Западно-Сибирская НГП

Август 12, 2022

Главная
Разное
Западно-Сибирская НГП

Содержание

2. Географическое положение В пределах Тюменской, Омской Курганской, Томской и частично Свердловской, Челябинской, Новосибирской областей, Красноярского и
3. Площадь - 2,2 млн. км2. Провинция расположена на территории Западно-Сибирской низменности. Южную часть Западно-Сибирской низменности занимают
4. Транспорт Основные пути сообщения — реки и Северный морской путь. Магистральные автомобильные дороги отсутствуют. Железные дороги
5. Предыстория открытий Точкой отсчёта, когда вопрос о богатствах недр Западной Сибири был поставлен на повестку дня,
6. 20 июля 1934 г. в газете «Советский север» появилась информация: «Телеграмма геолога Васильева. Указания о выходе
7. Геолого-геофизическая изученность Гипотеза И.М. Губкина, имевшая и сторонников, и противников, сыграла важную роль в продвижении нефтеразведочныx
8. Результаты исследований, проведённых до 1943 года, были обсуждены и обобщены комиссией по нефти и газу при
9. В течение 1959-1965 гг. помимо подтверждения газоносности Северо-Сосьвинского свода и нефтеносности Кондинского и Красноленинского сводов была
10. Сложился мощный нефтегазовый сектор экономики, обеспечивший в конечном итоге добычу 60% всей российской нефти. На территории
11. Стратиграфия Продуктивные горизонты приурочены к терригенным отложениям юрского, мелового, палеогенового, в меньшей степени неогенового возраста; более
13. Верхнеюрские и нижнемеловые (валанжинские) породы сложены аргиллитами и песчаниками; мощность верхнеюрских отложений редко превышает 300 м,
14. Верхнемеловые, палеоценовые и эоценовые отложения представлены морскими, в меньшей степени континентальными, глинистыми и песчаниковыми породами мощностью
15. Продуктивные горизонты на глубине от 0,7 до 4 км. Залежи пластовые, сводовые, литологически ограниченные и массивные.
17. Тектоника Тектонически провинция связана с Западно-Сибирской плитой. В осадочном чехле установлен ряд крупных сводов (Нижневартовский, Сургутский,
18. Нефтегазоносные области Западно-Сибирская НГП включает НГО: Приуральскую Фроловскую Каймысовскую Пайдугинскую Васюганскую Среднеобскую 7. Надым-Пурскую 8. Пур-Тазовскую
19. Наиболее значительные месторождения Нефтяные Самотлорское Мамонтовское Фёдоровское Варьеганское Усть-Балыкское Муравленковское Газовые и газоконденсатные Уренгойское Ямбургское Бованенковское
20. Самотлорское местрождение Расположено в Нижневартовском районе ХМАО в 15 км от Нижневартовска. Геологические запасы месторождения составляют
21. Всего за время разработки Самотлорского месторождения построено 2 100 куста скважин. Основная особенность месторождения – значительное
22. На месторождении активно проводятся сейсморазведочные работы. Трехмерная сейсмика позволила открыть семь новых залежей нефти в пределах
23. Уренгойское месторождение Крупное газовое месторождение, третье в мире по величине пластовых запасов, которые превышают 10 триллионов
24. Состояние эксплуатационного фонда скважин составляет более 1300 скважин. Добычу на месторождении осуществляет компания ООО «ГазпромдобычаУренгой» (ранее
25. Фёдоровское месторождение Крупное нефтегазовое месторождение в России. Расположено в ХМАО, вблизи Сургута. Открыто в 1971 году.
26. Залежи на глубине 1,8-2,3 км. Начальный дебит скважин 17-310 т/сут. Плотность нефти 0,86-0,91 г/см3. Оператором месторождения
27. Приобское нефтяное месторождение Гигантское нефтяное месторождение, открыто в 1982 году. Расположено в ХМАО, вблизи Ханты-Мансийска. Разделено
28. По данным на конец 2005 года, на месторождении насчитывается 954 добывающих и 376 нагнетательных скважин, из
29. В настоящее время разработку северной части месторождения (СЛТ – северная лицензионная территория) ведёт ООО «РН-Юганскнефтегаз», принадлежащее
30. Медвежье ГК месторождение Газоконденсатное месторождение, расположенное восточнее г. Салехард Тюменской области. Открыто в 1967, разрабатывается с
31. Продуктивные пласты сложены песчаниками. Тип коллектора поровый. Пористость 5-37%, проницаемость 100-4500 мД. Глубина верхней залежи 1060
32. Ямбургское месторождение Ямбургское нефтегазоконденсатное месторождение (ЯНГКМ) — месторождение газа, газового конденсата и нефти. Открыто в 1969
33. Объем добычи в 2007 году составил - 123,7 млрд куб. м газа. Предварительные запасы составляют -
34. Основные нефтепроводы: Усть-Балык — Омск — Павлодар — Казахстан — Чимкент — Казахстан; Шаим — Тюмень;
35. Проблемы Основной проблемой развития ТЭК данного региона стало отставание геологоразведочных работ, «проедание» разведанных запасов сырья. Средний
36. По-прежнему неудовлетворительно осуществляется утилизация и квалифицированное использование попутного нефтяного газа. Не организована единая система его сбора.
37. Ресурсный потенциал Западной Сибири позволяет еще долгое время обеспечивать крупномасштабную добычу углеводородов, а в ближайшие годы
38. Разделение по административным районам
39. Ханты-Мансийский автономный округ — богатейший нефтяной регион Западной Сибири и России в целом, он производит 2/3
40. Ямало-Ненецкий автономный округ также характеризуется крупнейшими запасами и ресурсами нефти, но по сравнению с Ханты-Мансийским автономным
41. Томская область образует третий по значению центр нефтедобывающей промышленности Западной Сибири, обладающий развитой сырьевой базой и
42. Остальные административно-территориальные субъекты Западной Сибири (юг Тюменской, а также Новосибирская и Омская области) играют незначительную роль
43. Добыча нефти в Западной Сибири
44. Прогноз добычи нефти в Западной Сибири
45. Добыча газа в Западной Сибири
46. Прогноз добычи газа в Западной Сибири
48. Скачать презентацию

Слайд 2

Географическое положение
В пределах Тюменской, Омской Курганской, Томской и частично Свердловской, Челябинской,

Новосибирской областей, Красноярского и Алтайского краев России.
На востоке ограничена рекой Енисей, на западе — Уральскими горами, на юге — границей с Казахстаном и Алтайскими горами, на севере — Карским морем.

Слайд 3

Площадь - 2,2 млн. км2. Провинция расположена на территории Западно-Сибирской низменности.

Южную часть Западно-Сибирской низменности занимают степи, центральную – заболоченные пространства, покрытые низкорослыми лесами, северную часть - тундра.
На большей части Западно-Сибирской низменности (центр и север) имеют место проявления многолетней мерзлоты. Мощность мерзлого грунта на севере достигает 200-300 м и более. Половина перспективной на нефть и газ территории находится за Полярным кругом.

Слайд 4

Транспорт
Основные пути сообщения — реки и Северный морской путь. Магистральные автомобильные

дороги отсутствуют. Железные дороги представлены ветками:
Тюмень — Тобольск — Сургут — Нижневартовск
Ивдель — Обь
Тавда — Сотник
Сургут — Уренгой
Значительная часть грузоперевозок - воздушным транспортом, в зимний период по зимникам — автомобилями, тракторами и вездеходами.
Транспортировка нефти и газа осуществляется по системе магистральных трубопроводов большого диаметра. Проходит Международный газопровод Уренгой — Ужгород – Западная Европа.

Слайд 5

Предыстория открытий
Точкой отсчёта, когда вопрос о богатствах недр Западной Сибири был

поставлен на повестку дня, стали пророческие высказывания И.М.Губкина:
1931 г. – «… Необходимо нефть искать и на восточном склоне Урала, предварительно разведав эти места геофизическим методом»
1932 г. - «Я полагаю, что у нас на Востоке Урала, по краю великой Западно-Сибирской депрессии… могут быть встречены структуры, благоприятные для скопления нефти»

Слайд 6

20 июля 1934 г. в газете «Советский север» появилась информация: «Телеграмма

геолога Васильева. Указания о выходе нефти на Югане подтвердились. Необходимы детальные геологоразведочные работы».
Осенью 1934 г. итоги работы геологической партии были заслушаны на бюро Ханты-Мансийского окружкома ВКП(б). В.Г. Васильев резюмировал своё выступление: «Нефть на Большом Югане есть!»

Слайд 7

Геолого-геофизическая изученность
Гипотеза И.М. Губкина, имевшая и сторонников, и противников, сыграла важную

роль в продвижении нефтеразведочныx работ за Уральский хребет, в Приобье. Развитие идей И.М. Губкина шло нелегко.
На перспективности палеозоя в Кузбассе настаивал М.А. Усов и Р.С. Ильин, говорившие о наиболее перспективных на нефть и газ Минусинской котловине и Кузбассе.

Слайд 8

Результаты исследований, проведённых до 1943 года, были обсуждены и обобщены комиссией

по нефти и газу при президиуме АН СССР в июле 1945 года, а в 1948 году М.К. Коровиным, Н.А. Кудрявцевым, Д.Л. Степановым, А.В. Тыжновым, Г.Е. Рябухиным была издана крупная, обобщающая многолетние исследования, работа «Перспективы нефтегазоносности Западной Сибири».
В 1953 г. опорной скважиной, заложенной в Березовском районе, в низовьях р. Оби (СевероСосьвинский свод), было открыто первое газовое месторождение, в 1958, в районе Шаима, на р. Конде (Кондинский свод), открыто первое нефтяное месторождение.

Слайд 9

В течение 1959-1965 гг. помимо подтверждения газоносности Северо-Сосьвинского свода и нефтеносности

Кондинского и Красноленинского сводов была установлена промышленная нефтеносность центральной группы сводов в пределах Тюменской и Томской областей, а также промышленная газоносность северной части бассейна.
12 февраля 1963 г. была пущена в эксплуатацию первая скважина Берёзовского месторождения и первый северный трубопровод протяжённостью 12 км от промысла до пос. Берёзово.
К началу 1974 г. было открыто более 100 нефтяных и газонефтяных месторождений и свыше 50 газовых месторождений.

Слайд 10

Сложился мощный нефтегазовый сектор экономики, обеспечивший в конечном итоге добычу 60%

всей российской нефти.
На территории региона добывается более 68% нефти и 92% естественного газа от общей добычи в стране.

Слайд 11

Стратиграфия
Продуктивные горизонты приурочены к терригенным отложениям юрского, мелового, палеогенового, в меньшей

степени неогенового возраста; более древние отложения (триас, палеозой) развиты лишь во впадинах. Нижне- и среднеюрские отложения представлены континентальными песчано-глинистыми породами с максимальной мощностью на севере бассейна 1000 м (на большой площади бассейна мощность их составляет 200-600 м).

Слайд 12

Слайд 13

Верхнеюрские и нижнемеловые (валанжинские) породы сложены аргиллитами и песчаниками; мощность верхнеюрских

отложений редко превышает 300 м, валанжинских - 500 м.
Остальная часть разреза раннемелового возраста сложена лагунными и морскими глинисто-песчаными породами мощностью от 600 м в центральной части бассейна до 1000 м на севере.

Слайд 14

Верхнемеловые, палеоценовые и эоценовые отложения представлены морскими, в меньшей степени континентальными,

глинистыми и песчаниковыми породами мощностью от 800 до 1600 м.
Отложения олигоцена мощностью не свыше 700 м выражены континентальными песками и глинами. Максимальная мощность (свыше 5000 м) осадочных отложений известна в северной части бассейна.
В среднем течении реки Обь выявлены залежи сухого газа, газоконденсатные, газонефтяные и нефтяные залежи. В Томской и Новосибирской области установлены залежи нефти в палеозойских отложениях.

Слайд 15

Продуктивные горизонты на глубине от 0,7 до 4 км. Залежи пластовые,

сводовые, литологически ограниченные и массивные.
Нефти в основном средней плотности, малосернистые, малосмолистые с невысоким содержанием парафинов.
Свободные газы верхнемеловых отложений (сеномана) метановые сухие с низким содержанием азота и углекислого газа. Содержание конденсата до 1 см3/м3.
Конденсат тяжёлый, нафтенового типа. Содержание конденсата в залежах газа неокома в среднем 150 см3/м3, достигает 800 см3/м3. Конденсат лёгкий, парафинового типа.

Слайд 16

Слайд 17

Тектоника
Тектонически провинция связана с Западно-Сибирской плитой. В осадочном чехле установлен ряд

крупных сводов (Нижневартовский, Сургутский, Северный, Красноленинский, Каймысовский, Межовский, Среднеямальский и др.), мегавалов, прогибов и впадин, осложнённых выявленными более чем 1200 локальными поднятиями размерами от 2х3 до 30х50 км, с амплитудами от десятков до сотен метров.

Слайд 18

Нефтегазоносные области
Западно-Сибирская НГП включает НГО:
Приуральскую
Фроловскую
Каймысовскую
Пайдугинскую
Васюганскую
Среднеобскую
7. Надым-Пурскую
8. Пур-Тазовскую
9. Гыданскую
10. Южно-Ямальскую
11. Усть-Енисейскую
А также

Тобольскую и Карскую предполагаемые НГО

Слайд 19

Наиболее значительные месторождения
Нефтяные
Самотлорское
Мамонтовское
Фёдоровское
Варьеганское
Усть-Балыкское
Муравленковское
Газовые и газоконденсатные
Уренгойское
Ямбургское
Бованенковское
Заполярное
Медвежье
Харасавейское

Слайд 20

Самотлорское местрождение
Расположено в Нижневартовском районе ХМАО в 15 км от Нижневартовска.

Геологические запасы месторождения составляют около 7,1 млрд тонн, из них извлекаемые – более 3,5 млрд тонн. Текущие извлекаемые запасы оцениваются в более 1 млрд тонн нефти. Площадь Самотлорского месторождения составляет 1 752 км2.
Разработка Самотлорского месторождения началась в 60-е годы прошлого века. Первая добывающая скважина была пробурена в 1969 году и меньше чем за год буровики вышли на уровень добычи в 5 млн тонн нефти. В 1980 году на Самотлоре был поставлен рекорд годовой добычи — 158,9 млн тонн. Затем, в период экономических трудностей 1990-х годов, производство упало в восемь раз.

Слайд 21

Всего за время разработки Самотлорского месторождения построено 2 100 куста скважин.

Основная особенность месторождения – значительное количество бездействующих скважин.
В свою очередь, за счет применения новых технологий (бурения горизонтальных скважин и скважин с большими отходами, зарезки боковых стволов, гидроразрыва пласта) удалось увеличить действующий фонд скважин до почти 8 тыс.
В 2009 году ТНК-ВР планировала добыть на Самотлоре 27,8 млн тонн нефти.

Слайд 22

На месторождении активно проводятся сейсморазведочные работы. Трехмерная сейсмика позволила открыть семь

новых залежей нефти в пределах структур–сателлитов (в непосредственной близости от основных залежей месторождения) и вовлечь их в разработку.
Плановые инвестиции ТНК-ВР в Самотлорский проект составляют в 2010-2014 гг 4,6 млрд долл.
В настоящее время на Самотлорском месторождения занято более 400 компаний-подрядчиков. Наиболее крупные из них — Нижневартовскбурнефть, ПетроАльянс, Интегра-Бурение, Halliburton, Schlumberger Lodgelko Inc.

Слайд 23

Уренгойское месторождение
Крупное газовое месторождение, третье в мире по величине пластовых запасов,

которые превышают 10 триллионов кубометров (10¹³ м³). Находится в ЯНАО Тюменской области России. Имя дано по названию близлежащего населённого пункта — посёлка Уренгой.
Месторождение открыто в 1966. Добыча на месторождении началась в 1978. В 1981 на месторождении добыты первые 100 миллиардов кубометров природного газа. С 1984 газ с месторождения экспортируется в Западную Европу.
Общие геологические запасы оцениваются в 16 трлн м³ природного газа. Остаточные геологические запасы составляют 10,5 трлн м³ природного газа и 65,63 % от общих геологических запасов Уренгойского месторождения.

Слайд 24

Состояние эксплуатационного фонда скважин составляет более 1300 скважин. Добычу на месторождении

осуществляет компания ООО «ГазпромдобычаУренгой» (ранее «Уренгойгазпром») — 100 % дочернее предприятие ОАО «Газпром». Добыча природного газа в 2007 году составила 223 млрд кубометров.
В декабре 2008 года ООО «ГазпромдобычаУренгой» перешло в газодобыче рубеж в 6 трлн кубометров газа. Это мировой рекорд, официально зарегистрированный в 2009 г. «Книгой рекордов России» в разделе «самое большое количество газа, добытое одним предприятием из недр одного месторождения».

Слайд 25

Фёдоровское месторождение
Крупное нефтегазовое месторождение в России. Расположено в ХМАО, вблизи Сургута. Открыто в 1971 году.
Первоначальные запасы

нефти составляли 2,0 млрд тонн (по данным доклада Минприроды, на конец 2009 года запасы сократились до 189,9 млн т нефти по ABC1, при этом по сравнению с предыдущим годом падение составило 4,5 % за год).

Слайд 26

Залежи на глубине 1,8-2,3 км. Начальный дебит скважин 17-310 т/сут. Плотность нефти

0,86-0,91 г/см3.
Оператором месторождения является российская нефтяная компания «Сургутнефтегаз», для которой оно является основной ресурсной базой. Добыча нефти на месторождении в 2007 году составила 12,5 млн тонн.

Слайд 27

Приобское нефтяное месторождение
Гигантское нефтяное месторождение, открыто в 1982 году. Расположено в ХМАО,

вблизи Ханты-Мансийска. Разделено рекой Обь на две части — лево- и правобережное. Освоение левого берега началось в 1988 г., правого — в 1999 г.
Геологические запасы оцениваются в 5 млрд. тонн. Доказанные и извлекаемые запасы оцениваются в 2,4 млрд. тонн.
Залежи на глубине 2,3—2,6 км. Плотность нефти 863-868 кг/м³, умеренное содержание парафинов (2,4-2,5%) и содержание серы 1,2-1,3 %.

Слайд 28

По данным на конец 2005 года, на месторождении насчитывается 954 добывающих

и 376 нагнетательных скважин, из них 178 скважин были пробурены в течение последнего года.
Добыча нефти на Приобском месторождении в 2007 г. — составила 40,2 млн. тонн, из них «Роснефть» - 32,77, а «Газпром нефть» - 7,43 млн тонн.

Слайд 29

В настоящее время разработку северной части месторождения (СЛТ – северная лицензионная

территория) ведёт ООО «РН-Юганскнефтегаз», принадлежащее компании «Роснефть», а южной (ЮЛТ) - ООО "Газпромнефть - Хантос", принадлежащее компании «Газпром нефть».
Также на юге месторождения выделяются сравнительно небольшие Верхне-Шапшинский и Средне-Шапшинский лицензионные участки, разработку которых с 2008 года ведет компания НАК "АКИ ОТЫР", принадлежащая ОАО «Русснефть».

Слайд 30

Медвежье ГК месторождение
Газоконденсатное месторождение, расположенное восточнее г. Салехард Тюменской области. Открыто

в 1967, разрабатывается с 1972. Центр добычи — г. Надым. Приурочено к Ныдинскому и Медвежьему локальным поднятиям Медвежьего вала.
Выявлено 3 залежи: газовая в сеноманских отложениях верхнего мела (газо-водяной контакт -1134 м), газоконденсатные в отложениях валанжина (газо-водяной контакт -2955 м) и в батских отложениях средней юры (водонефтяной контакт -3080 м). Залежи массивные и одна пластовая литологически экранированная.

Слайд 31

Продуктивные пласты сложены песчаниками. Тип коллектора поровый. Пористость 5-37%, проницаемость 100-4500 мД. Глубина верхней залежи 1060 м, нижней

— 3075 м. Эффективная мощность пластов 10-92 м.
Разработку месторождения осуществляет ООО «Газпром добыча Надым» (100-процентное дочернее общество ОАО «Газпром»).
Объем добычи в 2007 году - 61,6 млрд м3 газа
Запасы - 0,5 трлн куб. м газа

Слайд 32

Ямбургское месторождение
Ямбургское нефтегазоконденсатное месторождение (ЯНГКМ) — месторождение газа, газового конденсата и нефти.

Открыто в 1969 году. Расположено в Заполярной части Западносибирской равнины, на Тазовском полуострове в субарктической зоне. Ландшафт — тундровая слабовсхолмленная равнина с густой сетью рек, ручьев, озер, болот. Толщина вечной мерзлоты достигает 400 метров. Промышленная газоносность установлена в сеноманских и неокомских отложениях. Размеры ЯНГКМ — 170 на 50 километров. По данным ВНИИЗАРУБЕЖГЕОЛОГИИ Ямбургское месторождение занимает третье место в мире по начальным извлекаемым запасам газа.

Слайд 33

Объем добычи в 2007 году составил - 123,7 млрд куб. м

газа. Предварительные запасы составляют - 3,7 трлн куб. м газа.
По административно-территориальному делению северная территория месторождения находится в Тазовском, а южная — в Надымском районе Ямало-Ненецкого автономного округа. Разработка месторождения начата в 1980 году. Лицензия на разработку принадлежит ООО «Газпром добыча Ямбург» — 100%-ному дочернему обществу ОАО «Газпром».

Слайд 34

Основные нефтепроводы:
Усть-Балык — Омск — Павлодар — Казахстан — Чимкент — Казахстан;
Шаим —

Тюмень;
Александровское — Нижневартовск;
Усть-Балык — Курган — Уфа — Альметьевск;
Нижневартовск — Курган — Самара и другие. Построены также десятки газопроводов, идущих в основном на запад, в Центральную Россию и в Европу:
Медвежье - Надым - Пунга

Слайд 35

Проблемы
Основной проблемой развития ТЭК данного региона стало отставание геологоразведочных работ, «проедание»

разведанных запасов сырья. Средний размер открываемых месторождений постоянно снижается, в структуре подготовленных запасов преобладают низкопродуктивные.
Необходимо внедрять новые наукоемкие технологии по поиску и разведке углеводородов. Задача укрепления минерально-сырьевой базы нефтегазового комплекса носит приоритетный характер с точки зрения обеспечения финансово-экономической и энергетической безопасности России. Решение этой задачи во многом лежит в плоскости правового регулирования.

Слайд 36

По-прежнему неудовлетворительно осуществляется утилизация и квалифицированное использование попутного нефтяного газа. Не организована единая

система его сбора. Значительная часть газа сжигается в факелах.
Ухудшается структура и качество ресурсной сырьевой базы – ее освоение становится менее привлекательным для крупного бизнеса. Притоку финансовых средств в геологоразведку препятствуют и несовершенство законодательства, его противоречия, отсутствие достаточных гарантий инвесторам в части окупаемости вложенных средств.

Слайд 37

Ресурсный потенциал Западной Сибири позволяет еще долгое время обеспечивать крупномасштабную добычу

углеводородов, а в ближайшие годы нарастить добычу нефти до 400 млн т и газа до 650 млрд кубометров. Важную роль при этом будут играть средние и малые компании: приоритетными для них являются как раз некрупные и мелкие объекты, а, кроме того, их работа отличается большей гибкостью, эффективностью, применением новых технологий. Конечно, крупные компании останутся основными игроками в нефтедобыче, но сегмент их бизнеса будет скорее всего уменьшаться.
Сдерживающим фактором в социально-экономическом развитии нового нефтедобывающего района является отсутствие здесь развитой транспортной и энергетической инфраструктуры. Реализация целевых программ даст импульс развитию регионов Западной Сибири.

Слайд 38

Разделение по административным районам

Слайд 39

Ханты-Мансийский автономный округ — богатейший нефтяной регион Западной Сибири и России в

целом, он производит 2/3 добываемой в стране нефти и имеет развитую инфраструктуру. В его пределах открыто 273 месторождения нефти, из которых 120 введено в разработку. Важнейшую роль в сырьевой базе играют крупнейшие (9) и крупные (77) месторождения, в которых заключено 90% разведанных запасов нефти. В результате многолетней интенсивной обработки многие из этих месторождений, в том числе крупнейшее в стране Самотлорское , в значительной степени выработаны и обводнены на 80-90%.

Слайд 40

Ямало-Ненецкий автономный округ также характеризуется крупнейшими запасами и ресурсами нефти, но по

сравнению с Ханты-Мансийским автономным округом структура последнего сложнее, так как преобладающую роль имеет нефть высокой плотности и вязкости (Русское, Северо-Комсомольское, Тазовское, Западно-Мессояховское месторождения).

Слайд 41

Томская область образует третий по значению центр нефтедобывающей промышленности Западной Сибири, обладающий

развитой сырьевой базой и нефтяной инфраструктурой. В разработку вовлечено 18 из 84 нефтяных месторождений, в том числе все крупные (Советское, Первомайское, Лугинецкое, Игольско-Талое). Средняя выработанность начальных запасов открытых месторождений составляет 30%, а перечисленных крупных месторождений 17-58%. Неразведанные ресурсы нефти в Томской области превышают согласно геологическому прогнозу уже разведанные запасы в 1.8 раза, что создает возможность многолетней сырьевой обеспеченности нефтедобывающих предприятий.

Слайд 42

Остальные административно-территориальные субъекты Западной Сибири (юг Тюменской, а также Новосибирская и

Омская области) играют незначительную роль в региональном балансе запасов и добычи нефти Западной Сибири. В трех областях открыто 16 небольших месторождений, из которых только три — Кальчинское в Тюменской области, Прирахтовское в Омской и Малоичское в Новосибирской областях — находятся в промышленной или опытной разработке. Геологические перспективы развития сырьевой базы в целом незначительны.

Слайд 43

Добыча нефти в Западной Сибири

Слайд 44

Прогноз добычи нефти в Западной Сибири

Слайд 45

Добыча газа в Западной Сибири

Слайд 46