Проблемы истощения запасов углеводородного сырья на примере Нижневартовского нефтяного месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Государственное образовательное учреждение

Высшего профессионального образования

"КУБАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ"

(ГОУ ВПО КубГУ)

Кафедра экономической и социально-политической географии

Дипломная работа

ПРОБЛЕМЫ ИСТОЩЕНИЯ ЗАПАСОВ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ НА ПРИМЕРЕ НИЖНЕВАРТОВСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Факультет географический, спец. 050103 - География

Работу выполнил: А.С. Смирнов

Научный руководитель, д.г.н., профессор Г.С. Гужин

Нормоконтролер, к.г.н., доцент А.А. Филобок

Краснодар - 2013

Содержание

Введение

1. Горючие полезные ископаемые

1.1 История добычи нефти

1.2 Углеводородное сырье в России

1.3 Проблемы и перспективы выработки нефтяных месторождений

2. Нижневартовский район

2.1 Экономико-географическое положение

2.2 Нижневартовское нефтяное месторождение

3. Экономический потенциал и структура экономики нижневартовского района

3.1 Добывающая промышленность

3.2 Перерабатывающая промышленность

3.3 Транспортировка нефти и нефтепродуктов

3.4 Рынок сбыта

Заключение

Библиографический список

Введение

Россия - единственная среди крупных промышленно развитых стран мира, которая не только полностью обеспечена нефтью, но и в значительной мере экспортирует топливо. Велика ее доля в мировом балансе топливно-энергетических ресурсов, например по разведанным запасам нефти - около 10 %.

Для России, как и для большинства стран-экспортеров, нефть - один из важнейших источников валютных поступлений. Удельный вес экспорта нефти и нефтепродуктов в общей валютной выручке страны составляет приблизительно 27 %. Роль нефтяного комплекса России как источника бюджетных поступлений постоянно растет. На экспорт поставляются 2/5 добываемой в стране нефти и 1/3 от производимых нефтепродуктов. На долю крупных нефтяных компаний приходится около 80 % добычи нефти в стране [15].

Сегодня нефть для России - это:

- сырье для нефтехимии в производстве синтетического каучука, спиртов, полиэтилена, полипропилена, широкой гаммы различных пластмасс и готовых изделий из них, искусственных тканей;

- источник для выработки моторных топлив (бензина, керосина, дизельного и реактивных топлив), масел и смазок, а также котельно-печного топлива (мазут), строительных материалов (битумы, гудрон, асфальт);

- сырье для получения ряда белковых препаратов, используемых в качестве добавок в корм скоту для стимуляции его роста.

Нефтяной комплекс России включает 148 тыс. нефтяных скважин, 8,3 тыс. км магистральных нефтепроводов, 28 нефтеперерабатывающих заводов общей мощностью более 300 млн. т/год нефти, а также большое количество других производственных объектов [19].

На предприятиях нефтяной промышленности и обслуживающих ее отраслей занято около 900 тыс. работников, в том числе в сфере науки и научного обслуживания - около 20 тыс. человек.

За более чем 100 летнюю историю развития нефтяной промышленности России было добыто почти 13 млрд. т нефти и около 40 % той добычи получено за последние 10 лет [10].

Целью данной работы было изучение проблем, возникающих при добыче, переработке, транспортировке и использовании углеводородного сырья на примере Нижневартовского нефтяного месторождения.

Задачи: изучение истории добычи и использования нефти в России, исследование использования данного вида сырья в условиях рыночных отношений, изучение экономического потенциала Нижневартовского района, установление путей и методов повышения эффективности использования углеводородного сырья.

Предметом исследования данной работы являются проблемы, возникающие при использовании данного вида сырья.

Объект исследования - Нижневартовское нефтяное месторождение.

Стратегический подход в стабилизации добычи нефти заключается в своевременном обеспечении длительно разрабатываемых месторождений воспроизводством и перспективами наращивания ресурсной базы углеводородов. Необходимо решить целый ряд вопросов, связанных с поиском дополнительных источников углеводородного сырья, детализацией геологического строения продуктивных горизонтов, применением современных геофизических и геохимических технологий, прогнозированием и предупреждением экологических последствий при освоении эксплуатационных объектов и др. Указанные обстоятельства и определяют актуальность исследуемой проблемы.

1. Горючие полезные ископаемые

Горючие полезные ископаемые - это законсервированная в земной коре солнечная энергия, поставляемая на поверхность Земли в течение миллиардов лет. Скорость этого консервирования ничтожно мала по сравнению со скоростью сжигания человеком горючего минерального сырья. Большая троица - уголь, нефть и газ, поставляет настоящее время 95 % мировой энергии. Суммарные разведанные запасы газа в мире -150 трлн. м³, нефти - 144 млрд. т. Начальные суммарные ресурсы газа в мире - 570 трлн. м³. нефть углеводородный нижневартовское

В 2000 г в мире добыто 2400 млрд. м³ газа, 3380 млн. т нефти, в том числе в России - 584 млрд. м³ газа (рисунок 1).

Доля России в мировых запасах газа - 32 %, по добыче - 24 %.

Нефтегазовый комплекс России обеспечивает около 50 % внутреннего энергопотребления, более 40 % валютной выручки от экспорта топливно-энергетических ресурсов, около 25 % налоговых поступлений (рисунок 2).

В России около 60 % электростанций работает на газе, 20 % - на угле, остальные 20 % - на атомной и гидроэнергии.

Углем богато северное полушарие Земли. Достаточно сказать, что из 15 трлн. тонн общемировых запасов угля 10 трлн. тонн приходится на территорию самых крупных стран северного полушария - Россию и США.

Рисунок 1 - Мировые ресурсы нефти распределяются следующим образом (в процентах от общемировых) [21]

Рисунок 2 - Мировые ресурсы природного газа [21]

К настоящему времени использовано около половины извлекаемых мировых ресурсов нефти и газа, т.е. история этих источников энергии довольно короткая и составляет около 200 лет.

Около 60 % первоначального количества нефти, заключенной в недрах, относится к неизвлекаемой. Это "запечатанная" нефть, которая стечет в крупные пустоты и станет извлекаемой только за геологическое время. С помощью специальных методов (взрывание и дробление горных пород, прогревание недр паром под высоким давлением и др.) можно извлечь дополнительно до 10 % нефти, и довести количество извлекаемой нефти до 50 %. Но половина ее все равно остается в недрах.

Есть еще один вид горючего полезного ископаемого, из которого возможно извлечение органического вещества и превращение его в нефть. Это горючие сланцы, ресурсы которых на Земле превосходят ресурсы угля. Однако извлечь органическое вещество из сланцев трудно. На переработку одной тонны сланцев нужно затратить энергию, которая получается при сжигании 40 литров нефти. Поэтому интерес представляют только те сланцы, которые способны дать на н 1 т сырья более 40 л нефти.

Большие ресурсы горючих сланцев находятся в США, Австралии, Бразилии, Эстонии, России. В Эстонии уже много лет из сланцев получают нефтепродукты.

Добыча и реализация горючих полезных ископаемых обеспечивает 40 % налоговых поступлений, из которых доля углеводородов составляет 25-30 %. Остальные 10-15 % составляют долю угля. [21]

1.1 История добычи нефти

Добыча нефти ведется человечеством с древних времен. Сначала применялись примитивные способы: сбор нефти с поверхности водоемов, обработка песчаника или известняка, пропитанного нефтью, при помощи колодцев. Первый способ применялся еще в 1 веке в Мидии и Сирии, второй - в 15 веке в Италии. Но началом развития нефтяной промышленности принято считать время появления механического бурения скважин на нефть в 1859 году в США, и сейчас практически вся добываемая в мире нефть извлекается посредством буровых скважин. За сотню с лишним лет развития истощились одни месторождения, были открыты другие, повысилась эффективность добычи нефти, увеличилась нефтеотдача, т.е. полнота извлечения нефти из пласта. Но изменилась структура добычи топлива. Долгое время находившуюся на первом месте нефтяную промышленность обгоняет перспективная газовая. Сейчас на уголь приходиться только 15 % тонн условного топлива, газ - 45 %, нефть - 40 %. У сходящей с лидирующих позиций нефтяной промышленности возникли проблемы.

Одним из первых мест, в котором по некоторым историческим данным впервые была обнаружена нефть, являлась Ухта, и было это ещё в XV веке. На протяжении трёхсот лет продолжалось обновление местности, на которой были найдены месторождения нефтяных запасов. И только в 1745 году, житель города Архангела - Прядунов Фёдор Савельевич, основал первое производство по добыче нефти. В XIX веке территориальная картина России изменилась, и главным районом крупных нефтяных запасов стал Кавказ. Ещё целый век добыча нефти была весьма убыточной, из-за очень узкой сферы её применения. Но в 1853 году спрос на нефть возрос многократно, это был год изобретения керосиновой лампы.

В России первые скважины были пробурены на Кубани в 1864 г. и в 1866 г. одна из них дала нефтяной фонтан с дебитом более 190 т в сутки. Тогда добыча нефти велась в основном монополиями, зависевшими от иностранного капитала. Механизация добычи была слабая, поэтому с целью получения максимальной прибыли разрабатывались наиболее перспективные в экономическом плане залежи. В начале 20 века Россия занимала первое место по добычи нефти. В 1901-1913 гг. страна добывала приблизительно 11 млн. тонн нефти. Сильный спад произошел во время Гражданской войны. Но после национализации нефтяной промышленности были приняты чрезвычайные меры по восстановлению 20 разрушенных предприятий ввиду стратегического значения отрасли. К 1928 году добыча нефти была снова доведена до 11,6 млн. тонн. [22]

В первые годы советской власти основными районами нефтедобычи были Бакинский и Северного Кавказа (Грозный, Майкоп). Также велась добыча на Западной Украине в Голиции. Закавказье и Северный Кавказ давали в 1940 г. около 87 % нефти в Советском Союзе. Однако вскоре истощающиеся запасы старейших районов перестали удовлетворять запросы развивающейся промышленности. Назрела необходимость в поисках нефти на других территориях страны. Были открыты и введены в строй месторождения Пермской и Куйбышевской областей, Башкирии, что обусловило создание крупнейшей Волго-Уральской базы. Обнаружены новые месторождения в Средней Азии Казахстане, добыча нефти достигла 31,1 млн. тонн. Война 1941-1945 гг. нанесла сильный ущерб районам Северного Кавказа, что существенно сократило объем добываемой нефти. Однако в послевоенный период с параллельным восстановлением нефтедобывающих комплексов Грозного и Майкопа были введены в разработку крупнейшие месторождения Волго-Уральской нефтяной базы. И в 1960 году она уже давала около 71 % нефти страны. Применялись и технические новшества (поддержание пластового давления), что позволило значительно увеличить добычу. В 50 годах добывали 38 млн. тонн, в 60-ых же цифра возросла на порядок - 148 млн. тонн. Конец 60-ых годов ознаменовался оснащением отрасли новейшими техническими изобретениями и усовершенствованием технологий. В 1972 году производительность труда возросла в 2 раза. СССР занимал второе место по добыче нефти в мире после США, где большая часть месторождений была зарезервирована с целью создания стратегических запасов для будущего развития экономики. Поэтому темпы добычи в США ежегодно в течение 1951-1982 годов увеличивались на 4,6 млн. тонн, тогда как добыча нефти в Советском Союзе - но 18,8 млн. тонн, т.е., начиная с 1958 года прирост добычи фактически составлял более 100 млн. тонн за каждые 5 лет, что позволило стране выйти на первое место в мире. За период с 1961 по 1972 годы было добыто свыше 3,3 млрд. тонн нефти. Такой быстрый рост изменения соотношения между потенциальными запасами (размер перспективных нефтегазоносных площадей превышает 11 млн. км и разведанными, которые особенно сократились в старых районах. В тоже время рост обеспечивали новые освоенные месторождения в Западной Сибири (Средне - Обский район и Шатиский районы), Белоруссии, Западном Казахстане, Оренбургской области и Удмуртии, на континентальном шельфе Каспийского моря. Еще в 1970 году Волго-Уральский район давал около 61 % нефти, однако уже в 1974 году на лидирующие позиции стал выдвигаться уникальный Западно-Сибирский нефтегазоносный бассейн, обогнав по уровню добычи нефти Татарию, являвшуюся крупным поставщиком в 60-ые годы. Промышленная добыча в районе развивалась быстрыми темпами. В 70-ые годы - 31 млн. тонн, а в 80-ые - 312 млн. тонн (свыше половины добычи нефти в стране), что позволило стать Западной Сибири ведущим нефтедобывающим районом страны. Восточные регионы превратились в главные по добыче нефти. Это Западная Сибирь, Казахстан, полуостров Мангышлак, Средняя Азия и Дальний Восток (Сахалин). Добыча же в 80-ых годах в старых районах либо стабилизировалась, как в Волго-Уральском, либо падала, как в Баку, Грозном и на Западной Украине. Новые перспективные месторождения были открыты в начале 70-ых годов в Коми и Архангельской области (Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция), а также ряд незначительных в Прибалтике и других районах.

Объём добытой в 1913 году нефти в России равнялся более 9 млн. тонн. Война и революционные события периода XX века привели к кризису во многих отраслях промышленности, в том числе и в нефтяной отрасли. Добыча углеводородного сырья в связи с народными волнениями сократилась в несколько раз. Расстрел царской семьи и захват власти большевиками не содействовали новым вливаниям денежных масс зарубежных инвесторов в развитие нефтяной промышленности, а так же временно отвлекли местных шахтеров от рабочего процесса. Возможность восстановления добычи и переработки нефти на прежний уровень появилась лишь в 20-х года прошлого века, когда Россия стала советской и политическая система страны стабилизировалась.

В 1960 году в СССР были обнаружены и освоены крупнейшие месторождения в Поволжье, Западной Сибири и Тимано-Печоре. [23]

Современная история развития нефтепромышленности России исчисляется от момента распада Советского Союза. Тогда в 90-е годы большая часть активов нефтяного сектора была передана акционерным обществам, но наиболее выгодные из активов попали в частные руки. В 2003 году руководство страны провело действия по банкротству "Юкоса", одной из крупнейших нефтяных компаний. Её активы были распроданы и в основном попали к "Роснефти", государственной компании. Другая госкомпания "Газпром" в 1995 году купила меньший частный актив - "Сибнефть".

Уже в 2007 году темпы роста российской добычи нефти превышали в полтора раза темпы роста спроса на нефть. Объёмы добычи нефти растут с каждым годом, но появляется тенденция, направленная на сокращение объёмов экспорта чистой нефти и увеличении экспортных объёмов переработанной. Так за период 2010-2011 годов экспорт сырой нефти вырос на 1,7 %, а экспорт нефтепродуктов - в 2 раза. Россия также ведёт политику по сокращению поставок нефти транзитом через сопредельные государства (в частности, через Белоруссию - на 40 %), в связи с чем были открыты альтернативные маршруты экспорта.

1.2 Углеводородное сырье в России

Во второй половине ХХ столетия резко увеличилось потребление углеводородного сырья, особенно природного газа. Если в 1960 г мировая добыча газа составляла 600 млрд. куб м, то в конце века она составила 2500 млрд. куб м(Ремизов, Пономарев, 1998). В соответствии с этим доля газа в мировом топливно-энергетическом балансе увеличилась вдвое и составила 22 %. В России доля газа в структуре ТЭК составляет 50 %.

Россия традиционно является одним из мировых лидеров в добыче и экспорте энергетических ресурсов. Она располагает 32 % мировых запасов природного газа. Это более чем в 2 раза превышает запасы Ирана - следующей по рангу газовой державы. 77 % запасов газа сосредоточено в Западной Сибири, 10 % - в Европейской части и 13 % - на территории Восточной Сибири и Дальнего Востока. В 2000 г. Россия добыла 572 млрд. куб. м газа, из них 190 млрд. куб. м составил экспорт. В этом же году в нашей стране было добыто 300 млн. т нефти, третья часть которой ушла на экспорт. Развитие нефтяной и газовой отраслей сейчас является приоритетной.

Разведанные запасы газа в России составляют 47 трлн. куб м, а прогнозные ресурсы - 165 трлн. куб м. Накопленная добыча - 12,3 трлн куб м. В России выявлено 2614 месторождений углеводородов, из которых 1828 нефтяных, 169 газонефтяных, 26 нефтегазовых, 209 нефтегазоконденсатных, 139 газоконденсатных, 243 газовых. Больше всего месторождений в Приволжском (1186), Уральском (562) и Южном (387) Федеральных округах.

В Северо-Западном Федеральном округе (Республика Коми, Ненецкий автономный округ) сосредоточено 7,3 % разведанных запасов газа (Резуненко и др., 2001). Здесь размещаются Тимано-Печорская НГП и Баренцево Карская НГП. Структурные элементы Тимано-Печорской НГП: Тиманская гряда, Печорская синеклиза, Предуральский краевой прогиб. В округе разведаны: 183 нефтяные, 6 газонефтяных, 2 нефтегазовых, 11 нефтегазоконденсатных, 11 газоконденсатных и 19 газовых месторождений с суммарными запасами газа по категориям А+В+С ₁ 3435 млрд. м³. Запасы газа на суше составляют 647 млрд. м³ (Резуненко и др. 2001). Начальные суммарные ресурсы (НСР) на суше оцениваются в 2396 млрд. м³, в том числе: по Республике Коми - 1446 млрд. м³ и Ненецкому АО - 950 млрд. м³. На шельфе Баренцева и Печорского морей выявлено 8 месторождений с запасами газа по категориям А+В+С_1- 2789 млрд. м³, С _2-1260 млрд. м³. Наиболее крупным месторождением является Штокмановское, на котором в отложениях юры запасы газа по категориям С₁ составляют 2536 млрд. м³, С_2-669 млрд. м³.

В Южном Федеральном округе (Ростовская, Астраханская и Волгоградская области, Краснодарский и Ставропольский края, Республика Адыгея, Дагестан, Чеченская Республика, Республика Ингушетия, Республика Калмыкия) сосредоточено 6,4 % разведанных запасов газа России. Здесь выявлено 387 месторождений, из которых 182 нефтяных, 43 газонефтяных, 36 нефтегазоконденсатных, 39 газоконденсатных, 87 газовых. На начало 2001 г запасы газа составили: по категориям А+В+С_{1 -}2660 млрд. м³, по категории С_2- 1071 млрд. м³ (Резуненко и др., 2001). На территории округа размещаются Северо-Кавказская, Прикаспийская и Волго-Уральская нефтегазоносные провинции, в пределах которых выделены: Западно-Кубанский, Терско-Каспийский, Восточно-Манычский прогибы, Прикумская зона поднятий, Астраханский свод и другие нефтегазоносные структуры, а также прилегающие части акватории Каспийского моря.

В Приволжском Федеральном округе (Удмуртия, Башкортостан, Татарстан, Кировская, Оренбургская, Самарская, Саратовская, Ульяновская области и Пермский край) размещаются 2,4 разведанных запасов газа. Нефтегазоносные территории относятся к Волго-Уральской и Прикаспийской нефтегазоносным провинциям. Общие запасы газа на 2001 г составили: по категориям А+В+С₁ 1136 млрд. м³, по категории С₂ - 151 млрд. м³. Основные запасы сосредоточены на Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении (963 млрд. куб м). Здесь разведаны 1186 месторождений углеводородов, из которых: 989 нефтяных, 76 газонефтяных, 7 нефтегазовых, 40 нефтегазоконденсатных, 19 газоконденсатных, 55 газовых (Резуненко и др., 2001).

В Уральском Федеральном округе (Свердловская и Тюменская области, Ханты-Мансийский и Ямало-Ненецкий автономные округа) сосредоточено 57 % начальных суммарных ресурсов и 76 % разведанных запасов газа России. Только в Ямало-Ненецком автономном округе разведано 35 трлн. м³ газа. Всего на данной территории размещаются 564 месторождения, из которых: 372 нефтяных, 24 газонефтяных, 4 нефтегазовых, 82 нефтегазоконденсатных, 38 газоконденсатных и 44 газовых. На начало 2001 г запасы газа составляли: по категориям А+В+С₁ 35554 млрд. м³, по категории С_2- 11133 м³. Из них в Ямало-Ненецком автономном округе запасы категорий А+В+С₁ составляют 35 млрд. м³ и по категории С_2- 11 млрд. м³. Из общих запасов газа к отложениям юрской системы приурочено 1,5 % (0,5 трлн м³), нижнемеловой толщи -43 % (15 трлн м³), сеноманского яруса верхнего мела 55 % (19 трлн м³). Перспективы для выявления новых месторождений нефти и газа связаны с акваториями Тазовской и Обской губ и шельфа Карского моря. В Обской губе в 2000 г пробурены 2 скважины на Северо-Каменномысской и Каменномысской-море площадях. В обеих скважинах получен приток газа в промышленных количествах.

В Сибирском Федеральном округе геологические структуры, перспективные на углеводородное сырье, находятся на территории Новосибирской, Омской, Томской, Иркутской областей, Таймырского и Эвенкийского автономных округов и Красноярского края. В пределах округа сосредоточено 14 % ресурсов и 4 % разведанных запасов газа. Здесь выявлено 140 месторождений, в том числе: 90 нефтяных, 4 газонефтяных, 22 нефтегазоконденсатных, 14 газоконденсатных, 10 газовых. Запасы газа на начало 2001 г составляют: по категориям А+В+С_1- 1810 млрд. м³, по категории С _2- 1840 м³ (таблица 1). [13]

Таблица 1 - Общие запасы газа по субъектам Российской Федерации

Иркутская область	880
Томская область	300
Таймырский АО	284
Эвенкийский АО	252
Красноярский край	92
Новосибирская область	0,6
Омская область	0,6 млрд. куб м

Наиболее крупное газовое месторождение - Ковыктинское в Иркутской области с запасами газа 1700 млрд. м³. Газ связан с песчаниками парфеновского горизонта нижнего кембрия (Резуненко и др., 2001).

В Дальневосточном Федеральном округе (Республика Саха, Сахалинская и Камчатская области, Чукотский автономный округ, Хабаровский и Приморский края) сосредоточено 11 % начальных суммарных ресурсов и 4 % разведанных запасов газа России. Здесь разведано 107 месторождений углеводородов. Из них: 13 нефтяных, 16 газонефтяных, 13 нефтегазовых, 19 нефтегазоконденсатных, 18 гвазоконденсатных, 28 газовых. Запасы газа на начало 2001 г составляют (по данным Резуненко и др., 2001): по категориям А+В+С_1- 1920 млрд. м³ (в т.ч. на шельфе 601 млрд. м³)по категории С _2-1350 млрд. м³ (в т.ч. на шельфе 252 млрд. м³).

Наиболее разведаны недра Приволжского и Уральского федеральных округов, наименее - Сибирского и Дальневосточного (Резуненко, Пономарев, Ремизов и др., 2001).

Нефтяной и газовый сектор энергетики России до конца 80-х годов ХХ века не имел ресурсных ограничений благодаря высоким темпам воспроизводства запасов геологоразведочными работами, так как правительство придерживалось стратегии опережающего изучения новых крупных перспективных территорий. Достаточно сказать, что только в 1988 г. в стране было открыто 113 нефтяных и газовых месторождений, что обеспечило прирост запасов нефти в 2,5 раза, а газа - в 3,6 раза. Для сравнения: в 1998 г. открыто лишь 36 нефтяных и 3 газовых месторождения. Экономический кризис 90-х годов привел к резкому снижению объема геологоразведочных работ, что привело к резкому снижению воспроизводства запасов углеводородов. Объем разведочного бурения на нефть и газ сократился в 3 раза, а в ряде районов (Камчатка, Чукотка, шельф арктических морей) работы на углеводородное сырье были полностью прекращены. Большинство геологоразведочных предприятий перестали существовать. В 1991-96 гг. объем подготовленных запасов нефти превысил добычу всего на 4 %, а газа - на 27 %. В 1999 г. подготовка запасов отстала от добычи на 70 %. Крупные месторождения сейчас не открываются, а освоение мелких месторождений экономически не выгодно. В начале ХХI века уникальные и крупные месторождения нефти (которых в России насчитывается около 150), обеспечивающие около 70 % добычи нефти, выработаны на 45-50 %, а в районах Кавказа и Поволжья - на 80 %. Тенденция снижения величины средних запасов нефтяных месторождений, которая наметилась еще раньше, приняла угрожающие масштабы.

По данным Минэнерго, себестоимость добычи нефти в России составляет $7,1 за баррель (таблица 2). Однако, как утверждает депутат Госдумы Евгений Ищенко, проанализировав годовые отчеты нефтяных компаний, он обнаружил, что себестоимость добычи нефти существенно ниже - $1,3 за баррель. Если же включить в нее все производственные издержки (очистку, подготовку к транспортировке по трубе, саму транспортировку и т. д.), то ее стоимость составит от $3 до $5 в зависимости от расстояния, на которое эту нефть придется перегонять. Примерно теми же цифрами оперирует и экономический советник Владимира Путина Андрей Илларионов. По его данным, средняя себестоимость нефти в 2001 году составила $4,5, причем у некоторых компаний ("Сургутнефтегаза" и ЮКОСа) она не превышала $2,5-3 за баррель.

Нефтяники с такими цифрами отчасти согласны. Глава ЮКОСа Михаил Ходорковский некогда заявлял о том, что каждый добытый баррель обходился компании в 1999 году в $2,81, а в 2000 году - в $3,66. Но поскольку нефть становится добывать все труднее, себестоимость добычи постоянно растет - у ЮКОСа в прошлом году она наверняка превысила $4 за баррель. Лишь на месторождениях, находящихся на пике добычи, себестоимость составляет $3 за баррель (как в "Новосибирскнефтегазе", дочерней компании СИДАНКО), но на истощенных месторождениях добыча гораздо дороже. По словам президента Тюменской нефтяной компании (ТНК) Семена Кукеса, на 500 самых тяжелых скважинах ТНК на Самотлоре баррель стоит $15-20. [6]

Таблица 2 - Ведущие экспортеры нефти и себестоимость их добычи

Место	Страна	Экспорт (млн. бар. /сут.)	Добыча (млн. бар. /сут.)	Себестоимость ($/бар.)
1	Саудовская Аравия	7,8	8,03	1,5-3
2	Россия	4,3	7,05	7,05
3	Норвегия	3,1	3,20	8-10
4	Венесуэла	2,7	2,88	10
5	Иран	2,6	3,72	3-4
6	ОАЭ	2,2	2,25	1,5-3
7	Ирак	2,1	2,43	2-3
8	Кувейт	2,1	2,03	1,5-3
9	Нигерия	1,9	2,25	4-5
10	Мексика	1,4	3,13	10

Рассмотрим, что входит в себестоимость добычи нефти на примере одного барреля нефти у госкомпании "Роснефть". Расходы на добычу - 2,95 доллара на баррель. Включают в себя: расходы на материалы и электроэнергию, текущий ремонт, оплату труда, а так же расходы на транспортировку нефти до магистральных нефтепроводов. Коммерческие и административные расходы - 2,00 доллара на баррель.

Включают в себя: расходы на оплату сотрудников центрального офиса, расходы на аудиторские и консультационные услуги, оплату труда руководства дочерних обществ и пр. Транспортные расходы - 9,62 доллара на баррель. Включают в себя: ж/д тариф, трубопроводный тариф, морской фрахт, погрузочно-разгрузочные работы, перевалка вкл. портовой сбор. Итого себестоимость добычи и транспортировки одного барреля нефти у госкомпании "Роснефть" в 1 квартале 2011 года составила 14,57 доллара. [21]

По расчетам Ищенко, затраты на деятельность нефтекомпаний, непосредственно с добычей не связанную, но падающую на себестоимость, составляют 28 %. Сюда входят разнообразные консультационные и маркетинговые услуги, которые используются для вывода активов и минимизации налогообложения, а также расходы по содержанию роскошных офисов нефтяников и прочих атрибутов красивой жизни грандов экспортно-ориентированной отрасли (лимузины, персональные самолеты и проч.). Но даже при этих затратах себестоимость нефти составляет примерно четверть того, что нефтекомпании получают от экспорта нефти при цене на нее $18-20 за баррель.

Часть выручки съедают налоги. Господин Ищенко ссылается на данные Госкомстата и Минприроды, из которых следует, что на налоги уходит 36,7 % общей выручки нефтекомпаний. А поскольку нефтяники лукавят, применяя заниженные трансфертные цены при поставках нефти на свои НПЗ, и завышают себестоимость добычи, реальный удельный вес налогов нефтекомпаний составляет 24,7 %, чистая прибыль - 50 % от выручки. По уверению депутата, наши добытчики платят значительно меньше, чем их коллеги в других нефтедобывающих странах. Например, в Норвегии, США и Великобритании удельный вес налоговой нагрузки на нефтедобывающий сектор составляет примерно 70 %.

И это не все. Евгений Ищенко утверждает: налогообложение нефтяников построено таким образом, что мировые цены на нефть не играют для них особой роли. Если снижается цена на нефть, снижается и экспортная пошлина. Так, в январе этого года пошлина снизилась с 18 до 8 евро за тонну нефти (примерно $1 за баррель). Депутат пишет: "При снижении цен на нефть на 20-30 % (то есть с $28 до $18 за баррель, как это случилось за последние полгода) экспортные пошлины снижаются в 2,5 раза. Получается, что при высоких мировых ценах на нефть нефтяные компании получают сверхприбыль от их экспорта, а при их снижении - сверхприбыль за счет автоматического снижения налоговой нагрузки, то есть за счет бюджетов".

Однако господин Ищенко почему-то не указал, что в прошлом году нефтекомпаниям приходилось платить и по 41, и даже по 48 евро с тонны вывозимой нефти, когда цены на нее достигали пиковых величин. Да и к тому же какая может быть "сверхприбыль за счет бюджета", если нефть в мире за полгода подешевела на $10 за баррель, а налог упал всего на $1.

Впрочем, в чем-то депутат прав. Если верить данным аналитического управления Госдумы, каждый баррель экспортируемой нефти приносит нефтяникам не меньше $7 чистой прибыли и еще по крайней мере $1 "непроизводственных расходов", оседающих в офшорных зонах. [6]

Структура себестоимости добычи российских нефтяных компаний такова: 25 % - электроэнергия, 10 % - оплата труда, 35 % - ремонт и техническое обслуживание, 14 % - сырье и материалы, 16 % - прочие расходы. Такие данные приводят в ежеквартальном обзоре нефтегазовой отрасли аналитики ИК "Тройка Диалог". По данным экспертов, самые низкие затраты на баррель добычи в прошлом году продемонстрировала "Роснефть" - 2,6 долл., самые высокие издержки были у "Башнефти" - 7,3 долл. за баррель.

Себестоимость добычи у российских компаний самая низкая в мировой нефтяной отрасли (рисунок 3). При этом ключевым фактором, определяющим эффективность работы нефтяной компании, являются расходы на оплату труда. Прочие компоненты себестоимости добычи, такие как расходы на электроэнергию, материалы и капитальный ремонт скважин, зависят, прежде всего, от геологии месторождения, степени истощенности скважин и глубины бурения. "Расходы на заработную плату в основном относятся к категории постоянных и при изменении объема добычи сильно меняться в абсолютном выражении не должны", - поясняют аналитики ИК "Тройка Диалог".

Рисунок 3 - Себестоимость добычи нефти и расходы "Роснефти" на добычу на давно действующих месторождениях [16]

Добыча одного барреля нефти обходится "Роснефти" в 0,3 долл. заработной платы, "Татнефти" - примерно в 0,4 цента. Часть расходов на оплату отражена так же, как затраты на ремонт и техобслуживание. "В общей сложности добыча нефти, ремонт и обслуживание обходятся "Роснефти" примерно в 1 долл. заработной платы на баррель", - приводят эксперты пример.

Важную роль играет также стоимость электроэнергии. Если сравнивать компании с самой низкой ("Роснефть") и самой высокой ("Башнефть") себестоимостью, можно увидеть, что затраты на электроэнергию и топливо в расчете на скважину у "Роснефти" втрое выше. Это объясняется тем, что башкирская компания добывает в основном на неглубоких скважинах с низким дебетом, и оборудование, применяемое в таких условиях, менее энергоемкое. [16]

1.3 Проблемы и перспективы выработки нефтяных месторождений

За время развития нефтедобывающей промышленности совершенствовались технические способы добычи. Однако этот процесс был значительно замедлен из-за экстенсивного пути, по которому пошла советская нефтяная промышленность, когда увеличение объемов добычи достигалась в основном не автоматизацией производства и внедрения современных эффективных методов, а разработкой новых месторождений. Такое развитие обусловило старение технологий, что стало одной из причин настоящего спада. С конца 80-х годов до конца 90-х наблюдался спад (за 1988-1991 годы объем добычи сократился более чем на 20 %), главные причины которого заключаются в следующем:

- крупные и высокодебитные месторождения эксплуатируемого фонда, составляющие основу ресурсной базы, в значительной степени выработаны;

- резко ухудшились по своим кондициям и вновь приращиваемые запасы. За последнее время практически не открыто ни одного крупного высокопродуктивного месторождения;

- сократилось финансирование геологоразведочных работ. Так в Западной Сибири, где степень освоения прогнозных ресурсов составляет около 35 процентов, финансирование геологических работ, начиная с 1989 года сократилось на 30 процентов. На столько же уменьшились объемы разведочного бурения;

- остро не хватает высокопроизводительной техники и оборудования для добычи и бурения. Основная часть технических средств имеет износ более 50 %, только 14 % машин и оборудования соответствует мировым стандартам, 70 % парка буровых установок морально устарело и требует замены. С распадом СССР усугубилось положение с поставками нефтепромыслового оборудования из стран СНГ (таблица 2).

Таблица 2 - Площади и объемы разлитой нефти на месторождениях в Нижневартовском районе

- низкие внутренние цены на нефть не обеспечивают самофинансирования нефтедобывающих предприятий (эта ситуация сохраняется и сегодня после серии повышений цен на нефть). В итоге произошло серьезное ухудшение материально - технического и финансового обеспечения отрасли;

- нехватка эффективного и экологичного оборудования с особой остротой создает в отрасли проблему загрязнения окружающей среды (авария в Коми). На решение этой проблемы отвлекаются значительные материальные и финансовые ресурсы, которые не участвуют непосредственно в увеличении добычи нефти;

- не определен единообразный собственник месторождений нефти и газа, с которым следует иметь дело отечественным и зарубежным организациям, а также частным лицам;

- задолженность республик за поставленную нефть и нарастающий кризис неплатежей.

Итак, упадок нефтедобывающей промышленности был обусловлен наличием комплекса взаимосвязанных причин. Выход из настоящего положения был затруднен глобальным характером стоящих проблем.

При нынешних объёмах добычи запасов углеводородов нам хватит на несколько десятков лет, а полноценная альтернатива им на данный момент отсутствует (таблица 3).

Таблица 3 - Обеспеченность углеводородным сырьём [8]

Сырье	Объем добычи	Доказанные запасы (усредненные оценки по разным данным)	Обеспеченность при нынешних объемах добычи
Нефть	3,8 млрд. тонн	140 млрд. тонн	37 лет
Каменный уголь	6,0 млрд. тонн	900 млрд. тонн	150 лет
Природный газ	3,1 млрд. куб. м	150 млрд. куб. м	50 лет

Следует также учитывать, что:

· сырьё приходится добывать во всё более удалённых, труднодоступных и опасных местах (шельфовые зоны, полярные области и районы с резко континентальным климатом, сейсмоопасные регионы), что увеличивает затраты и риски, включая экологические;

· тенденция к росту добычи углеводородов сохраняется.

Другая проблема в том, что нефть, уголь и в несколько меньшей степени природный газ, являются "экологически грязным" сырьём.

Загрязнение окружающей среды в наше время в наибольшей степени связано именно с добычей, транспортировкой и сжиганием углеводородного топлива, прежде всего - для выработки электроэнергии и эксплуатации транспортных средств. [14]

Доминирование углеводородного энергетического сырья в мировой экономике порождает и целый комплекс проблем экологического, экономического и геополитического характера на региональном и глобальном уровне, связанный с тем, что основные разведанные и эксплуатируемые запасы углеводородов сконцентрированы в нескольких регионах - Ближнем Востоке, Западной Сибири, Карибском бассейне.

Возникает, несколько перефразируя Маркса, своего рода антагонистическое противоречие между глобальным характером зависимости от углеводородов и региональным характером их залегания и добычи. В результате:

· добыча сырья в удалённых точках и его транспортировка на большие расстояния сопряжена с большими затратами и рисками, катастрофические утечки нефти из танкеров и нефтепроводов хорошо известны;

· возникают диспропорции в экономическом развитии стран. Обладатели сырья, с одной стороны, оказываются в выгодном положении. С другой же, у них проявляется сырьевая специализация в экономике в ущерб другим отраслям;

· обеспеченные сырьём регионы становятся объектом притязаний со стороны других государств, что приводит, в том числе, к военным конфликтам. Увеличение спроса на углеводороды в будущем может обернуться глобальной войной за ресурсы.

Всё сказанное выше относится и к нашей стране. Мы находимся на одном из первых мест в мире по запасам и добыче углеводородного сырья, и примерно половина его вывозится в другие страны, что обеспечивает около 70 % всех поступлений России от экспорта товаров и услуг. [8]

В то же время в экономике России существует явный перекос в сторону экспортно-сырьевой специализации, что блокирует развитие других отраслей, в том числе - инновационных и "зелёной" экономики, если им не оказывать мощную государственную поддержку.

Кроме того, в России присутствует та же специфика, что и в остальном мире - при огромной территории запасы углеводородов сосредоточены в нескольких зонах. В ряде случаев обеспечивать топливом зарубежные страны оказывается проще, чем удалённые от месторождений сырья регионы собственной страны.

При этом наша страна отличается сравнительно низкой плотностью населения и переживает демографический кризис. Это не может не вызывать особого интереса к нашим природным богатствам со стороны ряда соседей и претензий геополитического характера.

Смещение структуры мирового энергопотребления от углеводородов к другим энергоносителям способно решить, в том числе, и российские экологические, экономические и геополитические проблемы.

Постепенно это происходит, но, главным образом, за счёт развития атомной энергетики. Она, наряду с гидроэнергетикой (доля которой, напротив, несколько сократилась), на данный момент является единственной реальной, а не гипотетической, альтернативой углеводородам. Однако использование атомной энергии имеет свои отрицательные стороны и сложности.

Выход из сложившегося кризисного положения в нефтяной промышленности Правительство Российской Федерации и Минтопэнерго связывают не с дополнительными государственными инвестициями, а с последовательным развитием рыночных отношений. Предприятия отрасли должны самостоятельно зарабатывать необходимые для их отрасли средства, а Правительство - создавать им для этого необходимые экономические условия.

В указанном направлении уже предприняты крупные меры. Задания по поставкам нефти для государственных нужд сокращены до 20 % ее добычи, остальные 80 % предприятия имеют право реализовать самостоятельно. Ограничивается лишь вывоз ее из России, чтобы не оставить российский рынок без нефтепродуктов в условиях существующего несоответствия внутренних и мировых цен на нефть.

Практически снят контроль за уровнем внутренних цен на нефть.

Государство регулирует лишь предельно допустимый уровень рентабельности в цене.

Важное значение для повышения эффективности функционирования нефтяного комплекса России имеет проводимая в настоящее время работа по его акционированию и приватизации. В процессе акционирования принципиальные изменения происходят в организационных формах. Государственные предприятия по добыче и транспорту нефти, ее переработке и нефтепродуктообеспечению преобразуются в акционерные общества открытого типа. При этом 38 % акций указанных обществ остается в государственной собственности. Для коммерческого управления пакетами акций, находящихся в государственной собственности, образовано специальное Государственное предприятие "Роснефть", которому передаются пакеты государственных акций около 240 акционерных обществ, в том числе по добыче нефти и газа - 26, по нефтепереработке - 22, по нефтепродуктовому обеспечению - 59, а также по производству масел и смазок, переработке газа, бурению скважин, геофизике, машиностроению, науке и другим видам обслуживающих производств. В состав "Роснефти" вошли также различные ассоциации, банки, биржи и другие организации.

Для управления акционерными обществами по транспорту нефти и нефтепродуктов созданы акционерные компании "Транснефть" и "Транснефтепродукт", которым передается 51 % акций акционерных обществ. В связи с особенностями функционирования предприятий по транспорту нефти и нефтепродуктов их приватизация в настоящее время запрещена.

Перспективы развития нефтяной промышленности России на предстоящий период в определяющей мере зависят от состояния ее сырьевой базы. Россия обладает крупными неразведанными ресурсами нефти, объем которых кратно превышает разведанные запасы. Результаты анализа качественной структуры неразведанных ресурсовнефти в России свидетельствует об их неидентичности разведанным запасам. Ожидается, что открытие новых крупных месторождений возможно главным образом в регионах с низкой разведанностью - на шельфах северных и восточных морей, в Восточной Сибири. Не исключена вероятность открытия подобных месторождений в Западной Сибири. В этом регионе прогнозируется открытие еще нескольких тысяч нефтяных месторождений.

Внедрение новых методов и технологий повышения нефтеотдачи пластов сдерживается высокими капитальными вложениями и удельными эксплуатационными затратами на их применение по сравнению с традиционными способами добычи нефти.

В связи с этим Минтопэнерго РФ разрабатываются предложения о принятии в законодательном порядке ряда мер, направленных на экономическое стимулирование применения новых эффективных методов повышения нефтеотдачи пластов. Эти меры позволят улучшить финансирование научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ по созданию новых технологий и технических средств, активнее развивать материально-техническую базу институтов, занимающихся разработкой новых методов, а главное - более динамично наращивать добычу нефти из месторождений с трудноизвлекаемыми запасами.

Сотрудничество с иностранными фирмами в области нефтегазодобывающей отрасли приобретает все большие масштабы. Это вызывается как необходимостью привлечения в создавшихся экономических условиях иностранного капитала, так и стремлением использования применяемых в мировой практике наиболее прогрессивных технологий и техники разработки нефтегазовых месторождений, которые не получили должного развития в отечественной промышленности.

К 2020 году ожидаемые объемы добычи нефти в Западной Сибири составят 290-315 млн. тонн в год. [13]

По предварительным подсчетам, к 2020 году предполагаемый российский объем добычи - 520-600 млн. тонн в год.

Нефть по ВСТО будет поставляться в страны Азиатско-Тихоокеанского региона, на долю которого приходится 28 % общемирового потребления нефти. Основными потребителями углеводородов являются Китай (30 %), Япония (24 %), Южная Корея (10,6 %), Индия (9,9 %), Индонезия (5,1 %) и Австралия (3,8 %).

Для реализации проекта строительства магистральных нефтепроводов "Восточная Сибирь - Тихий океан" на 2005-2020 гг. предусматривается строительство 4386 км линейной части диаметром 1020 мм и 4250 тыс. кубических метров резервуарного парка, в том числе, 1240 тысяч метров кубических на терминалах (морской нефтеперегрузочный комплекс на нефтебазе "Перевозная"). Предусмотрено четыре этапа реализации проекта с организацией комбинированной трубопроводно-железнодорожной транспортировки по маршруту Тайшет (Иркутская область) - Перевозная (Приморский край). На первом этапе планируется построить участок магистрального нефтепровода до станции Ангаракан протяженностью 1180 м для перевалки нефти на конце участка - железнодорожной двусторонней эстакады с сопутствующими сооружениями. На нефтебазе "Перевозная" планируется строительство резервуарной емкости, наливных насосных и причальных сооружений, терминала с двумя причалами. Из Западной Сибири на этом этапе будет транспортировано 10 млн. тонн нефти в год. На втором этапе реализации программы запланировано строительство магистрального нефтепровода до станции Сковородино (Амурская область) протяженностью 1090 км, для перевалки нефти на конце участка - трех двусторонних эстакад для одновременного налива, 3-х маршрутов с сопутствующими сооружениями. На нефтебазе "Перевозная" запланировано строительство резервуарной сливо-наливной емкости. На этом этапе планируется транспортировать 24 млн. тонн нефти в год из Западной Сибири. На третьем этапе предусматривается строительство участка магистрального нефтепровода до нефтебазы "Перевозная". На самой нефтебазе - строительство дополнительной резервуарной емкости, причальных сооружений с двумя причалами, объектов увеличения пропускной способности построенных ранее участков трубопровода. Транспортировка на этом этапе составит 50 млн. тонн нефти в год. На четвертом этапе - строительство объектов расширения участков трубопровода, построенных ранее, и нефтебазы "Перевозная". Запланированная транспортировка нефти 80 млн. тонн в год. [13]

2. Нижневартовский район

2.1 Экономико-географическое положение

Нижневартовский район - самый большой по занимаемой площади среди районов Ханты-Мансийского автономного округа, расположен в восточной части (рисунок 4).

Рисунок 4 - Нижневартовский район [24]

Протяженность района с запада на восток - 620 километров, с севера на юг - 370 километров. С севера район граничит с Пуровским и Красноселькупским районами Ямало-Ненецкого автономного округа, с востока с Турухтанским и Енисейским районами Красноярского края, с юга - с Александровским и Каргасокским районами Томской области и с запада с Сургутским районом Ханты-Мансийского автономного округа.

Центральную часть района занимает плоская болотно-озерная Среднеобская низменность со средними абсолютными отметками высот 35-55 метров, среди которой возвышается Аганский увал - холмисто-увалистый расчлененный водоразделами рек Аган-Вах, достигающий абсолютной отметки 156 метров. В северо-восточной части района находится пологоувалистая, хорошо дренированная Верхнетазовская возвышенность; в юго-восточной и восточной частях - плоская и пологоволнистая Кетско-Тымская равнина. Почвообразующими породами на территории района являются пески, супеси, суглинки и торф.

В среднем 200 дней в году наблюдается устойчивый снежный покров; средняя высота снежного покрова на незащищенных участках достигает 70 сантиметров, на защищенных - 85 сантиметров. Максимальная глубина промерзания почвы на открытых местах суходола при оголенной от снега поверхности до 290 сантиметров, под снежным покровом до 110 сантиметров, на болотах до 70 сантиметров. Район относится к влажному климату. Среднегодовое количество осадков составляет 625 миллиметров, основное количество осадков выпадает в теплое время года; среднегодовая влажность воздуха - 75 процентов.

Климат района континентальный, отмечается суровой продолжительной зимой с сильными ветрами и коротким летом. Среднемесячная температура января - 22 градуса, июля + 16,9 градусов. В зимнее время преобладают юго-западные и южные ветра; летом - северные и северо-восточные.

На территории Нижневартовского района протекает более 2 тысяч рек и ручьев и более 2 тысяч озер. Общая протяженность водотоков района составляет порядка 40 тысяч километров. Основная река - Обь с двумя притоками Вах и Аган. Самое крупное озеро района Торм-Эмтор; другие крупные озера - Сигтынэмтор, Эллепугол-Эмтор, Имнлор, Самотлор, Щучье и другие. Приблизительно 50 % территории района заболочено.

Территория Нижневартовского района расположена в северной и средней подзоне таежных лесов. Земли лесного фонда составляют более 10 миллионов га. В подзоне северной тайги редкостойные леса состоят в основном из лиственницы и ели, встречаются кедр и сосна. Широко распространены кустарники: водянка, багульник, голубика, карликовая береза.

В подзоне средней тайги преобладают темнохвойные породы деревьев - ель, пихта, кедр. Такой лес называют урманом. Здесь обильно растут брусника и черника.

На территории района встречается 240 видов позвоночных животных, 20 видов рыб: осетр сибирский, стерлядь, нельма, муксун, пелядь, таймень, щука, язь, карась, окунь, ерш, судак, налим, 4 вида земноводных, 2 вида рептилий, порядка 180 видов птиц: глухарь, тетерев, рябчик, утки; 40 видов млекопитающих: лисица, лось, медведь, белка, соболь, колонок, выдра, горностай, заяц-беляк; американская норка и ондатра акклиматизированы. [22]

2.2 Нижневартовское нефтяное месторождение

Нижневартовское нефтяное месторождение - расположено в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области Российской Федерации. Входит в состав Вартовского нефтегазоносного района Среднеобской нефтегазоносной области (рисунок 5).

В основу стратиграфического расчленения разрезов скважин положена унифицированная стратиграфическая схема, принятая на межведомственном совещании в 1968г в городе Сургуте. В геологическом строении Нижневартовского свода принимают участие породы доюрского фундамента, мезокайнозойских терригенных отложений платформенного чехла (рисунок 6).

В разрезе мезокайнозойских отложений выделяются юрские, меловые, палеогеновые, четвертичные образования.

В составе юрской системы на большей части Нижневартовского свода отсутствуют отложения нижнего отдела юры. В составе юрской системы выделяются васюганская, тюменская, георгиевская и баженовская свиты. В среднеюрском отделе присутствуют отложения всех трех ярусов.

Рисунок 6 - Геологическая карта Нижневартовского района [25]

На Нижневартовском своде в середине нижнего валанжина на юге и севере отмечается значительное опесчанивание разреза. Одновременно появляются выдержанные по простиранию пласты песчаников, перекрытые однородными глинистыми породами, играющими роль зональной покрышки.

В отложениях Кайнозойской группы не предполагаются залежи нефти и газа. Нужно отметить, что они расчленяются на два комплекса пород, резко различающихся по условиям осадконакопления и литологическому составу пород. Палеоценовые, эоценовые и олигоценовые отложения накапливались в нормальных морских условиях и представлены они глинистыми и кремнисто-глинистыми породами. Мощность морских отложений 350-450 м (талицкая, люлинворская, тавдинская свиты). Следует отметить, что в северо-восточной и северной частях Нижневартовского свода морские глинистые отложения чеганской свиты замещаются прибрежно- морскими с прослоями континентальных отложений юрковской толщи, сложенной песками и песчаниками чеганского облика.

...