К оглавлению	УДК 553.982:553.042(470+571)
	© Н.Г. Жузе, Н.М. Кругликов, 1998

ТЯЖЕЛЫЕ НЕФТИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ: ГЕОЛОГИЯ, ЗАПАСЫ, ИХ КАЧЕСТВО

Н.Г. Жузе, Н.М. Кругликов (ВНИГРИ)

В настоящее время в Российской Федерации открыто 280 месторождений тяжелых нефтей (ТН) с плотностью больше 0,904 г/см³. Основные геологические запасы ТН сосредоточены в трех нефтегазоносных провинциях (НГП): Западно-Сибирской (54 %), Волго-Уральской (26 %) и Тимано-Печорской (16,6 %). Около 3 % запасов приходятся на Северо-Кавказско-Мангышлакскую НГП (Краснодарский край, Чечня и Ингушетия) и Охотоморскую НГП (Сахалинская область). Перспективными для выявления месторождений ТН, но недостаточно изученными являются Енисейско-Анабарская и часть Восточно-Сибирской НГП.

Как и для обычных нефтей, для ТН характерна высокая степень концентрации запасов в крупных, крупнейших и уникальных месторождениях. Так, в указанных категориях месторождений сосредоточено: в Западной Сибири - 90,5 % запасов, в Волго-Уральской НГП - 31,9 %, в Тимано-Печорской НГП- 75,5 %, в Северном Предкавказье - 52,2 %, на Сахалине - 38 %. Подобная закономерность присуща запасам и всей Российской Федерации - 72,1 %. Для большинства многопластовых месторождений отмечается концентрация запасов в одной-двух, редко более, самых крупных залежах. Такое распределение особенно характерно для крупных и крупнейших месторождений (Ярегского, Усинского, Русского и др.). Для подобных месторождений установлена и наибольшая плотность запасов - сотни тысяч и миллионы тонн на 1 км² площади.

В фазовом отношении большинство залежей ТН являются чисто нефтяными. Исключение составляет Западная Сибирь, где почти все залежи (около 90 % запасов) относятся к категории газонефтяных или газовых с нефтяной оторочкой. В газе наиболее погруженных залежей отмечается присутствие конденсата, в то время как газ менее глубоких залежей преимущественно метановый, «сухой».

В целом залежи ТН находятся в пределах глубин 80-3900 м, но основная их часть приурочена к интервалу 500-1500 м. Большая часть геологических запасов категорий A+B+C₁ связана с терригенными коллекторами, меньшая - с карбонатными. Подобная асимметрия вызвана преимущественным развитием терригенных коллекторов Западной Сибири. Без учета ее запасов это соотношение примерно равно. В Западно-Сибирской и Охотоморской НГП коллекторы терригенные, в Волго-Уральской, Тимано-Печорской и Северо-Кавказско-Мангышлакской НГП- карбонатные и терригенные.

Основные запасы ТН связаны с зонами современного и древнего гипергенеза, в которых в результате интенсивных восходящих движений или вертикальной миграции обычные нефти попадают в сферу биохимического и химического окисления и подвергаются процессам биодеградации, окисления и вымывания водой [1,2]. Зоны развития собственно первичных тяжелых катагенных нефтей приурочены главным образом к областям развития доманикитов, находившихся в термобарических условиях начального мезокатагенеза (МК₁-МК₂), при которых битумоиды и нефти обогащены асфальтово-смолистыми компонентами, тяжелыми металлами и в ряде случаев серой.

Залежи ТН в Российской Федерации в большинстве случаев характеризуются неплохими показателями для разработки: большая часть запасов ТН приурочена к пластам, эффективная нефтенасыщенная толщина которых в залежах более 5 м, проницаемость 0,1-0,5 мкм² и выше, открытая пористость более 20 %, пластовая вязкость нефтей менее 100 мПа-с. Наилучшими качествами для разработки отличаются нефти Западно-Сибирской НГП, Сахалинской области и Краснодарского края, где основная часть ТН - смолистая, малосернистая, малопарафинистая. В Тимано-Печорской НГП большая часть нефтей высокосмолистая, малопарафинистая, сернистая, в Волго-Уральской НГП- высокосмолистая, высокосернистая, парафинистая.

Степень освоения месторождений ТН наиболее высокая в Краснодарском крае и Сахалинской области, где на 01.01.94 г. накопленная добыча ТН достигла 63-70 % извлекаемых запасов категорий A+B+C₁. Накопленная добыча для Волго-Уральской НГП составила 20 %, Тимано-Печорской - 14 %, Западно-Сибирской - 2,5 %. Максимальная освоенность отмечается в тех регионах, где больше всего выработаны запасы более легких и менее вязких нефтей.

В Западно-Сибирской НГП в ближайшей перспективе возможно продолжение освоения месторождений ТН Широтного Приобья и подготовка к освоению уникального Русского месторождения за Северным полярным кругом. В Тимано-Печорской НГП наиболее рентабельны для освоения месторождения ТН Варандейской группы и Хорейверской впадины. В Волго-Уральской НГП необходимы подготовка к освоению среднего по запасам Степноозерского месторождения ТН и ввод в разработку мелких залежей ТН, прежде всего имеющих пластовую вязкость менее 30 и 30-50 мПа-с. В Сахалинской области и Краснодарском крае большая часть месторождений ТН разрабатывается в настоящее время. Основные объекты освоения в будущем - это месторождения ТН сахалинского шельфа и вновь открываемые месторождения Краснодарского края.

В Тимано-Печорской НГП основные запасы ТН сосредоточены в Тиманской, Печоро-Колвинской, Хорейверской и Варандей-Адзьвинской нефтегазоносных областях (НГО). Небольшие по запасам месторождения найдены также в Ижма-Печорской и Северо-Предуральской НГО. В провинции в настоящее время открыты 4 крупных по извлекаемым запасам (Ярегское, Усинское, Торавейское, Наульское), 6 средних (Варандейское, Южно-Торавейское, Лабоганское, Тобойское, Западно-Хоседаюское, Висовское) и 14 мелких месторождений ТН. В настоящее время разрабатываются 2 месторождения - Ярегское и Усинское, подготовлены к промышленному освоению 5 месторождений Варандейской группы и 2 - в Хорейверской впадине. Все крупные и 4 средних месторождения, кроме Тобойского и Висовского, находятся на глубине менее 1,5 км. Глубина залегания залежей в терригенных коллекторах - 175-2700 м, карбонатных - 550-3910 м. В терригенных коллекторах основные запасы сосредоточены на глубине менее 500 м и в интервале 1000-1500 м, карбонатных - 1000-1500 м. С терригенными коллекторами связаны 55 % геологических запасов ТН категорий A+B+C₁, с карбонатными - 45 %.

Месторождения ТН приурочены в основном к крупным положительным структурам - Восточно-Тиманскому, Печоро-Кожвинскому и Колвинскому мегавалам, к валам Сорокина и Сарембой-Нертейягинскому. В Хорейверской впадине месторождения ТН размещаются в биогермных структурах верхнего девона. Возраст продуктивных на ТН отложений в Тиманской, Ижма-Печорской и Хорейверской НГО - позднедевонский, в Печоро-Колвинской и Северо-Предуральской НГО - пермокарбоновый, Варандей-Адзьвинской НГО - пермотриасовый.

Залежи нефтяные, массивно-сводовые и пластово-сводовые, с литологическими и стратиграфическими ограничениями. Высота залежей - от нескольких метров до первых сотен метров. Коллекторы - песчаники, алевролиты, известняки, доломиты. У подавляющей части залежей эффективная нефтенасыщенная толщина продуктивных пластов более 5 м, открытая пористость более 15 %, проницаемость выше 0,1 мкм². Нефтепроводность пластов-коллекторов - 0,8-8,1 см*мкм²/(мПас), причем наиболее высокая - на валах Сорокина и Ухто-Ижемском. Дебит нефтяных скважин- 0,8-80,0 т/сут, чаще 5-20 т/сут. Газовый фактор - 10,1-35,0 м³/т. Коэффициент извлечения нефти в терригенных коллекторах принят равным 0,2-0,4, в единичных случаях - 0,5, карбонатных - 0,11-0,40. Диапазон пластовых температур залежей 6-61 °С и пластовых давлений - 1,1-38,0 МПа.

Основные запасы и ресурсы ТН сосредоточены в зонах современного, реже - древнего гипергенеза. Первичные тяжелые катагенные нефти играют подчиненную роль. Гипергенно-измененные нефти на глубине 80-1100 м тяжелые (= 0,925-0,962 г/см³), вязкие и высоковязкие (26-15000 мПа-с), смолистые и высокосмолистые (10,1-30,0 %), сернистые и высокосернистые (0,96-2,91 %), малопарафинистые и парафинистые (0,3-1,5 %), с высоким содержанием асфальтенов (4,2-10,4 %) и высокой коксуемостью (7-9 %). Нефти отличаются пониженными выходами бензиновых фракций (НК - 200 °С) - 0-5 % на нефть и дистиллятных фракций (НК - 350 °С) - 18,5-21,0 % на нефть. Нефти циклановые, для них характерно пониженное содержание н-алканов и остаточное накопление полицикланов. Температуры застывания нефтей 0...-18 °С.

Палеогипергенные нефти близки по своим характеристикам к гипергенным, но отличаются несколько более высокими концентрациями алканов в дистиллятной части и более высокими коэффициентами "метаморфизации" нефтей.

Первичные катагенные нефти на глубине 1,3-3,9 км - тяжелые (= 0,908-0,970 г/см³), маловязкие, вязкие и высоковязкие (4,5-418,0 мПа-с), сернистые и высокосернистые (0,9-2,9 %), смолистые и высокосмолистые (10-20 %), парафинистые и высокопарафинистые (2-10 %), с высоким содержанием асфальтенов (4-8 %). Выход бензиновых фракций на нефть - 8-23 %, дистиллятных - 28-40 %. Нефти цикланоалкановые и алканоциклановые по УВ-составу, причем изоалканы и н-алканы присутствуют в сравнимых количествах и в распределении цикланов наблюдается типичное для катагенных нефтей снижение концентраций от моноцикланов к полицикланам.

В Волго-Уральской НГП основные запасы ТН сосредоточены в Верхнекамской, Южно-Татарской и Мелекесской нефтеносных областях (НО). Месторождения ТН открыты также в Северо-Татарской и Уфимской НО и Бузулукской, Нижне-Волжской и Южно-Предуральской НГО. В этой провинции в настоящее время открыто 1 крупное (Ромашкинское), 7 средних (Ново-Елховское, Бурейкинское, Степноозерское, Москудьинское, Павловское, Мишкинское, Гремихинское) и 184 мелких месторождения ТН. Все средние и одно крупное месторождения находятся на глубине менее 1500 м. В карбонатных коллекторах сосредоточены 55 % геологических запасов ТН категорий А+В+С₁, в терригенных - 45 %. Основные запасы ТН в терригенных коллекторах связаны с визейским ярусом, в карбонатных - с турнейским ярусом нижнего карбона и башкирским и московским ярусами среднего карбона. Единичные мелкие залежи найдены в верхнем девоне и нижней перми.

Месторождения ТН приурочены в основном к вершинам Татарского, Пермско-Башкирского и Жигулевского сводов, Верхнекамской и Мелекесской впадинам и Бирской седловине.

Залежи нефтяные, пластово-сводовые, массивно-сводовые, в отдельных случаях - литологически экранированные. Высота залежей - от нескольких метров до нескольких десятков метров. Пластовые температуры в залежах - 5-42 °С, пластовые давления - 5-25 МПа. Коллекторы - песчаники, алевролиты, известняки, доломиты. В терригенных коллекторах открытая пористость - 16-29 %, проницаемость - 0,1-1,0 мкм²; в карбонатных коллекторах открытая пористость - 11-18 %, проницаемость - 0,01-0,50 мкм², в отдельных случаях - до 2,2 мкм². Нефтепроводность пластов-коллекторов - 1,4-18,4 см*мкм²/(мПас), причем в большинстве случаев - ниже 5 см*мкм²/(мПас). Дебит скважин - 0,5-75,0 т/сут, чаще менее 10 т/сут. Газовый фактор - 6,6-21,0 м³/т. Коэффициент извлечения нефти в терригенных коллекторах - 0,2-0,5, в карбонатных - 0,11-0,40.

На глубине менее 1 км нефти тяжелые (= 0,910-0,960 г/см³), вязкие и высоковязкие (29,9-165,0 мПа-с), смолистые и высокосмолистые (11-27 %), высокосернистые (2,6-4,0 %), парафинистые (2,1-5,9 %), с высоким содержанием асфальтенов (5,0-10,3 %) и высокой коксуемостью (6-10 %). Выход дистиллятных фракций менее 30 % на нефть, бензиновых фракций на глубине 75-350 м - 0-1,5 %, в интервале 600-1000 м - 8-12 %, что свидетельствует о затухании гипергенных процессов на глубине свыше 0,6 км. По УВ-составу нефти на глубине менее 0,4 км - циклановые, в интервале 0,6-1,0 км - цикланоалкановые. Температуры застывания нефтей -20... -30 °С.

Катагенные нефти на глубине 1,1-2,5 км (в отдельных залежах - до 3 км) - тяжелые (= 0,909-0,930 г/см³), вязкие и высоковязкие (27-70 мПа-с), смолистые и высокосмолистые (8,5-25,0 %), пара-финистые (2,4-5,8 %), с содержанием асфальтенов 2-6 % и коксуемостью 4-8 %. Содержание бензиновых фракций - 8-22 % на нефть, дистиллятных - 31-42 %. Нефти алканоциклановые по УВ-составу. В бензиновой и керосиновой фракциях доминируют алканы, в дистиллятной - алканы и цикланы.

В Северо-Кавказско-Мангышлакской НГП на территории Краснодарского края в Индоло-Кубанском прогибе открыто 1 среднее (Анастасиевско-Троицкое) и 26 мелких месторождений ТН; в Чечне и Ингушетии в Терско-Каспийском прогибе - 2 мелких месторождения. Возраст продуктивных отложений - палеогеновый и неогеновый, коллекторы - терригенные и карбонатные. Глубина залегания залежей 150-1800 м, чаще - менее 1000 м.

Залежи нефтяные, газонефтяные, нефтегазоконденсатные, пластово-сводовые, пластово-массивные, стратиграфически и литологически экранированные и тектонически нарушенные. Эффективная нефтенасыщенная толщина продуктивных пластов-коллекторов - 2,0-35,7 м, открытая пористость - 11-32 %, проницаемость - 0,01-1,50 мкм², чаще - 0,1-0,5 мкм². Нефтепроводность пластов-коллекторов - 1,86-73,60 см*мкм²/(мПа-с), но в большинстве случаев - 1-5 см*мкм²/(мПас). Дебит скважин- 3-83 т/сут, чаще - несколько десятков тонн в сутки. Газовый фактор - 24,6-100,0 м³/т. Пластовые температуры в залежах - 25-61 °С, пластовые давления - 5,5-15,6 МПа. Коэффициент извлечения нефти в терригенных коллекторах - 0,14-0,40, в единичных залежах - 0,6, в карбонатных - 0,20-0,26.

Нефти в основном смолистые, малопарафинистые и малосернистые. В некоторых залежах - высокосмолистые, сернистые и парафинистые. По УВ-составу нефти циклановые и цикланоалкановые. Выход бензиновых фракций - 5-15 % на нефть, дистиллятных - 31-45 %. Все нефти отличаются низким содержанием асфальтенов и малой коксуемостью. Температуры застывания нефтей -10 ...-20 °С.

В Западно-Сибирской НГП основные ресурсы и запасы сосредоточены в Надым-Пурской, Пур-Тазовской и Среднеобской НГО. Единичные месторождения ТН открыты в Ямальской и Гыданской газонефтеносных областях (ГНО), Фроловской и Каймысовской НГО. Основные запасы ТН выявлены в сеноманских отложениях (пласты ПК_1-6) на севере провинции на глубине менее 1 км и в готерив-барремских отложениях (пласты групп А и Б) в Широтном Приобье на глубине 1,5-2 ,0 км. В настоящее время в провинции открыты 1 уникальное по извлекаемым запасам месторождение (Русское), 4 крупнейших (Северо-Комсомольское, Федоровское, Ван-Еганское, Лянторское), 4 крупных (Западно-Мессояхское, Тазовское, Вачимское, Верхне-Коликъеганское), 4 средних и 9 мелких месторождений ТН. Разрабатываются только 3 месторождения в Широтном Приобье - Федоровское, Лянторское и Вачимское. Коэффициент извлечения нефти в разрабатываемых залежах - 0,3-0,4, в неразрабатываемых принят равным 0,25-0,40.

Месторождения ТН расположены на глубине 600-2200 м. Они выявлены на Русско-Часельском, Танловском, Нижнемессояхском и Южно-Ямальском мегавалах, Сургутском и Красноленинском сводах и в пределах Харампурской и Ходырьяхинской моноклиналей.

Основные запасы ТН сосредоточены на глубине 600-1100 м в сеноманских отложениях (пласты ПК_1-6). Залежи нефтяные с газовыми шапками и газовые с нефтяными оторочками, массивные, пластово-сводовые, реже - тектонически экранированные. Высота залежей - 40-260 м, эффективная нефтенасыщенная толщина продуктивного пласта - 5,5-23,0 м. Коллекторы - песчаники и алевролиты с открытой пористостью 25-35 %, проницаемостью 0,1-4,8 мкм². Пластовое давление в залежах - 9-11 МПа, пластовая температура - 19-32 °С. Нефтепроводность пластов-коллекторов - 0,80-6,61 см*мкм²/(мПас). Дебит нефти в отдельных скважинах - 3,4-24,0 т/сут.

На глубине от 1,1 до 2,0 км в отложениях апт-сеномана, альба и готерив-баррема залежи нефтяные и газонефтяные, пластово-сводовые. Высота залежей - от нескольких метров до первых десятков метров. Коллекторы - песчаники и алевролиты с открытой пористостью 23-27 %, проницаемостью 0,2-0,7 мкм², эффективной нефтенасыщенной толщиной 2,3-8,6 м. Нефтепроводность пластов-коллекторов - 1,6-43,7 см*мкм²/(мПас). Газовый фактор - 25-75 м³/т. Дебит нефти в отдельных скважинах - 3,5-120,0 т/сут, пластовое давление в залежах - 11-21 МПа, пластовая температура - 35-63 °С.

На глубине 600-1100 м нефти гипергенные, тяжелые ( =0,914-0,959 г/см³), высоковязкие (211-846 мПа-с), малосмолистые и смолистые (3,9-14,1 %), малосернистые и сернистые (0,13-0,98 %), с невысокой коксуемостью (2,04-3,50, в единичных случаях - 5,19) и небольшим содержанием асфальтенов (0,30-2,66 %). Нефти циклановые, с практическим отсутствием бензиновых фракций (0-2 %) и низким выходом дистиллятных фракций (14-32 %).

На глубине от 1,1 до 1,5 км в отложениях апт-сеномана и альба нефти раннекатагенноготипа - тяжелые ( = 0,908-0,939 г/см³), высоковязкие (75-334 мПа-с), смолистые и высокосмолистые (6,2-15,7 %), малопарафинистые (0,4-1,5 %), малосернистые и сернистые (0,30-0,76 %), с низким выходом бензиновых (3-7 %) и дистиллятных (28-35 %) фракций, цикланоалкановые по УВ-составу. Температура застывания нефтей -25 ...-40 °С.

В Широтном Приобье в отложениях готерив-баррема на глубине 1,6-2,2 км нефти катагенные, тяжелые (=0,905-0,918 г/см³), вязкие и высоковязкие (15,0-32,8 мПа-с), смолистые (5,4-11,8 %), малосернистые и сернистые (0,31-1,94 %), малопарафинистые и парафинистые (0,88-4,20 %) с невысокой концентрацией асфальтенов (1,5-3,0 %) и небольшой коксуемостью (1,5-4,7 %). Выход бензиновых фракций на нефть - 7,0-19,5 %, дистиллятных - 31-42 %. Нефти цикланоалкановые и алканоциклановые по УВ-составу. Температура застывания нефтей -3 ... -33 °С.

В Охотоморской НГП, в северной части Сахалинской НГО, открыты 1 среднее (Чайво-море) и 12 мелких месторождений ТН. Все месторождения, кроме Чайво-море, разрабатываемые. В мелких месторождениях Восточно-Сахалинского антиклинория на глубине 80-1500 м находятся 62 % геологических запасов категорий A+B+C₁, остальные 38 % запасов ТН сосредоточены в XIV пласте месторождения Чайво-море, расположенного в Пильтунско-Чайвинской депрессии на глубине 2 км.

Месторождения ТН приурочены к терригенным неогеновым отложениям - окобыкайской, дагинской и нутовской свитам. Залежи нефтяные и газонефтяные, пластово-сводовые, тектонически экранированные. Высота залежей - от нескольких десятков метров до первых сотен метров. Коллекторы - песчаники и алевролиты с высокой открытой пористостью (24-37 %, редко - 14-20 %) и хорошей проницаемостью (0,1-1,2 мкм², редко - 0,04-0,09 мкм²). Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта-коллектора - 5,0-60,6 м. Нефтепроводность пластов-коллекторов в мелких месторождениях на глубине до 1,5 км колеблется от 2 до 48 см*мкм²/(мПа*с), в большинстве случаев - 5-20 см*мкм²/(мПа*с), в месторождении Чайво-море на глубине около 2 км - 212 см*мкм²/(мПа*с). Дебит нефтяных скважин - 0,4-120,0 т/сут, в основном - 24-87 т/сут. Газовый фактор - 6,3-43,0 м³/т. Коэффициент извлечения нефти - 0,2-0,5 в зависимости от метода разработки.

На глубине от 80 до 970 м нефти гипергенные, тяжелые ( =0,906-0,940 г/см³), вязкие и высоковязкие (22,8-270 мПа-с), смолистые и высокосмолистые (8-17 %), малосернистые, реже сернистые (0,2-0,6 %), малопарафинистые (0,06-1,00 %), с низкой коксуемостью (3-4 %) и низким содержанием асфальтенов. Выход бензиновых фракций на нефть - 1,2-7,2 %, дистиллятных - 32-45 %. Нефти циклановые, в составе бензиновых, керосиновых и дистиллятных фракций доминируют цикланы и изоалканы. Температура застывания нефтей -20 ... -30 °С.

Нефти на глубине 1,1-2,0 км - катагенные, тяжелые ( = 0,904-0,929 г/см³), вязкие (5,1-29,0 мПа-с), смолистые (6,0-13,1 %) с низкой коксуемостью (менее 3 %) и низким содержанием асфальтенов (0,4-1,2 %). Нефти малосернистые (0,2-0,4 %) и малопарафинистые (0,4-1,0 %). Выход бензиновых фракций - 7,2-15,0 % на нефть, дистиллятных - 40-50 %. Нефти цикланоалкановые и алканоциклановые по УВ-составу. Температура застывания нефтей -40 ... -52 °С.

Основные продукты переработки ТН - топлива (моторные и котельные) и смазочные масла. Наиболее ценными для переработки являются ТН Западной Сибири и Краснодарского края, из которых возможно получение автомобильных бензинов и их компонентов (в Краснодарском крае - высокооктановых), керосинов, малосернистых топочных и флотских мазутов, высокоиндексных смазочных масел, летних дизельных топлив (реже зимних и специальных). Кроме того, из нефтей с облегченным фракционным составом возможно получение авиационных бензинов и топлив для реактивных двигателей, из тяжелых высокосмолистых нефтей - строительных и дорожных битумов.

Нефти Сахалинской области представляют собой ценное сырье для получения высокооктановых компонентов бензинов, малосернистых флотских и топочных мазутов, летних дизельных топлив.

Из тяжелых сернистых и высокосернистых нефтей Тимано-Печорской и Волго-Уральской НГП получают автомобильные бензины и их компоненты с невысокими октановыми числами, осветительные керосины, сернистые и высокосернистые топочные мазуты, летние дизельные топлива, смазочные масла типа индустриальных. Нефти Ярегского месторождения на Тимане являются источником уникальных холодоустойчивых смазочных масел с очень пологой термовязкостной кривой. Высокосмолистые ТН с высокой коксуемостью - ценное сырье для получения строительных и дорожных битумов и в ряде случаев - кокса.

В Волго-Уральской НГП нефти отличаются повышенной металлоносностью и при соответствующей технологии обработки могут быть дополнительным источником ванадия, никеля, молибдена и других ценных металлов.

Литература

1. Тиссо Б., Вельте Д. Образование и распространение нефти /Пер. с англ; под ред. Н.Б. Вассоевича. - М.: Мир, 1981.

2. Халимов Э.М., Климушин И.М., Фердман Л.И. Геология месторождений высоковязких нефтей СССР: Справочное пособие. - М.: Недра, 1987.

Abstract

The article reports heavy oils distribution in oil-and-gasbearing provinces of Russia, consideration is being given to aspects of their reserves structure by size of reservoirs, depth of occurrence, type of reservoir; data are reported on geologic-physical parameters of oil-containing formations and physical-chemical characteristics of heavy oils. For some regions an attempt to reveal geological grounds of heavy oils generation was undertaken. The promising fields for production and probable variants of heavy oils refining are also indicated.