В условиях трансформации глобальной энергетической структуры, связанной с истощением доступных запасов углеводородов в традиционных провинциях, комплексная оценка минерально-сырьевого потенциала нефтегазоносных бассейнов Мирового океана приобретает особую значимость через интеграцию региональных геолого-геофизических данных, бассейнового моделирования, петрофизического анализа, геомеханических расчетов и инженерно-строительных подходов к освоению глубоководных объектов, где газовые гидраты формируют существенный компонент ресурсной базы в виде кристаллических соединений воды с низкомолекулярными газами, стабильных в определенных термобарических условиях и содержащих объемы метана, в десятки раз превышающие запасы свободного газа по различным оценкам. Распределение прогнозных ресурсов демонстрирует выраженную дифференциацию в зависимости от тектонического режима, истории осадконакопления и термобарического градиента: бассейны пассивных окраин характеризуются высокими удельными показателями традиционной нефтегазоносности до 45-60 тыс. тонн условного топлива на квадратный километр, тогда как зоны активных окраин и задуговых прогибов выделяются повышенным потенциалом газогидратной компоненты вследствие интенсивной флюидной разгрузки, с локализацией скоплений преимущественно на континентальном склоне в интервале глубин моря 500-2500 м, где положение подошвы зоны стабильности гидратов фиксируется сейсмическими отражателями, а мощность гидратоносных интервалов варьирует от 50-80 до 400-600 м в высокоширотных регионах. Геомеханические свойства гидратонасыщенных отложений, включая модуль Юнга от 0,84 до 7,42 ГПа, коэффициент Пуассона, прочность на сжатие и скорости упругих волн, сильно зависят от литологического состава и степени насыщенности, определяя риски разжижения грунтов, оползневых процессов и потери несущей способности при техногенной диссоциации, что требует дифференцированных расчетных схем взаимодействия с донными сооружениями. Сопоставление технико-экономических параметров различных архитектурных решений морской инфраструктуры – полупогружных платформ, FPSO, SPAR, TLP и полностью подводных комплексов – на глубинах свыше 1500 м выявляет рост капитальных затрат от 174,8 до 247,9 млн долларов на скважину и операционных расходов при варьировании удельной производительности и срока службы, в то время как технологии извлечения газа из гидратов, включающие депрессионный, тепловой, ингибиторный, замещение углекислым газом и комбинированные методы, демонстрируют различия по энергетической эффективности до 73,8%, удельным затратам, коэффициентам извлечения до 67,3% и уровням рисков неконтролируемой дестабилизации. Интегральная количественная оценка по 28 бассейнам, выполненная вероятностным методом с расчетом P10-P90 на основе логнормального распределения параметров, показывает совокупный энергетический эквивалент ресурсной базы в 2,873×10¹⁴ тонн условного топлива, где доля газогидратной составляющей превышает 47%, при этом реализуемая часть потенциала на современном технологическом уровне ограничена 12-15%, что подчеркивает необходимость совершенствования методологических подходов, адаптации проектных решений к геотехническим особенностям гидратоносных толщ, устранения пробелов в нормативно-правовой базе и разработки специализированных технических требований для обеспечения устойчивого освоения глубоководных провинций в контексте растущей роли нетрадиционных источников углеводородов.
In the context of the transformation of the global energy structure associated with the depletion of available hydrocarbon reserves in traditional provinces, a comprehensive assessment of the mineral resource potential of the World Ocean's oil and gas basins is becoming particularly important through the integration of regional geological and geophysical data, basin modeling, petrophysical analysis, geomechanical calculations and engineering and construction approaches to the development of deep-sea facilities where gas hydrates form an essential component of the resource base is in the form of crystalline water compounds with low molecular weight gases that are stable under certain thermobaric conditions and contain volumes of methane that are ten times higher than the reserves of free gas according to various estimates. The distribution of forecast resources demonstrates a pronounced differentiation depending on the tectonic regime, sedimentation history and thermobaric gradient: basins of passive margins are characterized by high specific indicators of traditional oil and gas content up to 45-60 thousand tons of conventional fuel per square kilometer, while zones of active margins and back-arc deflections are characterized by an increased potential of the gas hydrate component due to intensive fluid discharge, with accumulation localization mainly on on the continental slope in the sea depth range of 500-2500 meters, where the position of the base of the hydrate stability zone is recorded by seismic reflectors, and the thickness of the hydrate-bearing intervals varies from 50-80 to 400-600 meters in high-latitude regions. The geomechanical properties of hydrated sediments, including the Young's modulus ranging from 0,84 to 7,42 GPa, the Poisson's ratio, the compressive strength, and the velocities of elastic waves, are highly dependent on the lithological composition and degree of saturation, which determines the risks of soil liquefaction, landslide processes, and loss of load-bearing capacity during technogenic dissociation. This requires the use of differentiated computational models for interaction with bottom structures. A comparison of the technical and economic parameters of various architectural solutions of the marine infrastructure – semi-submersible platforms, FPSO, SPAR, TLP and fully underwater complexes – at depths over 1,500 meters reveals an increase in capital expenditures from 174,8 to 247,9 million dollars per well and operating costs with varying specific productivity and service life, while gas extraction technologies from hydrates, including depression, thermal, inhibitory, carbon dioxide substitution, and combined methods, show differences in energy efficiency of up to 73,8%, unit costs, extraction coefficients of up to 67,3%, and risk levels of uncontrolled destabilization. An integral quantitative assessment for 28 basins, performed using the probabilistic method with the calculation of P10-P90 based on the lognormal distribution of parameters, shows the total energy equivalent of the resource base of 2,873×10¹⁴ tons of conventional fuel, where the share of the gas hydrate component exceeds 47%, while the realized part of the potential at the modern technological level is limited to 12-15%, which emphasizes the need for improvement methodological approaches, adaptation of design solutions to the geotechnical features of hydrate-bearing strata, elimination of gaps in the regulatory framework and development of specialized technical requirements to ensure sustainable development of deep-water provinces in the context of the growing role of unconventional sources of hydrocarbons.