ВГП: 3. Добывные возможности базовых месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока

19.10.2009
Источник: Правительство РФ
Автор: Минэнерго РФ
Дата публикации: 25.12.07

Вернуться к Оглавлению

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 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 С5+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.

02.gif
Рисунок 3.1 – Добывные возможности по газу базовых месторождений и перспективных объектов Восточной Сибири и Дальнего Востока, млрд. м3


 Вернуться к Оглавлению

Теги: , , |Рубрики: Восточная газовая программа, Документы | Комментариев нет »

Комментарии закрыты