Билет№2

1.минерально-сырьевые ресурсы-Под минерально-сырьевыми ресурсами (минеральными ресурсами) понимается совокупность полезных ископаемых, выявленных в недрах земли в результате геологоразведочных работ и доступных для промышленного использования. Минеральные ресурсы относятся к числу невозобновляемых видов природных ресурсов. Извлеченное из недр минеральное сырье и продукты его переработки обеспечивают получение подавляющей части энергии, 90% продукции тяжелой индустрии, порядка одной пятой от всех предметов потребления.

Минеральные ресурсы являются минерально-сырьевой базой промышленного потенциала, обеспечивают экономическую и оборонную безопасность страны. Полученные в результате их добычи и последующей переработки минеральное сырье и минерально-сырьевые продукты составляют основную статью российского экспорта. В 1992-1999 гг. экспорт минерального сырья обеспечил примерно 40% валютных поступлений в Россию от внешней торговли, в том числе примерно треть приходилась на минеральные топливно-энергетические ресурсы. С учетом вывоза металлов, нефтепродуктов, продажи электроэнергии и других товаров, связанных с переработкой полезных ископаемых, эта цифра составляет порядка двух третей экспорта страны

1.1. Накопленная добыча разведанных и перспективных запасов-Соотношение основных принципов прогнозирования нефтегазоносности и геологоразведочного процесса

В соответствии с методическими указаниями по количественной оценке прогнозных ресурсов нефти, газа и конденсата [2] при прогнозировании рекомендуется руководствоваться следующими основными принципами: 1) использование максимального объема имеющейся информации, 2) соответствие набора моделей и методов этапу изучения, в котором находится исследуемый регион, 3) действенность модели на материалах “обучения” и “экзамена”, 4) оптимизация модели по числу и характеру включаемых параметров, 5) учет степени разведанности эталонов, 6) учет наислабейшего звена системы, 7) вероятностное представление результатов прогноза.

По существу эти принципы соответствуют геологоразведочному процессу в целом на всех его этапах и стадиях, включая сопутствующие научные исследования, в том числе прогнозирование нефтегазоносности. Пять из них сформулированы первоначально для этапа разведки месторождений [4], а затем, с добавлением еще двух, они распространены на геологоразведочный процесс в целом [1].

Так, первый принцип соответствует комплексности, поскольку согласно ему осуществляется подбор тех методов, или способов, которые позволяют в максимальной мере использовать имеющуюся на момент прогноза различную информацию, характеризующую нефтегазоносность. Согласно второму по мере повышения детальности поисково-разведочных работ следует применять все более развитые модели и методы количественного прогноза нефтегазоносности, соответствующие принципу последовательных приближений. Третий принцип, согласно которому действенность любой выбранной модели прогноза нефтегазоносности должна быть доказана на материалах эталонной выборки, включая вариант применения “внутреннего” прогноза с эталона на эталон, соответствует рациональной полноте исследований. Четвертый, устанавливающий оптимальность модели по содержанию наименьшего числа слабо зависящих друг от друга параметров при допустимых погрешностях прогноза, соответствует принципу наименьших затрат. Пятый принцип, определяющий эталонность любого участка как понятие относительное, тесно связанное с избирательным характером поисково-разведочного процесса (в соответствии с принципом последовательного приближения), главным образом ориентирован на оценку меры аналогии эталонного и расчетного участка. Шестой, характеризующий роль наислабейшего звена в режиме функционирования замкнутой системы, когда никакое улучшение надежности или качества других звеньев не изменит этот режим, соответствует принципу главного критерия. Согласно седьмому результаты разделения области прогноза на отдельные зоны, различающиеся средней плотностью ресурсов УВ, даны в виде интервальных оценок с минимальной, средней и максимальной величинами оценок.

Таким образом, если исходить из того, что прогнозные ресурсы отличаются от перспективных, а последние, в свою очередь, от предварительно оцененных (перспективных) и промышленных запасов главным образом степенью достоверности, единство принципиальной основы геологоразведочного процесса обеспечивает, с одной стороны, постепенный перевод прогнозных ресурсов в перспективные и затем в разведанные запасы, а с другой стороны – их прямую и обратную связь при прогнозе нефтегазоносности разными методами, в том числе единую методологию оценки нелокализованных и локализованных прогнозных ресурсов.

Современный подход к оценке соотношений ресурсов и запасов имеет двоякий характер. Во-первых, к ресурсам относится менее изученная и соответственно менее достоверно оцененная часть минерально-сырьевой базы, включающая прогнозные локализованные и нелокализованные ресурсы и перспективные локализованные ресурсы, а к запасам – в различной мере разведанная часть минерально-сырьевой базы, подразделенная на предварительно оцененные запасы и запасы промышленных категорий. Во-вторых, понятие начальных суммарных ресурсов (НСР) охватывает всю оцениваемую минерально-сырьевую базу в совокупности, включая ее ресурсную часть в изложенном выше понимании, и запасы, а в тех районах, где развита добывающая промышленность, и накопленную добычу (на дату оценки НСР). На начальном этапе освоения того или иного региона, когда добыча еще не ведется, НСР представлены тремя составными частями: прогнозной, перспективной и разведанной. При этом первая часть – “чисто ресурсная”, третья включает только запасы, а вторая – переходная, включающая как ресурсы, так и запасы.

Такая структура НСР, с одной стороны, характеризует сравнительную значимость степени изученности их составных частей, а с другой – возможность перехода одной части в другую по мере осуществления геологоразведочного процесса и наращивания степени изученности.

При расчете НСР та их часть, которая представлена накопленной добычей, разведанными и перспективными запасами, обычно берется из балансов и главная задача обоснования методики расчета относится к части НСР. состоящей из локализованных и нелокализованных прогнозных и перспективных ресурсов.

Наиболее полно обе отмеченные стороны структуры нефтегазовой минерально-сырьевой базы отражены в семиуровненной категориальной ее основе, включающей прогнозные ресурсы категорий Д2 и Д1 перспективные ресурсы категории С3, предварительно оцененные запасы категории С2 и разведанные запасы категорий С1, В и А.

Прогноз нефтегазоносности, хотя и имеет определенную специфику, но в целом по положению в общем процессе познания подобен прогнозу в других отраслях знания, играя определяющую роль в ориентации практической деятельности, в частности, геологоразведочных работ.

Количественная оценка перспектив нефтегазоносности в наиболее общем виде подразделяется на две группы решаемых при прогнозировании задач. Первая из них объединяет различные модификации сравнительного геологического анализа, позволяющие осуществлять прогноз на разном уровне, причем уменьшение объекта прогноза (например, от нефтегазоносного бассейна или нефтегазоносной провинции к локальной структуре или ловушке неантиклинального типа) требует в основном повышения точности информативной базы и полноты аналогии в соответствии с принципом последовательного приближения. Вторая группа задач включает вариации объемно-генетического метода прогнозирования количества нефти и газа. Она главным образом ориентирована на прогноз нефтегазоносности объектов нефтегазогеологического районирования наиболее крупного ранга и для нее на современном этапе более важны теоретические основы по сравнению с информационной базой, которая формируется в соответствии с теоретическими посылками далеко не однозначно. Такая неоднозначность обусловлена разными подходами к оценке генезиса нефти и газа, а в рамках биогенной гипотезы образования нефти существенными различиями в оценке генерационного потенциала различных отложений, в представлениях о главных фазах нефте- и газообразования, а также об их начале (диагенез или катагенез), характере и масштабах первичной и вторичной миграции УВ-флюидов, условиях их растворения в пластовых водах и выделения из них в свободное состояние, коэффициентах эмиграции, аккумуляции, масштабах потерь в процессе массопереноса рассеянных УВ в формирующиеся залежи и из сформировавшихся залежей за счет гипергенных воздействий и т. д.

Следует также отметить, что объем пород, подвергающихся литогеохимическим исследованиям по образцам керна, исчезающе мал по сравнению с объемом пород, по которому прогнозируется нефтегазоносность, что обусловливает необходимость использования при объемно-генетическом методе очень широких интерполяций и экстраполяции.

Прогноз нефтегазоносности осуществляется на разных уровнях, которые с учетом накопленного опыта, в том числе в связи с развитием так называемой новой глобальной тектоники, или тектоники плит, рядом оценок мировых ресурсов и оценок акваторий, спецификой развития геологоразведочных работ в акваториях, рядом оценок территории СССР, необходимо определить как глобальный, континентально-акваториальный, надрегиональный, региональный, субрегиональный или зональный и локальный.

Если исходить из содержащегося в методических указаниях по количественной оценке прогнозных ресурсов [2] требования обеспечения разделения области прогноза на отдельные участки, существенно отличающиеся друг от друга по плотности ресурсов УВ, то, несомненно, такое требование более эффективно может быть обеспечено на основе сравнительного геологического анализа, особенно при наличии внутренних эталонов, тогда как объемно-генетический метод оценки предусматривает ее более интегрированный характер. Однако сделанный в методических указаниях на основе такого требования вывод о том, что задача всех видов прогноза нефтегазоносности состоит в распространении с помощью аппарата прогноза данных о нефтегазоносности, установленных на относительно хорошо изученных участках, на менее изученные, требует уточнения. Это все-таки задача не всех видов прогноза, а разновидностей метода сравнительного геологического анализа, который в наибольшей мере связан с ходом геологоразведочного процесса.

Результаты геологоразведочных работ, несомненно, влияют на осуществление прогноза, в том числе наиболее существенное значение имеет появление геолого-геофизической информации, позволяющей перейти от внешних эталонов к внутренним, а также снизить меру неопределенности при установлении аналогии между эталонными и прогнозируемыми объектами. Вместе с тем еще около десяти лет тому назад [3] отмечалось, что ввиду открытия в ряде НГП большей части крупных месторождений в структурных ловушках и наступлением этапа поисков средних и мелких антиклинальных, а также неантиклинальных залежей, требующих при современных методах поисков больших объемов глубокого бурения и качественно более высокой детальности исследований, возрастает значение повышения степени достоверности прогноза.

В связи с тем, что прогнозирование нефтегазоносности является составной частью геологоразведочного процесса, его систематическое осуществление примерно с периодичностью в пять лет, соответствующей общей продолжительности планирования развития народного хозяйства, тесно связано с состоянием геолого-геофизической изученности прогнозируемых объектов, что специально оговаривается при каждой оценке. Таким образом, бытовавшая ранее точка зрения о прогнозных запасах (ныне – ресурсах) как об объективно существующих в недрах земной коры, величина которых не зависит от степени геолого-геофизической изученности оцениваемого региона, а также от методики, применяемой для определения их количества, впоследствии трансформировалась в представление о неоднозначной, вероятностной их оценке, осуществляемой в условиях неопределенности, меняющейся в зависимости от степени геолого-геофизической изученности объектов прогноза.

Например, в пределах Прикаспийской впадины такое состояние до начала 50-х годов было характерно для подсолевого мегакомплекса, а в настоящее время оно свойственно его девонской части, либо же подсолевому мегакомплексу в целом в районах, где глубина залегания его кровли превышает 7 км и при современных подходах перспективы его нефтегазоносности не подлежат количественной оценке из-за отсутствия надежных данных о наличии коллекторов на таких глубинах и их термобарическом режиме.

Такое же состояние может считаться характерным для южной части Прикаспийской впадины, расположенной в пределах акватории Каспийского моря, из-за ограничений, накладываемых здесь на проведение геолого-геофизических исследований.

2. Соотношения добываемых в России и в мире главных видов энергетического сырья. На территории России открыто, разведано и разрабатывается несколько тысяч месторождений топливно-энергетического, металлургического и нерудного сырья. Объемы добычи и потребления минерального сырья (в стоимостном выражении) достигают соответственно 13 и 8% мирового уровня. В расчете на 1% населения в России добывается в 1,9 раза больше полезных ископаемых, чем в развитых странах, а объемы потребления сопоставимы в основном за счет углеводородного сырья — нефти и газа.

Структура потребления топливно-энергетических ресурсов в России значительно отличается от мировой и характеризуется возрастающей ролью газа, доля которого достигает 50% (в мире — 12%). Потребление нефти в России и мире составляет соответственно 31 и 40%, угля — 13 и 28%, ядерных и прочих энергоресурсов — 6 и 9%.

3.Плата и платежи за пользование недрами.Какие категории пользователей недрами освобождаються от платы за их использование? Регулярные платежи за пользование недрами взимаются за предоставление пользователям недр исключительных прав на поиск и оценку месторождений полезных ископаемых, разведку полезных ископаемых, геологическое изучение и оценку пригодности участков недр для строительства и эксплуатации сооружений, не связанных с добычей полезных ископаемых, строительство и эксплуатацию подземных сооружений, не связанных с добычей полезных ископаемых, за исключением инженерных сооружений неглубокого залегания (до 5 метров), используемых по целевому назначению.

Регулярные платежи за пользование недрами взимаются с пользователей недр отдельно по каждому виду работ, осуществляемых в Российской Федерации, на континентальном шельфе Российской Федерации и в исключительной экономической зоне Российской Федерации и за пределами Российской Федерации на территориях, находящихся под юрисдикцией Российской Федерации (а также арендуемых у иностранных государств или используемых на основании международного договора, если иное не установлено международным договором).

В целях настоящей статьи к строительству и эксплуатации подземных сооружений, не связанных с добычей полезных ископаемых, относятся также строительство искусственных сооружений и прокладка кабелей и трубопроводов под водой

Регулярные платежи за пользование недрами не взимаются за:

(в ред. Федерального закона от 29.05.2002 N 57-ФЗ)

(см. текст в предыдущей редакции)

1) пользование недрами для регионального геологического изучения;

2) пользование недрами для образования особо охраняемых геологических объектов, имеющих научное, культурное, эстетическое, санитарно-оздоровительное и иное значение. Порядок отнесения объектов пользования недрами к особо охраняемым геологическим объектам, имеющим научное, культурное, эстетическое, санитарно-оздоровительное и иное значение, устанавливается Правительством Российской Федерации;

3) исключен. - Федеральный закон от 29.05.2002 N 57-ФЗ;

(см. текст в предыдущей редакции)

3) разведку полезных ископаемых на месторождениях, введенных в промышленную эксплуатацию, в границах горного отвода, предоставленного пользователю недр для добычи этих полезных ископаемых;

4) разведку полезного ископаемого в границах горного отвода, предоставленного пользователю недр для добычи этого полезного ископаемого.

2. Размеры регулярных платежей за пользование недрами определяются в зависимости от экономико-географических условий, размера участка недр, вида полезного ископаемого, продолжительности работ, степени геологической изученности территории и степени риска.

Регулярный платеж за пользование недрами взимается за площадь лицензионного участка, предоставленного недропользователю, за вычетом площади возвращенной части лицензионного участка. Платежи за право пользования недрами устанавливаются в строгом соответствии с этапами и стадиями геологического процесса и взимаются:

по ставкам, установленным за проведение работ по разведке месторождений, - за площадь участка недр, на которой запасы соответствующего полезного ископаемого (за исключением площади горного отвода и (или) горных отводов) установлены и учтены Государственным балансом запасов;

по ставкам, установленным за проведение работ по поиску и оценке месторождений полезных ископаемых, - за площадь, из которой исключаются территории открытых месторождений.

Ставка регулярного платежа за пользование недрами устанавливается за один квадратный километр площади участка недр в год

Конкретный размер ставки регулярного платежа за пользование недрами устанавливается федеральным органом управления государственным фондом недр или его территориальными органами отдельно по каждому участку недр, на который в установленном порядке выдается лицензия на пользование недрами, в следующих пределах: