Введение

Восточные регионы России, занимая значительную часть территории Российской Федерации (10,34 млн. км²), характеризуются крайне низкой плотностью населения (1,6 чел./км² при общей численности населения региона в 16,4 млн. человек, что составляет 11 % от общей численности населения России). Малая заселенность и продолжающийся отток населения отрицательно влияют на развитие экономики региона. Вместе с тем Восточная Сибирь и Дальний Восток располагают значительными запасами ценных полезных ископаемых, в том числе нефти и газа, которые могут стать основой для серьезных экономических преобразований.

Кроме того, в первой половине столетия индустриально развитые страны АТР — Япония, Республика Корея и Китай будут испытывать растущую зависимость от привозных источников сырья, прежде всего углеводородного. В этой связи ближайшие десятилетия станут периодом растущей конкуренции со стороны Китая, Японии, Республики Корея и отчасти США, за ресурсы Восточной Сибири и Дальнего Востока.

Комплексное освоение углеводородных ресурсов региона и выход на энергетические рынки стран АТР могут быть использованы для закрепления позиций России в данном стратегически важном регионе мира, а растущая востребованность топливно-энергетических ресурсов восточных регионов России может стать мощным инструментом внешней политики государства.

До настоящего времени развитие ТЭК восточных регионов основывалось на угольной промышленности и гидроэнергетике. Нарушение сложившихся межрегиональных экономических связей в 90-е годы и рост уровня транспортных тарифов привели к хроническим энергетическим кризисам, несмотря на наличие собственных богатых запасов энергоносителей.

Газовая промышленность в регионе пока не получила значительного развития, несмотря на то, что газовый потенциал Восточной Сибири и Дальнего Востока составляет 30 % от начального газового потенциала России.

В отличие от Западно-Сибирского региона и Европейской части страны, где действует Единая система газоснабжения России, на территории Восточной Сибири и Дальнего Востока газовая инфраструктура практически отсутствует.

Программа разработана в соответствии с распоряжением Правительства Российской Федерации от 16.07.2002 № 975-р и предлагает комплексный подход к освоению газовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока в соответствии с задачами социально-экономического развития региона и страны в целом. В основу Программы положены принципы, определенные с учетом действующих законов, указов Президента Российской Федерации, постановлений Правительства Российской Федерации и других документов нормативного характера и отраженные в протоколе заседания Правительства Российской Федерации от 13.03.2003 № 8.

Результаты работ по Программе обсуждались на заседаниях межведомственной рабочей группы, созданной при Минпромэнерго России из представителей государственных органов и заинтересованных организаций. После обсуждения и доработки были согласованы и одобрены результаты Программы по разделам:

1.    Конкурентоспособные цены на газ, исходя из цен на альтернативные энергоносители — протокол от 05.10.2004 № 2.

2.    Макроэкономические показатели по региону для прогнозирования спроса на газ — протокол от 14.10.2004 № 3.

3.    Материалы по добывным возможностям газовых месторождений региона — протокол от 09.12.2004 № 5.

4.    Прогноз внутреннего спроса на газ субъектов Российской Федерации Восточной Сибири и Дальнего Востока — протокол от 09.12.2004 № 5.

5.    Материалы по схемам освоения газовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока и возможности развития газотранспортной системы на востоке страны — протокол от 09.12.2004 № 5.

6.    Материалы по прогнозному спросу на российский газ в странах АТР и США- протокол от 09.12.2004 № 5.

В связи с переносом срока завершения подготовки Программы на декабрь 2006 года (в соответствии с Поручением Президента Российской Федерации № Пр?154 от 03.02.2006) проведена актуализация показателей и исходных данных, необходимых для выполнения поставленных целей и решения задач Программы, с учетом изменения ресурсной базы, уточнения балансов добычи и потребления газа, перспектив развития газопереработки и газохимии, а также приведения экономических расчетов к текущим ценам.

1. Цели и задачи Программы

Главной целью Программы является разработка оптимального варианта комплексного освоения газовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока для превращения Восточной Сибири и Дальнего Востока в динамично развивающийся современный регион, обеспечивающий повышение жизненного уровня и производственной активности проживающего в нем населения.

Необходимость повышения темпов социально-экономического развития Восточной Сибири и Дальнего Востока, совершенствования структуры экономики региона за счет появления новых высокотехнологичных производств продукции с высокой долей добавленной стоимости требует развития в регионе соответствующей энергетической базы. Газовая промышленность позволит ликвидировать хронические энергетические кризисы, она может стать одним из источников экономического роста за счет обеспечения повышения общего технологического уровня промышленности и конкурентоспособности выпускаемой готовой продукции.

В настоящее время сложились благоприятные предпосылки для начала формирования в восточных регионах страны новых центров газовой промышленности общероссийского значения и расширения Единой системы газоснабжения на Восток. Такие предпосылки обусловлены значительным приростом запасов газа в восточных регионах страны — Иркутской и Сахалинской областях, Республике Саха (Якутия), Красноярском крае.

Добывные возможности региона позволяют гарантированно удовлетворить его потребность в природном газе на ближайшие 30 лет, обеспечить поставки газа в Единую систему газоснабжения России для поддержания баланса добычи и потребления газа и организовать экспортные поставки газа в страны АТР.

Масштабность задач и сложность их реализации в новых экономических условиях настоятельно требуют определения государством приоритетов в освоении газовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока, принятия схемы развития газовой промышленности с установлением этапности создания газовой инфраструктуры для оптимизации различных проектов по срокам и инвестициям.

В свою очередь Программа будет являться составной частью Генеральной схемы развития газовой отрасли (на период до 2030 года).

Важное значение имеет разработка в Программе предложений по организации механизма управления ее реализацией с учетом интересов федерального центра, регионов, отдельных инвесторов, а также объединение усилий, направленных на реализацию проектов. В Программе предлагается оптимальный вариант развития газовой промышленности, при котором интересы государства обеспечиваются в максимальной степени.

Предлагаемый в Программе комплексный подход обеспечивает государству мультипликативный экономический эффект от её реализации, поскольку:

—      содействует поддержанию устойчивого газоснабжения в целом по России в соответствии с задачами Энергетической стратегии России до 2020 г.;

—      создает условия для экономического роста в регионе;

—      оптимизирует газотранспортные потоки в регионе и стране в целом по срокам и техническим решениям;

—      учитывает рост спроса на российский природный газ в странах АТР и позволяет добиться наиболее эффективных и выгодных для государства условий экспорта газа зарубежным покупателям;

—      увязывает задачи развития региона с потенциальным эффектом от реализации перспективных международных проектов.

Программа базируется на принципах, выработанных Правительством Российской Федерации (протокол заседания от 13.03.2003 № 8), основу которых составляют:

—      приоритетность удовлетворения спроса на газ российских потребителей и поддержание устойчивого газоснабжения в России посредством расширения Единой системы газоснабжения на Восток;

—      формирование рынка природного газа на базе цен, складывающихся с учетом спроса и предложения на данный вид топлива, и его конкуренции с углем и мазутом;

—      оптимизация топливно-энергетического баланса регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока и обеспечения рациональной доли природного газа в его структуре;

—      объективные возможности осуществления газовых проектов на 5-7 лет позднее сроков освоения нефтяных месторождений в этих регионах;

—      реализация единой экспортной политики на базе одного экспортера газа с учетом действующих соглашений о разделе продукции;

—      решение экспортных задач за счет поставок газа с более удаленных и дорогостоящих месторождений, а также закрепление на долгосрочный период эффективных ценовых условий по экспортным поставкам газа.

В Программе учитывается необходимость глубокой переработки газа и производства продукции с высокой добавленной стоимостью.

Реализация Программы ориентирована на повышение эффективности производства в важнейших отраслях экономики: машиностроении, металлургии, химии и нефтехимии, строительстве, производстве строительных материалов. Программа позволит создать в регионе принципиально новые отрасли промышленности — газохимическую, гелиевую и другие.

Программа имеет социальную направленность и в качестве одной из приоритетных рассматривает задачу эффективной газификации основных промышленных центров Восточной Сибири и Дальнего Востока.

Программа увязывает перспективы развития газовой промышленности в регионе с планами развития ТЭК в масштабах России. В частности, Программа определяет роль Восточной Сибири и Дальнего Востока в поддержании перспективных объемов добычи газа по России с учетом прогнозируемого в ближайшие 10 лет сокращения объемов добычи газа в основных газодобывающих регионах России.

Наличие существенного потенциального спроса на российский природный газ в странах АТР потребовало всестороннего учета этого фактора в Программе. При этом экспортные задачи рассматривались с точки зрения их наиболее эффективной увязки с планами экономического развития региона и страны в целом. В этой связи неотъемлемой составной частью Программы является Концепция единой экспортной политики в области поставок газа в Китай и другие страны АТР. Разработаны предложения в области единой государственной политики экспорта российского газа в страны АТР, который обеспечивает защиту государственных интересов России.

Программа учитывает необходимость совершенствования структуры топливно-энергетического баланса восточных регионов страны и низкий текущий уровень потребления газа (доля газа в структуре потребления топливно-энергетических ресурсов региона составляет 6 %, суммарное использование газа не превышает 4,1 млрд. м³ в год). При этом, в структуре потребления первичных энергоресурсов в регионе доля твердого топлива сохранит преобладающее место и составит к 2020 г. не менее 51 %. Такой подход позволит сохранить высокий уровень развития угольной промышленности с учетом ее важного социального значения для восточных регионов страны.

Рассмотрение планов социально-экономического развития Восточной Сибири и Дальнего Востока применительно к первоочередным задачам развития газовой промышленности на востоке России позволило сформулировать в Программе предложения в области региональной, налоговой и ценовой политики, которые будут использоваться государством в целях создания условий для устойчивого развития газовой отрасли в регионе.

Основные выводы, сделанные в Программе базируются на анализе состояния и перспектив развития внутреннего и внешнего рынков топливно-энергетических ресурсов, сырьевой базы Восточной Сибири и Дальнего Востока, текущего экономического, политического, социального, демографического и экологического состояния этих регионов и соответствуют основным положениям и требованиям энергетической и экономической безопасности России.

2. Ресурсная база для развития газовой промышленности

На территории рассматриваемых регионов сосредоточены значительные ресурсы природного газа, конденсата и нефти. Начальные суммарные ресурсы газа суши Восточной Сибири и Дальнего Востока — 52,4 трлн. м³ составляют 30,0 % НСР суши России (таблица 2.1). Помимо суши весьма значителен газовый потенциал морского шельфа — около 15,0 трлн. м³, что составляет 20,3 % ресурсов шельфа России.

Запасы свободного газа суши Восточной Сибири и Дальнего Востока составляют по категории С₁ — 3,9 трлн. м³ и по категории С₂ — 4,7 трлн. м³. Максимальная часть запасов газа категории С₁ приходится на территории Иркутской области — 1,6 трлн. м³ и Республики Саха (Якутия) — 1,3 трлн. м³. Значительные запасы выявлены в пределах Эвенкийского автономного округа — 282,1 млрд. м³, Красноярского края — 90,9 млрд. м³ и Сахалинской области: суша — 46,5 млрд. м³, шельф — 875,6 млрд. м³.

В этих же субъектах Российской Федерации имеются значительные запасы газа категории С₂: в Иркутской области — 2,46 трлн. м³, в Республике Саха (Якутия) — 1,1 трлн. м³ , в Эвенкийском автономном округе — 782,2 млрд. м³, в Красноярском крае — 224,2 млрд. м³ и на шельфе о. Сахалин — 321,2 млрд. м³.

Перспективные и прогнозные ресурсы газа категорий С₃+Д суши и шельфа Восточной Сибири и Дальнего Востока составляют 57,4 трлн. м³ или около 34,6 % от общероссийских.

Низкая степень разведанности газового потенциала Восточной Сибири и Дальнего Востока (7,8 % для суши и 5,9 % для шельфа), благоприятные геологические предпосылки открытия крупных и гигантских месторождений газа и нефти указывают на высокие перспективы подготовки запасов и добычи газа в этом регионе.

В пределах Восточной Сибири к настоящему времени открыты два уникальных по запасам газа месторождения: Ковыктинское газоконденсатное с суммарными запасами категорий С₁+С₂ — 1,98 трлн. м³ в Иркутской области и Чаяндинское нефтегазоконденсатное — 1,24 трлн. м³ в Республике Саха (Якутия).

Таблица 2.1 — Распределение запасов и ресурсов газа России на 01.01.2005 по Сибирскому и Дальневосточному федеральным округам

млрд.м³

Крупными являются Юрубчено-Тохомское с запасами свободного газа категорий С₁+С₂ — 709,8 млрд. м³, Куюмбинское — 178,5 млрд. м³ и Собинское — 158,3 млрд. м³ НГКМ в Эвенкийском АО; Дулисьминское  — 77,2 млрд. м³ и Верхнечонское НГКМ с извлекаемыми запасами нефти категорий С₁+С₂ — 201,6 млн. т и газа — 95,5 млрд. м³ в Иркутской области; Верхневилючанское  — 209,3 млрд. м³ и Среднеботуобинское НГКМ — 169,5 млрд. м³, Среднетюнгское — 165,4 млрд. м³ и Средневилюйское ГКМ — 128,6 млрд. м³, Тас-Юряхское  — 114,0 млрд. м³ и Талаканское НГКМ с извлекаемыми запасами нефти категорий С₁+С₂ -122,9 млн. т и газа — 54,1 млрд. м³ в Республике Саха (Якутия). Кроме того, на Дальнем Востоке значительные запасы и ресурсы газа сосредоточены на шельфе о. Сахалин, где открыты НГКМ: Лунское с запасами свободного газа категории С₁+С₂ — 530,8 млрд. м³, Чайво-море — 322,0 млрд. м³, Пильтун-Астохское — 102,8 млрд. м³ и Аркутун-Дагинское — 68,2 млрд. м³. Состояние запасов газа и жидких углеводородов по субъектам Сибирского и Дальневосточного федеральных округов и месторождениям следующее.

Красноярский край вместе с Эвенкийским и Таймырским АО. Запасы свободного газа категории С₁ составляют 743,6 млрд. м³, категории С₂ — 1081,2 млрд. м³, в том числе по Красноярскому краю соответственно 90,9 и 224,2 млрд. м³, в Эвенкийском АО — 282,1 и 782,2 млрд. м³, в Таймырском АО — 370,6 и 74,8 млрд. м³.

В программу освоения газовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока вовлекаются расположенные в зоне действия планируемых газо- и нефтепроводов Юрубчено-Тохомское, Куюмбинское, Собинское, Оморинское и Пайгинское месторождения.

Юрубчено-Тохомское НГКМ. Запасы УВ по категории С₁ — 120,0 млрд. м³ свободного газа, 9,6 млн. т конденсата и 67,2 млн. т нефти (извлекаемых), по категории С₂ соответственно 589,8 млрд. м³, 45,8 млн.т и 323,7 млн.т.

Газ содержит метана — 83,0 %, гомологов метана — 10,0-11,0 %, углекислого газа  — 0,4 %, азота — 5,0-6,0 %, гелия — 0,18 %. Содержание конденсата в газе — 133,9 г/м³.

Куюмбинское НГКМ. Запасы свободного газа по категории С₁ составляют 9,7 млрд. м³, конденсата — 0,8 млн. т и нефти — 54,86 млн. т (извлекаемых); С₂ соответственно 168,8 млрд. м³, 13,1 и 139,23 млн. т.

Состав газа: метана — 80,0 %, гомологов метана — 11,4-15,5 %, азота — 5,6-8,7 %, углекислого газа — 0,5 %, стабильного конденсата — 10,8 г/м³.

Оморинское ГКМ. Запасы газа категории С₁ и С₂ составляют 4,8 млрд. м³ и 4,0 млрд. м³ соответственно. Извлекаемые запасы конденсата категории С₁ оцениваются в 0,5 млн. т, на долю запасов категории С₂ приходится 0,4 млн. т.

Содержание метана в газе — 78,8 %, гомологов метана — 11,4 %, азота — до 9,8 %, конденсата — 167,1 г/м³.

Собинское и, примыкающее к нему, Пайгинское НГКМ. Общие запасы свободного газа категории С₁ — 147,5 млрд. м³, конденсата — 9,0 млн. т и нефти — 4,83 млн. т (извлекаемых); С₂,  соответственно, — 19,7 млрд. м³, 1,8 млн. т и 8,82 млн. т.

Свободный газ содержит: метана — 62,9-75,0 %, гомологов метана — до 7,1 %, азота — 23,0-28,1 % и углекислого газа — 0,2 %. Отмечается высокое (до 0,58 %) содержание гелия. Содержание стабильного конденсата — 93,6-109,0 г/м³. Ресурсы свободного газа категории С₃ по Красноярскому краю составляют 2,2 трлн. м³, в том числе на перспективных площадях нераспределенного фонда — 1,7 трлн. м³ и в невскрытых пластах месторождений — 508,5 млрд. м³. Наиболее крупные ресурсы свободного газа категории С₃ — 748,0 млрд. м³ и 441,3 млрд. м³ прогнозируются, соответственно на Берямбинской и Хурингдинской площадях.

Ресурсы свободного газа категории С₃ в Эвенкийском АО составляют 908,6 млрд. м³, в том числе по распределенному фонду в невскрытых пластах месторождений — 520,6 млрд. м³,  на перспективных площадях — 78,5 млрд. м³ и на перспективных площадях нераспределенного фонда — 309,5 млрд. м³. Наиболее крупные ресурсы категории С₃ — 239,5 млрд. м³ и 178,6 млрд. м³  свободного газа приурочены к невскрытым пластам, соответственно, Терско-Камовского (южная часть) и Центрального блоков Юрубчено-Тохомского НГКМ.

Иркутская область — запасы свободного газа составляют по категории С₁ — 1569,3 млрд. м³ и по категории С₂ — 2456,5 млрд. м³.

Ковыктинское ГКМ. Запасы газа по категориям С₁ и С₂, принятые на начало 2005 г., составляли 1406,6 млрд. м³ и 572,0 млрд. м³ соответственно. Извлекаемые запасы конденсата категории С₁ — 68,3 млн. т, категории С₂ — 15,5 млн. т.

Состав газа: метана — 93,9 %, гомологов метана — до 6,0 %, азота — 1,6 %, углекислого газа — 0,1 %, гелия — 0,25 %. Содержание стабильного конденсата — до 67,0 г/м³.

Верхнечонское НГКМ. Извлекаемые запасы нефти категории С₁ составляют 159,5 млн. т, на долю запасов категории С₂ приходится 42,1 млн. т. Разведанные запасы свободного газа категорий С₁ и С₂ оцениваются в 11,7 млрд. м³ и 83,8 млрд. м³ соответственно, конденсата — 0,4 и 3,0 млн. т.

Газ метановый (80,0-82,0 %), содержание гомологов метана — до 18,0-20,0 %, гелия — 0,17-0,25 %, конденсата — до 40,0 г/м³.

Дулисьминское НГКМ. Запасы свободного газа категории С₁  составляют 63,5 млрд. м³, конденсата — 7,0 млн. т и нефти — 14,1 млн. т (извлекаемых); С₂, соответственно — 13,7 млрд. м³, конденсата — 2,8 млн. т и нефти — 4,2 млн. т.

Состав газа: метана — 78,0-89,0 %, азота — 3,4 %, углекислого газа — менее 0,1%, гелия — 1,26 %, конденсата — до 137,0 г/м³.

В 2004 г. в результате проведенных геологоразведочных работ на лицензионных участках Левобережном, Правобережном и Ангаро-Ленском (недропользователь ООО «Петромир»), расположенных в северо-восточной части Ангаро-Ленского плато (к юго-западу от Ковыктинского газоконденсатного месторождения) открыто Левобережное газоконденсатное месторождение с залежами в отложениях венда и кембрия. Запасы газа (распределенный фонд) по категории С₁ составляют 0,7 млрд. м³, по категории С₂ — 1752,9 млрд. м³, извлекаемые запасы конденсата по категории С₂ — 20,3 млн. т; по нераспределенному фонду запасы газа по категории С₂ составляют 115,8 млрд. м³ , запасы конденсата по категории С₂ — 1,0 млн. т.

В Иркутской области ресурсы свободного газа категории С₃ на десяти перспективных площадях нераспределенного фонда составляют 247,8 млрд. м³.

Республика Саха (Якутия). Запасы свободного газа категории С₁ составляют 1283,5 млрд. м³, на долю запасов категории С₂ приходится 1103,1 млрд. м³.

Чаяндинское НГКМ. В пределах месторождения разведано 379,7 млрд. м³ свободного газа категории С₁, 5,7 млн. т конденсата и 42,5 млн. т нефти (извлекаемых), запасы газа категории С₂ составляют 861,2 млрд. м³, 12,7 млн. т конденсата и 7,5 млн. т нефти (извлекаемых).

Содержание метана — 84,0 %, гомологов метана — 7,5-8,0 %, азота — 5,6-7,8 %, конденсата —  18,5 г/м³.

Содержание гелия в газе Чаяндинского месторождения составляет 0,58 %. Суммарные запасы гелия составляют здесь 7,2 млрд. м³, из них 1,8 млрд. м³ приходится на категорию С₁.

Талаканское НГКМ. Извлекаемые запасы нефти по категории С₁ составляют 104,8 млн. т, категории С₂ — 18,1 млн. т (14,7 % от суммарных запасов кат. С₁+ С₂). Запасы газа в газовой шапке — 35,5 млрд. м³ по категории С₁ и 18,6 млрд. м³ по категории С₂, самостоятельного значения для разработки они не имеют.

Газ содержит: метана — 87,2 %, гомологов метана — до 10,0 %, азота — 3,4 — 4,0 %, углекислого газа — 0,1 — 0,3 %, гелия — 0,19 — 0,57 %.

Верхневилючанское НГКМ. Запасы свободного газа категории С₁ составляют 139,6 млрд. м³, конденсата — 2,7 млн. т и нефти — 1,5 млн. т (извлекаемых); по категории С₂ соответственно — 69,7 млрд. м³, 1,3 млн. т и 21,8 млн. т.

Газ метановый — 85,6 %, содержание гомологов метана — 6,4 %, азота — 6,6 %, углекислого газа — 0,1 %, гелия — 0,13-0,17 %, конденсата — до 190 г/м³.

Среднеботуобинское НГКМ. Запасы свободного газа категории С₁ составляют 150,9 млрд. м³, конденсата — 2,8 млн. т и нефти — 54,1 млн. т (извлекаемых); по категории С₂ соответственно — 18,6 млрд. м³, 0,1 млн. т и 11,9 млн. т.

Состав газа: метана — 87,2 %, гомологов метана — 5,4 %, азота — 6,2 %, углекислого газа — 0,2 %, гелия — 0,19-0,33 %, конденсата — 20,2 г/м³.

Среднетюнгское ГКМ. Запасы свободного газа категории С₁ составляют 156,2 млрд. м³, конденсата — 8,2 млн. т (извлекаемых); по категории С₂ соответственно — 9,2 млрд. м³, 0,6 млн. т.

Состав газа: метана — 81,5-91,1 %, гомологов метана — 6,1 — 13,0 %, азота — 0,4 -1,0 %, углекислого газа — 0,1 — 0,4 %, содержание конденсата — 55,0 — 168,0 г/м³.

Средневилюйское ГКМ. Запасы свободного газа категории С₁ составляют 128,6 млрд. м³, конденсата — 5,7 млн. т (извлекаемых); по категории С₂ запасов газа не имеется.

Состав газа: метана — 90,6-95,3 %, гомологов метана — 6,5 %, азота — 0,7-1,2 %, углекислого газа — 0,3-1,3 %, конденсата — 60,0 г/м³.

Тас-Юряхское НГКМ. Запасы свободного газа категории С₁ составляют 102,7 млрд. м³, конденсата — 1,7 млн. т и нефти — 2,0 млн. т (извлекаемых); по категории С₂ соответственно — 11,3 млрд. м³, 0,2 млн. т и 5,3 млн. т.

Состав газа: метана — 85,2 %, гомологов метана — 6,5 %, азота — 7,5 %, углекислого газа — до 0,4 %, гелия — 0,39 %, конденсата — 18,0 г/м³.

Ресурсы свободного газа категории С₃ Республики Саха (Якутия) на семи перспективных площадях нераспределенного фонда составляют 148,3 млрд. м³.

Хабаровский край. В континентальной части Хабаровского края выделены семь нефтегазоносных районов: Юдомо-Майский, приуроченный к впадине восточной окраины древней Сибирской платформы, входящей в состав Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции; материковые мезозойско-кайнозойские осадочные бассейны — Верхне-Буреинский и Средне-Амурский, а также продолжающиеся в Охотское море и Татарский пролив Охото-Котуйский, Удско-Торомский, Шантарский и Нижне-Амурский мезозойско-кайнозойские осадочные бассейны. Ресурсы углеводородов материковой части оцениваются по данным Института тектоники и геофизики Дальневосточного отделения Российской академии наук в размере 990,0/297,0 млн.т у.т. геол./извлек., в т.ч.: Юдомо-Майский соответственно 420,0 и 126,0 млн.т у.т., Верхне-Буреинский — 250,0 и 75,0 млн.т у.т., Средне-Амурский — 200,0 и 60,0 млн.т у.т. и Нижне-Амурский — 120,0 и 36,0 млн.т у.т. Остальные пока не имеют количественной оценки. Официальная оценка НСР газа суши Хабаровского края составляет 91,0 млрд.м³. Наиболее газо- и нефтеперспективны Верхне-Буреинский, Средне-Амурский и Юдомо-Майский осадочные бассейны.

В Верхне-Буреинском открыто Адниканское газовое месторождение с запасами по категориям С₁ — 0,4 млрд.м³ и С₂ — 1,6 млрд.м³. Содержание метана — 79,2 %, гомологов метана — до 1,3 %, азота — до 5,3 %, углекислого газа — до 14,5 %.

Средне-Амурский осадочный бассейн расположен вблизи трассы газопровода «Оха-Комсомольск-на-Амуре-Хабаровск». По данным бурения в нем установлены благоприятные предпосылки нефтегазоносности.

Нижнеамурский нефтеперспективный район выделен от береговой линии моря по долине р. Амур протяженностью 250 км при ширине около 75 км. Бассейн простирается до западного побережья о. Сахалин, где установлены газо- и нефтепроявления. В пределах бассейна проложен действующий нефтегазопровод «Оха — Комсомольск-на-Амуре».

Шельфовая зона Хабаровского края включает следующие перспективные газонефтяные бассейны: Шантарский, Кашеварова, Лисянский и Северо-Сахалинский.

По оценкам ОАО «Дальморнефтегеофизика», ФГУП ВНИГРИ, СахалинНИПИморнефть, ИТиГ ресурсный потенциал «Хабаровского» сектора шельфа Охотского моря оценивается в 3,5 млрд. т у.т. Для проведения поисково-разведочных работ наиболее благоприятен шельф Татарского пролива, где локализованные ресурсы углеводородов оценены в объеме: нефти — 276,3 млн.т, газа — 399,7 млрд.м³. Наиболее перспективными из выявленных структур являются: Иннокентьевская, Приморская, Тумнинская и Чапчанская.

Сахалинская область. Запасы свободного газа категории С₁ составляют 922,1 млрд. м³, в том числе на суше — 46,5 млрд. м³, на шельфе — 875,6 млрд. м³, запасы по категории С₂ — 339,4 млрд. м³, в том числе на суше — 18,2 млрд. м³, на шельфе — 321,2 млрд. м³. НСР свободного газа по состоянию на 01.01.2002  на Охотском шельфе о. Сахалин составляют 2917,2 млрд. м³ и на Западно-Сахалинском шельфе — 49,6 млрд. м³. НСР Охотского моря в целом оценивается в 6225,2 млрд. м³, Японского — 332,6 млрд. м³. Наиболее подготовлены к продолжению поисковых и разведочных работ лицензионные участки шельфа по проектам «Сахалин-3» — «Сахалин-9». В их пределах выявлено более 100 газонефтеперспективных объектов. Прогнозные ресурсы УВ категории С₃+Д шельфа о. Сахалин в границах лицензионных участков по данным ОАО «Дальморнефтегеофизика» оцениваются в размере 7165,0 млн. т н. э. (нефтяной эквивалент). По оценке ФГУП ВНИГРИ ресурсы УВ только Северо-Сахалинской нефтегазоносной области составляют 7800 млн. т н. э.

В основном, запасы газа охватываются проектами «Сахалин-1» и «Сахалин-2». В тоже время есть целый ряд перспективных участков со значительными локализованным ресурсами углеводородов («Сахалин-3-9»), газовый потенциал которых позволит в перспективе существенно увеличить добычу газа. Извлекаемые запасы нефти на шельфе о. Сахалин категории А+В+С₁ составляют 205,3 млн. т, С₂ — 189,3 млн. т; конденсата, соответственно — 64,3 и 24,31 млн. т.

Проект «Сахалин-1» включает месторождения: Чайво, Одопту-море и Аркутун-Дагинское с суммарными запасами свободного газа категории С₁ — 329,3 млрд. м³, извлекаемыми запасами конденсата — 21,1 млн. т, нефти — 106,4 млн. т; С₂ — 152,0 млрд. м³ газа, 8,7 млн. т конденсата и 159,8 млн. т нефти.

Чайво НГКМ. Запасы свободного газа по кат. А+В+С₁ составляют 237,4 млрд. м³, конденсата — 18,0 млн. т и нефти — 59,0 млн. т извлекаемых; по С₂, соответственно, 84,6 млрд. м³, 4,8 и 49,5 млн. т.

Газ содержит: метана — 93,6-93,8 %, гомологов метана — 4,2-7,0 %, азота — 0,3-0,6 %, углекислого газа — 0,3-0,5 %.

Одопту-море НГКМ. Запасы свободного газа Центрального и Южного куполов по категории А+В+С₁ — 69,9 млрд. м³, конденсата — 1,8 млн. т и нефти — 34,4 млн. т извлекаемых; по категории С₂, соответственно — 21,2 млрд. м³, 0,5 и 5,8 млн. т.

По Северному куполу с нефтяной залежью запасы свободного газа по категории А+В+С₁ — 0,2 млрд. м³, нефти — 3,9 млн. т; по категории С₂ , соответственно, газа — 0,2 млрд. м³, нефти — 0,2 млн. т.

Газ содержит: метана — 94,4-94,8 %, гомологов метана — 3,7-5,4 %, углекислого газа — 0,1-0,7 %, азота — 0,4-1,1 %.

Аркутун-Дагинское НГКМ. Запасы свободного газа по категории А+В+С₁ — 22,0 млрд. м³, конденсата — 1,2 млн. т, нефти — 9,1 млн. т (извлекаемых); по категории С₂, соответственно — 46,2 млрд. м³, 3,4 и 104,3 млн. т.

Газ содержит: метана — 94,4-90,8 %, гомологов метана — 5,7-9,1 %, углекислого газа — 0,2-1,0 %, азота — 0,3-0,4 %.

Проект «Сахалин-2» включает нефтегазоконденсатные Пильтун-Астохское и Лунское месторождения с суммарными запасами свободного газа категории С₁ — 525,9 млрд. м³, извлекаемыми запасами конденсата — 41,6 млн. т и нефти — 96,1 млн. т; С₂ — 107,7 млрд. м³ газа, 8,5 млн. т конденсата и 32,3 млн. т нефти.

Пильтун-Астохское НГКМ. Запасы свободного газа по категории А+В+С₁ — 73,6 млрд. м³, конденсата — 5,9 млн. т, нефти — 95,8 млн. т извлекаемых; по категории С₂, соответственно — 29,2 млрд. м³, 2,4 и 29,4 млн. т.

Газ содержит: метана — 91,7-94,1 %, гомологов метана — 5,9-9,3 %, углекислого газа — 0,2-0,8 %, азота — 0,2-0,8 %.

Лунское НГКМ. Запасы свободного газа по категории А+В+С₁ — 452,3 млрд. м³, конденсата — 35,7 млн. т и нефти — 0,3 млн. т извлекаемых; по категории С₂ , соответственно — 78,5 млрд. м³, 6,1 и 2,8 млн. т.

Газ содержит: метана — 92,1- 93,0 %, гомологов метана — 7,0-8,5 %, углекислого газа — 0,2-0,3 %, азота — 0,6-1,1 %.

Проект «Сахалин-3» включает 4 блока с низкой степенью разведанности. По блокам I — II (Восточно-Одоптинский и Айяшский) совокупные прогнозные ресурсы газа оцениваются в 500 млрд. м³, нефти — 114 млн. т.

По блоку III (Венинский) совокупные прогнозные ресурсы газа оцениваются более чем в 800 млрд. м³, нефти — почти 700 млн. т.

В пределах блока IV (Киринский) с прогнозными ресурсами газа 873 млрд. м³ и нефти 687 млн. т. (извлекаемых) в 1992 г. открыто Киринское газоконденсатное месторождение площадью 4,9 км². Запасы свободного газа по категории С₁ — 14,8 млрд. м³, по кат. С₂ — 60,6 млрд. м³, извлекаемые запасы конденсата по категории С₁ — 1,7 млн. т, по категории  С₂ — 6,9 млн. т.

Проект «Сахалин-4» включает Астрахановский и Западно-Шмидтовский блоки, где планируется подготовить 940 млн. т у. т. углеводородов, в том числе газа — 780 млрд. м³.

В пределах лицензионного участка выявлено более 20 газонефтеперспективных структур, большинство из которых расположены на северном подводном продолжении п-ова Шмидта и в западной части Сахалинского залива.

Проект «Сахалин-5» направлен на освоение ресурсов северо-западного и северо-восточного шельфа острова. Прогнозные геологические ресурсы участка составляют 2000 млн. т у. т. В рамках проекта выделены Восточно-Шмидтовская и Кайганско-Васюканская площади.

Прогнозные извлекаемые запасы этих площадей составляют: нефти — 600 млн. т, газа — 600 млрд. м³.

Проект «Сахалин-6» — прогнозные ресурсы составляют 1369 млн. т  у. т. Зоны газонефтенакопления вытянуты вдоль береговой линии, наиболее приближен к береговой зоне блок «Пограничный».

Проект «Сахалин-7» — геологические ресурсы прогнозируются в объеме 563,0 млн. т у. т. с преобладанием газа.

Наиболее перспективными являются Восточно-Анивская структурно-стратиграфическая и Стародубская структурная ловушки, над которыми зафиксированы прямые сейсмические и геохимические признаки газо- и нефтеносности.

Промышленная газо- и нефтеперспективность этого лицензионного участка подтверждена открытием газовых месторождений на берегу залива Анива, находящихся в разработке, и нефтепроявлениями на побережье залива Терпения.

Проект «Сахалин-8» и «Сахалин-9» охватывают полосу Западно-Сахалинского шельфа в Татарском проливе.

Прогнозные ресурсы УВ выделенных лицензионных участков оцениваются соответственно в размерах 80 и 120 млн. т н. э. По результатам проведения поисковых работ эти оценки ресурсов, вероятно, будут увеличены.

В западной прибрежной зоне о. Сахалин в 1986 г. открыто небольшое по запасам Изыльметьевское газовое месторождение. Оно расположено в 23 км к юго-западу от г. Углегорск. Запасы газа по категории С₁ — 3,8 млрд. м³, по категории С₂ — 0,8 млрд. м³.

Газ содержит: метана — 95,9-96,8 %, гомологов метана — 0,7-1,3 %, азота — 2,2 %, углекислого газа — 0,3-0,6 %.

Шельф Магаданской области по оценке ОАО «Дальморнефтегеофизика» содержит суммарные локализованные ресурсы углеводородов в размере 3451,1 млн. т н. э., в том числе нефти — 1126,9 млн. т. Наиболее крупными ловушками с локализованными ресурсами более 100 млн. т у. т. являются Завьяловская, Ойран-Темповская, Беринга, Зырянская, Умарская, Приэвенская, Моштаковская, Ольховская. На Магаданском шельфе выделено 4 крупных лицензионных участка.

Проект «Магадан-1» (блоки М1-1, М1-2 и М1-3) — извлекаемые ресурсы углеводородов оцениваются, соответственно, в следующих размерах: 1417,0; 261,0 и 283,0 млн. т у. т., в сумме — 1961,0 млн. т у. т.

Проект «Магадан-2» (блоки М2-1, М2-2, М2-3) — извлекаемые ресурсы углеводородов составляют, соответственно — 210,0; 502,0; 215,0 млн. т у. т., в сумме — 927,0 млн. т у. т.

Проект «Магадан-3» (блоки М3-1/7 и М3-2/8) — извлекаемые ресурсы углеводородов оценены  в размерах — 600,0 и 338,0 млн. т у. т. соответственно, в сумме — 938,0 млн. т у. т.

Проект «Магадан-4» — суммарные начальные геологические ресурсы по предварительным оценкам составляют до 1000 млн. т у. т.

Западно-Камчатский шельф. Располагает ресурсами в размере 4628,0 млн. т н. э., в том числе на акваторию Шелиховско-Западно-Камчатской части приходится 4450,0 млн. т. н. э., а на акваторию Голыгинской части — 178,0 млн. т н. э. Здесь выявлено более 20 антиклинальных структур, наиболее перспективными из которых являются Крутогоровская, Калаваямская и Восточно-Сухановская с локализованными ресурсами 557 млн. т н. э., 106 млн. т н. э., 130 млн. т н. э., cоответственно. В других зонах нефтегазонакопления Пенсепельской, Тигильской и Подкагерной прогнозируются ресурсы УВ в объеме около 500 млн. т н. э. К наиболее крупным и газонефтеперспективным структурам отнесены  Центральная-3, Кунжикская, Облуковинская и Первоочередная.

Проект «Камчатка-1» включает три блока (участка) — Кунжикский, Центральный и Первоочередной, начальные суммарные геологические ресурсы которых составляют, соответственно — 53,0; 230,0 и 55,0 млн. т у.т., в сумме-338,0 млн. т у. т.

Планируемые показатели геологоразведочных работ

(прирост запасов, объемы ГРР, финансирования)

Запасы и ресурсы углеводородов Восточной Сибири и Дальнего Востока позволяют организовать новые крупные центры газо- и нефтедобычи, обеспечивающие на длительный срок внутренние потребности этих регионов и экспортные поставки в страны АТР.

К 2030 г. на юге Восточной Сибири планируется прирастить 4050 млрд. м³ газа, в том числе 2550 млрд. м³ в Красноярском крае и 1500 млрд. м³ в Иркутской области. Для обеспечения таких приростов потребуется пробурить 2250 тыс. м глубокого бурения, в том числе в Красноярском крае — 1450 тыс. м и в Иркутской области — 800 тыс. м. Затраты на геологоразведочные работы составят — 132206 млн. руб., в том числе по Красноярскому краю — 78644 млн. руб. и  по Иркутской области — 53562 млн. руб. (в ценах 2006 года).

На Дальнем Востоке России планируется прирастить 2600 млрд. м^3, , в том числе в Республике Саха (Якутия) — 800 млрд. м³, в Сахалинской области и на его шельфе — 1500 млрд. м³, на Западно-Камчатском, Чукотском побережьях и прилегающих шельфах — 300 млрд. м³. Объемы бурения здесь составят 1200 тыс. м, в Республике Саха (Якутия) — 400 тыс. м, в Сахалинской области и на его шельфе -600 тыс. м, на Камчатке и Чукотке — с учетом шельфов — 200 тыс. м. При этом затраты на геологоразведочные работы составят 135692 млн. руб., в том числе в Республике Саха (Якутия) — 31130 млн. руб., в Сахалинской области и на шельфе — 87313,2 млн. руб., на Камчатке и Чукотке и в других областях 17249 млн. руб.

В газонефтеносном бассейне Охотского моря приоритетным должен являться Сахалинский центр газо- и нефтедобычи, где планируется увеличить добычу газа к 2030 г. до 70,0 млрд. м³, что потребует прирастить 1,5 трлн. м³ запасов промышленных категорий. Наиболее подготовлены и оценены локализованные ресурсы газа, конденсата и нефти в рамках проекта «Сахалин-3». В контурах лицензионных блоков этого проекта на десяти локальных объектах обоснована возможность прироста запасов газа в размере 941,6 млрд. м³. Наиболее значительные приросты возможны на следующих структурах: Южно-Киринской — 310,0 млрд. м³, Мынгинской — 150,0 млрд. м³, Западно-Айяшской — 112,5 млрд. м³, Венинской — 100,0 млрд. м³, Айяшской — 68,3 млрд. м³, а также на уже открытом Киринском ГКМ — 63,3 млрд. м³. Именно эти объекты могут быть первоочередными базовыми для разведки и последующей разработки.

Кроме прироста запасов газа на этих объектах попутно ожидается прирастить извлекаемых запасов конденсата — 63,5 млн. т, нефти — 173,8 млн. т и растворенного газа — 48,1 млрд. м³, что обеспечит в нефтяном эквиваленте прирост запасов около 1,2 млрд. т.

Для освоения указанных объектов в рамках проекта «Сахалин-3», а также наиболее крупных антиклинальных структур в пределах лицензионных участков проектов «Сахалин-4, 5, 6» до 2030 г. необходимо будет затратить не менее 87,3 млрд. руб. на финансирование геологоразведочных работ и пробурить 600 тыс. м глубокого бурения.

В целом по Дальневосточному и Сибирскому федеральным округам прирост запасов к 2030 г. планируется довести до 6,65 трлн. м³, для чего потребуется пробурить 3450 тыс. м глубокого бурения и затратить 267,9 млрд. руб.

Эффективность ГРР составит около 40-50 руб./т у.т. или 1900-2500 т у.т./м.

Прогноз запасов гелия в Сибирском и

Дальневосточном федеральных округах

По состоянию на 01.01.2005 по Сибирскому федеральному округу в Государственном балансе учтено 12 месторождений, содержащих гелий, в том числе 3 — в Эвенкийском АО и 9 — в Иркутской области с запасами категорий А+В+С₁ — 5343,5 млн. м³ (1062,8 млн. м³ — в Эвенкийском АО и 4280,7 млн. м³ — в Иркутской области), что составляет 54,2 % от запасов России и категории С₂ — 2003,4 млн. м³. Основная часть запасов гелия категорий А+В+С₁ заключена в залежах свободного газа — 5149,2 млн. м³ (96,4% от запасов округа). Остальные запасы — 188,9 млн. м³ и 5,4 млн. м³ содержатся, соответственно, в газе газовых шапок и в растворенном в нефти газе.

Основные запасы гелия сосредоточены в 7 месторождениях: Юрубчено-Тохомском, Собинском и Пайгинском  (Эвенкийский АО), Ковыктинском, Марковском, Ярактинском и Дулисьминском  (Иркутская область), суммарная величина которых составляет 5251,9 млн. м³ гелия (98,3 %).

В Дальневосточном федеральном округе по состоянию на 01.01.2005 Государственным балансом учтены 13 месторождений, содержащих гелий — все в Республике Саха (Якутия), с запасами категорий А+В+С₁ — 3225,2 млн. м³, что составляет 32,7 % от запасов по России, и категории С₂ — 5698,6 млн. м³ — 57,8 %.

Основная часть запасов категории А+В+С₁ содержится в газе газовых шапок — 2323,8 млн. м³ (72,1 % от запасов округа). В залежах свободного газа сосредоточено 898,4 млн. м³  и 2,9 млн. м³  в растворенном в нефти газе.

Основные запасы гелия сосредоточены в 5 месторождениях — Тас-Юряхском, Среднеботуобинском, Талаканском, Чаяндинском и Верхневилючанском, суммарная величина которых составляет 3130,1 млн. м³ (97,0 % от запасов округа).

Таким образом, на территории древней Сибирской платформы сосредоточено в настоящее время 8568,6 млн. м³ гелия запасов категории А+В+С₁ (86,9 % от запасов по России) и категории С₂ — 7702,0 млн. м³  — 78,2 %.

Ожидаемый прирост запасов гелия за период 2000-2030 гг. может составить около 12,0 млрд.м³.

3. Добывные возможности базовых месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока

Значительные запасы и перспективные ресурсы природного газа Восточной Сибири и Дальнего Востока позволяют сформировать в данном регионе новые центры газодобычи. Добывные возможности этих центров основываются на имеющихся подтвержденных запасах уникальных и крупных месторождений, а также на приросте запасов за счет активного проведения геолого-разведочных работ.

Имеющийся опыт развития газовой промышленности России показывает, что основой для надежных поставок газа должны служить базовые месторождения со значительными подтвержденными запасами, освоение которых позволит обеспечить на длительную перспективу планируемые уровни добычи газа. Небольшие и мелкие по запасам месторождения, расположенные в окрестности базовых месторождений или вдоль трассы магистральных газопроводов, необходимо использовать для компенсации на короткий период падения добычи по базовым месторождениям или, в отдельных случаях, в качестве регуляторов, а также для организации газоснабжения и поставок газа местным потребителям.

Оценка добывных возможностей региона по газу показывает, что месторождения Восточной Сибири и Дальнего Востока способны в перспективе обеспечить годовую добычу газа в объеме свыше 200 млрд. м³, что свидетельствует о возрастающей роли восточных регионов в балансе газа страны.

В качестве базовых рассматриваются следующие газоконденсатные (ГКМ) и нефтегазоконденсатные (НГКМ) месторождения:

—      месторождения углеводородов морского шельфа острова Сахалин (проекты «Сахалин -1-2» и перспективные блоки «Сахалин-3-9»).

—      Чаяндинское НГКМ (Республика Саха (Якутия));

—      Ковыктинское ГКМ (Иркутская область);

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

Поскольку у Собинского месторождения и примыкающего к нему небольшого по запасам Пайгинского месторождения предусматривается общая система подготовки газа, то разработку указанных месторождений предполагается осуществлять совместно. Поэтому они объединены в один эксплуатационный объект — Собинско -Пайгинское НГКМ.

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-1-2») с дальнейшим развитием центра за счет реализации проектов «Сахалин-3-6».

2.    Якутский центр газодобычи — на базе Чаяндинского месторождения, развитие центра связывается с освоением соседних месторождений — Среднеботуобинского, Тас-Юряхского, Верхневилючанского и других.

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 месторождения Оморинское, Куюмбинское, Агалеевское и другие.

На основе оценки возможных сроков ввода и максимальных уровней добычи газа из месторождений и перспективных объектов разработан вариант добывных возможностей по газу восточных регионов России.

Добывные возможности по газу базовых месторождений и перспективных объектов Восточной Сибири и Дальнего Востока представлены на рисунке 3.1.

Оценка добывных возможностей по газу была выполнена с учетом наличия подготовленных запасов, сроков проведения ГРР, степени подготовленности отдельных объектов к началу организации промышленной добычи. Для формирования очередности освоения месторождений и выбора варианта организации газоснабжения регионов необходимо сопоставление комплексных технико-экономических показателей, учитывающих все аспекты развития газовой отрасли.

Сахалинский центр газодобычи. В Программе в качестве базовых месторождений для газоснабжения российских потребителей Дальнего Востока рассмотрены месторождения газа в рамках проектов «Сахалин-1» и «Сахалин-2», по которым имеются значительные подтвержденные запасы газа промышленных категорий.

Указанные объемы достаточны для организации газоснабжения Сахалинской области, Хабаровского и Приморского краев, Еврейской автономной области, а также для  организации поставок СПГ на экспорт.

Месторождения шельфа о. Сахалин (Проекты «Сахалин — 1, 2»)

Проект «Сахалин-1» включает месторождения Чайво, Одопту, Аркутун-Даги с суммарными запасами газа категории С₁ — 329,3 млрд. м³. Владельцем лицензии на недропользование является консорциум с участием иностранных компаний, в составе: «Эксон Нефтегаз» — 30%, «Содеко» — 30%, «ONGC-VIDESH» — 20 %, аффилированные ОАО «НК-Роснефть» — ЗАО «Сахалинморнефтегаз-шельф» — 11,5% и ЗАО «РН-Астра» — 8,5 %. Оператор проекта — компания «Эксон Нефтегаз Лтд.» Согласно планам недропользователей, годовой уровень добычи газа в 2020 г. составит 11,4 млрд. м³.

Проект «Сахалин-2» включает месторождения Пильтун-Астохское и Лунское, с суммарными запасами газа категорий А + В + С₁ 525,9 млрд. м³. Владельцем лицензии на недропользование является консорциум иностранных компаний, в составе: «Роял Датч Шелл» — 55%, «Мицуи» — 25%, «Мицубиси» — 20%. Оператор проекта — компания «Сахалин Энерджи Инвестмент Лтд.». Максимальный годовой уровень добычи в 2020 г. — 21,9 млрд. м³.

Дальнейшее развитие добычи газа в Сахалинской области связано с реализацией проектов нераспределенного фонда «Сахалин-3-6». Однако, для надежной оценки добывных возможностей необходимы проведение масштабной доразведки и подготовка запасов промышленных категорий. Наиболее подготовлены и оценены локализованные ресурсы газа в рамках проекта «Сахалин-3». Доразведка уже открытых двух месторождений позволит начать добычу газа уже в 2014 г. и с учетом дальнейшего проведения ГРР добыча газа по проекту «Сахалин-3» может возрасти до 28,6 млрд. м³/год к 2025 г. Прогнозный прирост запасов по проектам «Сахалин-4-6» по результатам проведения геолого-разведочных работ позволит обеспечить добычу с перспективных объектов в объеме не менее 17 млрд. м³/год к 2030 г. и удержать добычу в целом по Сахалинской области в объеме 72,2 млрд. м³/год после 2030 г. на период 5-10 лет. В дальнейшем разработка ресурсов по проектам «Сахалин-7-9» обеспечит поддержание достигнутого уровня добычи по Сахалинской области на длительную перспективу.

Якутский центр газодобычи. На территории Дальнего Востока возможен ввод в эксплуатацию Чаяндинского НГКМ, рассматриваемого в качестве базового для газификации южных районов Республики Саха (Якутия), Амурской области, а также возможных экспортных поставок газа в страны Северо-Восточной Азии. Максимальный уровень годовой добычи газа по этому месторождению составляет 31 млрд. м³.

Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение характеризуется высоким содержанием конденсата, нефти и гелия в промышленно-значимых количествах. Месторождение принадлежит нераспределенному фонду. На 01.01.2005 запасы газа промышленных категорий С₁ (0,4 трлн. м³) составляют 30 % от общих запасов категорий С₁+С₂ (1,2 трлн. м³). Срок доразведки месторождения, с учетом климатических условий и удаленности, может превысить 3 года. Соответственно бурение, опытно-промышленная эксплуатация, утверждение запасов и проекта разработки могут занять до 3 лет.

Прогнозный прирост запасов по результатам проведения геолого-разведочных работ позволит обеспечить добычу с перспективных объектов в объеме не менее 20 млрд. м³/год к 2030 г. и удержать добычу по Республике Саха (Якутия) в объеме 53 млрд. м³/год после 2030 г. на длительный период с учетом добычи 3,2 млрд. м³/год из действующих месторождений.

Иркутский центр газодобычи. Стратегия освоения ресурсов углеводородного сырья Иркутской области предполагает создание двух региональных центров газодобычи: южный и северный.

Южный центр газодобычи (включающий г. Иркутск) предусматривает первоочередное освоение ресурсов газа и конденсата Южно-Ковыктинской площади и последующего вовлечения в разработку Ковыктинского ГКМ;

Для южного центра газодобычи в начальный период Ковыктинское ГКМ не рассматривается в качестве основного поставщика газа вследствие следующих факторов: отсутствие комплексного, скоординированного решения вопроса выделения и использования ценных компонентов (в том числе гелия), содержащихся в газе, ограниченная потребность Иркутской области в газе, а также возможность удовлетворения первоочередной потребности в газе в этом регионе за счет разработки малых и средних месторождений. Поэтому для ускорения процесса газоснабжения юга области лицензионные участки Южно-Ковыктинской площади рассматриваются как первоочередные объекты освоения. В дальнейшем освоение Ковыктинского месторождения, наряду с Красноярским центром газодобычи, позволит обеспечить удовлетворение существующей потребности в газе потребителей индустриального пояса Иркутской области и Красноярского края, расположенных вдоль трассы Транссибирской железной дороги и при необходимости организовать переток газа в Единую систему газоснабжения.

Северный центр газодобычи предусматривает освоения малых месторождений углеводородов: Братского ГКМ, Марковского НГКМ, Аянского ГМ.

Владельцем лицензии Ковыктинского газоконденсатного месторождения является ОАО «Компания РУСИА Петролиум». На 01.01.2005 большая часть запасов отнесена к промышленным категориям С₁ (1,4 трлн. м³). Суммарные запасы категорий С₁+С₂ составляют 2,0 трлн. м³. Опытно-промышленная эксплуатация в течение 3 лет позволит подготовить проект разработки и ввести месторождение в промышленную разработку. На месторождении в настоящее время реализуется первая стадия разработки, предусматривающая газоснабжение местных потребителей. Проектный отбор в период постоянной добычи — 37,3 млрд. м³/год и будет связан с поставками газа за пределы области. Месторождение характеризуется высоким содержанием гелия (до 0,25 %).

Прогнозный прирост запасов по результатам проведения геолого — разведочных работ позволит обеспечить добычу с перспективных объектов в объеме не менее 9 млрд. м³/год к 2030 г. и удержать добычу по Иркутской области в объеме до 46,3 млрд. м³/год после 2030 г. на длительный период.

Красноярский центр газодобычи. За пределами 2010 г. возможно освоение газовых залежей нефтегазоконденсатных месторождений Красноярского края, включая Эвенкийский АО (Юрубчено-Тохомское и Собинско-Пайгинское НГКМ). Более поздние сроки освоения газовых залежей указанных месторождений обусловлены их геологическими особенностями, требующими первоначального освоения нефтяных залежей с целью максимального извлечения жидких углеводородов. Максимальный уровень годовой добычи газа по рассматриваемым месторождениям — 17,7 млрд. м³, в том числе по Юрубчено-Тохомскому — 10,3 млрд. м³, Собинско-Пайгинскому — 7,7 млрд. м³.

Юрубчено-Тохомское НГКМ недоразведано, по состоянию на 01.01.2005 запасы по категории А+В+С₁ (120 млрд. м³) составляют лишь 17 % от общих запасов категорий С₁+С₂ запасов (около 700 млрд. м³). Потенциальное содержание в пластовом газе фракций С_5+в составляет 133,9 г/м³. Содержание гелия в газе до 0,18 %.

Владельцем лицензии являются ОАО «ВСНК», ОАО «ВНК», ООО «Славнефть-Красноярскнефтегаз». Доразведку месторождения и уточнение проектных документов предполагается завершить в течение 3 — 4 лет. Разработку месторождения планируется начать с освоения запасов нефтяной оторочки. Максимальная годовая добыча газа составит 10,3 млрд. м³.

Собинско-Пайгинское НГКМ в основном разведано. Владельцем лицензии является ОАО «Красноярскгазпром». Запасы газа категории С₁ составляют 147,5 млрд. м³ или 88 % от общей оценки запасов по месторождению. Отмечается высокое содержание в пластовом газе гелия (до 0,58 %).

Ввод Собинско-Пайгинского месторождения в эксплуатацию увязывается со сроками разработки Юрубчено-Тохомского месторождения, исходя из транспорта газа по единой трубопроводной сети. Максимальный уровень постоянной добычи — до 7,7 млрд. м³/год.

По мере проведения геолого-разведочных работ на территории юга Красноярского края в период после 2015 г. в разработку могут быть введены дополнительные ресурсы газа, что позволит довести добычу с перспективных объектов в объеме до 25 млрд. м³/год к 2030 г.

Таким образом, наличие в регионах Восточной Сибири и Дальнего Востока подготовленных к промышленному освоению запасов позволяет начать добычу газа для поставок отечественным и зарубежным потребителям.

В дальнейшем развитие промышленных центров газодобычи Восточной Сибири и Дальнего Востока будет в значительной мере определяться выполнением программы ГРР и прироста запасов.

Перспективы организации добычи и лицензирования объектов за рамками упомянутых в Программе центров газодобычи, например, на Магаданском шельфе, Западно-Камчатском шельфе, будут определяться в дальнейшем по результатам ГРР и с учетом динамики рыночного спроса.

Часть 1

Часть 2

Часть 3

Часть 4

Часть 5