Мурманшельфинфо. 2017, № 2.

качественные характеристики. В связи с этим необходимо с помощью бальных оце ­ нок придать качественным параметрам ко ­ личественные значения. Для обеспечения методически обоснованного перевода ка ­ чественных характеристик в количествен ­ ные показатели целесообразно использо ­ вать шкалу Харрингтона [10]. В соответствии с данной методикой приняты три оценочные градации выраженности изменений пара ­ метров, что позволило представить сокра ­ щенную шкалу Харрингтона в следующем виде (табл. 1). Полный перечень показателей оценки уровня развития НГМ Арктики на основе их технико-экономических потенциалов представлен в табл. 2. В качестве объектов исследования выбраны месторождения За ­ падно-Арктического шельфа (акватории Пе ­ чорского, Баренцева и Карского морей), как наиболее перспективные, в которых сосре ­ доточено более 70 % энергоресурсов [11]. Далее полученные разноразмерные ха ­ рактеристики необходимо агрегировать (свернуть) в один показатель. Для этих це ­ лей наиболее подходящей является методи ­ ка интегрального анализа [12; 13], позволя ­ ющая формализованно объединить в одну величину (интегральный показатель) всю совокупность признаков, обладающих коли ­ чественной неоднородностью. Преимуще ­ ством данного метода является возможность сопоставления разнородных показателей, путем агрегирования их в соответствующие величины, равнодействующие всех призна ­ ков, технико-экономического потенциала месторождений. Расчет интегрального показателя в соот ­ ветствии с методикой В. Плюты [13] предла ­ гается проводить в 4 этапа: Этап 1. Стандартизация показателей. На данном этапе происходит построение ма ­ трицы и определение ее элементов, как си ­ стемы показателей технико-экономического потенциала НГМ. Такие показатели являют ­ ся неоднородными, поскольку выражаются как в абсолютных, так и относительных ве ­ личинах, что делает невозможным простые арифметические действия, необходимые для вычисления интегрального показателя. Таблица 2 Входные параметры оценки уровня развития нефтегазовых месторождений Арктики [The input parameters to assess the level of development of oil and gas fields in the Arctic] Акватория Название месторождения Условное обозна ­ чение Технический потенциал место ­ рождений (T) Экономический потенциал месторождений (Е) х 1 Х 2 Х 3 Х 4 Х 5 х 6 Х 7 Х 8 Х 9 Х 10 х 11 Х 12 Печор ское море Поморское (ГК) А1 25 10 0,2 0,5 0,74 0,5 364,7 0,23 6756,6 12854,8 9475,7 1,23 Северо-Гуляевское (НГК) А2 20 65 0,3 0,6 0,84 0,47 284,7 0,11 5382,7 16947,7 3295,7 1,32 Приразломное (Н) А3 18 60 0,1 0,5 0,73 0,63 638,6 0,53 7395,8 22846,6 4635,5 1,01 Варандей-море (Н) А4 16 10 0,4 0,7 0,82 0,68 543,7 0,58 8836,6 29586,7 2475,6 1,04 Медынское-море (Н) А5 17 30 0,1 0,5 0,81 0,5 463,6 0,53 6384,6 18476,7 3846,6 1,11 Долгинское (Н) А6 47 90 0,48 0,6 0,7 0,55 473,6 0,51 7364,7 19475,7 3485,6 1,28 Баренцево море Мурманское (Г) А7 95 250 0,78 0,85 1 0,77 736,8 0,51 24317,6 27421,9 10532,9 1,2 Северо-Кильдинское (Г) А8 250 280 0,83 0,52 0,98 0,76 624,9 0,51 22631,9 21864,8 9654,7 1,11 Штокмановское (ГК) А9 230 550 0,77 0,01 0,7 0,1 1042,8 0,49 30396,59 37281,80 15221,34 1,64 Лудловское (Г) А10 220 670 0,53 0,01 0,52 0,11 317,9 0,12 15432,8 7438,09 2864,7 1,23 Ледовое ГК А11 240 620 0,52 0,01 0,58 0,13 264,8 0,18 10632,7 7249,5 4276,9 1,06 Карское море Русановское (ГК) А12 75 340 0,58 0,01 0,52 0,52 1003,6 0,5 30218,8 35964,71 14765,4 1,62 Ленинградское (ГК) А13 120 320 0,52 0,02 0,51 0,51 997,5 0,49 30165,6 32853,65 14279,7 1,59 Северо-Каменномысское (Г) А14 13 10 0,2 0,03 0,51 0,84 243,8 0,13 12865,9 9346,8 3965,8 1,12 Каменномысское (Г) А15 15 10 0,3 0,01 0,54 0,82 132,7 0,11 11743,8 8356,7 2875,6 1,02 Примечание: НГК - нефтегазовое; Н - нефтяное; ГК - газо-конденсатное; Г - газовое. October, 2017 • №2(30) • MurmanshelfInfo 41