Перспективы добычи газа в России

 

В ближайшие 20 лет в России появится ряд новых центров газодобычи: Ямальский (полуостров и прилегающий шельф Карского моря), Гы- данский, Красноярский, Иркутский, Якутский на суше и Баренцевомор- ский и Охотоморский на шельфе и др. В дальнейшем предполагается стабилизация достигнутого уровня (примерно до 2035 г.) и снова медленный рост, но уже за счет все более активной разработки нетрадиционных источников природного газа, прежде всего «плотного» и угольного, так как реальные ресурсы сланцевого газа в России относительно невелики (менее 10 трлн м³). Сопоставимость объемов добываемого традиционного (по современных критериям) газа и нетрадиционного (ПГ+УГ+СГ) будет достигнута в России примерно к 2060-2065 гг. В последней трети столетия лидерство, вероятно, перейдет к нетрадиционному газу, включая газогидраты суши и шельфа.

В настоящее время и на рассматриваемый период основным регионом добычи газа в России остается Надым-Пур-Тазовский регион (НПТР) Западной Сибири, где сосредоточены основные разрабатываемые и вводимые в ближай­шей перспективе месторождения.

Добыча газа по региону в 2013 году составила порядка 86 % от суммар­ной добычи по России, в 2012 году - 85 %. В перспективе прогнозируется снижение добычи газа по объективным причинам, связанным с высоким уровнем выработанности уникальных месторождений региона (Медвежье, Уренгойское, Ямбургское), снижением пластового давления на них, подъемом уровня газоводя­ного контакта (ГВК), длительным сроком работы оборудования. По состоянию на 01.01.2008 выработанность Медвежьего (сеноман) месторождения составляла 82,2 %, Уренгойского (сеноман) - 64,7 %, Ямбургского (сеноман) - 52,1 %. Характеристика основных действующих месторождений России приве­дена в таблице 2.5.

Таблица 2.5

Характеристика основных действующих месторождений России[18]

Объект	Год ввода	Максимальный отбор, млрд. м /год	Год выхода на макс. отбор	Отбор в 2007 г., ’3 млрд. м
Западная Сибирь
Медвежье		75,3		19,3
Уренгойское (сеноман)		276,2		84,4
Вынгапуровское		20,4		2,2
Уренгойское (валанжин)		34,0		24,0
Ямбургское (сеноман)		174,2		109,9
Ямбургское (валанжин)		14,1		13,8
Юбилейное		21,3		20,0
Комсомольское		31,2		30,1
Зап. Таркосалинское		15,9		15,6
Ямсовейское		22,3		22,3
Ново-Уренгойское + В.Уренгойское (ач.свита)		3,1		1,6
Губкинское (сеноман)		15,3
В. Таркосалинское (сеноман)		12,8		11,6
Заполярное (сеноман)		105,1		98,5
Северо-Уренгойское (валанжин)		5,0		3,4
Вынгаяхинское		5,8		5,1
Ен-Яхинское (валанжин)		5,4		5,4
В. Таркосалинское (валанжин)		3,0		3,0
Ханчейское		5,2		4,2
Юрхаровское		9,6		9,6
Северо-Комсомольское		0,4		0,4
Еты-Пуровское		15,1		14,9
Песцовое		27,0		27,0
Вьюжное		0,1		0,1
Находкинское		8,3		7,7
Тарасовское		1,0		0,7
Южно-Русское		25,0		1,3
Береговое		10,5		0,8
Другие районы России
Вуктыльское		19,2		2,3
Оренбургское		49,4		18,1
Астраханское		12,0		12,0

Для поддержания проектных уровней отборов и обеспечения стабильной добычи газа на действующих месторождениях предусматривает проведение реконструкции и технического перевооружения объектов добычи газа.

Одновременно, необходимо обеспечить решение проблем извлечения оста­точных запасов газа («низконапорный» газ) на завершающей стадии разработки действующих месторождений с достижением высоких коэффициентов газоотдачи. Следует отметить, что существующие технологии не обеспечивают экономи­чески эффективную возможность компримирования газа низкого давления для его дальнейшей транспортировки потребителям. Соответственно, требуется создание новых технологий добычи и использования «низконапорного» газа.

Дальнейшее развитие добычи газа в НПТР связано с разработкой глубоко- залегающих нефте- и конденсатосодержащих залежей, характеризующихся слож­ными горно-геологическими условиями и многокомпонентными составами пласто­вой смеси. В связи с этим прогнозируется увеличение объемов добычи «жирного» газа и жидких углеводородов, что при отсутствии в регионе свободных мощностей по транспортировке и переработке жидких углеводородов может стать ограничи­вающим фактором для развития добычи газа на месторождениях.

Доля объемов добычи газа в НПТР прогнозируется в размере 54-57 % в 2020 году и 31-33 % в 2030 году от общей добычи по России.[19]

Перспективными стратегическими газодобывающими регионами с точки зрения потенциальных ресурсов и запасов газа являются полуостров Ямал, шельф Баренцева моря, акватория и прилегающая суша Обской и Тазовской губ, а также Восточная Сибирь и Дальний Восток.

Месторождения новых регионов (кроме месторождений акватории Обской и Тазовской губ) характеризуются значительной удаленностью от существующей производственной инфраструктуры, включая действующую систему магистральных газопроводов, многокомпонентными составами пласто­вой смеси, сложными горно-геологическими условиями залегания и низкими фильтрационными свойствами продуктивных пластов. Для их эффективной эксплуатации в трудных природно-климатических условиях необходимо обес­печить решение ряда сложных научно-технических задач в области строитель­ства скважин, газопромысловых объектов и газопроводов в зоне многолетне­мерзлых грунтов и морских месторождений, внедрения обеспечивающих сохранение окружающей среды новых технико-технологических решений. Все это потребует привлечения значительных объемов инвестиций.

Добыча газа на полуострове Ямал начинается с ввода в разработку в 2011 году сеноман-аптских залежей Бованенковского газоконденсатного месторож­дения.

С целью минимизации экологических и социальных последствий освое­ния Ямала предусматривается осуществить ряд дорогостоящих мероприятий, среди которых можно выделить:

- соблюдение режимов освоения территорий, требующих сезонной регламентации при промышленном освоении;

- использование щадящих технологий и режимов работы в притундро- вых лесах и редколесье, а также на территориях со сложными геокриологическими условиями;

- применение инженерных решений, направленных на минимизацию и локализацию негативных экологических последствий развития промышленности на Ямале;

- охрана мест традиционного хозяйствования коренного населения;

- охрана мест обитания редких и исчезающих видов растений и живот­ных, занесенных в Красную книгу России и Красную книгу Ямало­Ненецкого автономного округа;

- охрана археологических памятников, культовых мест и памятников культуры.

В этой связи предусматривается оптимизация технических и технологи­ческих решений в добыче и транспорте газа, снижающих капиталовложения и эксплуатационные затраты, включая использование безлюдных, энергосбере­гающих и экологически чистых технологий, вахтовый метод строительства и эксплуатации.

Первоочередными объектами разработки в регионе являются открытые месторождения: Северо-Каменномысское, Каменномысское-море, Северо-

Парусовое, Парусовое, Семаковское, Адерпаютинское, Антипаютинское. Добычу газа планируется начать с ввода в разработку Северо- Каменномысского месторождения в период 2015-2017 гг.

Освоение ресурсов Обской и Тазовской губ осложняется негативными природно-климатическими условиями (тяжелая ледовая обстановка, короткий межледовый период, слабые, легко переносимые водой грунты, мелководье), отсутствием опыта строительства и эксплуатации объектов обустройства месторождений в аналогичных условиях.

Основные газоносные районы шельфа характеризуются крайне сложными природно-климатическими и инженерно-геологическими условиями, в том числе:

- наличием дрейфующего ледового покрова и его временной изменчи­востью;

- возможностью вторжения тяжелых льдов и айсбергов из более север­ных районов;

- экзарацией дна ледовыми образованиями и другими факторами, требующими проведения специальных инженерных мероприятий при освоении месторождений шельфа.

Значительные запасы и перспективные ресурсы природного газа Восточ­ной Сибири и Дальнего Востока позволяют сформировать в данном регионе новые центры газодобычи. Добычные возможности этих центров основываются на имеющихся подтверждённых запасах уникальных и крупных месторожде­ний, а также на приросте запасов за счёт активного проведения геологоразве­дочных работ.

В качестве базовых рассматриваются следующие газоконденсатные и нефтегазоконденсатные месторождения:

- месторождения углеводородов морского шельфа острова Сахалин (проекты «Сахалин -1, «Сахалин -2» и перспективные блоки «Саха­лин-3-6»);

- Чаяндинское НГКМ (Республика Саха (Якутия));

- Ковыктинское ГКМ (Иркутская область);

- Собинско-Пайгинское и Юрубчено-Тохомское НГКМ (Красноярский край).

На основе расположения базовых месторождений в восточных регионах России предусматривается создание следующих территориальных промышлен­ных центров газодобычи:

1. Сахалинский центр газодобычи - на базе месторождений шельфовой зоны острова Сахалин (проекты «Сахалин-1» и «Сахалин-2») с даль­нейшим развитием центра за счёт реализации проектов «Сахалин-3-6».

2. Якутский центр газодобычи - на базе Чаяндинского месторождения с дальнейшим развитием за счет освоения Среднеботуобинского, Тас- Юряхского, Верхневилючанского и других месторождений.

3. Иркутский центр газодобычи - на основе Ковыктинского месторожде­ния, а также Южно-Ковыктинской лицензионной площади и место­рождений севера Иркутской области.

4. Красноярский центр газодобычи - на базе Собинско-Пайгинского и Юрубчено-Тохомского месторождений, в дальнейшем для поддержа­ния уровней добычи газа в разработку могут быть вовлечены Оморинское, Куюмбинское, Агалеевское и другие месторождения.

Основная часть месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока являются газоконденсатными или нефтегазоконденсатными с высоким газовым фактором. Газ данного региона отличается наличием в его составе большого количества ценных компонентов, таких как этан, пропан, бутан, тяжёлые угле­водороды, гелий. Содержание этих компонентов колеблется от 8 до 32 %. В Восточной Сибири и на Дальнем Востоке сосредоточена большая часть разве­данных запасов гелия России.

В связи с наличием в составе газа ценных компонентов возникает необ­ходимость одновременно с освоением месторождений создавать газоперераба­тывающие и газохимические мощности для выделения из газа ценных компо­нентов и производства продукции с высокой добавленной стоимостью. Кроме того, в связи с большой удалённостью месторождений от потенциальных потребителей потребуется сформировать в регионе газотранспортную систему большой протяжённости с соответствующей инфраструктурой, включая подземные хранилища газа и гелия.

Обеспечение прогнозной добычи газа в период до 2015 года в зоне ЕСГ будет осуществляться за счет действующих и вновь вводимых месторождений в Надым-Пур-Тазовском регионе, расположенных вблизи действующей инфра­структуры, что предопределяет экономическую эффективность их первооче­редной эксплуатации.

Объем добычи газа по действующим месторождениям принят в соответ­ствии с утвержденными проектами разработки и их корректировками.

После 2014 года в зоне ЕСГ начинается эксплуатация месторождений в новых газоносных регионах Западной Сибири (полуостров Ямал, район Обской и Тазовской губ) и шельфа Баренцева моря (Штокмановское месторождение). Одновременно будет продолжаться ввод новых месторождений в Надым-Пур- Тазовском регионе.

Конкретные сроки ввода новых месторождений и динамика объемов добычи по ним будут определяться потребностью в ресурсах российского газа, исходя из следующих факторов:

■ конъюнктуры внутреннего и внешнего рынка газа;

■ инвестиционных возможностей недропользователей с учетом налоговой нагрузки, стоимости потребляемых отраслью ресурсов;

■ проводимой государственной политики в области недропользования.

Кроме того, динамика объемов добычи будет уточняться по результатам предоставления доступа к газотранспортной системе ОАО «Газпром» в соот­ветствии с «Порядком подготовки и выдачи разрешений на доступ независи­мых организаций к газотранспортной системе ОАО «Газпром».

В предстоящие 25 лет наибольшие объемы капитальных затрат и ГРР в физическом выражении должны быть проведены в континентальных областях России (Сибирь и Дальний Восток), а относительно невысокие приросты новых запасов УВ по регионам суши - компенсироваться значительными открытиями и приростами на шельфе.

При планировании развития МСБ газовой промышленности в Арктике и на Востоке страны в 2011-2035 гг. предусмотрена «пошаговая стратегия» освоения УВ-потенциала шельфовых областей:

• ближняя перспектива: вначале разведка и освоение прибрежной части акваторий, прежде всего месторождений типа суша/море, в том числе перспективных площадей Тазовской и Обской губ (центр, север) до средних глубин и неокомских горизонтов (2,3-3 км), Присахалинского шельфа, Печорского моря;

• средняя перспектива: поисково-оценочные работы на наиболее крупных, максимально перспективных площадях, умеренно удаленных от берега(Приямальский, Причерноморский и Прикамчатский шельф,на 20-40 км) для определения масштаба открытий месторождений, освоение которых возможно в краткие сроки;

• дальняя перспектива: постановка масштабных поисково-разведочных работ во всем ареале открытого шельфа Западно-Арктического сектора морей на самых «выигрышных» объектах (в плане открытий и новых приростов разведанных запасов УВ).

Результататы исследований свидетельствуют[20], что основные неоткрытые ресурсы газа сосредоточены в апте, неокоме и средней юре арктических областей мегапровинции, включая Карское море. Среди газосодержащих прогнозируется открытие 3-4 сверхги- гантских (более 1 трлн м³, открытый шельф), 22-25 крупнейших и гигантских (0,1-1,0 трлн м³), 70-80 крупных (30-100 млрд м³) и многих сотен средних и мелких месторождений (одно- и многозалежных).

В окраинных районах Западно-Сибирского мегабассейна (западнее и восточнее НПТР) ожидается открытие преимущественно средних и малых по геологическим запасам месторождений типа Н/НГК-ГКН в Обь-Надымском междуречье и ГК/Г (ГКН) на востоке Пур-Тазовской НГО: юра, нефтегазоносная зона контакта (НГЗК), вероятно, доюрский комплекс.

Следует отметить, что в крупнейшей Западно-Сибирской нефтегазоносной мегапровинции наименее изученными и совершенно не освоенными остаются арктические области суши (полуострова Ямал и Гыдан) и шельф Карского моря, включая губы и заливы. В Ямальском регионе отработано свыше 80 тыс. пог. км профилей, в том числе - около 4800 пог. км региональных профилей МОВ ОГТ. Средняя плотность выполненных работ МОВ составляет 0,72 км/км². Проведены региональные сейсмические работы по изучению геологического строения и перспектив нефтегазоносности акватории Обской губы и Карского моря.

- Установлено, что газовый потенциал недр всего Ямальского региона может быть оценен в 61-62 трлн м³ и, кроме того, 13,8 трлн м³ составляют геологические ресурсы в «пограничных» и плотных коллекторах («плотный» газ), в т.ч. суша Ямала - 22,5 трлн м³/4,5 трлн м³, шельфовые области - 39,1/9,3 трлн м³.

Нетрадиционные источники газа Ямальского региона представлены различными видами (газовые гидраты, газ плотных коллекторов, угольный газ), имеют широкое распространение как по площади, так и разрезу. Ресурсы гидратного газа в Ямальском регионе незначительны и имеют низкие перспективы промышленного освоения. Ресурсы,сосредоточенные в низкопроницаемых коллекторах, выделяются среди остальных видов нетрадиционных источников УВ как по величине, так и по близости к традиционным ресурсам. Их отличает наиболее высокий уровень технологической готовности к освоению.

Проведенные в 2010 г. геолого-ресурсные исследования, основанные на новейших моделях строения суши и шельфа Ямальского региона и уточнениях онтогенеза УВ в породах мела и юры, позволили расширить спектр оцениваемых геологических объектов, что привело к увеличению оценок геологических ресурсов УВ, освоение которых в ходе предстоящих ГРР будет продолжаться до 2040-2050 гг., а глубоких горизонтов (5,0-6,5 км) - и далее.

Таким образом, дальнейшее развитие добычи углеводородов в газовой отрасли России сопряжено с необходимостью: ввода в разработку и эксплуатации месторождений с многокомпонентными составами пластовой смеси и сложными горно-геологическими условиями залегания продуктивных пластов; создания новых мощностей по транспортировке и переработке газа и жидких углеводородов; создания производственной инфраструктуры и внедрения современ­ных технологических решений и технологий в новых регионах добычи; реконструкции и технического перевооружения действующих объек­тов добычи газа и конденсата; В предстоящие 25 лет наибольшие объемы капитальных затрат и ГРР в физическом выражении должны быть проведены в континентальных областях России (Сибирь и Дальний Восток), а относительно невысокие приросты новых запасов УВ по регионам суши - компенсироваться значительными открытиями и приростами на шельфе.