Файл: Программа(специализация) 38. 03. 01. 01. Экономика предприятий и организаций.docx

Залежь 16 – газоконденсатная, литологическая, соответствует блоку III+IV+V+VI. Залежь имеет треугольную форму, с запада ограничена линией отсутствия коллектора и технической границей разведанности залежи; с севера-северо-востока и юга-юго-запада – пересекающимися тектоническими нарушениями, экранирующими залежь. Максимальная протяженность залежи с запада на восток 21.5 км, с севера на юг – 13 км. Эффективная газонасыщенная толщина в пределах залежи варьирует от нулевых значений на западе до 17.8 м.

Притоков воды или нефти в пределах залежи не зафиксировано. Высота газоносности составляет 58.9 м, в контуре С₁ – 42.4 м.

Залежь 17 – газоконденсатная, литологическая, соответствует блоку VII+VIII. С севера и северо-запада оконтурена техническими границами, с юго-запада – Лено-Могдинским разломом, с юго-востока – оперяющим разломом, с северо-востока – грабеном. Максимальная протяженность залежи в субширотном направлении – 31 км, в субмеридиональном – 12.5 км. Эффективная газонасыщенная толщина меняется в широких пределах: от 5.2 до 20.8 м. Распределение эффективных толщин по площади неравномерное.

Залежь 18 – газоконденсатная, литологическая, соответствует блоку IX. Имеет треугольную форму. С юга-юго-запада ограничена Лено-Могдинским разломом, с северо-запада – разломом, пересекающим площадь в направлении с юго-запада на северо-восток, а с востока-северо-востока линией отсутствия коллектора и частично грабеном, выделяемым на северо-востоке месторождения. Максимальная протяженность ее в направлении с северо-запада на юго-восток (20.5 км), а в перпендикулярном направлении – 11.5 км.

Притоков не получено. Газоводяных или газонефтяных контактов в залежи не вскрыто. Высота газоносности достигает 49.2 м, в поле запасов категории С₁ – 17.2 м.

Осинский горизонт представлен известняками и доломитами массивной, неотчетливой волнисто-слоистой текстуры. В кровле и подошве горизонта встречаются прослои доломитов глинистых и ангидритов. Среди пород осинского горизонта выделяются пласты-коллекторы и практически непроницаемые породы. Среднеарифметические значения пористости низкие: 0.7…3.3%, газопроницаемость изменяется от 0.01 до 34.1 мД.
Полезные ископаемые
Нефть сосредоточена в Непско-Батуобинской нефтегазоносной области, в восьми месторождениях: Марковском, Ярактинском, Дулuсьминсеком, Bepxнечонском, Даниловском, Вакунайском, Пилюдuнском и Аянском.

---

Калийная соль находится в Непском калиеносной бассейне, обнаружена геологами во время поиска нефти. Калиеносный бассейн занимает площадь в 20 тыс. км2, в нем сосредоточено свыше 70 млрд. т. высококачественной калийной соли. Эта самый крупный калиеносный бассейн не только в России, но и в мире. Балансовые запасы калиеносной руды на 1 января 1998 г. составляют 212,533 млн. т.

Слюда сосредоточена в трех районах. Основным является Мамско – Чуйский мусковитный район, расположенный по берегам рек Витима, Мамы и Чуи. Слюда мусковит здесь залегает пластинчатыми кристаллами в пегматитовых жилах мощностью в несколько десятков метров. По качеству, жил и по общим запасам этот район занимает первое место среди крупнейших месторождений мира. Месторождение известно с 1689 г.

Бирюсинское месторождение мусковита находится в среднем течении реки Бирюсы. Слюда залегает в пегматитовых жилах среди гнейсов и сланцев. Месторождение известно с 1777 г. 3 апасы ограниченны. Условия эксплуатации малоблагоприятны.

Слюдянское флогопитовое месторождение находится на юго-западном берегу Байкала, в бассейне реки Слюдянки. Открыто в 1762 г. Слюдяные жилы залегают среди доломитизированных мраморов архейского возраста, Слюдянское месторождение флогопита до 1942 г. было единственным в Советском Союзе, где производилось 100% добычи слюды флогопита.

Заключение

Подводя итоги проделанной работы, можно сделать вывод, Государство в целом определяет развитие нефтегазовой отрасли в стране, и его роль, безусловно, является определяющей и для Иркутской области. Именно от тех правовых, нормативных, налоговых и иных условий, которые задает государство, зависит развитие любой отрасли. Иркутская область, несмотря на неплохие доказанные и перспективные запасы углеводородов, является достаточно сложной для их разработки территорией.

В первую очередь это, конечно, связано со слабо развитой инфраструктурой в регионе, удаленностью месторождений от уже существующей инфраструктуры, а также характеристиками самих месторождений и их запасов. Совокупность данных факторов снижает инвестиционную привлекательность

---

нефтегазодобычи в регионе, тем более при низком уровне мировых цен на нефть.

К тому же важно помнить, что добыча на месторождениях в Иркутской области сложнее, чем в других регионах: средние издержки на тонну нефти здесь в два-три раза выше, чем, например, в Западной Сибири.

Таким образом, основная цель написания данной работы достигнута и в её рамках решены следующие задачи:

4. 
   Проведён анализ особенностей государственной системы управления нефтегазовыми ресурсами в РФ;
   
5. 
   Проведён анализ системы управления и нефтегазовой ресурсной базы Иркутской области;
   
6. 
   Дана характеристик нефтегазовых месторождений, расположенных на территории Иркутской области.
   

Список литературы

1. 
   Исторические динамические ряды. Раздел 15. Промышленное производство / Социально-экономические показатели Российской Федерации / Приложение к Ежегоднику / Сайт Федеральной службы государственной статистики (Росстат) // https://www.gks.ru/folder/210/document/13396
   
2. 
   Пельменёва А.А. Курс лекций по дисциплине «Управление нефтегазовыми ресурсами /https://www.gubkin.ru/faculty/economics_and_management/chairs_and_departments/gas-oil_industry_economy/prepodavateli/pelmeneva.php
   
3. 
   Распоряжение Минприроды России от 01.02.2016 № 3-р (ред. от 19.04.2018) «Об утверждении методических рекомендаций по применению Классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов, утвержденной приказом Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации от 01.11.2013 N 477» / http://gkz-rf.ru/sites/default/files/docs/metodicheskie_rekomendacii_po_primeneniyu_nkz_utverzhdennye.pdf
   
4. 
   
   

---