Вернуться в Оглавление 

Основой лицензионной политики в регионах Восточной Сибири и Дальнего Востока является комплекс предложений по наиболее эффективным направлениям ГРР и очередности их реализации, обеспечивающих необходимые приросты запасов и добывные возможности.

Красноярский край (с Эвенкийским АО) — обладает наиболее высоким ресурсным потенциалом газа –13,2 трлн.м3. Здесь разведаны крупные нефтегазовые объекты – Юрубчено-Тохомское, Куюмбинское, Собинское и Пайгинское НГК месторождения, а также средние и мелкие. Основные перспективы открытия новых крупных месторождений связаны с Ангарской зоной складок (Берямбинский, Имбинский и др. участки), Юрубчено-Тохомской зоной нефтегазонакопления (восточным и западным флангами), расширением перспектив Оморинской площади и в первую очередь с перспективами Канско-Тасеевской впадины (Богучано-Манзинский выступ), ресурсный потенциал которой превышает 1,5 млрд. т у.т. До 2030 г прирост запасов газа в Красноярском крае может достигнуть 2550 млрд. м3.
Иркутская область. Ресурсный потенциал свободного газа области превышает 6,3 трлн. м3. Разведанные запасы углеводородов сосредоточены в 11 место-рождениях, при этом, в одном уникальном месторождении по газу (Ковыктинском) и одном крупном по нефти (Верхнечонском) содержится, соответственно, 1978,6 млрд. м3 (49,2%) газа и 201,6 млн. т (90,3%) извлекаемых запасов нефти кате-гории А+В+С1+С2.
Степень разведанности запасов свободного газа в области около 15,1 %, что не исключает возможности открытия новых крупных и уникальных объектов.
Перспективы открытия новых зон нефтегазонакопления здесь будут связаны со склонами Непско-Ботуобинской антеклизы, Ангаро-Ленской ступенью и Предпа-томским прогибом.
При формировании лицензионной программы и обосновании направлений геологоразведочных работ по Иркутской области следует отметить характерную закономерность – приуроченности основной массы прогнозных ресурсов к многочисленным мелким и средним структурам. Однако вероятность обнаружения гигантских и уникальных скоплений УВ на территории области сохраняется. Возможно, таким объектом будет являться Левобережное газоконденсатное месторождение, расположенное к юго-западу от Ковыктинского месторождения.
Перспективы наращивания ресурсной базы природного газа по Иркутской об-ласти связаны с вендским терригенным комплексом и карбонатными образованиями нижнего кембрия.
Программой развития минерально-сырьевой базы газовой промышленности на период до 2030 г предусматривается прирастить по Иркутской области не менее 1,5 трлн. м3 газа, причем уже в текущем десятилетии, при соответствующем плани-ровании и финансировании геологоразведочных работ – до 500 млрд. м3.
Территория области по степени предпочтительности открытия крупных скоплений УВ-сырья разделяется на три части: ареал Ковыктинского ГК-месторождения, центральная сводовая часть Непско-Ботуобинской антеклизы и ее юго-восточное крыло, и северо-западные районы области (территории вокруг Верхнечонской и Восточно-Сугдинской площадей).
Наибольшие перспективы промышленной нефтегазоносности связаны с ареалом Ковыктинского месторождения и расширением его ресурсного потенциала на юг, запад и восток. Помимо вскрытых и разведанных запасов УВ, неоткрытые ресурсы этого района экспертно оцениваются в 1,0 трлн. м3 газа.
Вторым по значимости для наращивания разведанных запасов углеводородного сырья является ареал вокруг Верхнечонской и Восточно-Сугдинской площадей, перспективы которого связаны в равной мере с терригенным и карбонатным ком-плексами венда и нижнего кембрия. Ресурсный потенциал этой территории оцени-вается в 200-250 млрд. м3 газа и 250-300 млн. т жидких УВ.
На данной территории можно выделить до 10 перспективных для лицензирования участков недр.
Третьим перспективным районом является центральная присводовая часть Непско-Ботуобинской антеклизы и ее юго-восточное крыло. Прогнозные ресурсы углеводородов района – 150-200 млрд. м3 газа и 100-125 млн. т жидких. Перспективы УВ-сырья связаны, в основном, с терригенным комплексом венда и в меньшей сте-пени с карбонатным комплексом нижнего кембрия. Приуроченность территории к южному периклинальному замыканию Непского свода определяет увеличение глу-бин залегания продуктивных горизонтов до 1700-1900 м. На территории можно вы-делить для лицензирования не менее 10-12 структур, из числа которых по результа-там разведочных работ могут быть обнаружены 2-3 крупных, 2-4 средних и 3-5 мел-ких месторождений.
Особо следует отметить, как резерв для поисков и наращивания крупных запа-сов нефти и газа, Предпатомский прогиб, для уверенной оценки перспектив которого необходимо проведение геологических работ регионального этапа.
Республика Саха (Якутия). Ресурсный потенциал свободного газа Республики Саха (Якутия) составляет около 10,4 трлн. м3 – 23,7 % ресурсов суши Восточно-Сибирского и Дальневосточного регионов, разведанность НСР составляет 10,3%. Разведанные запасы распределены по 29 месторождениям, основная часть которых приходится на уникальное Чаяндинское месторождение, а также крупные Среднебо-туобинское, Среднетюнгское, Средневилюйское, Верхневилючанское и Тас-Юряхское месторождения.
Преобладающая часть суммарных запасов УВ (около 80%) Республики Саха (Якутия) сосредоточена на юго-западе, в пределах Ботуобинского геологического района. Здесь же прогнозируются основные перспективы дальнейшего прироста за-пасов УВ, что предопределяет в свою очередь комплексный подход к разработке программы лицензирования и планов проведения широкого фронта геологоразведочных работ, в результате которых на период до 2030 г. намечается прирастить не менее 800 млрд. м3 газа и 200-300 млн. т жидких УВ. Первоочередным объектом поисково-разведочных работ является Талакано-Чаяндинская зона нефтегазонакопления, ресурсный потенциал которой оценивается в 1,5 трлн. м3 газа и 0,5 млрд. т жидких.
Другим перспективным районом прироста является Мирнинский выступ, ресурсный потенциал которого составляет около 200 млрд. м3 газа. В последующем лицензионный интерес сместится на восток – к Вилюйскому геологическому району.
Сахалинская область (суша и шельф). Из начальных суммарных ресурсов свободного газа (6,9 трлн.м3) менее 0,4 трлн.м3 приходится на сушу, а оставшиеся 6,5 трлн.м3 – на шельф Охотского моря (Сахалинский сектор), в основном на его восточный и северо-восточный участки – 6,2 трлн.м3 (проекты «Сахалин-3 – 6»).

Меньший интерес представляют южный и юго-западный шельф острова в акватории Японского моря. Первоочередными следует считать объекты в контурах лицензион-ных участков «Сахалин-3», позволяющими обеспечить до 2030 г. прирост запасов 950 млрд.м3. Выявленные и подготовленные к бурению структуры в пределах ли-цензионных участков «Сахалин-4, 5 и 6» позволят увеличить прирост запасов газа к 2030 г. до 1,5 трлн. м3 и считать Сахалинский центр газо- и нефтедобычи приори-тетным в связи с максимальной концентрацией ресурсов и близостью к потребителям газа и продуктов его переработки.
Ресурсный потенциал Камчатской области, Корякского и Чукотского АО (автономный округ) с прилегающими акваториями составляет в совокупности 2,7 трлн. м3 газа. Этого вполне достаточно для обеспечения топливно-энергетических потребностей этих субъектов Российской Федерации и исключения дорогостоящего завоза энергоносителей. Объектами лицензирования, с целью продолжения регио-нального и поискового этапов работ на газ и нефть, будут являться шельфы Западной Камчатки и Берингова моря, где промышленная газо- и нефтеносность доказана открытием ряда месторождений на побережье Западной Камчатки (Средне-Кунжикское газовое, Нижне-Квакчинское, Кшукское и Северо-Колпаковское газоконденсатные), Анадырском (Верхне-Телекайское нефтегазоконденсатное, Верхне-Эгинское и Ольховое нефтяные) и Хатырском (Анракоимское газовое и Угловое нефтяное месторождения) районах.
На Западно-Камчатском шельфе газо- и нефтеперспективными объектами являются Утхолокско-Ичинско-Колпаковская зона, а также субпараллельная этой зоне Пьягинско-Прикамчатская зона крупных поднятий, каждая протяженностью около 500 км при ширине 10-50 км.
В Анадырском заливе крупные месторождения углеводородов прогнозируются на межрифтовых поднятиях Ламутском, Анаутском, Сарычева, Гангутском и на склонах прогибов Лагунного, Креста, Восточно-Анадырского; на Хатырском шельфе в пределах северной периклинали Наваринского поднятия, склоне Хатырской впадины, на Склоновом, Южно-Хатырском и Олюторском поднятиях. Такие объекты являются первоочередными для лицензирования.
В акваториях окраинно-континентальных морей Лаптева, Восточно-Сибирского и Чукотского также имеются предпосылки наличия крупных и гигант-ских месторождений углеводородов в осадочном чехле впадин и прогибов фунда-мента – Вилькицкого, Северо- и Южно-Чукотских и других, на осложняющих их инверсионных и конседиментационных выступах. Однако для повышения привлека-тельности лицензионных участков требуется продолжение работ регионального и поискового этапов. В перечисленных регионах до 2030 г. планируется пробурить 200 тыс. м глубокого бурения, затратить 17,3 млрд. руб. и прирастить 300 млн.т у.т.
Лицензионная политика на Востоке России основывается на соблюдении принципов обеспечения энергетической безопасности Российской Федерации, поддержания основ ее суверенитета, а также выполнения обязательств по международным договорам. Реализация данных принципов осуществляется, в том числе посредством предоставления базовым объектам Программы (месторождениям и участкам недр Сахалинского, Иркутского, Красноярского и Якутского центров газодобычи) статуса объектов федерального значения, формирования Федерального фонда резервных месторождений газа и установления особого (безаукционного) порядка недрополь-зования.

Вернуться в Оглавление