VIP Studio ИНФО Перспективы создания новой базы нефтегазодобычи в Восточной Сибири
levitra bitcoin

+7(495) 725-8986  г. Москва

Журналы

  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал
  • Серия


    Серия "Гуманитарные
    науки"

  • Серия


    Серия
    "Экономика
    и Право"

  • Серия


    Серия
    "Естественные и
    Технические науки"

  • Серия


    Серия
    "Познание"

  • Журнал


    Журнал
    "Минеральные
    ресурсы России"

  • Журнал


    Журнал
    "Геология
    Нефти и Газа"

  • Журнал


    Журнал
    "Маркшейдерия и
    Недропользование"

  • Журнал


    Журнал
    "Земля Сибирь"

А.И. Варламов,  (МПР России)

А.С. Ефимов, А.А. Герт, В.С. Старосельцев, В.С. Сурков,  (ФГУП СНИИГГиМС)

Журнал «Геология Нефти и Газа» # 2007-2

 

Согласно государственным прогнозным документам, таким как “Энергетическая стратегия РФ”, “Программа геологического изучения и предоставления в пользование месторождений углеводородного сырья Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия)”, Восточная Сибирь в перспективе должна стать одним из основных центров добычи УВ-сырья для восточных районов России и стран Азиатско-Тихоокеанского региона.

Важным шагом для начала масштабного освоения нефтяных и газовых ресурсов Сибирской платформы явилось решение Правительства РФ № 1737-р от 31 декабря 2004 г. о проектировании и строительстве единой нефтепроводной системы в направлении рынка стран Азиатско-Тихоокеанского региона общей мощностью до 80 млн т нефти в год (трубопроводная система Восточная Сибирь – Тихий океан). Маршрут трубопровода пройдет от Тайшета до тихоокеанского побережья через Усть-Кут, Тынду, Сковородино, Хабаровск. Конечная точка нефтепровода – Находка (бухта Перевозная). Первоначальный вариант, предполагающий проведение трассы вдоль БАМа на участке между Усть-Кутом и Тындой, в конце мая 2006 г. был существенно изменен [2]. В соответствии с последними данными трасса трубопровода пройдет от Усть-Кута по левому берегу Лены через Талакан, Ленск, район Олекминска, где будет построен переход на правый берег Лены, Алдан, Нерюнгри, Тынду и далее по ранее указанному пути. Таким образом, при общей протяженности нефтепровода свыше 5 тыс. км, более 1000 км трассы будут проложены по территории Иркутской области, около 1600 км – через Республику Саха (Якутия), а оставшаяся часть пройдет через Амурскую область, Хабаровский и Приморский края. Осуществление этого проекта позволит вовлечь в освоение запасы и ресурсы нефти Иркутской области, Республики Саха (Якутия) и Красноярского края, интенсифицировать геолого-разведочные работы на нефть и газ на территории Сибирской платформы.

Направления транспортировки нефти и вовлекаемые территории показаны на рис. 1.

 

Рис. 1. ПЕРСПЕКТИВНЫЕ ЦЕНТРЫ НЕФТЕДОБЫЧИ ВОСТОЧНОЙ СИБИРИ И РЕСПУБЛИКИ САХА (ЯКУТИЯ)
1 – лицензионные участки и их номера; 2 – контуры перспективных центров; 3 – ресурсные зоны (1 – Бахтинская,
2 – Вельминская, 3 – Камовская, 4 – Иркинеевская, 5 – Катангская, 6 – Чуньская, 7 - Ярактинско-Дулисьминская,
8 – Алтыпско-Тетейская, 9 - Талаканско-Верхнечонская, 10 – Кочумско-Кобулахская,11 – Ботуобинская,
12 - Березовско-Наманинская); 4 – месторождения: а – нефтяные, б – газовые; нефтепроводы:
5 – действующие, 6 – предполагаемые

 

Регионы Восточной Сибири, обладающие значительными запасами и ресурсами нефти и газа, охватывают юг Красноярского края, Республики Саха (Якутия) и Иркутскую область (см. рис. 1). Структура извлекаемых запасов и ресурсов нефти и газа этих территорий представлена в табл. 1.

Таблица 1.

Структура извлекаемых запасов и ресурсов нефти и природного газа Восточной Сибири
и Республики Саха (Якутия) по южным территориям и категориям на 01.01.2006 г.


Категория


Красноярский край


Иркутская область


Республика Саха (Якутия)

Нефть,
млн т

Газ свободный,
млрд м3

Нефть,
млн т

Газ свободный,
млрд м3

Нефть,
млн т

Газ свободный
млрд м3

С1

132,7

290,6

187,3

1569,2

218,4

1282,9

С2

470,7

895,9

48,3

2456,5

111,5

1195,9

С3

1243,6

3086,8

197,7

247,8

151,5

148,3

Д1

904,4

2185,2

1827,3

4066,1

291,7

2825,0

С12

603,4

1186,5

235,6

4025,7

329,9

2478,8

С31

2148,0

5272,0

2025,0

4313,9

443,2

2973,3

 

Большая часть запасов и значительная часть ресурсов нефти сосредоточены в регионах первоочередного освоения – в зонах, территориально прилегающих к крупным разведанным месторождениям, которые могут послужить основой (базой) для освоения нефтегазовых ресурсов Восточной Сибири.

Месторождения группируются в вытянутые зоны нефтегазонакопления, что и позволило создать единый транспортный коридор для нефти и газа и минимизировать затраты на освоение. В качестве базовых рассматриваются следующие месторождения:

  • Юрубчено-Тохомское газоконденсатнонефтяное;
  • Куюмбинское газоконденсатнонефтяное;
  • Верхнечонское газоконденсатнонефтяное;
  • Ковыктинское газоконденсатное;
  • Талаканское газонефтяное;
  • Чаяндинское газоконденсатное с нефтяной оторочкой.

Все они объединяются в несколько потенциальных центров нефтегазодобычи (см. рис. 1).

В целом по состоянию на 01.01.2006 г. общий объем извлекаемых запасов нефти категорий С1 и С2 южных территорий Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) составляет 1168,9 млн т, в том числе:

  • в Красноярском крае – 603,4 млн т;
  • в Иркутской области – 235,6 млн т;
  • в Республике Саха (Якутия) – 329,9 млн т.

В настоящее время в нефтеносных регионах Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) имеются месторождения с общими извлекаемыми запасами нефти категории С1 около 538,4 млн т.

Объем балансовых запасов природного газа категорий С1 и С2 на 01.01.2006 г. составляет 7691,0 млрд м3, в том числе:

  • в Красноярском крае – 1186,5 млрд м3;
  • в Иркутской области – 4025,7 млрд м3;
  • в Республике Саха (Якутия) – 2478,8 млрд м3.

Подготовленные извлекаемые запасы нефти Юрубчено-Тохомского, Куюмбинского, Верхнечонского и Талаканского месторождений в совокупности превышают 380 млн т. В целом же минимальные оценки извлекаемых запасов нефти всех крупных нефтегазовых месторождений, входящих в зону первоочередного освоения, в сумме превышают 1 млрд т. Суммарные запасы газа уникальных и крупных месторождений превышают 7000 млрд м3.

Очевидно, что без учета всех разведанных, выявленных запасов, перспективных и прогнозных ресурсов проекты строительства крупнейших транспортных систем протяженностью свыше 3 тыс. км могут оказаться нерентабельными, тем более, что ресурсная база одного, пусть даже и уникального по запасам, месторождения не в состоянии покрыть многолетние потребности регионов юга Восточной Сибири и Дальнего Востока вместе с экспортными потребностями.

При планировании таких крупных инвестиционных проектов необходим учет не только разведанных запасов нефти и газа распределенного фонда недр, но и запасов нераспределенного фонда, а также перспективных и прогнозных ресурсов категорий С3 и Д1 территорий, непосредственно прилегающих к крупнейшим месторождениям и охватываемых планируемой транспорт­ной системой. Оценка ресурсов нефти и газа во много раз превосходит имеющиеся запасы, объем извлекаемых ресурсов нефти категорий С3 и Д1 регионов Сибирской платформы составляет 4,6 млрд т, природного газа – 12,6 трлн м3 (см. табл. 1).

Одной из главных задач освоения ресурсного потенциала Восточной Сибири в современных условиях является определение возможных объемов добычи нефти и природного газа, а также потребления добываемого сырья в среднесрочной и отдаленной перспективе.

Из возможных вариантов освое­ния запасов и ресурсов УВ-сырья ставится задача выбора наиболее эффективного и приемлемого варианта с позиций добывающих компаний и государства.

Основным документом, освещающим вопрос выбора рационального направления транспортировки нефти на рынки стран Азиатско-Тихоокеанского региона, регламентирующим темпы геолого-­разведочных работ и лицензирования недр Восточной Сибири, а также прогнозные объемы добычи УВ, является упомянутая “Программа...”, а ее основные положения разработаны в ФГУП СНИИГГиМС под руководством МПР России и Роснедра. “Программа…” утверждена приказом МПР № 219 от 29.07.2005 г. и в настоящее время реализуется. Целью этой “Программы…” является ресурсное обеспечение этапов строительства трубопроводной системы Восточная Сибирь – Тихий океан, а основными мероприятиями – программа геолого-разведочных работ на нераспределенном фонде недр и программа его лицен­зирования.

Прогнозные объемы нефтедобычи в рамках “Программы…” определяются этапами загрузки трубопроводной системы Восточная Сибирь – Тихий океан, проектирование и строительство которой осуществляет ОАО АК “Транснефть”. В табл. 2 представлены заданные ориентиры по темпам добычи нефти, исходя из необходимости заполнения экспортного трубопровода в соответствии с очередностью строительства, регламентируемой ОАО АК “Транснефть”.

Таблица 2.

Объемы поставок нефти по трубопроводной системе Восточная Сибирь – Тихий океан.


Показатели


Годы

2009

2010

2011

2015

2020

2025

Всего,  млн т,

9,0

23,2

42,6

61,3

80,0

80,0

в том числе:

комбинированный тру-
бопроводно-железно-
дорожный транспорт

9,0

23,2

0,0

0,0

0,0

0,0

нефтепроводный транспорт,  в том числе:

0,0

0,0

42,6

61,3

80,0

80,0

из Западной Сибири

5,0

10,0

24,0

24,0

24,0

0,0

из Восточной Сибири

4,0

13,2

18,6

37,3

56,0

80,0

 

Из табл. 2 видно, что по планируемому нефтепроводу будет поставляться нефть восточно-сибирских и западно-сибирских месторождений. На начальных этапах скорейший выход нефтепровода на проектную мощность предполагается осуществить в значительной мере за счет нефти месторождений Западной Сибири и Большехетской зоны Красноярского края, поставляемой из системы западно-сибирских нефтепроводов в систему Восточная Сибирь – Тихий океан в объеме до 24 млн т/год. Для обеспечения такого объема поставок западно-сибирской нефти необходимо скорейшее начало освоения нераспределенного фонда на территориях, прилегающих к системе действующих нефтепроводов от Западной Сибири до Иркутска (Александрово – Усть-Тымский район на юго-востоке Западной Сибири). Из Большехетской зоны компания ОАО АК “Роснефть” будет осуществлять поставки с Ванкорского месторождения, для чего начата прокладка нефтепровода протяженностью 550 км до Пурпе [1].

Начало интенсивной разработки Талаканского и Верхнечонского месторождений, рядом с которыми пройдет трасса нефтепровода, планируется к моменту завершения первого этапа строительства системы Восточная Сибирь – Тихий океан в конце 2008 г. К этому времени предполагается также построить нефтепровод-подключение от Юрубчено-Тохомского и Куюмбинского месторождений. Таким образом, в 2009 г. могут быть начаты поставки нефти с базовых месторождений Восточной Сибири в систему Восточная Сибирь – Тихий океан, которые к 2015 г. достигнут 30 млн т, а вместе с соседними более мелкими месторождениями – 37 млн т.

К 2025 г. поставки восточно-сибирской нефти должны полностью заменить нефть Западной Сибири.

Для последовательной и планомерной подготовки ресурсной базы нефти и газа Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) и реа­лизации практических шагов по распределению участков недр разработана программа лицензирования недр, являющаяся, наряду с программой геолого-разведочных работ, составной частью указанной комплексной “Программы…”. Согласно программе лицензирования на территории Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) выделено более 200 лицензионных участков (см. рис. 1), перспективных к распределению. Это коммерчески доступная сырьевая база, которая будет осваиваться в первую очередь. Очередность предоставления в пользование участков определена до 2015 г.

По каждому участку была выполнена оценка ресурсного и экономического потенциалов, результаты которой позволили определить очередность лицензирования. Наиболее перспективные, а также уже подготовленные к лицензированию участки предлагается распределить в течение ближайших 2 лет. Участки, предлагаемые к лицензированию в более поздние сроки, как правило, слабо изучены сейсморазведкой и глубоким бурением, на их территории нет выявленных запасов и перспективных ресурсов. В связи с этим их инвестиционная привлекательность в настоящее время невысока. Для ее повышения необходимо выполнить на слабоизученных участках цикл геолого-разведочных работ, финансируемых за счет госбюджета.

В настоящее время в распределенном фонде недр находится 89 % извлекаемых запасов и 43 % ресурсов нефти категории С3. До 2025 г. на всех этих объектах планируется прирастить более 500 млн т нефти (табл. 3).

Таблица 3.

Распределение нефтяного потенциала фонда недр территорий первоочередного освоения
Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) по состоянию на 01.01.2006 г., млн т


Регион


Извлекаемые запасы и ресурсы нефти

Распределенный фонд

Нераспределенный фонд

Д1

С12

С3

С12

С3

Красноярский край,
включая Эвенкию

603,4

687,4

556,2

904,4

Иркутская область

231,3

4,3

197,7

1827,7

Республика Саха (Якутия)

201,8

128,1

151,5

291,7

Всего

1036,5

687,4

132,4

905,4

3023,8

Ожидаемый прирост запасов нефти до 2025 г.

349,0

206,2

30,3

271,6

650,0

 

Нефтяной потенциал нераспределенного фонда не столь значителен и составляет 0,13 млрд т запасов категорий С12, приуроченных главным образом к территории Якутии, и около 1 млрд т ресурсов категории С3. Тем не менее в перспективе эти территории должны будут сыграть существенную роль в сырьевом обеспечении системы Восточная Сибирь – Тихий океан. Прирост запасов нефти на участках недр нераспределенного фонда прогнозируется на уровне 300 млн т, а с учетом ресурсов Д1 в пределах этих территорий – около 950 млн т к 2025 г.

Для подготовки сырьевой базы нефти Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) необходимо выполнение значительных объемов геолого-разведочных работ. В соответствии с разработанной программой геолого-разведочных работ предполагается, что подготовка запасов природного газа Сибирской платформы будет осуществляться за счет геолого-разведочных работ, предусматриваемых для изучения нефтяных залежей.

Прирост извлекаемых запасов нефти категории С1 в пределах территорий первоочередного освоения оценивается на уровне 1,39 млрд т к 2020 г. и 1,52 млрд т к 2025 г. Общие затраты на подготовку запасов базовых месторождений составят 2,3 млрд дол., а удельные затраты – около 1 дол/баррель. Затраты на подготовку запасов всех рассматриваемых объектов оцениваются около 16,3 млрд дол. до 2020 г. и 21,4 млрд дол. до 2030 г., удельные затраты – 1,4 дол/баррель.

Прирост запасов природного газа, как уже было отмечено, в значительной степени обусловливается объемами геолого-разведочных работ, предусматриваемыми для подготовки нефтеносных объектов, т.е. подготовку газоносных объектов предполагается осуществлять параллельно с подготовкой нефтяных объектов. Общий прирост запасов газа до 2020 г. прогнозируется на уровне 2,63 трлн м3 (без вовлечения в разработку запасов, получаемых из ресурсов категории Д1). Затраты на проведение геолого-­разведочных работ оцениваются в объеме 3,7 млрд дол.

Основная часть средств на геолого-разведочные работы должна быть инвестирована недропользователями. Годовые затраты на эти работы за счет госбюджета на первых этапах реализации “Программы…” прогнозировались в размере не менее 1,5 млрд р. в 2005 г. и 2,5 млрд р. в 2006 г., за счет недропользователей – соответственно 19,0 и 20,1 млрд р. Для обеспечения намеченных уровней прироста запасов нефти и газа годовой объем региональных и поисково-оценочных работ за счет госбюджета должен увеличиться к 2010 г. до 6,5 млрд р., а поисковых и разведочных работ за счет недропользователей – до 21,4 млрд р.

В то же время анализ экономических результатов лицензирования недр Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) свидетельствует о том, что мероприятия “Программы…” оказываются эффективными для государства. При фактических объемах федерального финансирования геолого-разведочных работ в 2005 г. – 1,2 млрд р. и 2006 г. – 2,2 млрд р. размеры фактически выплаченных лицензионных бонусов составили в 2005 г. 10,2 млрд р., в 2006 г. – 10,5 млрд р.

На рис. 2 представлены экономические результаты выполнения мероприятий “Программы…” за 2006 г.

 

Рис. 2. ЭКОНОМИЧЕСКИЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ВЫПОЛНЕНИЯ “ПРОГРАММЫ…” В 2006 г.
1 – общие объемы финансирования геолого-разведочных работ, млн р.; 2 – сумма фактически уплаченных бонусов, млн р.

 

Основой для планирования уровней добычи, экспортных поставок и оценки эффективности программных мероприятий служат результаты исследования возможностей прироста ресурсной базы. Ее объем вполне достаточен для реализации процессов освоения и отражает потенциал месторождений южных территорий Сибирской платформы. По состоянию на 01.01.2006 г. суммарный возможный прирост запасов нефти категории С1 оценивается в объеме около 1,76 млрд т, в том числе за счет запасов категории С2 – 0,38 млрд т, ресурсов категорий С3 – 0,48 млрд т и Д1 – около 0,90 млрд т.

Прирост запасов природного газа будет осуществляться за счет проведения геолого-разведочных работ, направленных на выявление нефтяных залежей. Общий возможный объем прироста в настоящее время оценивается в 6,4 трлн м3, в том числе за счет категории С2 – 2,7 трлн м3, ресурсов категорий С3 – 1,0 трлн м3 и Д1 – около 2,7 трлн м3.

Для обеспечения к 2020 г. добычи природного газа на уровне не менее 100 млрд м3/год (73,6 млрд м3 – за счет перспективных центров, 13,3 млрд м3 – за счет месторождений-спутников и 16,7 млрд м3 – за счет ресурсов категории С3) и поддержания ее на этом уровне в течение длительного времени необходимо перевести запасы категории С2, ресурсы категории С3 в промышленную категорию общим объемом 2630,9 млрд м3, в том числе 855 млрд м3 за счет базовых месторождений; 732,4 млрд м3 – месторождений-спутников и 1043,6 млрд м3 – ресурсов категории С3 (без вовлечения в разработку запасов, получаемых из ресурсов категории Д1).

Таким образом, подготовленные на южных территориях Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) запасы нефти и природного газа позволяют сейчас добывать  в год до 25-30 млн т нефти и около 50 млрд м3 газа. Обеспечение годовых объемов добычи нефти на уровне 80 млн т и газа около 100 млрд м3 обусловливается приростом около 1,4 млрд т нефти и около 2,6 трлн м3 газа до 2020 г., что требует значительного наращивания геолого-разведочных работ уже сейчас, особенно на территориях первоочередного освоения.

Строительство нефтепроводной системы Восточная Сибирь – Тихий океан и развитие Восточно-Сибирского нефтегазового комплекса как основной сырьевой базы данного проекта будут также иметь большое социально-экономическое значение для восточных регионов страны. Для большинства территорий Восточной Сибири развитие отраслей нефтяного комплекса может стать основой их экономического роста и хозяйственного развития.

Формирование Восточно-Сибирского нефтегазового комплекса является обязательным условием эффективного функционирования нефтепроводной системы Восточная Сибирь – Тихий океан в долгосрочной перспективе. В настоящее время сырьевой потенциал нефтедобычи Восточной Сибири позволяет обеспечить длительную и стабильную добычу нефти на уровне от 30 до 50 млн т. Однако для реализации проектов с годовой добычей выше 25 млн т необходимо резкое наращивание объемов геолого-разведочных работ на нефть на территории Восточной Сибири. При этом геолого-разведочные работы, планируемые и проводимые всеми участниками развития Восточно-Сибирского нефтегазоносного комплекса, должны подчиняться единой стратегической цели – ускоренной подготовке запасов нефти для обеспечения строящейся системы Восточная Сибирь – Тихий океан. Поэтому подготовку необходимой сырьевой базы как основы Восточно-Сибирского нефтегазоносного комплекса должна обеспечить реализация “Программы…” при законодательном, организационном и финансовом участии государства.


СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
1. Сапун А. Политический маршрут Ванкора // Нефтегазовая вертикаль. – 2005. – № 14.
2. “Транснефть” проложит нефтепровод “Восточная Сибирь – Тихий Океан” в 400 километрах от озера Байкал // Независимая газета. – 2006. – 25 мая.


©  А.И. Варламов, А.С. Ефимов, А.А. Герт, В.С. Старосельцев, В.С. Сурков, Журнал "Геология Нефти и Газа" - 2007-2.
 

 

 

SCROLL TO TOP
viagra bitcoin buy

������ ����������� �������@Mail.ru