Состояние ресурсов, запасов и добычи нефти и газа в мире.

Состояние ресурсов, запасов и добычи нефти и газа в мире.

1. Доказанные запасы нефти стран мира на 2009 г. составили 190,3 млрд. т, прирост 38% с 90-х годов. В странах ОПЕК сосредоточено 73% этих запасов. На долю промышленно развитых стран приходится около 16%.

2. Добыча нефти в мире в 2008 г. Составила 4088 млн. т. Прирост 27% выше с 1990 г..В развивающихся странах было добыто более 60% нефти, в развитых – около 18%.

3. потребление нефти в 2007 г. составило 4075 млн. т. Более половины этого количества использовано в промышленно развитых странах, около трети – в развивающихся странах и 17 % - в странах с переходной экономикой.

4. Доказанные запасы газа в мире с 90-х выросли на 35%, до 181,4 трлн. м3. В развивающихся странах сосредоточено 60 % запасов газа. Промышленно развитые страны 7% мировых. страны с переходной экономикой - 34%.

5. Добыча газа зс 90-чвыросла – на 45%. На долю развитых стран 35,%, стран с переходной экономикой 27,0%. развивающихся стран - 37,5%.

6. Потребление газа в 2007 г. составило 2857 млрд. м3, из которых 46,0% развитые страны, 24,7% - на страны с переходной экономикой и 29,3% - на развивающиеся страны.

7. В торговом обороте в 2007 г. было 2230 млн. т сырой нефти, 737 млн. т нефтепродуктов и 887 млрд. м3 газа (в том числе 227 млрд. м3 в сжиженном виде). Развитые страны являются нетто-импортерами как жидких углеводородов, так и газа. Развивающиеся страны и страны с переходной экономикой представляют собой нетто-экспортеров всех видов энергоносителей. Среди географических регионов Африка, Ближний и Средний Восток, Южная и Юго-Восточная Азия, Австралия и СНГ являются нетто-экспортерами газа, а Европа, Центральная Азия и Дальний Восток – нетто-импортерами.

Состояние ресурсов, запасов и добычи нефти и аза в России

По состоянию на 2008 г. Россия занимает ведущее положение в мире по всем основным показателям нефтегазовой промышленности.

По запасам нефти она находится в первом десятке нефтедобывающих стран, а по запасам газа (47,8 трлн. м3) на первом месте.

По добыче нефти (с газоконденсатными жидкостями - 504 млн. т) она занимает второе место после Саудовской Аравии,

по д обыче газа (665 млрд. м3 общая и 565 млрд. м3 товарная) находится на втором месте после США.

По экспорту в 2007 г. сырой нефти (258 млн. т) Россия уступает только Саудовской Аравии, а по экспорту газа (191 млрд. м3) занимает первое место. Импорт как нефти, так и газа играет в нефтегазовой промышленности России незначительную роль.

По потреблению нефти и нефтепродуктов (143 млн. т) Россия находится на четвертом месте после США, Китая, Японии; по потреблению газа (359 млрд. м3) – на втором месте после США.

Теоретические основы прогнозирования нефтегазоносности недр.

Основные закономерности нго-ния и нгн-ния в литосфере.

Теоретической основой прогнозирования нефтегазоносности недр являются: биогенная теория происхождения УВ и установленные нефтегазовой геологической наукой и практикой глобальные закономерности формирования и размещения в земной коре регионально нефтегазоносных территорий, зон нефтегазонакопления и скоплений нефти и газа.

Нефтегазовой геологической наукой и практикой установлены следующие основные закономерности нефтегазообразования и нефтегазонакопления в литосфере:

1.Нефтегазообразование и нефтегазонакопление в земной коре генетически связаны с осадочными образованиями и представляют собой одно из составных звеньев литогенеза.

2. Процессы нефтегазообразования и нефтегазонакопления имеют периодичный характер, тесно связанный с цикличностью литогенеза.

3. Процессы нефтеобразования и нефтенакопления в течение геологической истории имели региональный.

4. Преобразование захороняемого в осадке в диффузионно-рассеянном виде ОВ в направлении нефтегазообразования может развиваться лишь в водной (субаквальной) среде с анаэробной геохимической обстановкой на фоне относительно устой­чивого прогибания бассейна седимента­ции в течение каждого рассматриваемо­го отрезка геологического времени..

5. Преобразование исходного нефте-материнского ОВ в нефтяные УВ имеет многоступенчатый характер и происходит под действием целого ряда факторов (погружение на поределенную глубину).

6. Химический состав и физические свойства нефтей в литосфере в течение геологической истории каждой иссле­дуемой территории изменяются.

7. Образование скоплений УВ проис­ходит в результате миграции их из неф-тегазопродуцирующих толщ в пористые пласты-коллекторы с последующей ак­кумуляцией в соответствующих регио­нальных и локальных «ловушках».

8. Скопления нефти и газа группиру­ются в зоны нефтегазонакопления,совокупность которых, в свою очередь, обра­зует регионально нефтегазоносные об­ласти, которые объединяются в крупные нефтегазоносные провинции.

9. Нефтегазоносные области в совре­менном геоструктурном плане приуроче­ны в платформенных областях к внутриплатформенным и краевым впадинам, сводовым и линейно вытянутым подня­тиям и авлакогенам, а в переходных и складчатых областях — к предгорным и межгорным впадинам, срединным массивам.

10. На локальных местоскоплениях нефти и газа может встречаться одно­временно несколько типов залежей.

11. Главнейшими усло­виями для сохранности сформировав­шихся скоплений нефти и газа являются наличие над продуктивными комплекса­ми толщи практически газонефтенепро-ницаемых пород-покрышек и благопри­ятные палеотектонические и палеогидрогеологические условия.

12. Возникновение и развитие процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления в земной коре имеют многоступенчатые генетические связи и контролируются совокупностью целого комплекса взаимосвязанных и взаимообусловленных факторов.

Методологические основы прогнозирования нефтегазоносности недр.

Методологической основой явл-ся всеобщие законы материалистической диалектики. Согласно им:

1. УВ стоит рассматривать как одну из геол-х форм движения материи в недрах, кот-я закономерно развивается с переходом из одного качественного состояния в другое.

2. УВ в пр-се возникновения, развития и разрушения входят в состав целостной сложно построенной геологической системы. Эта система состоит из множества составных частей, находящихся в генетической и структурной связи др с др.

3. Целостная нефтегазовая мегасистема функционирует в литосфере в течение своей геологической истории и претерпевает качественные и количественные изменения.

4. Кач-е и колич-е изменения УВ имеют непрерывно-прерывистый характер и обусловливаются опр-ми генетическими пространственно-временными структурными связями с окр средой. При этом каждая последующая стадия качественного преобразования УВ развивается на более высоком уровне.

Основные типы нефтегазоносных формаций.

К нефтегазоносным формациям (НГФ) относят естественно-истори­ческую систему ассоциации горных пород, генети­чески связанных между собой во времени (геоло­гическом) и пространстве палеотектоническими и фациальными (физико-географическими и гео­химическими) условиями образования, благо­приятными для возникновения и развития процес­сов нефтегазообразования и нефтегазонакопле­ния.

 

По тектоническому режиму нефтега­зоносные формации подразделяются на три группы: НГФ платформенных, геосннклинальных и переходных терри­торий.

Типы НГФ подразделяются в зави­симости от палеогеографических усло­вий образования и литологии пластов. По палеогеографическим ус­ловиям образования выделяют­ся морские, прибрежно морские, при­брежные, лагунные, континентальные и смешанные нефтегазоносные формации;

по литологическому соста­ву — преимущественно терригенные или карбонатные, карбонатно-терригенные, рифогенные, карбонатно-сульфатные, карбонатно-галогенные, терригенно-угленосные, терригенные сероцветные, молассовые, флишевые, нефтегазоносные формации, глинистые.

Объекты фациального анализа в терригенном разрезе: секвенсы (мегациклиты), наборы парасеквенсов (регоциклиты), парасеквенсы (темциклиты), наборы пластов и пласты (элементарные циклиты), наборы прослоев и прослои.

Существует определенная иерархия пластовых единиц, изучаемых при фациальном анализе. Наименьшей пластовой единицей в рассматриваемой иерархии является прослой, а наибольшей - секвенс.

Прослой - это однородное по составу и текстуре геологическое образование, которое никогда внутри себя не имеет напластования. Он характеризуется меньшей площадью распространения, чем окружающий его пласт.

Набор прослоев состоит из группы относительно согласных генетически прослоев, так что они образуют определенную структуру в пласте.

Пласт может содержать прослои, но может и не содержать их. Пласт может образоваться как в результате эпизодических процессов осадконакопления, так и при периодических.

Набор пластов характеризуется тем, что пласты, залегающие сверху и ниже этого выделенного набора пластов, различаются по литологическому составу, текстуре и седиментационной структуре от пластов, входящих в рассматриваемый набор пластов

Парасеквенс выделяется в разрезе в качестве относительно согласной серии генетически связанных пластов по отложениям, связанных с морскими приливами. Т.о. парасеквенсы состоят из наборов пластов, пластов, наборов прослоев и прослоев.

Набор парасеквенсов определяется как последовательность генетически связанных парасеквенсов, которая создает определенную морскую вертикальную форму разреза, ограниченную во многих случаях поверхностями, созданными морскими течениями.

Секвенс -это относительно согласная генетическая связанная серия слоев, ограниченная несогласиями, границы которых формируются как «отклик» на относительные падения уровня моря. Границы секвенсов представляют собой хроностратиграфические поверхности существенной эрозии или перерывов в осадконакоплении.

Поисково-оценочный этап

1 Выявление объек­тов поискового бурения: Районы с установленной или возмож­ной нефтегазоносностью:

2. Подготов­ка объек­тов к поисковому бурению: Выявленные ловушки:

3. Поиск и оценка месторож­дений (залежей): Подготовлен­ные ловушки, Открытые месторожде­ния (залежи):

Среди локальных структурных эле­ментов прогноза и поисков могут быть: в платформенных областях — антиклинали и купола, солянокупольные и рифогенные структуры; антиклинали, флексуры; моноклинали. в складчатых и переходных облас­тях — антиклинали и брахиантиклинали; осложенные антиклинали; рифогенные структуры.

Среди локальных неструктурных элементов прогноза и поисков могут быть объекты:

литологического типа — локальные участки выклинивания коллекторов, замещения коллек­торов неколлекторами; участки песчаных образований пале­орек, баров.

Стратиграфического типа — локаль­ные участки стратиграфических несог­ласий на антиклиналях, куполах, моно­клиналях;

Литолого-стратиграфических типов — локальные участки выклинивания коллекторов, несогласно перекрытых неколлекторами; страт- и лит-дизъюнктивных экранов.

Тектонические критерии.

Для оценки перспектив обнаружения зон нефтегазонакопления исследуемой территории необходимо выяснить наличие:

1) региональных геоструктурных элементов, благоприятных для размещения в их пределах различных генети­ческих типов зон нефтегазонакопления;

2) структурных условий, благоприятных для формирования зон нефтегазонакопления литологического и литолого-стратиграфического классов.

Образование зон нефтегазонакопления в пределах перечисленных структурных элементов зависит от ряда дополнительных факторов, связанных с их формированием и развитием:

1) времени заложения региональных структурных ловушек. Во многих нефтегазоносных областях наблюдается прямая связь этого фактора с продуктивностью регионально нефтегазоносных комплексов.

2) условий сохранности структурной замкнутости региональных и локальных ловушек в последующие геоло­гические эпохи. Если ловушки в отдельные отрезки времени геологической истории подвергались структурным перестройкам, то они нередко оказывались непродуктивными.

 

 

36. Литологофациальные и геохимиче­ские критерии прогнозирования нефтегазоносности недр.

Литолого-фациальными и геохимическими условиями контроли­руются вещественный состав осадочных образований и геохимическая обстановка накопления и последующего преобразования захороняемого в осадке исходного ОВ, а следовательно, и формирование воз­можно нефтегазоматеринских комплексов отложений в различных частях бассейна седиментации.

Общими характерными осо­бенностями потенциально нефтематеринских отложений являются: накопление их в субаквальной среде с анаэробной геохимической обстановкой; повышенное содержание в них ОВ, преимущественно сапропелевой или гумусово-сапропелевой природы; повышенное содержание в составе рассеянного ОВ битумоидов и УВ нефтяного ряда; региональная приуроченность к рассматриваемому комплексу отложений битумопроявлений.

Потенциально нефтегазоматеринские отложения могут генерировать нефтяные УВ только при сочетании определенных геологических, геохимических и геофизических условий.

Одним из основных критериев выделения нефтегазопродуцирующих отложений является способность потенциально нефтегазоматеринских отложений отдавать содержащиеся в них УВ. Формирование нефтегазопродуцирующих отложений происходит при теснейшем взаимодействии литолого-фациальных, геохимических, палеотектонических и палеогеотермических факторов.

Литолого-фациальные и геохимические критерии в совокупности с другими (палеотектоническими и палеогидрогеологическими) предопределяют условия миграции и аккумуляции нефти и газа в природном резервуаре, а также формирование регионально нефтегазоносных этажей.

Литолого-фациальному фактору наряду с тектоническим принадлежит ведущая роль в возникновении и развитии про­цессов

 

Поисково-оценочный этап

1 Выявление объек­тов поискового бурения: Районы с установленной или возмож­ной нефтегазоносностью: 1. Выявление условий залегания и других геолого-геофизи­ческих свойств нефтегазоносных и нефтегазоперспектив­ных комплексов.2. Выявление перспективных ловушек. 3. Количественная оценка прогнозных локализованных ресурсов. 4. Выбор объектов для детализационных работ.: Прогнозные локализо­ванные ресурсы Д₁л.

2. Подготов­ка объек­тов к поисковому бурению: Выявленные ловушки: 1. Детализация выявленных перспективных ловушек, позво­ляющая прогнозировать пространственное положение зале­жей. 2. Количественная оценка ресурсов на объектах, подготов­ленных к поисковому бурению. 3. Выбор объектов и определение очередности их ввода в по­исковое бурение.:Перспективные ресурсы С_3.

3. Поиск и оценка месторож­дений (залежей): Подготовлен­ные ловушки, Открытые месторожде­ния (залежи): 1. Выявление в разрезе нефтегазоносных и перспективных комплексов коллекторов и покрышек и определение их гео­лого-геофизических свойств (параметров). 2. Выделение, опробование и испытание нефтегазоперспек­тивных пластов и горизонтов, получение промышленных притоков нефти и газа и установление свойств флюидов и фильтрационно-емкостных характеристик. 3. Открытие месторождения и постановка запасов на Государственный баланс. 4. Выбор объектов для проведения оценочных работ. 5. Установление основных характеристик месторождений (залежей). 6. Оценка запасов месторождений (залежей). 7. Выбор объектов разведки.: Предварительно оцененные запасы С₂, частично разведанные C₁

Разведочный этап.

1. Разведка и пробная эксплуата­ция: Промышлен­ные место­рождения (залежи): 1. Уточнение геологического строения и запасов залежей. 2. Пробная эксплуатация для получения данных и параметров для составления технологической схе­мы разработки мест-й. 3. Перевод запасов категории С₂ в категорию С₁.: Разведанные запасы C₁, частично предварительно оцененные С₂.

 

42. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ПРОВЕДЕНИЮ РЕГИОНАЛЬНЫХ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ РАБОТ.

Проведение региональных геолого-геофизических работ регламентируют следующие геологические и экономические требования:

1. Направленность изучения. изучается весь комплекс задач с изучением тект-кой структуры и истории формирования тер-рии.

2. Глубинность изучения. На первой стадии региональных работ изучается земная кора на всю ее мощность опорным бурением. На второй стадии преимущественно изучается осадочный чехол на всю его мощность по сгущенной сети профилей параметрическим и опорным бурением.

3. Сроки работы. Рeгиональные исследования должны проводится в сроки, опережающие развитие поисковых и разведочных работ на 2-3 года, с целью концентрации их на главных направлениях.

4. Ограничение объемов изучения. Рентабельным для региональных работ является ведение их в объемах, составляющих для бурения 10-40% от общего объема и для региональных геофизических работ 15-25% от общего их объема.

5. Комплексность исследований. достигается соединением дистанционных (космических) геологических, геофизических, геохимических и гидрогеологических методов изучения земли и введением в комплекс новых эффективных видов региональных исследований.

6. Обязательное сочетание системы опорных и облегченных наблюдений. Региональные работы должны включать в себя точечные, пунктирные, профильные и площадные наблюдения.

7. Научное обобщение результатов региональных геолого-геофизических работ и составление плана этих работ на перспективу.

 

СТАДИИ ВЫЯВЛЕНИЯ СТРУКТУР И ПОДГОТОВКИ СТРУКТУР К БУРЕНИЮ.

Цель геолого-разведочных работ на стадии выявления и подготовки объектов к поисковому бурению - выявление и подготовка локальных объектов для ввода их в поисковое бурение.

Основной задачей стадии является создание фонда перс­пективных локальных объектов и оценки их ресурсов для выбора и оп­ределения очередности ввода их в поисковое бурение.

Типовой комплекс работ включает: дешифрирование материалов аэрофото- и космических съемок локального и де­тального уровней; структурно-геологическую съемки; гравиразведку, магниторазведку и электроразведку; сейсморазведку по системе взаимоувязанных профилей; бурение структурных скважин; специальные работы и исследования по прогнозу геологического разреза и пря­мым поискам. Основными методами выявления и подготовки объектов яв­ляются структурное бурение и сейсморазведка.

Поисково-оценочный этап

1 Выявление объек­тов поискового бурения: Районы с установленной или возмож­ной нефтегазоносностью: 1. Выявление условий залегания и других геолого-геофизи­ческих свойств нефтегазоносных и нефтегазоперспектив­ных комплексов.2. Выявление перспективных ловушек. 3. Количественная оценка прогнозных локализованных ресурсов. 4. Выбор объектов для детализационных работ.: Прогнозные локализо­ванные ресурсы Д₁л.

2. Подготов­ка объек­тов к поисковому бурению: Выявленные ловушки: 1. Детализация выявленных перспективных ловушек, позво­ляющая прогнозировать пространственное положение зале­жей. 2. Количественная оценка ресурсов на объектах, подготов­ленных к поисковому бурению. 3. Выбор объектов и определение очередности их ввода в по­исковое бурение.:Перспективные ресурсы С_3.

 

Анализ фонда структур.

Основной задачей стадии выявления и подготовки объектов к поисковому бурению является создание фонда перс­пективных локальных объектов.

Общий фонд структур, учитываемый на начало каждого года, включает:

а) фонд подготовленных структур, еще не введенных в поисковое (параметрическое)бурение (резервный фонд);

б) фонд структур, находящихся в поисковом бу­рении или консервации (исследуемый фонд);

в) фонд струк­тур, выведенных из поискового бурения (освоенный фонд);

г) структуры, выведенные из фон­да по ревизии.

Анализ резервного фонда проводится с целью:

- оценки качества подготовки структур;

- ревизии фонда и отбраковки бесперспективных структур;

- оценки и уточнения перспективных ресурсов;

- определения очередности ввода структур резервного фонда в поисковое бурение.

В результате анализа фонда структур устанавливаются: общие закономерности размещения подготовленных по поисковым на­правлениям и территории; минимальные размеры ловушек; подтверждаемость объектов; обеспеченность заданных приростов запасов и восполняемость введенных в бурение структур фондом подготовленных структур; успешность глубокого поискового бурения на объектах, подготовленных в районах и т.д.

Для анализа фонда структур используются следующие коэффициенты:

Коэффициент обеспеченности структурами Kоб — отношение количе­ства структур резервного фонда Np к количеству вводимых в бурение за год Nвб:

Коэффициент восполняемости структур Kв — отношение количества структур, подготовленных за год ( N ) к количеству структур, вводимых в бурение за год Nвб.

Одним из показателей эффективности являются коэффициент подтверждаемости структур глубоким бурением Кподтв, коэффициент успешности поисковых работ на разбу­ренных структурах Кусп. и коэффициент успешности поисковых скважин Кусп.скв

 

45. СТАДИЯ ПОИСКА И ОЦЕНКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (ЗАЛЕЖЕЙ).

Поисково-разведочный этап:

Поиск и оценка месторож­дений (залежей):

Объектами проведения работ: Подготовлен­ные ловушки, Открытые месторожде­ния (залежи):

Решаемые задачи: 1. Выявление в разрезе нефтегазоносных и перспективных комплексов коллекторов и покрышек и определение их гео­лого-геофизических свойств (параметров). 2. Выделение, опробование и испытание нефтегазоперспек­тивных пластов и горизонтов, получение промышленных притоков нефти и газа и установление свойств флюидов и фильтрационно-емкостных характеристик. 3. Открытие месторождения и постановка запасов на Государственный баланс. 4. Выбор объектов для проведения оценочных работ. 5. Установление основных характеристик месторождений (залежей). 6. Оценка запасов месторождений (залежей). 7. Выбор объектов разведки.:

Результаты: Предварительно оцененные запасы С₂, частично разведанные C₁

Типовой комплекс работ включает: бурение и испытание поисково-оценочных скважин; детализационную скважинную и наземную (морскую) сейсморазведку; специальные работы и исследования по изучению геологического разреза, положения контуров залежей и элементов ограничения залежи.

Поисково-оценочные работы осуществляются по проектам, в том числе по комплексным проектам (КП), которые составляются и ут­верждаются в соответствии с действующими инструкциями.

По заверше­нии поискового бурения оценивается эффективность и обосновываются пред­ложения по дальнейшему проведению или прекращения работ.

Эффективность работ на поисково-оценочном этапе определяется сле­дующими показателями: - успешностью открытия месторождений; - количеством поисковых скважин;

- продолжительностью поисковых работ на площади;

- отношением запасов категорий C_l + С₂ по открытым месторождениям (залежам) к затратам, которые потребовались на их открытие.

 

Крест поисковых скважин

В первую очередь бурят скважины по профилю вдоль короткой оси складки, а во вторую—две скважины на периклинальных окончания.

Разведочный этап ГРР.

Разведочный этап.

Стадия: Разведка и пробная эксплуата­ция:

Объектами проведения работ: Промышлен­ные место­рождения (залежи):

Решаемые задачи: 1. Уточнение геологического строения и запасов залежей. 2. Пробная эксплуатация для получения данных и параметров для составления технологической схе­мы разработки мест-й. 3. Перевод запасов категории С₂ в категорию С₁.: Разведанные запасы C₁, частично предварительно оцененные С₂.

В процессе разведки решаются следующие вопросы:

1) уточнение положения контактов и контуров залежей;

2) уточнение дебитов, пластового давле­ния, давления насыщения и коэффициентов продуктивности скважин;

4) уточнение изменчивости фильтрационно-емкостных характеристик коллекторов;

5) уточнение изменчивости физико-химических свойств флюидов и т.д.

Типовой комплекс работ включает:

- бурение разведочных и опережающих эксплуатационных скважин;

- переинтерпретацию геолого-геофизических материалов с учетом данных по пробу­ренным скважинам;

- проведение детализационных геолого-геофизических работ на площади и в скважинах;

- проведение пробной эксплуатации залежи.

По результатам работ на этапе разведки составляются: отчет по подсчету запасов; технико-экономическое обоснование величин коэффициентов извлечения нефти и конденсата.

Эффективность работ на разведочном этапе определяется следующими показателями:

- приростом запасов нефти.

- удельным весом продуктивных разведочных скважин (%);

- продолжительностью разведки месторождения (годы);

- затратами на разведку одного месторождения (руб.).

 

Требования к ГРР на этапе разработки месторождений

На разрабатываемых месторождениях нефти и газа должно проводиться всестороннее доизучение залежей эксплуатационными, а в необхо­димых случаях и разведочными скважинами. Доизучение включает в себя:

— детальное и комплексное изучение керна;

— геофизические исследования скважин;

— комплекс гидродинамических исследований, уточняющих, положение контактов;

— изучение изменения пластового давления;

— изучение изменения текущих и годовых отборов продукции.

Объем и качество проводимых исследований должны обеспе­чивать возможность проведения подсчета запасов нефти метода­ми материального баланса и статистическим методом, а запасовгаза— ме­тодом падения давления и перевода их в более высокие кате­гории.

На месторождениях, введенных в разработку, должен про­изводиться перевод запасов категорий C₁ и С₂ в категории А и В по данным бурения и исследования эксплуатационных скважин.

Состояние ресурсов, запасов и добычи нефти и газа в мире.

1. Доказанные запасы нефти стран мира на 2009 г. составили 190,3 млрд. т, прирост 38% с 90-х годов. В странах ОПЕК сосредоточено 73% этих запасов. На долю промышленно развитых стран приходится около 16%.

2. Добыча нефти в мире в 2008 г. Составила 4088 млн. т. Прирост 27% выше с 1990 г..В развивающихся странах было добыто более 60% нефти, в развитых – около 18%.

3. потребление нефти в 2007 г. составило 4075 млн. т. Более половины этого количества использовано в промышленно развитых странах, около трети – в развивающихся странах и 17 % - в странах с переходной экономикой.

4. Доказанные запасы газа в мире с 90-х выросли на 35%, до 181,4 трлн. м3. В развивающихся странах сосредоточено 60 % запасов газа. Промышленно развитые страны 7% мировых. страны с переходной экономикой - 34%.

5. Добыча газа зс 90-чвыросла – на 45%. На долю развитых стран 35,%, стран с переходной экономикой 27,0%. развивающихся стран - 37,5%.

6. Потребление газа в 2007 г. составило 2857 млрд. м3, из которых 46,0% развитые страны, 24,7% - на страны с переходной экономикой и 29,3% - на развивающиеся страны.

7. В торговом обороте в 2007 г. было 2230 млн. т сырой нефти, 737 млн. т нефтепродуктов и 887 млрд. м3 газа (в том числе 227 млрд. м3 в сжиженном виде). Развитые страны являются нетто-импортерами как жидких углеводородов, так и газа. Развивающиеся страны и страны с переходной экономикой представляют собой нетто-экспортеров всех видов энергоносителей. Среди географических регионов Африка, Ближний и Средний Восток, Южная и Юго-Восточная Азия, Австралия и СНГ являются нетто-экспортерами газа, а Европа, Центральная Азия и Дальний Восток – нетто-импортерами.