September 30th, 2011

Usgs Assessment: Undiscovered Oil and Gas Resources of the Azov–Kuban Basin Province, 2010

The U.S. Geological Survey, using a geology-based assessment methodology, estimated mean volumes of technically recoverable, conventional, undiscovered petroleum resources at 218 million barrels of crude oil, 4.1 trillion cubic feet of natural gas, and 94 million barrels of natural gas liquids for the Azov–Kuban Basin Province.

Introduction
The U.S. Geological Survey (USGS) estimated technically recoverable, conventional, undiscovered oil and gas resources of the Azov–Kuban Basin Province in Ukraine and Russia as part of a program to estimate petroleum resources for priority basins around the world. The province encompasses about 161,000 square kilometers, northeast of the Black Sea (fig. 1). This assessment was based on published geologic information and on commercial data from oil and gas wells and fields, and field production records. The USGS approach is to define total petroleum systems and assessment units, and assess the potential for undiscovered oil and gas resources.



Total Petroleum Systems and Assessment Units
One total petroleum system (TPS), the Mesozoic–Cenozoic Composite, was defined for the Azov-Kuban Basin Province (table 1) to include petroleum source rocks ranging in age from Jurassic through lower Neogene. One assessment unit (AU) was defined geologically within the TPS that encompasses the entire province—Foredeep and Foreland Slope (figs. 1 and 2). A second AU possibly containing continuous accumulations, Foredeep Tight Gas, was identified based on an assumed overpressured section in the basin center, but was not quantitatively assessed in this study.



Major source rocks are mudstones within the middle–upper Eocene and Oligocene–lower Miocene stratigraphic section. Potential source rocks include Lower Cretaceous and Lower to Middle Jurassic mudstones, and possibly Upper Jurassic subsalt black mudstones. Cenozoic source rocks at present are in the oil window; maturation was probably reached in late Miocene to Pliocene time when the greatest amount of sediment was deposited. Older source rocks at present are overmature in oil generation, having matured in the Late Cretaceous to Paleogene. Most known recoverable crude oil was discovered in Paleogene–Neogene reservoirs (down to a depth of 4,600 m) and most of the known recoverable natural gas was discovered in Cretaceous reservoirs (down to a depth of 6,100 m), although Cenozoic reservoirs also contain significant quantities of natural gas. Seal rocks include Oligocene–Miocene mudstones, intraformational mudstones, and Upper Jurassic evaporites, as well as tar in shallow accumulations. Identified traps are formed by structures associated with (1) mud diapirs, (2) compressional structures (faults and anticlines), (3) basement-related anticlines, and (4) drapes over basement highs and inverted Triassic rifts. Jurassic and Cretaceous reef facies also provide traps.

The future potential for undiscovered conventional oil and gas accumulations is in structures associated with mud diapirs, deep (>3.5 km) compressional and basement-related structural traps, and stratigraphic traps, which previously have not been fully exploited. Potential stratigraphic traps include upper Paleogene–Neogene slope and basin gravity-flow deposits, upper Neogene fluvial deposits, and reefs and reef facies in Cretaceous–lower Paleogene and Upper Jurassic subsalt intervals. Offshore areas are less explored than onshore, and therefore have greater potential for undiscovered accumulations.

Assessment Results
Estimates of volumes of technically recoverable, conventional, and undiscovered oil and gas resources are shown in table 1. No attempt was made to estimate economically recoverable resources because it is beyond the scope of this study. The mean volumes of undiscovered petroleum are approximately 218 million barrels (MMB) of crude oil, 4,093 billion cubic feet (BCF) of natural gas (290 BCF of associated and dissolved natural gas and 3,803 BCF of nonassociated natural gas), and 94 MMB of natural gas liquids.



http://pubs.usgs.gov/fs/2011/3052/
http://pubs.usgs.gov/fs/2011/3052/pdf/fs2011-3052.pdf

Газпром и Турция

Газета "Коммерсантъ", №183 (4724), 30.09.2011
Второй по размеру потребитель "Газпрома" за рубежом — Турция может резко снизить закупки российского газа. Анкара в ультимативной форме потребовала пересмотра цен, которые у нее и так ниже, чем у многих других европейских потребителей. У Турции есть инструменты давления на Россию — от разрешения на прокладку газопровода South Stream до строительства АЭС в Аккую. В результате вопрос о снижении цен может быть решен исключительно на политическом уровне, причем одним из определяющих факторов станут отношения Турции с ЕС.
Collapse )
По словам источников "Ъ", близких к "Газпрому", а также в российском правительстве, слова Турции о намерении частично отказаться от закупок газа в России в Москве воспринимают, "скорее, как некий блеф". Энергобаланс Турции более чем на 60% зависит от газа, напоминают они, потребление газа, по данным BP, в 2010 году было на уровне 40 млрд куб. м, причем основной объем (36,7 млрд куб. м), по данным "Тройки Диалог", пришелся на импорт, и Россия была крупнейшим поставщиком. Кроме России, газ в Турцию поставлял Иран, "однако его труба работает с перебоями и периодически перекрывается", говорят источники "Ъ", а также поставщик СПГ (7,9 млдр куб. м) и Азербайджан (4,4 млрд куб. м). Быстро заместить 6 млрд куб. м Турция вряд ли сможет, утверждают источники "Ъ".

При этом Турция, которая не выбрала в прошлом году российский газ даже по take or pay, купив 18 млрд против 22 млрд куб. м минимального объема поставок, осталась должна "Газпрому" не менее $1 млрд — рассчитаться по этим штрафам Botas должна не позднее конца октября. Исходя из этого штрафа, цена газа для Турции была в прошлом году на уровне $250 за 1 тыс. куб. м — это существенно ниже среднеевропейской цены в $350. Наверняка в этом году газ стоит уже где-то $350, считает Валерий Нестеров из "Тройки Диалог". Но все равно это "не самые высокие цены в дальнем зарубежье", подчеркивают источники "Ъ".

Несмотря на то что цена для Турции относительно низкая, "туркам даже шли навстречу и давали отсрочки для внесения предложений по контрактной формуле, а они эти сроки не соблюдали". Турция по-прежнему давит на "Газпром", и в Москве, по словам собеседников "Ъ", это расценивают как "откровенную попытку давления на Россию, чтобы набрать очки в глазах Евросоюза", у которого с российской монополией крайне сложные отношения (см. "Ъ" от 29 сентября).

Источники "Ъ" напоминают, что Турция находится в крайне выгодном положении — от нее зависят решения как по одному из ключевых энергополитических проектов России, по строительству газопровода South Stream (Турция до сих пор не дала разрешения на его прокладку в своих водах), так и по его европейскому конкуренту Nabucco. Фактически все перспективные маршруты поставок в Европу газа из Средней Азии, Азербайджана и Ирана завязаны на Турцию. Но при этом отношения турецкого премьера Эрдогана с Евросоюзом за последний год сильно испортились: в своем стремлении добиться вступления страны в ЕС он позволил себе несколько ультимативных заявлений, чего "с Еврокомиссией допускать нельзя".

Теперь же Турция может отыграться на России, объясняют источники "Ъ", потому что Москва "во многом от нее зависима" — не только из-за South Stream, "обязательства по которому, похоже, никто никогда не выполнит", но еще и потому, что нефтепровод Самсун—Джейхан (в котором Россия пообещала Турции принять участие, но заморозила проект) "никогда не окупится, если не вносить изменения в конвенцию Монтре, чтобы ужесточать проводку танкеров через проливы Турции", а также потому, что Россия подписала амбициозное соглашение о строительстве первой в Турции АЭС "Аккую" стоимостью не менее $20 млрд. Будет ли реализован последний проект, также непонятно, потому что "доверие к турецкой стороне низкое". В результате важные для России проекты в Турции могут стать разменной монетой в диалоге Анкары с Евросоюзом.

Исходя из этого, источники "Ъ", близкие к "Газпром экспорту", говорят, что вопрос с ценами на газ для Турции, "скорее, просто некая ширма" и в любом случае он не разрешится до конца года, поскольку "все эти вещи должны решаться пакетно, на уровне вице-премьера Игоря Сечина". Если договориться с Турцией не удастся, ей ничто не мешает не продлевать контракт, считает Михаил Корчемкин из East European Gas Analysis, и "тогда "Газпрому", не исключено, придется договариваться о прокладке того же South Stream уже с Украиной, через ее воды, причем на ее условиях".


http://www.kommersant.ru/doc/1784183

The unconventional hydrocarbon resources of britain’s onshore basins - shale gas