Запасы доказанные категории ABC -j, % от РФ
Запасы оцененные категории % от РФ
Добыча в 1999 г., % от РФ
Рис. 42. Удельный вес по запасам и добыче природного газа нефте-газоносных регионов (1 - Дальний Восток и шельф Охотского моря; 2 - Восточная Сибирь) и провинций России (3 - Западно-Сибирская; 4 - Урало-Поволжская; 5 - Северо-Кавказская; 6 - Тимано-Печорская и шельф Баренцева моря) на начало 2000 г. в процентах
1
емых запасов газа 80-85% характеризуются падаюшей добычей. Решение проблемы - в безотлагательной подготовке добывающих мощностей на новых открытых и разведанных месторождениях, прежде всего расположенных в более северных широтах Западной Сибири и антарктическом шельфе.
Помимо ухудшения освоенной промышленностью части сырьевой базы природного газа, негативное влияние на работу газовой, также как и нефтяной отрасли, оказывают ускоряющее старение ее технического парка, сокращение объемов профилактического и капитального ремонта скважин, систем газосбора, магистральных газопроводов, промыслового и бурового оборудования.
Разведанные запасы и подготовленные для промышленного освоения резервные месторождения, в первую очередь уникальные и гигантские позволяют в перспективе довести уровень добычи газа до 700-750 млрд. м в год. Вместе с тем, в целях заблаговременной подготовки разведанных запасов для поддержания крупных объемов добычи газа после 2010-2015 г.г. необходимо принятие мер по расширению поисковых и разведочных работ уже в ближайшие годы.
Таблица 28
Распределение запасов и добычи газа по масштабности месторождений
Группы месторождений по их масштабам | Количество месторождении | Запасы на начало 2001 г. | Добыча 2000 г. |
А+В+С, | С млрд.м | млрд. | %от общей в стране |
млрд.м | |
Уникальные (<500 млрд.м) | | 33840 | 72.55 | 9770.0 | 511.50 | 88.60 |
в том числе на шельфе | | 2848 | 6.11 | 2188.0 | | |
Крупные (30-500 млрд.м) | | 11458 | 24.57 | 5416.5 | 58.50 | 10.14 |
Средние (10-30 млрд.м) | | | 1.47 | 459.9 | 2.55 | 0,44 |
Мелкие (>10 млрд.м) | | | 1.41 | 286.2 | 4.90 | 0.82 |
Таблица 29
Данные о месторождениях-супергигантах
| Начальные запасы. | Выработанность начальных | Запасы, оставшиеся на начало 2002 г. | Добыча в 2001 г. |
Регион, | А+В+С, | | | % от общей в стране |
месторождение | млрд.м | запасов, % | млрд.м | %от запасов страны | Сг млрд.м | млрд.м |
Западная Сибирь: | | | | | | | |
Уренгойское | 10812.0 | 44.30 | 60228.0 | 12.75 | 1403.0 | 169.100 | 29.83 |
Ямбургское | 6516.0 | 35.80 | 4184.5 | 8.86 | 476.0 | 166.800 | 29.40 |
Заполярное*) | 3532.4 | 0.23 | 3524.2 | 7.46 | 31.4 | 7.120 | 1.26 |
Бованковское | 4385.4 | 10.40 | 4374.9 | 9.26 | 548.9 | 0.014 | |
Медвежье | 2270.5 | 73.20 | 608.1 | 1.29 | 32.0 | 33.300 | 5.88 |
Урапо-Поволжье: | | | | | | | |
Оренбургское | 1900.0 | 51.20 | 927.0 | 2.00 | 60.0 | 24.700 | 4.35 |
Астраханское | 2711.5 | 2.90 | 2631.0 | 5.57 | 1062.0 | 11.380 | 2.00 |
Шельф Баренцева моря: | | | | | | | |
Штокмоновское | 2536.4 | | 2536.4 | 5.40 | 668.9 | | |
Всего | 34664.2 | 28.40 | 24808.0 | 52.50 | 4282.2 | 412.500 | 72.80 |
*) Заполярное месторождение введено в разработку в конце 2001 г., проектная мощность -100 млрд.м в год.
Увеличение добычи газа в Западной Сибири, прежде всего, связано с вводом в эксплуатацию месторождений-супергигантов, а также ряда других крупных месторождений.
Заполярное нефтегазоконденсатное месторождение введено в эксплуатацию в 2001 году. На первом этапе объем добычи газа здесь составит 35 млрд.м, а до 2005 года достигнет проектного уровня - 100 млрд.м в год. Это по существу будет первое крупнейшее
Глава 2. Состопппе, проблемы п тспдсп»......сполыовання мппсралыю-сырьевоп б;пы России
месторождение, введенное в разработку после распада Советского Союза. Начало эксплуатации этого месторождения, однако, не изменит тенденции сокращения добычи газа в стране, начавшегося после 1991 года.
Начало добычи газа на месторождениях полуострова Ямал связано с завершением строительства газопровода Ямал - Европа. На полуострове на 25 месторождениях разведано более 10 трлн.м" газа. Из них на трех крупнейших, подготовленных к промышленному освоению, разведанные запасы (категорий A+B+Ci) составляют более 6.6 трлн.м, в том числе на нефтегазоконденсатном Бованенковском - 4385 млрд.м, газоконденсатных Харасовейском - 1260 млрд.м и Крузенштерновском - 964.6 млрд.м. Объем добычи газа на Ямале возможен на уровне не менее 130 млрд.м в год.
Западная Сибирь по добыче газа среди других газодобывающих провинций страны сохранит ведущее значение в период до 2020 г. и в дальнейшей перспективе.
Третьим объектом по масштабам разведанных запасов и намечаемой добыче газа является гигантскогое газоконденсат1юе Штокмановское месторождение на шельфе Баренцева моря. Разведанные запасы его по категориям A+B+Ci составляют 2536 млрд.м и Сг - около 670 млрд.м. Месторождение подготавливается к освоению на условиях соглашения о разделе продукции Газпромом совместно с зарубежными компаниями.
Выявленное и в значительной мере разведанное еще в 80-х годах единственное уникальное на Востоке страны (на юге Иркутской области) Кавыктинское газоконденсатное месторождение находится в стадии доразведки и подготовки к промышленному освоению. Его запасы по категориям A-i-B-i-Ci+Сг оцениваются более 2 трлн.м. К месторождению прилегают два перспективных участка с предварительно оцененными запасами около 400 млрд.м. На этих участках разведочные работы проводятся Тюменской нефтяной компанией. Подготовительные работы к промышленному освоению Кавыктинского месторождения на условиях раздела продукции осуществляется компанией «Бритиш Петролиум» (30% акций) совместно с российскими компаниями. Подписано предварительное соглашение с Китаем о строительстве газопровода и экспорте газа из этого месторождения. Сроки начала добычи пока не определены и наиболее вероятны в период 2005-2010 годы.
Наряду с указанными крупными проектами промышленного освоения уникальных и гигантских месторождений имеется реальная возможность дополнительного увеличения добычи газа за счет ввода меньших по запасам месторождений в Западной Сибири, на Европейском Севере, Северном Кавказе, Сахалине и в Якутии.
Вместе с тем освоение и ввод в эксплуатацию уже разведанных месторождений главным образом в районах Крайнего Севера, на арктическом шельфе, в Восточной Сибири и на больших глубинах в традиционных газодобывающих районах требуют несоизмеримо более крупных инвестиций, чем для месторождений, введенных в эксплуатацию в 70-е и 80-е годы. Эта крупнейшая проблема инвестиций обостряется также необходимостью обновления действующих основных фондов нефтегазовой отрасли, имеющих значительный физический износ, а таюке выполнения масштабных геологоразведочных работ с целью подготовки разведанных запасов для поддержания высоких уровней добычи нефти и газа за пределами 2020 года.
Нельзя не указать также на то, что предпринимаемые меры по строительству новых магистральных газопроводов Ямал - Европа, Западная Сибирь - Турция (по дну Каспийского моря), Кавыктинское месторождение - Китай и по наращиванию в текущем десятилетии экспорта газа осуществляются компаниями, исходя из интересов современного кризисного периода. Стратегические интересы государства, перспективы обеспечения возрастающей собственной потребности газа в долгосрочной перспективе XXI века учитываются мало.