологической компанией в 2009 году. В 2010 году контроль над компанией получила «Газпром нефть» в результате консолидации активов Sibir Energy, совладельцем которой был Роман Абрамович. CenGeo Сибирская геологическая компания была продана в феврале 2013 года, отметили в пресс-службе «Газпром нефти». «Принимая во внимание территориальную удаленность Колтогорского блока от прочих активов «Газпром нефти», компания приняла решение сосредоточиться на развитии других проектов», — пояснили в компании.

Тогда же компания получила лицензию на разведку и добычу сроком на 25 лет, заплатив за нее около 15 млн долл. (440 млн руб.). Нефть Колтогорского месторождения относится к так называемой легкой, оно расположено в непосредственной близости от магистральных трубопроводов, инфраструктура на участке уже готова.

В ближайшие годы Zoltav намерена провести 3D-разведку на 500 кв. км месторождения и в дальнейшем оценивать участок. В течение зимнего сезона 2013—2014 годов Zoltav планирует начать испытательные работы и расконсервировать одну из скважин. В течение 2015—2016 годов компания пробурит до четырех оценочных скважин.

Колтогорское месторождение — хорошее приобретение для Zoltav, считает аналитик Sberbank CIB Валерий Нестеров. Оно является средним по уровню запасов (они могут и не подтвердиться в полном объеме), но перспективным. По подсчетам аналитика, цена барреля составит 0,1 долл. (доказанные запасы составляют 100 млн барр., извлекаемые по категории С1+С2 — 35,3 млн т). Таким образом, месторождение достанется фонду достаточно дешево. Например, «Сургутнефтегаз» в январе получил участки в ХМАО примерно за 0,4—0,6 долл. за баррель по категории С1+С2, а ТНК-BP в декабре покупала в том же регионе лицензии за 0,5—0,6 долл.за баррель. Если имеющиеся запасы подтвердятся, то добыча на участке на пике может составить порядка 1,5—2 млн т.

О намерениях Аркадия Абрамовича инвестировать в нефтяной бизнес стало известно в начале 2011 года. Тогда его фонд ARA Capital limited получил блокпакет в зарегистрированной на Каймановых островах Crosby Asset Management, специализирующейся на инвестициях в нефтегазовой сфере. В апреле 2011 года ARA приобрел 26% Zoltav Resources Inc, и к концу года доля была увеличена до 45%.
http://www.rbcdaily.ru/tek/562949986325742

http://www.newsru.com/finance/20mar2013/abramovich_jr.html


http://avmalgin.livejournal.com/3650631.html


http://www.vedomosti.ru/companies/news/10232761/syn_abramovicha_pokupaet_dolyu_v_mestorozhdenii_v_sibiri


В 2007 году лицензии на разработку Колтогорской группы участков получила за $50 млн Sibir Energy. В 2011 году контроль над «Сибгеко» перешел к «Газпром нефти», которая консолидировала Sibir Energy. В «Газпром нефти» отказ от «Сибгеко» объяснили территориальной удаленностью Колтогорского блока от других активов нефтекомпании. Источник «Ъ» на рынке рассказал, что лицензии на изучение недр участков Колтогорского блока частично заканчивались уже в начале 2011 года (остальные — в конце 2013 года). Поэтому, по словам собеседника «Ъ», сама «Газпром нефть» исходно не рассчитывала выручить за актив больше $5 млн. Но CenGeo сразу после покупки «Сибгеко» удалось оформить все лицензии на добычу на 25 лет.

Причину участия в непрофильной для него сделке совладельца «Сибуглемета» Валентина Бухтоярова стороны не объясняют. Но источники «Ъ» на рынке говорят, что шахты «Сибуглемета» давно поставляют уголь на Западно-Сибирский и Новокузнецкий меткомбинаты холдинга Evraz, совладельцем которого является Роман Абрамович.

Сам Роман Абрамович вышел из нефтяного бизнеса еще в 2005 году, когда продал «Газпрому» за $13,1 млрд «Сибнефть», позднее ставшую «Газпром нефтью». По словам источников «Ъ» в окружении бизнесмена, он рассматривает возможность для возвращения в нефтяной бизнес. В частности, по словам источников «Ъ», близких к ТНК-ВР, консорциум AAR предлагал господину Абрамовичу поучаствовать в сделке по покупке доли в компании у ВР в качестве финансового инвестора, но договориться сторонам так и не удалось, в итоге ТНК-ВР была приобретена «Роснефтью». Аркадий Абрамович занимается вложениями уже два года. В 2011 году он за £3 млн приобрел 26% в Crosby Asset Management, специализирующейся на инвестициях в энергетику, а затем получил долю в Zoltav Resources. Обе эти компании активно инвестируют в разработку недр Австралии, Северной и Южной Америки. Также Zoltav в сентябре 2011 года направила по $235 тыс. на покупку расписок «Газпрома» и «Роснефти» и $156 тыс.— на акции ЛУКОЙЛа.

Несмотря на низкие исходные ожидания «Газпром нефти», Zoltav все равно приобрела «Сибгеко» дешевле рыночной цены, считает Валерий Нестеров из Sberbank Invesment Research. По подсчетам эксперта, Zoltav заплатила за запасы по категории C1+C2 10 центов за баррель, тогда как, например, ТНК-ВР в последние полгода покупала аналогичные лицензии по 40-50 центов за баррель.
http://www.kommersant.ru/doc/2150816


http://iv-g.livejournal.com/308975.html

Zoltav Resources
London Stock Exchange

— — — —

В. А. Конторович, 1992. Моделирование волновых полей для решения задач прогнозирования верхнеюрского разреза юга Западной Сибири

Сынгаевский Павел Евгениевич. Палеографические особенности формирования ловушек и прогноз нефтегазоносности нижне-среднеюрских отложений Колтогорского мегапрогиба. 1994. Специальность ВАК РФ: 04.00.17 — Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Конторович Владимир Алексеевич. Прогноз сложнопостроенных нефтегазоперспективных резервуаров в юрско-меловых отложениях Западной Сибири на основе комплексирования сейсморазведочных и геологоразведочных данных (на примере Колтогорского НГР). Диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук, специальность 04.00.17. Новосибирск, 1993

О.О. Aбросимова, Е.В. Белова, 2000. Резервуары углеводородов в эрозионно-тектонических выступах доюрских пород юго-восточной части Западно-сибирской плиты

Белицкая Елена Александровна. Типы нефтей территории Колтогорского прогиба и особенности распределения в них ароматических соединений. Диссертации на соискание ученой степени кандидата химических наук, специальность 02.00.13. Томск, 2008

— — — —
http://www.oilnews.ru — Вестник недропользователя ХМАО не стало в сети, в нем были публикации даже за 2012 г.
R.I.P.

geolib: сопоставлении категорий запасов нефти России и США

Геология нефти и газа. 1998, №4
Н.Н. Немченко, М.Я. Зыкин (ГКЗ), В.И. Пороскун (ВНИГНИ), И.С. Гутман (ГАНГ им. И.М. Губкина)

Важной и актуальной проблемой стало сопоставление «Классификации запасов…», принятой в России, с западными классификациями. Связано это с тем, что в последние годы ряд российских нефтяных компаний для привлечения иностранных инвестиций специально провел аудит своих запасов по западным стандартам.

Аудит запасов нефтяных и газовых месторождений, разрабатываемых российскими нефтяными компаниями, повышает ликвидность ценных бумаг этих компаний. В связи с этим должно возрасти доверие к конкретным проектам инвесторов, привыкших делать выводы на основании заключений западных аудиторских фирм. Крупные российские компании (НК «ЛУКойл», НК «ЮКСИ» (раньше «ЮКОС»), РАО «Газпром» и др.) таким образом получают выход на международный фондовый рынок, а для России в целом улучшается инвестиционный климат.

Одной из первых выполнила аудит запасов по западным стандартам НК «ЛУКойл», которая тем самым решала задачу по продвижению своих собственных акций на мировой фондовый рынок. В марте 1996 г. компания Miller & Lents (США) завершила оценку запасов месторождений НК «ЛУКойл» в Западной Сибири. Аудит запасов по времени был привязан к размещению на фондовом рынке США 15 % акций компании в виде ADR (американские депозитарные расписки) третьего уровня. Соответствующее разрешение Американская федеральная комиссия по ценным бумагам (SEC) дает лишь в том случае, если экспертиза выполнена в соответствии с западными требованиями [З].

По оценке компании Miller & Lents суммарные доказанные извлекаемые запасы НК «ЛУКойл» по месторождениям Западной Сибири составляют 1078 млн т, по районам европейской части (Калининградская, Пермская, Волгоградская и Архангельская области) — 380 млн т. Запасы, оцененные по методике западных специалистов на месторождениях Западной Сибири, оказались на 24 % меньше, чем числящиеся на государственном балансе [1, 2].

ОАО «Юганскнефтегаз» по оценке компании Sewell (США) имеет запасы 1080 млн т, в то время как по российским оценкам они составляют более 1600 млн т.

Имеет место и обратная картина. По данным Miller & Lents запасы НК «Татнефть» составляют 841,1 млн т, что на 10 % выше оценки по российским стандартам (рис. 1).

НК «Татнефть» оказалась единственной из нефтяных компаний России, прошедших аудит, которой иностранные эксперты, использующие международную методику, дали более высокую оценку запасов нефти по сравнению с государственной. Более того, специалисты НК «Татнефть» намерены после пересчета запасов нескольких групп мелких месторождений, а также самого крупного — Ромашкинского месторождения «показать» аудиторам еще 100-150 млн т нефти.

Результаты проведенных переоценок в ряде случаев неверно трактуют как низкую достоверность подсчета промышленных запасов России. Необходимо подчеркнуть, что расхождения запасов, числящихся на балансе российских компаний, и запасов, оцененных независимыми западными фирмами, в первую очередь обусловлены различием принципов, положенных в основу классификаций, применяемых в России и на Западе (Немченко Н.Н., Зыкин М.Я., Гутман И.С., Пороскун В.И., 1996; [4]).

Принятый в США термин «reserves» соответствует не «запасам», а ближе по смыслу принятому в России понятию «запасы участка,дренируемого скважиной». И поэтому критерии выделения «reserves» западными фирмами более жесткие, чем принято в отечественной практике по отношению к выделению «запасов» именно категории С1.

Кроме того, в США не проводится детальная разведка залежей перед вводом их в разработку. Поэтому при классификации запасов учитываются главным образом их коммерческие и технологические показатели, а не геологическая изученность продуктивных пластов. Так, если в «Классификации запасов…», принятой в России, учитываются геологические показатели, на основании чего выделяются запасы категории С1 на значительных участках при расстояниях между раз-ведочньми скважинами, превышающих расстояния между эксплуатационными скважинами в несколько раз, то по классификациям, принятым в США, подобные запасы относятся к вероятным. В «Классификации запасов…», принятой в России, полнее учитываются технологические показатели и показатели подготовленности залежей к разработке в смысле изученности характеристик изменчивости вещественного состава пород и их коллекторских свойств, свойств пластовых флюидов, продуктивности скважин по площади, условий применения методов воздействия на пласты с самого начала разработки и т.д. с целью обоснования рационального числа эксплуатационных скважин и экономически оптимальных сроков разработки.

При сопоставлении категорий запасов нефти России и США необходимо учитывать и существующее различие в методике определения величины нефтеизвлечения, по которой оцениваются величины извлекаемых запасов. В России коэффициент извлечения нефти определяют на основании повариантных технологических и технико-экономических расчетов и утверждают в ГКЗ.

В США запасы, которые предполагается извлечь с помощью каких-либо вторичных (или третичных) методов разработки, только тогда считаются доказанными, когда эти методы уже реализуются на данном месторождении.

В результате такого подхода в США по месторождению первоначально принимаются на учет минимальные величины извлекаемых запасов, которые по мере внедрения вторичных методов разработки постепенно увеличиваются. В связи с этим постепенно растет и общий по США коэффициент нефтеизвлечения, при котором определены начальные доказанные запасы.

Запасы газа в России в отличие от США оцениваются без учета возможного коэффициента извлечения газа.

В США выделяются «установленные экономически нерентабельные» («subeconomic») ресурсы, и в их составе можно отметить долю, отвечающую по классификации Горного бюро и Геологической службы США как «приграничным» («paramarginal») ресурсам, т.е. по затратам на освоение, близко примыкающим к экономически рентабельньм известным запасам, так и «суб маргинальным» («submarginal»), для перевода которых в категорию «экономически рентабельных» требуется значительный рост цен (более чем в 1,5 раза по сравнению с уровнем, существующим на момент оценки) или же значительное уменьшение издержек производства в результате технического прогресса.

Таким образом, в силу действующих в США ограничений геологического, технического и экономического (иногда и правового) порядков доказанные запасы представляют собой только некоторую часть выявленного объема нефти, которую можно физически извлечь из пласта без этих ограничений.

Сопоставление действующей в настоящее время в России «Классификации запасов…» с классификацией запасов, принятой в США, показывает, что последняя обосновывается с коммерческих и технологических позиций отдельных участков залежи. В российской классификации более полно учитываются технологические и экономические показатели подготовленности залежей к разработке и геологическая изученность (вещественного состава пород и их коллекторских свойств, свойств пластовых жидкостей, продуктивности скважин, применения эффективных методов воздействия на пласт).

«Классификация запасов…» в России рассматривает запасы комплексно — с геологических, технологических и экономических позиций всей залежи, т.е. с учетом степени изученности, подготовки и ввода в разработку всей залежи, а не отдельных ее участков, причем предусматривается рациональная, научно обоснованная система разработки с применением методов воздействия на пласт, а классификация запасов в США исходит из того, что разрабатывать можно отдельные участки залежей, если это сегодня выгодно, без детального изучения залежи в целом, так как применение методов воздействия на пласт в США рассматривается как вторичный метод разработки.

В России «Классификация запасов…» формировалась в условиях планового ведения хозяйства — освоение месторождения проводилось в целом, при этом особый упор делался на достижение максимального коэффициента извлечения. Это диктовало необходимость такой системы оценки запасов, в основе которой были бы показатели, характеризующие геологическую изученность и подготовленность месторождения к промышленному освоению.

Американская система оценки запасов изначально ориентировалась на оценку отдельных участков месторождений и освоение месторождения несколькими независимыми недропользователями. Законодательством США разрешается начинать разработку залежи до завершения ее полной разведки^ Согласно классификации SPE оцениваются и учитываются только те запасы, которые реально могут быть извлечены существующей сеткой скважин. В принципе можно сказать, что доказанные запасы в американской классификации — это «запасы участка, дренируемого скважиной». В российской системе нет категории, соответствующей этому термину.

На основании работы группы экспертов ГКЗ, проводивших свои исследования на выборке из 290 залежей по 50 месторождениям Западной Сибири, было показано, что в группу доказанные запасы переводятся 95-100 % суммы запасов категорий A+B+С1. Из общей суммы запасов категории С1 доказанным запасам соответствует 70-75 % (Немченко Н.Н., Зыкин М.Я., Гутман И.С., Пороскун В.И., 1996; [4]).

Аудиторская проверка запасов НК «ЮКСИ» показала, что доказанные запасы составляют 73 % запасов категорий A+B+С1 доказанные + вероятные — 90 % запасов категорий A+B+С1.

Из результатов анализа аудита запасов НК «ЛУКойл» видно, что оценки величин геологических запасов по западным и российским методикам практически совпадают. В зависимости от степени разбуренности и геолого-физических характеристик залежей к американской (SPE) категории доказанных (если не учитывать экономические условия добычи) относятся 93-98 % категорий A+B+С1, в том числе 70-75 % запасов категории С1 [2]. Оценка величины доказанных запасов (включающих разбуренные разрабатываемые — proved producing, разбуренные неразрабатываемые — proved nonproducing и неразбуренные — proved undeveloped), рассчитанная Miller & Lents с учетом рентабельности их разработки в российских условиях, составила 75 % суммы запасов категорий A+B+С1 (рис. 2).

Экономическая оценка запасов нефти НК «ЛУКойл» проводилась Miller & Lents согласно требованиям, изложенным в [З]. Этот документ является определяющим для Нью-Йоркской фондовой биржи при проведении экономических оценок запасов нефти и газа. Согласно этому документу итоговым показателем экономической оценки запасов является величина чистого дисконтированного дохода (ЧДД), рассчитываемого при постоянных (принимаемых на дату расчета) параметрах: ценах на нефть и газ, дисконте, ставках налогов и нормативах капитальных и текущих затрат. Оценки величин извлекаемых запасов и их стоимости по Miller & Lents оказались существенно ниже оценок НК «ЛУКойл» [2].

Таким образом, основной причиной систематического расхождения при аудите запасов, оцененных по российской и западным классификациям, является различие в подходах к экономической оценке запасов.

По-прежнему актуальной является задача повышения достоверности подсчета запасов. По результатам анализа повторных рассмотрении запасов в ГКЗ видно, что балансовые запасы в основном подтверждаются, а извлекаемые запасы систематически завышаются (Немченко Н.Н., Зыкин М.Я., Москвичева В.Г, Пороскун В.И., 1997). Суммарно по всем рассмотренным месторождениям величина извлекаемых запасов уменьшилась примерно на 18 % . Только для месторождений с запасами до 20 млн т при пересчете запасов произошло увеличение извлекаемых запасов по сравнению с принятыми при первоначальной оценке.

Уменьшение извлекаемых запасов произошло в основном в результате изменения значений коэффициента извлечения нефти КИН (рис. 3).

Изменение КИН, как видно из приводимой диаграммы, произошло дифференцированно. Низкие значения КИН (до 0,25-0,30) подтвердились при повторной экспертизе запасов, а более высокие в большинстве случаев при пересчете существенно уменьшились. Особенно отчетливо видно систематическое завышение КИН в интервале значений 0,3-0,5.

Связано это в первую очередь с тем, что при первоначальном подсчете запасов для построения геологической модели использовалась редкая сетка скважин и сейсмических профилей. Разбуривание и проведение детализационных сейсморазведочных работ привело не только к уточнению структурного плана, но и выявлению зон выклинивания и литолого-фациального замещения коллекторов и установлению более сложного строения продуктивных пластов. В результате оказалось, что первоначально принятые значения КИН не соответствуют реально более сложному геологическому строению залежей. Такая картина изменения КИН при пересчете запасов показывает, что одной из проблем оценки запасов является разработка методики прогнозирования КИН и определения извлекаемых запасов на ранней стадии изученности залежи.

В заключение необходимо отметить, что решение рассмотренных в статье проблем подсчета запасов позволит проводить оценку месторождений в соответствии со сложившимися рыночными отношениями в недропользовании и повысит качество и эффективность государственного контроля за рациональным использованием запасов нефти и газа.

Литература

1. Аликперов В.Ю. Сырьевая база нефтяной компании: состояние и перспективы // Горный вестник. — 1997. — № 3. -С. 8-11.

2. Опыт определения стоимости запасов нефти российской компании / В.И. Азаматов, В.В. Власенко, А.В. Кочетков и др. // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. — 1996. — № 5. — С.26-32.

3. Financial accounting and reporting for oil and gas prodactions activities // Rule 4 -10. — N.Y., 1981. — P. 3.

4. Distinctions in Oil and Gas Reserves and Resources Classification in Russia and USA — Source of Distinctions / N. Nemchenko, M. Zikin, A. Arbatov, V. Poroskun // Energy Exploration & Exploitation. — 1995. — Vol. 13, № 6. — P. 583- 597.

Причерномо́рсько-Кры́мская нефтегазоно́сная о́бласть (укр. Причорноморсько-Кримська нафтегазоносная область) — нефтегазоносная область на Украине, расположенная на территории Автономной Республики Крым , Запорожской области , а также акватории Чёрного моря. Обладает 23 месторождениями (2 нефтяных, 9 газоконденсатных, 12 газовых). Большиноство месторождений расположены на Равнинном Крыму (преимущественно Черноморский район) и восточной части акватории Чёрного моря.

Месторождения
Архангельское газовое месторождение, Безымянное газовое месторождение, Глебовское газоконденсатное месторождение, Голицинское газоконденсатное месторождение, Джанкойское газовое месторождение, Задорненское газовое месторождение, Западно-Октябрьское газоконденсатное месторождение, Карлавское газоконденсатное месторождение, Кировское газовое месторождение, Краснополянское газоконденсатное месторождение, Крымское газовое месторождение, Одесское газовое месторождение, Октябрьское нефтяное месторождение, Оленевское газоконденсатное месторождение, Приазовское газовое месторождение, Серебрянское нефтяное месторождение, Субботина нефтяное месторождение, Тетяновское газоконденсатное месторождение, Черноморское газоконденсатное месторождение, Шмидтовское газовое месторождение, Штормовре газоконденсатное месторождение, Южно-Голицинское газовое месторождение, Ярылгачское газовое месторождение
http://ru.wikipedia.org/wiki/Причерноморско-Крымская_нефтегазоносная_область

Площа близько 80 тисяч кілометрів квадратних. У геоструктурному відношенні пов’язана з Причорноморською западиною і Скіфською платформою. У геологічній будові провінції беруть участь палеозойські, мезозойські й кайнозойські осадочні відклади потужністю до 6—8 тисяч метрів. Нафтогазопрояви є в породах від неогенового до девонського віку, але промислові поклади (газові й газоконденсатні) поки що виявлено лише в палеогенових і нижньокрейдових відкладах на глибинах від 350 до 4500 м. Колекторами нафти й газу є пісковики, алевроліти й органогенно-детритові вапняки. Планомірні розвідувальні роботи у межах Причорноморсько-Кримської нафтогазоносної провінції почато 1929, основні родовища відкрито у післявоєнні роки.
http://uk.wikipedia.org/wiki/Причорноморсько-Кримська_нафтогазоносна_область

Закономерности распределения АВПД на юге Украины

а — тектонические элементы (I — южный склон Украинского кристаллического щита; II — Придобруджинский прогиб; III — Придунайский выступ; IV — Каркинитско-Северо-Крымский прогиб; V — Борисфенская седловина; VI — Каламитско-Крымское поднятие; VII — Альминская впадина; VIII — мегантиклинорий Горного Крыма; IX — Нижнегорская седловина; X — Азовский вал; XI — Некрасовско-Тимашевская ступень; XII — Индоло-Кубанский прогиб); залежи: б — нефтяная; в — газовая; г — известняки; д — мергели; е — песчаники; ж — алевролиты; з — аргиллиты; и — сланцы. Разведочные площади: 1 — Карлавская; 2 — Борисовская; 3 — Северо-Серебрянская; 4 — Тамбовская; 5 — Южно-Сивашская; 6 — Арабатская; 7 — Мошкаревская; 8 — Куйбышевская; 9 — Марьевская; 10 — Кореньковская; 11 — Приозерная; 12 — Фонтановская; 13 — Слюсаревская; 14 — Горностаевская; 15 — Борзовская. Фрагменты литолого-стратиграфических колонок показывают стратиграфический диапазон развития АВПД и АНПД в соответствующем тектоническом элементе
http://www.geolib.ru/OilGasGeo/1981/06/Stat/stat11.html

Справка:
остров Змеиный: координаты 45°15′ с. ш. и 30°12′ в. д., расположен в Черном море в 37 км к востоку от побережья, на широте средней части дельты Дуная. Площадь Змеиного составляет 20,5 гектара; расстояние между крайними точками — 615 и 560 метров.

Известен с античных времён.
В источниках эпохи европейского Средневековья остров Змеиный не упоминался.
В 1801 году мичман русского Черноморского флота Н.Д. Критский определил местоположение острова астрономически; в 1823 году была проведена топографическая съемка и составлен подробный план.
После войны с Турцией 1828-1829 гг. Россия приняла решение о возведении на Змеином маяка. Работы велись с 1837 по 1842 год.
После поражения в Крымской войне Россия вынуждена была передать острова дельты Дуная под власть Турции.
1878 г. — получившая независимость от Оттоманской империи Румыния начинает владеть островом Змеиный.
28 августа 1944 года — на остров был высажен десант советского Черноморского флота, и Змеиный перешел под фактический контроль СССР.
23 мая 1948 года — представители советской и румынской сторон подписали протокол, по которому Румыния официально передала остров Змеиный под юрисдикцию СССР.
1980-е годы — возле острова обнаружены залежи нефти и газа.
1994 г. — Румыния денонсировала договор о госгранице с СССР и начала переговоры с Украиной о статусе Змеиного.
1997 г. — Румыния отказалась от претензий на остров, чтобы получить возможность стать членом НАТО.
2002 г. — правительство Украины решило демилитаризовать остров и превратить его в объект туризма.
2004 г. — Бухарест обратился в Международный суд ООН с иском о делимитации Черноморского шельфа.
2006 г. — Украина представила в Международном суде ООН свою позицию.
Сентябрь 2008 г. — суд начал рассмотрение дела.
3 февраля 2009 г. Международный суд ООН в Гааге разрешил территориальный спор между Украиной и Румынией о разделе Черноморского шельфа и экономических зон возле острова Змеиного.

По решению суда под контроль Румынии перешло 79,34% спорных территорий Черноморского шельфа (9,7 тыс. из 12,4 тыс. кв. км). В распоряжение Украины передали только 12 миль (около 20 км) территориального моря вокруг острова.
По оценкам румынских экспертов, на отошедшей Румынии территории находятся большие месторождения газа (около 70 млрд куб. м) и нефти (около 12 млн т) — примерно годовой объем потребления этих энергоресурсов в Украине.
В 2001 году госкомпания «Черноморнефтегаз» пробурила скважину на спорном участке, подтвердив наличие углеводородов в шельфе в геологической структуре «Олимпийская» (около 40 км к югу от о.Змеиного). По решению суда этот участок шельфа войдет в исключительную экономическую зону Румынии.
Украина, признав решение суда, потеряла 9700 кв. км акватории и залежи энергоресурсов на шельфе!

http://newzz.in.ua/politic/1148843776-patriotizm-i-nacionalizm-strategiya-zashhity-nacionalnyx-interesov-na-primere-odnogo-ostrova.html

Подробнее
Остров Змеиный, Черное море
http://iv-g.livejournal.com/151222.html

Мысовое (Казантипское) и Белокаменское (Акташское) месторождения были открыты в начале 50-х годов XX-го века. Залежи находятся на глубине нескольких сот метров в песках, песчаниках и известняках чокракского и караганского горизонтов. Казантипская и акташская нефть не содержат бензиновых фракций, являются тяжëлыми и относительно малоценными. Ещë в начале 60-х годов из двух находящихся в Казантипской котловине скважин сочилась нефть, которую собирали и использовали для местных нужд. В районе Арабатской Стрелки в 1964 г. было обнаружено газовое месторождение (залежи находятся на глубине 500÷1000 метров в ядре Стрелковой антиклинали). Так как к востоку под водами Азовского моря вытянута целая зона подобных антиклинальных складок, это место считают перспективным в смысле нефтегазоносности; еще большие перпективы возлагаются на поиски глубоких месторождений под толщей глин майкопской серии.

На схеме Керченского железорудного района (рисунок взят из V тома ‘Малой советской энциклопедии’ 1936 г. издания) показаны не только железорудные месторождения, но и области залегания нефти. Как видно, нефтеносными (красный цвет) являются области низины мыса Казантип, вся прилегающая к полосе от с. Мысовое до c.Семеновка часть дна Азовского моря и множество областей в районе Керченского п-ова. Не забывайте — это карта известных к началу-середине 30-х годов месторождений, сейчас их разведано больше! На этой карте названия населенных мест даны старинные, татарские (после Отечественной войны большинство их было изменено — тов.Сталин невзлюбил крымских татар за пособничество фашистам и выселил их из Крыма подальше (в среднеазиатские республики СССP)…
http://pilger.mgapi.ru/crimea.htm

«Черное золото» из Черного моря, или «ЛУКОЙЛ» освоит украинский шельф?

http://www.blackseanews.net/read/9873