Программа геологического изучения и предоставления в пользование месторождений углеводородного сырья Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия)
16.10.2007
Автор: МПР РФДата принятия решения о разработке программы — 31.12.2004 г. (Распоряжение Правительства Российской Федерации № 1737-р).
Государственный заказчик программы — Министерство природных ресурсов Российской Федерации, Федеральное Агентство по недропользованию.
Координаторы программы — Департамент государственной политики и регулирования в области природопользования Министерства природных ресурсов Российской Федерации, Федеральное Агентство по недропользованию.
Разработчики программы — Министерство природных ресурсов Российской Федерации, Федеральное Агентство по недропользованию, Федеральное государственное унитарное предприятие «Сибирский научно-исследовательский институт геологии, геофизики и минерального сырья» (ФГУП «СНИИГГиМС»).
Цель программы- ресурсное обеспечение трубопроводной системы «Восточная Сибирь — Тихий Океан» посредством обоснования проведения геологоразведочных работ и лицензирования недр территорий Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия).
Основные задачи программы:
— развитие сырьевой базы нефтегазодобычи Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия), обеспечивающей достижение показателей прироста и добычи углеводородов, определённых Энергетической стратегией России, и планируемые уровни загрузки экспортного трубопровода «Восточная Сибирь — Тихий Океан»;
— создание новых перспективных центров добычи нефти и газа;
— реализация рациональной последовательности геологоразведочных работ и лицензирования территорий Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) на 2005 г., 2006-2008 гг. и до 2020 г.
Сроки реализации программы — 2005-2008 гг. и до 2020 г.
Исполнители мероприятий программы — недропользователи, заключившие лицензионные соглашения с распорядителями недр — органами государственной власти Российской Федерации в лице уполномоченных представителей Министерства природных ресурсов, исполнительных органов субъектов Федерации, местного самоуправления, комитетов природных ресурсов; научные и производственные организации, отбираемые на конкурсной основе в соответствии с Федеральным Законом «О конкурсах на размещение заказов на поставку товаров, выполнения работ, оказания услуг для государственных нужд». Выполнение объёмов геологоразведочных работ, финансируемых за счёт бюджета, осуществляется компаниями-недропользователями территориального и регионального уровня, отбираемыми на конкурсной основе с последующим заключением договоров с исполнительными органами государственной власти.
Объём и источники финансирования программы — расходы государственного бюджета на региональные работы по геологическому изучению территории Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) на 2005 год составят 1,5 млрд. руб. С учётом планируемых объёмов геологоразведочных работ (сейсморазведки и глубокого бурения) эти расходы в 2006 году составят 2,5 млрд. руб., в 2007 году — 3,8 млрд. руб., в 2008 году — 4.8 млрд. руб. с последующим увеличением до 6,5 млрд. руб. в год к 2010 году. Поисковые и разведочные работы осуществляются недропользователями за счёт собственных средств.
Ожидаемые конечные результаты реализации программы:
— обеспечение годовых объёмов добычи нефти Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) на уровне 1,9 млн. тонн к 2008 году, 56 млн. тонн к 2020 году и до 80 млн. тонн к 2025 году и газа от 80 до 110 млрд. м3 к 2020 году.
— опережающее воспроизводство минерально-сырьевой базы Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия).
Контроль за реализацией программы — Министерство природных ресурсов Российской Федерации, Федеральное Агентство по недропользованию (Роснедра), Федеральная служба по надзору в сфере природопользования — в порядке, предусмотренном Постановлениями Правительства РФ от 06.04.2004 г. №№ 160, 161 и от 30.07.2004 г. № 400.
1. Содержание проблемы и обоснование необходимости её решения программными методами
Программа геологического изучения и предоставления в пользование месторождений углеводородного сырья Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) разработана в соответствии с Распоряжением Правительства Российской Федерации № 1737-р от 31.12.2004 г.
По современным оценкам чехол Сибирской платформы содержит около 100 млрд. т УУВ, из которых может быть извлечено более 40 трлн. м3 газа и более 12 млрд. т нефти. Рассматриваемая территория охватывает юг Красноярского края, Эвенкийского АО, Республики Саха (Якутия) и Иркутскую область.
В настоящее время нефтегазоносносные территории Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) располагают объёмами запасов нефти, недостаточными для обеспечения программы Правительства Российской Федерации по загрузке трубопроводных мощностей системы «Восточная Сибирь — Тихий Океан».
По существующим оценкам запасы нефти категории С1+С2 рассматриваемых территорий юга Сибирской платформы составляют свыше 1 млрд. т, что позволяет обеспечить максимальный годовой уровень добычи около 35 млн. т в год. Разведанные запасы природного газа (более 2 трлн. м3) позволяют уже в ближайшее время начать широкомасштабные проекты его добычи и транспортировки.
В этих условиях становится актуальным начало масштабного освоения нефтегазовых ресурсов в новых перспективных районах. Формирование новых центров добычи нефти и газа, прежде всего в восточных районах страны, рассматривается Энергетической стратегией России в качестве одной из приоритетных задач развития нефтегазового комплекса страны на период до 2020 г. Требуемый прирост запасов нефти на невыявленных месторождениях Восточной Сибири и Дальнего Востока до 2020 г. оценивается этим документом в 1,0-1,2 млрд. т. Развитие добычи в Восточной Сибири, Республике Саха (Якутия) и на Дальнем Востоке позволит России восполнить её падение в традиционных нефтегазодобывающих районах и выйти на новый и быстро развивающийся рынок стран АТР. Успешному решению этих задач во многом способствуют разработки научно обоснованных государственных программ воспроизводства минерально-сырьевой базы и лицензирования новых неосвоенных территорий. Основные показатели развития нефтегазового комплекса России, в том числе Восточной Сибири, предусмотренные Энергетической стратегией, приведены в таблице 1.1.
Таблица 1.1
Основные показатели развития нефтегазового комплекса, предусмотренные
Энергетической стратегией России на период до 2020 года
|
Показатели |
Нефть |
Природный газ |
| Годовой объем добычи, всего:в том числе:- в Восточной Сибири и Республике Саха
(Якутия) — на Дальнем Востоке |
450-520 млн. т
50-80 млн. т
25-26 млн. т |
680-730 млрд. м3
55-110 млрд. м3
|
| Прирост извлекаемых запасов, всего:в том числе на невыявленных месторождениях Восточной Сибири, Дальнего Востока и Республики Саха (Якутия) |
7,5-10 млрд. т
1,0-1,2 млрд. т |
11,2-18,8 трлн.м3
2,7-3,3 трлн. м3
|
| Годовой объем экспорта (по России в целом) |
140-310 млн. т |
235-245 млрд. м3 |
| Доля стран АТР в экспорте |
30% |
15% |
В соответствии с положениями Энергетической стратегии планируется увеличение добычи нефти с 324 млн. т в 2000 г. до 445-490 млн. т в 2010 г. и до 450-520 млн. т в 2020 г., увеличение добычи газа с 584 млрд. м3 в 2000 г. до 635-665 млрд. м3 в 2010 г. и до 680-730 млрд. м3 в 2020 г.
При этом предполагается, что в Восточной Сибири, Республике Саха (Якутия) и на шельфе острова Сахалин будут сформированы новые центры нефтяной и газовой промышленности.
Добыча нефти в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) может достичь 56 млн. т к 2020 г. и 80 млн. т к 2025 г. На шельфе острова Сахалин добыча нефти к 2010 г. планируется в объёме 25-26 млн. т и стабилизируется до 2020 г. на этом уровне. Ежегодная добыча газа в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) может увеличиться до 100 млрд. м3 к 2020 г.
Исходя из намечаемых уровней добычи всего в России, необходимо обеспечить прирост запасов нефти в количестве 7,5-10,0 млрд. т и газа в количестве 11,2-18,8 трлн. м3. При этом, вероятные запасы и ресурсы распределённого фонда недр в основных районах добычи нефти и газа могут обеспечить воспроизводство минерально-сырьевой базы в ближайшие 10-15 лет не более, чем на 30-40 %, а остальные запасы должны быть приращены на новых территориях и акваториях России. Для реализации программы расширенного воспроизводства минерально-сырьевой базы необходима активная политика в области лицензирования недр.
Ёмкость и растущий спрос рынка нефти и газа в странах Тихоокеанского региона делают актуальным поворот интересов нефтяной и газовой отрасли на восток. Доля стран АТР в экспорте российской нефти возрастёт с 3 % в настоящее время до 30 % в 2020 г., а природного газа — до 15 %.
Таким образом, Восточно-Сибирское и Якутское направление является важнейшим направлением развития нефтегазового комплекса страны и систем транспортировки нефти. Оно предусматривает формирование в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) новых центров добычи нефти и, в частности, строительство нефтепроводов от Юрубчено-Тохомского месторождения (Эвенкийский АО) и Талаканского (Республика Саха (Якутия)) с Верхнечонским (Иркутская область) месторождений. Необходимость создания нефтепроводной системы в направлении Тихоокеанского побережья мощностью до 80 млн. тонн в год с возможным ответвлением на Китай определяется также перспективами выхода России на Азиатско-Тихоокеанский энергетический рынок. Поэтому строительство трубопроводной системы позволит начать широкомасштабную разработку нефтяных месторождений Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия).
Актуальной задачей в настоящее время является выбор направлений освоения месторождений нефти и газа данного региона для оптимальной загрузки планируемого экспортного трубопровода, оценка степени подготовленности сырьевой базы, добывных возможностей, необходимых инвестиций в геологоразведочные работы и освоение месторождений, экономической эффективности различных сценариев этого процесса.
Структура извлекаемых запасов и ресурсов нефти, газа и конденсата территорий Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) приведена в таблице 1.2 и на рисунке 1.1. Это наиболее доступная сырьевая база южных регионов Сибирской платформы, которая будет осваиваться в первую очередь.
Огромные объёмы УВ неравномерно рассредоточены (рисунок 1.2) на значительной территории в стратиграфическом диапазоне от рифея до мела включительно на глубинах 1,5-4,5 км. Основные перспективы связаны с венд-рифейским комплек-
 |
Рис. 1.2
сом (геологический возраст 0,6-1,0 млрд. лет). Из-за сложности физико-географических условий и слабой освоенности перспективных территорий лишь 6,9%
подсчитанных ресурсов переведены в запасы промышленных категорий или уже добыты. Среди открытых (более 60) нефтегазовых месторождений у 16-ти извлекаемые запасы превышают 100 млн. т, а у 3-х — 1 млрд. т УУВ. На рисунке 1.3 показана структура начальных суммарных геологических ресурсов углеводородов Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия).
Рис. 1.3. Структура начальных суммарных геологических ресурсов
углеводородов юга Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия)
Нефти Восточной Сибири отличаются высоким качеством и пригодны для переработки на действующих нефтеперерабатывающих заводах. Природные газы бессернистые, преимущественно этаносодержащие (этан 3,4-6,1 %, пропан 1,1-1,7 %, бутан 0,4-1,1 %). Газы Восточной Сибири содержат в промышленных концентрациях гелий — ценное минеральное сырье.
На территории Сибирской платформы ведется опытно-промышленная разработка отдельных месторождений нефти и добыча газа в локализованном Норильском районе (около 5 млрд. м3 в год) и в Республике Саха (Якутия) — около 1,6 млрд. м3. Вместе с тем уже к середине 80-х годов уровень разведанных запасов позволял приступить к промышленной разработке нефтяных и газовых месторождений.
Большая часть запасов и значительная часть ресурсов нефти и газа Сибирской платформы сосредоточена в регионах первоочередного освоения на юге Восточной Сибири. На территории Эвенкийского АО, Иркутской области и Республики Саха (Якутия) выявлены и разведаны крупные месторождения нефти и газа, которые могут послужить основой для начала освоения нефтегазовых ресурсов Восточной Сибири. Группы месторождений территориально вытянуты цепочкой, что позволяет создать единый транспортный коридор для нефти и газа и минимизировать затраты на освоение. В соответствии с оценкой по состоянию на 01.01.2004 г. общий объём извлекаемых запасов нефти категорий С1 и С2 Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) (юг Сибирской платформы) составляет 1122,3 млн. т, в том числе:
— в Эвенкийском АО — 590,8 млн. т,
— в Иркутской области — 223,4 млн. т,
— в Республике Саха (Якутия) — 308,1 млн. т.
В таблице 1.2 приведена структура извлекаемых запасов и ресурсов нефти, газа и конденсата Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) по административным территориям, АО и категориям запасов и ресурсов.
В настоящее время в южных нефтеносных регионах Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) имеются месторождения с общими извлекаемыми запасами нефти категории С1 около 517,2 млн. т.
Объём балансовых запасов природного газа категорий С1 и С2 составляет 5708,7 млрд. м3, в том числе:
— в Красноярском крае — 112,7 млрд. м3,
— в Эвенкийском АО — 1055,3 млрд. м3,
— в Иркутской области — 2263,3 млрд. м3,
— в Республике Саха (Якутия) — 2277,4 млрд. м3.
Запасы нефти, газа, конденсата и гелия месторождений юга Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) представлены в таблице 1.3.
Очевидно, что без учёта всех разведанных, выявленных запасов и перспективных и прогнозных ресурсов проекты строительства таких крупнейших транспортных систем, как экспортный газопровод или нефтепровод протяжённостью свыше трёх тысяч километров могут оказаться нерентабельными, тем более, что ресурсная база одного, пусть даже и уникального по запасам месторождения не в состоянии покрыть многолетние потребности регионов юга Восточной Сибири и Дальнего Востока вместе с экспортными потребностями.
При планировании таких крупных инвестиционных проектов необходим учёт не только разведанных запасов нефти и газа распределенного фонда недр, но и запасов нераспределённого фонда, а также перспективных и прогнозных ресурсов категорий С3 и Д1 территорий, непосредственно прилегающих к крупнейшим месторождениям и охватываемых планируемой транспортной системой. Оценка ресурсов нефти и газа во много раз превосходит имеющиеся запасы. По состоянию на 01.01.2004 г. объём извлекаемых ресурсов нефти категорий С3 и Д1 южных регионов Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) составляет 4904 млн. т,
в том числе:
— в Красноярском крае — 979,1 млн. т,
— в Эвенкийском АО — 1421,9 млн. т,
— в Иркутской области — 2037,8 млн. т,
— в Республике Саха (Якутия) — 465,2 млн. т.
Общий объём извлекаемых ресурсов природного газа категорий С3 и Д1 юга Сибирской платформы составляет 15008,3 млрд. м3,
в том числе:
— в Красноярском крае — 2661,5 млрд. м3,
— в Эвенкийском АО — 3092,2 млрд. м3,
— в Иркутской области — 6076,5 млрд. м3,
— в Республике Саха (Якутия) — 3178,1 млрд. м3.
Таблица 1.3
Запасы С1+С2 нефти, газа, конденсата и гелия месторождений юга Восточной
Сибири и Республики Саха (Якутия) по состоянию на 01.01.04г.
В целом нефтегазовый потенциал южных районов Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) оценивается в размере 6,0 млрд. тонн нефти и 20,7 млрд. м3 газа.
Таким образом, территориальное положение основных месторождений Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) и степень их подготовленности таковы, что позволяют на данный момент выделить два перспективных центра нефтедобычи: Талаканско-Верхнечонский и Юрубчено-Куюмбинский и два перспективных центра
газодобычи: Ковыктинский и Чаяндинский, которые выступают в роли первоочередных объектов для начала освоения углеводородных ресурсов Восточной Сибири.
При рассмотрении ресурсной базы перспективных центров нефте- и газодобычи рассматриваются три стадии освоения. На первой стадии осваиваются только запасы нефти и газа базовых месторождений. На второй стадии в промышленное освоение
вовлекаются также более мелкие месторождения-спутники в пределах примерно 100-километровой зоны от перспективных центров. На третьей стадии помимо базовых месторождений и месторождений-спутников в освоение вовлекаются также ловушки с перспективными ресурсами и прогнозные ресурсы нефти и газа.
Талаканско-Верхнечонский перспективный центр нефтедобычи
Базовые объекты: залежь осинского горизонта Центрального и Восточного блоков Талаканского месторождения и залежи пластов ВЧ-1 и ВЧ-2 Верхнечонского месторождения.
Ресурсная база Талаканско-Верхнечонского центра:
1. Базовые месторождения (Талаканское, Верхнечонское) С1 + С2: 1176,2 млн. т. — геологические, 324,7 млн. т. — извлекаемые;
2. Базовые месторождения плюс месторождения в радиусе 100 км (Талаканское, Верхнечонское, Чаяндинское, Алинское, Тымпучиканское, Вакунайское, Даниловское) С1 + С2: 1530,7 млн. т. — геологические, 402,6 млн. т. — извлекаемые;
3. Базовые месторождения плюс месторождения, перспективные ловушки и прогнозные ресурсы (Талаканское, Верхнечонское, Чаяндинское, Алинское, Тымпучиканское, Вакунайское, Даниловское; Восточно-Сугдинская, Вакунайская АТЗ, Верхнепеледуйская; прогнозные ресурсы в 100-километровой зоне) С1+С2, С3, Д1 — 8211,5 млн. т. — геологические, 1714,8 млн. т. — извлекаемые.
Нефтяная залежь осинского горизонта Центрального блока Талаканского месторождения и залежи пластов ВЧ-1 и ВЧ-2 Верхнечонского месторождения подготовлены к разработке; они могут быть начаты освоением в течение 1-2 лет, но в полном объеме разработка их возможна только после строительства магистрального нефтепровода, то есть не ранее чем через 3 года.
К Верхнечонскому месторождению непосредственно примыкают Вакунайское и Тымпучиканское месторождения. В стокилометровую прилегающую зону также попадает Даниловское месторождение. Их нефтяные залежи являются объектами освоения второй очереди.
Вакунайское месторождение недоразведано. Нефтяные залежи пластов ВЧ-1 и ВЧ-2 могут быть разведаны в течение 3 лет.
Тымпучиканское месторождение также недоразведано. Нефтяная залежь талахского горизонта может быть подготовлена к эксплуатации и введена в разработку через 3-4 года.
Даниловское месторождение недоразведано. Для его подготовки к эксплуатации потребуется 3-5 лет.
К Центральному блоку Талаканского месторождения примыкает нефтяная залежь Восточного блока осинского горизонта. Она выступает в роли отдельного эксплуатационного объекта и может рассматриваться в качестве одного из прилегающих месторождений. Залежь может быть подготовлена к разработке в течение 1-2 лет. Также к Талаканскому месторождению примыкает Алинское месторождение; Чаяндинское месторождение с крупной по запасам нефтяной оторочкой в ботуобинском горизонте расположено в пределах стокилометровой зоны.
Алинское месторождение недоразведано. Оно может быть подготовлено к эксплуатации и введено в разработку через 3 года.
Нефтяная оторочка залежи ботуобинского горизонта Чаяндинского месторождения подготовлена к разработке и может быть введена в освоение в течение 1-2 лет.
На прилегающей к перспективному центру нефтедобычи территории, сосредоточены значительные перспективные и прогнозные ресурсы, а также перспективные площади глубокого бурения. Запасы по ним частично опоискованы и разведаны, но не учтены в Государственном балансе. Так, в пределах стокилометровой зоны расположены Могдинская, Преображенская и Западно-Игнялинская площади глубокого бурения на которых были получены значимые притоки нефти и газа из разных горизонтов. Эти залежи опоискованы и частично разведаны, но официальных оценок запасов и ресурсов по ним нет. Также на этой территории находятся Вакунайская АТЗ, Восточно-Сугдинская, Верхнепеледуйская структуры с ресурсами нефти категории С3.
Извлекаемые балансовые перспективные ресурсы нефти территорий, непосредственно прилегающих к перспективному центру нефтедобычи, составляют 144 млн. т.
Извлекаемые прогнозные ресурсы нефти территорий, непосредственно прилегающих к перспективному центру нефтедобычи, оцениваются в 1,17 млрд. т.
Эти перспективные и прогнозные ресурсы в пределах стокилометровой зоны могут быть опоискованы и разведаны за 5-7 лет. Точкой отсчета вероятнее всего будет служить начало освоения Талаканского или Верхнечонского месторождения. К этому моменту вся эта перспективная территория может быть переведена в распределенный фонд.
Юрубчено-Куюмбинский перспективный центр нефтедобычи
Базовые объекты: залежь рифея Юрубчено-Тохомского месторождения и залежь рифея Куюмбинского месторождения.
Ресурсная база Юрубчено-Куюмбинского центра:
1. Базовые месторождения (Юрубчено-Тохомское, Куюмбинское) С1 + С2: 1961,6 млн. т. — геологические, 577,2 млн. т. — извлекаемые;
2. Базовые месторождения плюс перспективные ловушки и прогнозные ресурсы в 100 км зоне от перспективного центра (Юрубчено-Тохомское, Куюмбинское; Терско-Камовский блок (южный участок), Бедошемская, Верхнеюктаконская, невскрытые пласты: Юрубчено-Тохомское (центральный блок), Куюмбинское, Юрубчено-Тохомская (северный участок), Юрубчено-Тохомская зона; прогнозные ресурсы в 100 км зоне от перспективного центра) С1 + С2, С3, Д1: 3442,6 млн. т. — геологические, 1057,6 млн. т. — извлекаемые.
Залежи рифея Юрубчено-Тохомского и Куюмбинского месторождений находятся в разведке; их освоение может быть начато не ранее, чем будет построен магистральный нефтепровод — то есть через 3 года.
В радиусе ста километров от базового объекта выявленных залежей нефти нет.
На прилегающей к перспективному центру нефтедобычи территории сосредоточены значительные перспективные и прогнозные ресурсы. Перспективные ресурсы нефти в невскрытых пластах рифея и на перспективных площадях Юрубчено-Тохомской зоны оцениваются в 478 млн. т.
Перспективные и прогнозные ресурсы территорий, прилегающих к перспективному центру газодобычи могут быть опоискованы и разведаны за 5-7 лет. Точкой отсчёта вероятнее всего будет служить начало освоения одного из базовых месторождений.
Ковыктинский перспективный центр газодобычи
Базовый объект — уникальная по запасам газоконденсатная залежь парфеновского горизонта Ковыктинского месторождения.
Ресурсная база Ковыктинского центра:
1. Базовое месторождение (Ковыктинское) С1 + С2: 1978,6 млрд. м3 — газа, 93,6 млн. т — извлекаемые запасы конденсата, 3854,6 млн. м3 — запасы гелия;
2. Базовые месторождения плюс перспективные ловушки и прогнозные ресурсы в 100 км зоне от перспективного центра (Ковыктинское месторождение, Таюрская, Кытымская, Усть-Илгинская структуры, Чиканский объект АТЗ; прогнозные ресурсы в 100 км зоне от перспективного центра) С1 + С2, С3, Д1: 4707,1 млрд. м3 — газа, 188,9 млн. т — извлекаемые запасы и ресурсы конденсата, 11783 млн. м3 — запасы и ресурсы гелия.
Месторождение подготовлено к промышленному освоению, но добыча газа в полном объеме может быть начата не ранее, чем будет построен магистральный газопровод — то есть через 3 года.
В радиусе ста километров от базового объекта залежей нефти и газа с запасами С1 и С2 нет. Здесь расположено 4 объекта с перспективными ресурсами категории С3. Это Усть-Илгинская, Кытымская, Таюрская структуры и Чиканский объект АТЗ. Суммарные их ресурсы в настоящее время составляют около 5 % от запасов Ковыктинского месторождения, поэтому большие перспективы здесь связываются с ресурсами категории Д1.
Прогнозные ресурсы территории, прилегающей к перспективному центру газодобычи и охватываемой трассой будущего газопровода, оцениваются в 2626 млрд. м3.
Перспективные и прогнозные ресурсы территорий, прилегающих к перспективному центру газодобычи, могут быть опоискованы и разведаны за 5-10 лет. Точкой отсчета будет служить начало строительства газопровода.
Чаяндинский перспективный центр газодобычи
Базовые объекты — крупная по запасам газоконденсатная с нефтяной оторочкой залежь ботуобинского горизонта, уникальная по запасам газоконденсатная залежь хамакинского горизонта и крупная газоконденсатная залежь талахского горизонта Чаяндинского месторождения.
Ресурсная база Чаяндинского центра:
1. Базовое месторождение (Чаяндинское) С1 + С2: 1240,9 млрд. м3 — газа, 18,4 млн. т — извлекаемые запасы конденсата, 9112,4 млн. м3 — запасы гелия;
2. Базовое месторождение плюс месторождения, в 100 км зоне от перспективного газопровода (Чаяндинское, Талаканское,Тымпучиканское, Вакунайское, Верхнечонское) С1 + С2: 1425,8 млрд. м3 — газа, 25 млн. т — извлекаемые запасы конденсата, 7551 млн. м3 — запасы гелия;
3. Базовое месторождение плюс месторождения, перспективные ловушки и прогнозные ресурсы в 100 км зоне от перспективного центра (Чаяндинское, Талаканское, Тымпучиканское, Вакунайское, Верхнечонское; Верхнепеледуйская, Вакунайская АТЗ; прогнозные ресурсы в зоне 100 км от перспективного центра) С1 + С2, С3, Д1: 2395,7 млрд. м3 — газа, 196,2 млн. т — извлекаемые запасы и ресурсы конденсата, 9446 млн. м3 — запасы и ресурсы гелия.
Залежь ботуобинского горизонта практически разведана. Ее освоение может быть начато не ранее, чем будет построен магистральный газопровод — то есть через 3 года.
Залежь хамакинского горизонта недоразведана. Полностью она может быть подготовлена к эксплуатации не ранее чем через 5 лет. Залежь имеет блоковое строение и отдельные, наиболее разведанные ее блоки могут быть начаты эксплуатацией через 3 года.
Залежь талахского горизонта также недоразведана. Полностью она может быть подготовлена к эксплуатации не ранее чем через 3 года.
В радиусе ста километров от базового объекта залежи газа выявлены на Восточно-Талаканском, Талаканском, Тымпучиканском, Верхнечонском, Вакунайском месторождениях. Газовые шапки, которые могут быть введены в эксплуатацию после отработки нефтяных частей залежей, разведаны и выявлены на базовых залежах Верхнечонского и Талаканского месторождений, а также на Алинском и Тымпучиканском месторождениях.
Также в прилегающей к Чаяндинскому месторождению стокилометровой зоне расположено 3 объекта с перспективными ресурсами категории С3. Это Сугдинская структура, Вакунайская и Восточно-Сугдинская АТЗ. Суммарные их ресурсы составляют около 8 % от запасов Чаяндинского месторождения. Большие перспективы здесь также связываются с ресурсами категории Д1.
Перспективные и прогнозные ресурсы территорий, прилегающих к перспективному центру газодобычи (стокилометровая зона) могут быть опоискованы и разведаны за 5-7 лет. Точкой отсчёта будет служить начало строительства газопровода. Ресурсная база перспективных центров нефте- и газодобычи, а также территорий с перспективными и прогнозными ресурсами является основой для формирования эффективной транспортной системы, позволяющей подключать углеводородные объекты южных регионов Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) к экспортному нефтепроводу «Тайшет — Тихий Океан», либо направлениям, планируемым для транспортировки природного газа (в том числе, ОАО «Газпром»).
При разработке месторождений природного газа Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) необходимо в обязательном порядке предусмотреть извлечение из газа гелия и других ценных компонентов. Месторождения природного газа Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) являются самыми богатыми в России и одними из самых богатых в мире по содержанию гелия. Уже при уровнях добычи природного газа порядка 40-60 млрд. м3 в год из недр будет извлекаться 120-150 млн. м3 гелия, что соответствует годовой общемировой потребности в этом газе. В перспективе в связи с развитием передовых технологий предполагается значительный рост возможных объёмов продаж гелия.
Расчёты показывают, что за 30 лет эксплуатации газовых месторождений Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) можно извлечь 3-5 млрд. м3 гелия. Часть его будет направляться на внутренний рынок, часть — на растущий мировой рынок. Однако производство гелия в регионе превысит прогнозируемый рост спроса. Таким образом, для сохранения и последующей утилизации гелия необходимо будет создание подземных хранилищ объемом не менее 1 млрд. м3. Такое решение позволит приступить к освоению газовых ресурсов Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) без потерь ценного стратегического продукта.
Проблема освоения минерально-ресурсного потенциала крупных перспективных районов Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) имеет многоплановый и многоцелевой характер, требует комплексного подхода, координации действий и согласования интересов всех участников. Её эффективное решение может быть обеспечено лишь в рамках единой комплексной программы.
Формирование и реализация единой программы геологического изучения и предоставления в пользование месторождений углеводородного сырья Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) является обязательным условием начала разведки и эксплуатации восточносибирских месторождений с учётом интересов всех участников процесса. Программа включает ряд взаимосвязанных последовательных этапов: от анализа сырьевой базы нефтегазодобычи, вариантов транспортировки, маркетинговых исследований, выделения единичных объектов и проведения по ним расчётов до формирования программы геологоразведочных работ и лицензирования и оценки её эффективности. Оценка эффективности предусматривает прогноз цен и издержек, определение основных показателей эффективности для всех участников процесса освоения, оценку рисков и социальных последствий. Важным для успешной реализации программы является организация постоянно действующей системы мониторинга и корректировки её основных параметров.
Разработка проекта программы геологического изучения и предоставления в пользование месторождений углеводородного сырья Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) требует проведения многовариантных расчётов, их уточнения с учётом корректировки исходных параметров. Для этого разработана постоянно действующая аналитическая компьютерная система, включающая в себя ГИС — проект и компьютерную модель программы, позволяющая оперативно реагировать на изменение исходной информации, формировать различные варианты программы и осуществлять оценку их эффективности. Такая система позволяет осуществлять расчёты на постоянной информационной основе, в том числе и в ходе реализации программы, способствовать принятию обоснованных управленческих решений по вопросам инвестирования и реализации программы.
Таким образом, подготовка сырьевой базы нефте- и газодобычи в объёме, достаточном для обеспечения рентабельной реализации проекта транспортировки углеводородов является ключевой проблемой широкомасштабного освоения углеводородного сырья Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия). Решение таких масштабных задач целесообразно выполнять в рамках программного подхода.
2. ЦелЬ, основные задачи и сроки реализации программы
Основание для разработки программы — Распоряжение Правительства Российской Федерации № 1737-р от 31.12.2004 г.
Цель программы — ресурсное обеспечение трубопроводной системы «Восточная Сибирь — Тихий Океан» посредством обоснования проведения геологоразведочных работ и лицензирования недр территорий Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия).
Основные задачи программы:
— развитие сырьевой базы нефтегазодобычи Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия), обеспечивающей достижение показателей прироста и добычи углеводородов, определённых Энергетической Стратегией России, и планируемые уровни загрузки экспортного трубопровода «Восточная Сибирь — Тихий Океан»;
— создание новых перспективных центров добычи нефти и газа;
— выработка рекомендаций по выделению и рациональному использованию гелия и других ценных компонентов газа восточносибирских месторождений;
— реализация рациональной последовательности геологоразведочных работ и лицензирования территорий Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) на 2005 г., 2006-2008 гг. и последующие годы до 2020 г.
Сроки реализации программы — 2005-2008 гг. и до 2020 г.
3. Система программных мероприятий
Система программных мероприятий должна обеспечивать практическую реализацию программы геологического изучения и предоставления в пользование месторождений углеводородного сырья Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) с учётом возможностей оперативного контроля и корректировок основных её направлений. Процессы планирования геологоразведочных работ и лицензирования являются основными направлениями реализации программы. Ниже представлены их основные характеристики и особенности.
3.1. Геологическое изучение
Для расширенного воспроизводства сырьевой базы нефти и газа Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) необходимо выполнение значительных объёмов геологоразведочных работ, направления которых предопределяются возможностями наращивания сырьевой базы нефти и газа.
Возможности наращивания сырьевой базы нефти и газа
В Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) на открытых месторождениях сосредоточено свыше 600 млн. т недоразведанных извлекаемых запасов нефти категории С2. Запасы газа составляют свыше 2,6 трлн. м3. В таблице 3.1 представлены данные по запасам С2 месторождений рассматриваемых территорий.
Основные недоразведанные извлекаемые запасы нефти сосредоточены в рифейском нефтегазоносном комплексе Юрубчено-Тохомского и Куюмбинского месторождений Эвенкийского АО. Основные недоразведанные запасы газа сосредоточены в вендском комплексе Ковыктинского месторождения Иркутской области и Чаяндинского месторождения Республики Саха (Якутия). Доразведка этих уникальных месторождений позволит прирастить значительные объёмы извлекаемых запасов нефти и запасов газа. Доразведка остальных, хоть и не столь крупных месторождений, может дать существенный прирост запасов нефти и газа категории С1 (таблица 3.1).
Разведочные работы на нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождениях Республики Саха (Якутия) могут дать прирост извлекаемых запасов нефти категории С1 54,6 млн. т и газа 638,3 млрд. м3.
Таб3.1
Таб3.1 Таб3.1 Таб3.1
Разведочные работы на нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождениях Иркутской области обеспечат прирост извлекаемых запасов нефти категории С1 32,5 млн. т и газа 454,8 млрд. м3.
Разведочные работы на Собинском и Пайгинском нефтегазовых месторождениях Эвенкийского АО могут дать прирост извлекаемых запасов нефти категории С1 5,3 млн. т и газа 11,8 млрд. м3. Доразведка Оморинского газового месторождения может дать прирост газа 2,4 млрд. м3.
Доразведка Агалеевского и Имбинского газовых месторождений даст прирост газа 66,3 млрд. м3.
За счёт разведочных работ на месторождениях Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) можно получить прирост извлекаемых запасов нефти и газа категории С1 366,4 млн. т. и 1625,1 млрд. м3 соответственно.
Прирост запасов нефти и газа категории С1 на территории Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) возможен за счёт изучения ресурсов категории С3 перспективных площадей, АТЗ и невскрытых пластов уже разведываемых месторождений. Полученные данные приведены в таблице 3.2. Представленные в таблице данные по сырьевой базе охватывают также северные регионы Красноярского края, более широко характеризуя сырьевой потенциал территорий.
На территории Иркутской области выделено 12 объектов в венд-нижнекембрийском и 7 объектов в вендском нефтегазоносных комплексах. Суммарные геологические ресурсы нефти категории С3 составляют по верхневендско-нижнекембрийскому нефтегазоносному комплексу (НГК) 848,5 млн. т, извлекаемые — 169,7 млн. т. Балансовые ресурсы газа — 58,0 млрд. м3. Возможный прирост запасов нефти категории С1 по верхневендско-нижнекембрийскому НГК составит соответственно: геологических — 254,6 млн. т, извлекаемых — 50,9 млн. т. Возможный прирост запасов газа — 17,4 млрд. м3. Геологические ресурсы нефти категории С3 по вендскому НГК равны 140,0 млн. т, извлекаемые — 28,0 млн. т, балансовые ресурсы газа — 189,8 млрд.м3. Возможный прирост запасов нефти категории С1 по вендскому НГК следующий: геологических — 42,0 млн. т, извлекаемых — 8,4 млн. т, возможный прирост запасов газа — 56,9 млрд. м3. Таким образом, на территории Иркутской области возможности наращивания геологических запасов нефти категории С1 составляют 296,6 млн. т, извлекаемых — 59,3 млн. т, газа — 74,3 млрд. м3.
Таб 3.2 таб 3.2 таб3.2
На территории Красноярского края выделено 13 объектов в вендском и верхневендско-нижнекембрийском и 1 объект в рифейском нефтегазоносных комплексах. Геологические ресурсы нефти категории С3 составляют по вендскому и верхневендско-нижнекембрийскому НГК 1469,3 млн. т, извлекаемые — 462,6 млн. т, балансовые ресурсы газа категории С3 — 2186 млрд. м3. Соответственно возможный прирост запасов нефти по категории С1 по этим НГК составит: геологических запасов — 440,8 млн. т, извлекаемых — 138,8 млн. т. Возможный прирост запасов газа — 655,8 млрд. м3. Геологические ресурсы нефти категории С3 по рифейскому НГК равны 16,5 млн. т, извлекаемые — 6,6 млн. т, балансовые ресурсы газа — 13,4 млрд. м3. Возможный прирост запасов нефти категории С1 по рифейскому НГК ожидается: геологических — 5,0 млн. т, извлекаемых — 2,0 млн. т, возможный прирост запасов газа — 4,0 млрд. м3. Таким образом, на территории Красноярского края возможности наращивания геологических запасов нефти категории С1 составляют 445,7 млн. т, извлекаемых — 140,8 млн. т. Возможный прирост запасов газа — 659,8 млрд. м3.
На территории Эвенкийского автономного округа выделено 8 объектов в вендском и 5 объектов в рифейском нефтегазоносных комплексах. Геологические ресурсы нефти категории С3 составляют по вендскому НГК 1529,3 млн. т, извлекаемые — 425 млн. т, балансовые ресурсы газа категории С3 — 433,8 млрд. м3. Соответственно возможный прирост запасов нефти категории С1 по вендскому НГК составит: геологических запасов — 458,8 млн. т, извлекаемых — 127,5 млн. т. Возможный прирост запасов газа — 130,1 млрд. м3. Геологические ресурсы нефти категории С3 по рифейскому НГК равны 873,2 млн. т, извлекаемые — 310,2 млн. т, балансовые ресурсы газа — 449,4 млрд.м3. Возможный прирост запасов нефти категории С1 по рифейскому НГК ожидается: геологических — 262 млн. т, извлекаемых — 93,1 млн. т, возможный прирост запасов газа — 134,8 млрд. м3. На территории Эвенкийского автономного округа можно ожидать прирост запасов категории С1 в следующих размерах: геологических запасов нефти — 720,8 млн. т, извлекаемых — 220,6 млн. т, газа — 265 млрд. м3.
На территории Республики Саха (Якутия) выделено 2 объекта в верхневендско-нижнекембрийском и 6 объектов в вендском нефтегазоносных комплексах. Суммарные геологические ресурсы нефти категории С3 составляют по верхневендско-нижнекембрийскому НГК 695,2 млн. т, извлекаемые — 104,3 млн. т. Балансовые ресурсы газа — 71,5 млрд. м3. Возможный прирост запасов нефти категории С1 по верхневендско-нижнекембрийскому НГК составит соответственно: геологических — 208,6 млн. т, извлекаемых — 31,3 млн. т. Возможный прирост запасов газа — 21,5 млрд. м3. Геологические ресурсы нефти категории С3 по вендскому НГК равны 198,6 млн. т, извлекаемые — 47,3 млн. т, балансовые ресурсы газа — 76,7 млрд. м3. Возможный прирост запасов нефти категории С1 по вендскому НГК ожидается: геологических — 59,6 млн. т, извлекаемых — 14,2 млн. т, возможный прирост запасов газа — 23,0 млрд. м3. Таким образом, на территории Республики Саха (Якутия) возможности наращивания геологических запасов нефти категории С1 составляют 268,1 млн. т, извлекаемых — 45,5 млн. т, газа — 44,5 млрд. м3.
Значительное наращивание ресурсной базы возможно за счёт нелокализованных прогнозных ресурсов категории Д1. Почти половина извлекаемых прогнозных ресурсов нефти сосредоточена в отложениях верхневендско-нижнекембрийского нефтегазоносного комплекса Иркутской области и в отложениях вендского комплекса этого же субъекта федерации (таблица 3.3).
Остальные извлекаемые ресурсы нефти распределены следующим образом. В отложениях верхневендско-нижнекембрийского, вендского и рифейского комплексов Эвенкийского АО сосредоточено 686,7 млн. т нефти, Красноярского края — 463,9 млн. т. В отложениях верхневендско-нижнекембрийского и вендского комплексов Республики Саха (Якутия) содержится 297,8 млн. т, в отложениях юрского, триасового и каменоугольно-пермского комплексов — 15,9 млн. т.
Основные ресурсы углеводородного газа сосредоточены в отложениях вендского и верхневендско-нижнекембрийского нефтегазоносных комплексов Иркутской области. На верхневендско-нижнекембрийский и вендский нефтегазоносные комплексы Эвенкийского АО приходится 2209 млрд. м3 газа, на кембрийский, верхневендско-нижнекембрийский и рифейский нефтегазоносные комплексы Красноярского края — 462,1 млрд. м3.
На территории Республики Саха (Якутия) существенные ресурсы газа сосредоточены не только в отложениях верхневендско-нижнекембрийского и вендского нефтегазоносных комплексов (1979,2 млрд. м3), но и отложениях юрского, триасового и каменоугольно-пермского комплексов (1050,6 млрд. м3).
Проведение сейсморазведочных работ, поискового и разведочного бурения на неизученных и малоизученных территориях Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) позволит прирастить за счёт ресурсов категории Д1 извлекаемые запасы нефти и газа категории С1 в объеме 1005,1 млрд. т и 3458,9 млрд. м3 соответственно.
Прирост запасов нефти и газа по субъектам федерации и нефтегазоносным комплексам распределяется аналогично имеющимся ресурсам категории Д1.
В Эвенкийском АО есть возможность прирастить извлекаемые запасы нефти категории С1 по верхневендско-нижнекембрийскому, вендскому и рифейскому комплексам 206,0 млн. т. В Красноярском крае прирост извлекаемых запасов нефти категории С1 по кембрийскому, верхневендско-нижнекембрийскому, вендскому и рифейскому нефтегазоносным комплексам может составить 152,9 млн. т.
Отложения юрского, триасового, каменоугольно-пермского, верхневендско-нижнекембрийского и вендского нефтегазоносных комплексов Республики Саха (Якутия) позволят прирастить 94,1 млн. т извлекаемых запасов нефти категории С1. Основной объём извлекаемых запасов нефти категории С1 может дать Иркутская область — 552 млн. т.
Возможный прирост запасов газа категории С1 в сумме по всем нефтегазоносным комплексам субъектов федерации распределяется следующим образом. В Эвенкийском АО возможный прирост составит 662,7 млрд. м3, в Красноярском крае — 138,6 млрд. м3, в Иркутской области — 1748,6 млрд. м3, в Республике Саха (Якутия) — 908,9 млрд. м3.
Таким образом, на территории Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) имеются значительные возможности для наращивания ресурсной базы нефти и газа. Имеющаяся ресурсная база нефти и газа достаточна для начала освоения этой территории. Извлекаемые запасы нефти категории С2 недоразведанных частей открытых месторождений в южных регионах Сибирской платформы составляют 605,2 млн. т нефти и 2658,5 млрд. м3 газа. Извлекаемые ресурсы нефти категории С3 перспективных ловушек, АТЗ и невскрытых пластов уже разведываемых месторождений составляют 1553,7 млн. т, ресурсы газа — 3478,6 млрд. м3. Извлекаемые прогнозные ресурсы нефти категории Д1 территории первоочередного освоения составляют 3350,3 млн. т и ресурсы природного газа — 11529,6 млрд. м3.
Проведение комплексов геологоразведочных работ регионального и поисково-оценочного этапов в южных регионах Сибирской платформы позволит дополнительно подготовить запасы нефти промышленных категорий общим объёмом свыше 1,8 млрд. т нефти (за счёт запасов С2 — 363,1 млн. т, ресурсов С3 — 466,1 млн. т и Д1 — 1005,1 млн. т — рисунок 3.1).
Потенциальный объём прироста ресурсов свободного газа всех территорий Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) представлен на рисунке 3.2. Всего можно прирастить около 6,1 трлн. м3 газа за счёт запасов С2 — 1595,1 млрд. м3, ресурсов С3 — 1043,6 млрд. м3 и Д1 — 3458,9 млрд. м3.
Большая часть газового ресурсного потенциала будет попутно переведена в категорию С1 в процессе проведения комплексов геологоразведочных работ, направленных на подготовку нефтяных объектов территорий Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия).
Направления геологоразведочных работ
Геологическое изучение недр Сибирской платформы состоит из работ, финансируемых за счёт госбюджета (преимущественно региональные работы на нераспределенном фонде недр), и работ, финансируемых недропользователями (работы поисково-оценочного и разведочного этапов).
Обоснование приоритетных направлений региональных геологоразведочных работ за счёт федерального бюджета на Сибирской платформе на 2003-2010 гг. и до 2020 г. проводилось в процессе неоднократного обсуждения на рабочих совещаниях в СНИИГГиМСе с участием представителей территориальных агентств по недропользованию соответствующих субъектов федерации, отраслевых и академических научно-исследовательских институтов и федеральных производственных предприятий. При выборе направлений учитывалось: наличие уже открытых уникальных или крупных скоплений углеводородов — как потенциальных центров будущей добычи; перспективы новых открытий, расширяющих сырьевую базу будущих центров; компактность расположения сырьевых объектов вдоль трасс возможных трубопроводов; благоприятные физико-географические и экономические условия для формирования промышленно-социальной инфраструктуры на территории или вблизи будущих центров нефтегазодобычи.
При выработке направлений региональных работ по согласованию с Министерством природных ресурсов Российской Федерации и Федеральным агентством по недропользованию контрольными цифрами являлись реально достигнутые объёмы геологоразведочных работ за счёт федерального бюджета в предыдущие годы. Для такой слабоизученной территории как Сибирская платформа их явно недостаточно.
В основу плана геологоразведочных работ до 2020 г. положена концепция о проведении в первую очередь системы региональных сейсморазведочных профилей и отдельных параметрических скважин преимущественно на нераспределенном фонде недр. При необходимости в пределах таких территорий предусматривается проведение на отдельных площадях после комплексного обоснования поисково-оценочных сейсморазведочных и буровых работ.
Представляется целесообразным начать с территорий, прилегающих к формирующимся перспективным центрам нефтегазодобычи. К ним относятся Юрубчено-Куюмбинский, Талаканско-Верхнечонский, Ковыктинский и Чаяндинский.
К северу от Юрубчено-Тохомского уникального скопления УВ на территории юга Южно-Тунгусской, севера Байкитской и северо-запада Катангской НГО в пределах Эвенкийского АО и частично Красноярского края предлагается до 2010 г. выполнить ряд региональных преимущественно субширотных профилей и площадных сейсморазведочных работ и бурение 3 параметрических скважин на площади свыше 150 тыс. км? (рисунок 3.3). Основной целью этих работ является оценка перспектив формирования крупных скоплений углеводородов в зоне выклинивания терригенных вендских отложений в области сочленения Байкитской антеклизы с Енисейским кряжем и Курейской синеклизой. На южном борту последней, как показал региональный
опорный профиль Алтай-Сев.Земля, не только подтверждается наличие такой зоны, но и установлено сложное блоковое строение рифейского нефтегазоперспективного комплекса, что может существенно повысить углеводородный потенциал рассматриваемой территории. На наиболее перспективных площадях в её пределах предусматривается проведение поисково-оценочных сейсморазведочных работ. В совокупности намечаемый комплекс ГРР позволит провести дифференцированную оценку перспектив нефтегазоносности огромной территории в 50-150 км севернее Юрубчено-Тохомской зоны, что несомненно повысит инвестиционную привлекательность юго-западных районов Эвенкийского АО и смежных районов Красноярского края.
В 75 км к северо-западу от Майгунской параметрической скважины на юго-западе Сурингдаконского выступа Южно-Тунгусской НГО предлагается в 2006-2010 г. г. провести региональные площадные сейсморазведочные работы (около 25 тыс. км?) и бурение Тынепской параметрической скважины в Бахтинской зоне. Основной целью этих работ является оценка перспектив формирования пространственно сближенных скоплений нефти и газа в рифоподобных органогенных постройках нижнего кембрия, принципиальная продуктивность которых уже доказана на рядом расположенных Таначинской и Моктаконской площадях, а также картирование пространственного положения новой зоны выклинивания потенциально перспективных терригенных вендских отложений на бортах субмеридионального прогиба между Приени-
Рис. 3.3.
сейским краевым поднятием Сибирской платформы и внутренними поднятиями юго-запада Курейской синеклизы.
Опираясь на полученные результаты, с большой вероятностью можно будет обосновать привлекательный для инвесторов новый район потенциальной нефтегазодобычи в непосредственной близости от стержневой водной артерии Сибири — р.Енисей.
Южнее Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления, Собинского и Пайгинского месторождений намечены региональные сейсморазведочные работы на Южно-Байкитской, Восточно-Иркинеевской и Кежемской площадях с целью картирования терригенных вендских резервуаров, продуктивность которых доказана на Оморинском и Агалеевском газовых месторождениях. Недостаточная изученность современной сейсморазведкой намеченных площадей не позволяет пока предложить недропользователям территорию, перспективную для обустройства нового нефтегазодобывающего района (около 45 тыс. км?), непосредственно примыкающего с юга к Юрубчено-Тохомской зоне на трассе будущих трубопроводов.
Комплекс региональных сейсморазведочных работ (площадных и профильных) предлагается завершить в 2006-2010 г. г. по трассе Мотыгино-Киренск, где до сих пор остаются неизученными нефтегазоперспективные терригенные вендские отложения северного борта Присаяно-Енисейской синеклизы и зоны её сочленения с Непско-Ботуобинской антеклизой. Полученные результаты позволяют предложить недропользователям для лицензирования площади (около 30 тыс. км?), на которых можно обустроить новый нефтегазодобывающий район, естественно вписывающийся в систему крупных и уникальных месторождений юга Эвенкии и Иркутской области.
Углеводородный потенциал последней может быть значительно наращен после проведения запланированных региональных сейсмо- и электроразведочных работ на опорных профилях Присаяно-Ленском и Батолите, региональном профиле Ангарск-Ковыкта и Присаянской площади. Бурение параметрической скважины в пределах последней позволит оценить потенциал терригенных вендских отложений в новой перспективной зоне на юго-западной окраине Сибирской платформы, уходящей по системе надвигов под складчатые сооружения Восточного Саяна. Аналогичные задачи по отношению к поднадвиговой зоне Байкало-Патомского нагорья должна решить Северо-Байкальская параметрическая скважина, находящаяся вблизи тектонического окна с выходами на поверхность полого залегающих пород венда среди поля дислоцированных толщ протерозоя.
Комплекс региональных и поисково-оценочных работ с бурением двух параметрических скважин запланирован на 2003-2010 гг. вокруг уже выявленных уникальных нефтегазовых месторождений вершины Непского свода (Верхнечонское, Талаканское, Чаяндинское). Региональные работы предусматриваются на слабоизученных территориях к северу (Западно-Ботуобинская площадь) и востоку (Нюйско-Джербинская впадина) от перечисленных месторождений. На каждом из этих участков для изучения нефтегазогеологических параметров разреза предусмотрено по одной параметрической скважине. Перспективы нефтегазоносности рассматриваемых территорий связаны в первую очередь с терригенными вендскими отложениями и органогенно-карбонатными нижнекембрийскими резервуарами. Совместно с запланированными поисково-оценочными сейсморазведочными работами на Ичерской, Мулисминской и Сугдинской площадях указанные региональные работы позволят существенно нарастить углеводородный потенциал Талакан-Верхнечонской зоны и тем самым повысить её инвестиционную привлекательность для создания новой нефтегазодобывающей базы на востоке Российской Федерации. Эта база в совокупности с уже известными месторождениями юга Иркутской области (Ковыктинское и др.) и Эвенкии (Юрубчено-Тохомское и др.) и вновь открытыми в результате запланированных работ создаст возможность обеспечения углеводородным сырьем не только восточных районов России, но и в значительной мере потребностей международного рынка Азиатско-Тихоокеанского региона.
Важнейшим направлением геологоразведочных работ является поиск, разведка и подготовка к разработке залежей нефти. В связи с этим, основные объёмы геологоразведочных работ в ближайшие годы должны быть сосредоточены вблизи базовых месторождений — Талаканского, Верхнечонского, Юрубчено-Тохомского и Куюмбинского. Для эффективного воспроизводства сырьевой базы нефти геологоразведочные работы должны быть сосредоточены, прежде всего, на территории Непско-Бо-туобинской, Байкитской и Катангской нефтегазоносных областей (рисунки 3.4-3.5).
Для прогнозирования геологоразведочного процесса, а также показателей освоения нефтегазовых объектов в целях обеспечения загрузки планируемого трубопровода территория Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) была разделена на 4 газоносные и 12 нефтегазоносных зон (рисунок 3.6), включающих в себя свыше 200
Рис. 3.4. Рис. 3.5.
Рис. 3.6.
лицензионных участков (см. ниже). Прогнозная динамика объёмов ГРР на перспективу 2020 года, финансируемых бюджетом и недропользователями, представлена в таблице 3.4 по выделенным нефтеносным зонам в натуральном выражении.
Значительное количество перспективных лицензионных участков слабо изучено сейсморазведкой и глубоким бурением. На их территории нет выявленных запасов и перспективных ресурсов нефти и газа. В связи со слабой изученностью инвестиционная привлекательность этих территорий на настоящее время невысока. Для её повышения на слабоизученных участках предлагается выполнить цикл геологоразведочных работ, финансируемых за счёт госбюджета. Данные территории предполагается изучить современными сейсморазведочными работами МОГТ плотностью 0,5 пог. км / км2. На каждом участке будут подготовлены ресурсы нефти и газа категории С3. После проведения сейсморазведки на наиболее крупных перспективных объектах с ресурсами С3 необходимо выполнить цикл поисково-оценочного бурения. Для гарантированного опоискования перспективных объектов в сложных условиях Сибирской платформы необходимо пробурить как минимум две поисково-оценочных скважины.
Таким образом, на каждом из слабоизученных участков будет пробурено по 2 глубокие скважины. Глубина скважин варьирует от 1500 до 3800 м. Всего до 2020 г. предполагается пробурить свыше 200 глубоких скважин, 25 % из которых целесообразно отнести к категории параметрических, учитывая крайне слабую региональную изученность рассматриваемой территории. Общая стоимость буровых работ составит около 45,3 млрд. руб. После того как часть ресурсов на участке будет переведена в запасы категорий С1 и С2, участок может быть продан с аукциона для дальнейшей разведки залежей и их последующего освоения.
3.2. Предоставление в пользование месторождений углеводородного сырья
Состояние лицензирования на 01.05.05 г.
Размещение действующих лицензионных участков по состоянию на 01.05.05 г. по видам лицензий (НР, НЭ и НП) в пределах Сибирской платформы все еще характеризуется крайней неравномерностью относительно всей площади перспективных территорий. Это наглядно иллюстрируют таблицы 3.5 и 3.6 и диаграммы (рисунок 3.7), составленные для каждого субъекта федерации.
На рисунках 3.8-3.11 представлены данные по срокам действия существующих лицензионных соглашений на южных территориях Сибирской платформы.
Таб 3.4
Границы площадей по уже выданным к концу 2004 г. лицензиям не всегда отвечают оптимальному распределению геологоразведочных работ в пределах перспективных структур и зачастую отражают потребности недропользователей в облегченных условиях эксплуатации уже открытых залежей для местных нужд при минимуме геологоразведочных работ, хотя за 2004 год отмечаются некоторые позитивные изменения. Число выданных поисковых лицензий (НП) с конца 2002 г. по декабрь 2004 г. в целом по Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) выросло с 22 до 39 (в т. ч. 26 — по южным территориям), в каждом из субъектов РФ также отмечается небольшой рост их числа. В процентном соотношении доля поисковых лицензий в общем объёме действующих лицензий выросла за два года с 29 до 51,5 % (46,4 % — по южным территориям). Суммарная площадь участков с выданными поисковыми лицензиями относительно площади всех лицензированных участков возросла — с 28,1 до
табл. 3.6 рис3.7 
 |
 |
|||
 |
|||
50,5 % (что соответствует 36 396 км2 поисковых участков при общей площади 129 711 км2 на 01.01.03 г. и 84819 км2 поисковых участков при общей лицензионной площади 167 926 км2 к январю 2005 г.).
Площадь участков с поисковыми лицензиями южных территорий Сибирской платформы на 01.05.2005 г. составляет 74 420 км2.
Границы и размеры участков, предлагаемых на конкурс для дальнейшего геологического изучения (или изучения с последующей добычей УВ) перспективных территорий южной части Сибирской платформы, должны выбираться с целью повышения результативности ГРР и воспроизводства сырьевой базы УВ в ближайшие годы, а также наиболее вероятных вариантов прокладки новых трубопроводов.
В настоящее время границы и оптимальные размеры перспективных участков, предлагаемых для проведения конкурса или аукциона с 2005 г., намечены по согласованию между агентствами по недропользованию субъектов федерации территории Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) и ФГУП «СНИИГГиМС» (для наглядности доля предлагаемых участков по отношению ко всем перспективным территориям и распределенному фонду недр субъектов РФ отражена на рисунке 3.7).
Для 2004 г. такая согласованная программа ещё не была разработана и немногочисленные участки, на которые недропользователям в 2004 г. выданы лицензии для геологического изучения, были предложены территориальными органами МПР РФ вне единой для Восточной Сибири концепции лицензирования. Всего с 2004 г. на территории южной части Восточной Сибири действуют 8 новых лицензий (6 поисковых, 1 НР и 1 НЭ) на участки общей площадью 13 570 км2.
Предоставление в пользование месторождений углеводородного сырья
Перспективные на нефть и газ территории, предлагаемые к лицензированию, имеют площадь около 749,1 тыс. км2, в том числе:
в Эвенкийском АО — 110,6 тыс. км2,
в Красноярском крае — 74,2 тыс. км2,
в Иркутской области — 386,1 тыс. км2,
в Республике Саха (Якутия) — 178,2 тыс. км2
Согласно разработанному в ФГУП «СНИИГГиМС» плану лицензирования всего на территории Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) более 200 перспективных лицензионных участков. Это коммерчески доступная сырьевая база, которая будет осваиваться в первую очередь (см. Карту лицензирования на рисунке 3.12). Предлагаемый средний размер лицензионного участка обусловлен рядом факторов, как геологического, так и общего характера. В первую очередь следует отметить, что в настоящее время продолжается процесс укрупнения нефтяных компаний из-за слияния, продажи и др. Таким образом, к настоящему моменту число крупных компаний, обладающих необходимым инвестиционным потенциалом для выхода в такой сложный и географически удаленный регион, не превышает пяти. Мелкие компании, в том числе не специализирующиеся на добыче нефти и газа как показывает опыт на начальных стадиях освоения региона не в состоянии выполнять в полном объеме лицензионные обязательства. Кроме того, весь процесс освоения месторождений и перспективных участков Восточной Сибири свидетельствует о том, что распределение мелких участков, в конечном счёте, не приведет к увеличению числа инвесторов.
По каждому участку определены основные показатели: площадь, основные продуктивные горизонты, расстояния до действующих (проектируемых) нефте- и газопроводов. Показатели геолого-геофизической изученности включают в себя существующую на настоящий момент плотность сети сейсмопрофилей, количество глубоких скважин, пробуренных на территории участка, месторождения и структуры с ресурсами категории С3 на территории участка, объём извлекаемых запасов и ресурсов нефти и газа по категориям. Выполненная оценка ресурсного и экономического потенциала по каждому участку включает в себя возможный прирост запасов промышленных категорий, потенциальные извлекаемые запасы категории С1, возможный максимальный годовой объём добычи углеводородов и стоимостную оценку участка.
Оценка всех вышеперечисленных характеристик участков позволила определить очередность их лицензирования. Наиболее перспективные, а также уже подготовленные к лицензированию участки предлагается распределить в течение ближайших двух лет. Участки, предлагаемые к лицензированию в 2007 и последующих годах, как правило, слабо изучены сейсморазведкой и глубоким бурением, на их территории нет выявленных запасов и перспективных ресурсов нефти и газа. В связи со слабой изученностью инвестиционная привлекательность этих территорий на настоящее время невысока. Для её повышения предлагается выполнить на слабоизученных участках цикл геологоразведочных работ, финансируемых за счёт госбюджета.
Рис. 3.12
В ФГУП «СНИИГГиМС» разработан также план лицензирования участков недр на 2005 год, который является частью настоящей программы, рассчитанной на период до 2015 года. В основу составления программы лицензирования 2005 года положены следующие принципы:
— сплошное покрытие лицензионными участками территории первоочередного освоения вблизи перспективных центров нефтедобычи и трасс, предполагаемых нефте- и газопроводов;
— выделение на слабоизученных территориях достаточно крупных лицензионных участков площадью до 4 тыс. км2, содержащих значительные, экономически рентабельные ресурсы нефти и газа для привлечения крупных компаний — реальных инвесторов;
— определение очередности лицензирования участков нераспределенного фонда недр, с выделением участков, лицензирование и освоение которых возможно в ближайшем времени;
— прогноз объемов поисково-оценочных геологоразведочных работ на перспективных участках в увязке с программой региональных геологоразведочных работ.
Всего в рамках программы 2005 года в Республике Саха (Якутия), Иркутской области, Красноярском крае и Эвенкийском АО к лицензированию предлагалось 39 участков недр. В декабре 2004 г. на Чулаканский участок была выдана лицензия. Право пользования Пайгинским участком является предметом разбирательства судебных органов. Таким образом, к лицензированию на 2005 г. остается 37 участков. Из них на территории Красноярского края к лицензированию на 2005 год предлагается 2 участка, Эвенкийского АО — 8 участков. На территории Иркутской области к лицензированию предлагается 14 участков. На территории Республики Саха (Якутия) к лицензированию предлагается 13 участков. Такое относительно большое число предлагаемых участков объясняется тем, что многие из них были представлены к лицензированию в предыдущие годы, но в силу ряда причин не были распределены.
Участки, предлагаемые к лицензированию в 2005 году, были выбраны по ряду параметров:
1. Участки, включающие в себя залежи и месторождения, нуждающиеся в доразведке (Верхнетирский, Даниловский, Санарский, Могдинский, Алинский, Тымпучиканский, Чаяндинский, Хотого-Мурбайский, Отраднинский, Бысахтахский, Тас-Юряхский, Иктехский, Верхневилючанский, Станахский, Нижнетюкянский).
2. Участки, прилегающие к базовым месторождениям региона — перспективным центрам нефте- и газодобычи (Кординский, Таимбинский, Абракупчинский, Придутский, Нотайский, Ульканский).
3. Участки, включающие в себя перспективные ловушки с ресурсами категории С3 (Восточно-Сугдинский, Чамбинский, Туколано-Светланинский, Байкитский).
4. Слабоизученные участки недр в пределах перспективной территории, предлагаемые на геологическое изучение, согласованные с региональными агентствами (Оекский, Радуйский, Заславский, Тунакский, Антоновский, Среднеокинский, Нижненепский, Нижнеджербинский, Сунтарский, Подпорожный, Нижнемадашенский, Оленчиминский).
Большую часть участков предлагается распределить через аукционы и выдать сквозные лицензии на геологическое изучение с последующей добычей (см. карту — рис. 3.12). Всего посредством аукционов предлагается в 2005 году распределить 20 участков. Слабоизученные и преимущественно газоносные участки предлагаются на геологическое изучение на срок 5 лет. Для того чтобы процессы лицензирования недр Восточной Сибири достигли своей цели, необходимо четко сформулировать лицензионные обязательства по каждому из участков и обеспечить жесткий постоянный контроль их выполнения.
Предлагаемые обязательные объёмы геологоразведочных работ для включения в лицензионные обязательства приведены в таблице 3.7.
На территории Иркутской области к лицензированию в 2005 г. предлагается 14 участков (рисунок 3.13).
Оёкский (2и) лицензионный участок, предлагаемый для геологического изучения, преимущественно газоносный. Он расположен на юге Иркутской области.
Координаты углов участка:
| 1 | 103°52’40» | 52°43’40» |
| 2 | 104°05’00» | 52°28’00» |
| 3 | 104°45’00» | 52°28’00» |
Граница участка между точками 1 и 3 проходит по административной границе Иркутской области и Усть-Ордынского Бурятского АО
Таблица 3.7
Таблица 3.7
Таблица 3.7
Рис. 3.13
Предлагаемая обязательная программа геологоразведочных работ на Оёкском лицензионном участке включает в себя проведение сейсморазведочных работ 2Д объемом 600 пог.км и бурение двух скважин суммарной проходкой 3000 м.
Радуйский (7и) лицензионный участок, предлагаемый для геологического изучения, преимущественно газоносный. Он расположен в непосредственной близости от Атовского месторождения.
Координаты углов участка:
| 1 | 104°30’00» | 53°35’00» |
| 2 | 104°30’00» | 53°20’00» |
| 3 | 103°22’00» | 53°20’00» |
| 4 | 103°20’00» | 53°23’00» |
| 5 | 103°30’00» | 53°40’00» |
Граница участка между точками 1 и 5 проходит по административной границе Иркутской области и Усть-Ордынского Бурятского АО
Предлагаемая обязательная программа геологоразведочных работ на Радуйском лицензионном участке включает в себя проведение сейсморазведочных работ 2Д объемом 1100 пог. км и бурение трех скважин суммарной проходкой 9200 м.
Заславский (16и) участок, предлагаемый для геологического изучения, преимущественно газоносный. Он расположен к западу от Радуйского участка.
Координаты углов участка:
| 1 | 102°20’00» | 53°50’00» | ||
| 2 | 102°00’00» | 53°50’00» | ||
| 3 | 102°00’00» | 54°40’00» | ||
| 4 | 102°40’00» | 54°38’00» | ||
| 5 | 103°10’00» | 54°31’00» | ||
| 6 | 103°13’00» | 54°31’00» | ||
| 7 | 103°07’00» | 54°20’00» | ||
| 8 | 102°58’00» | 54°10’00» | ||
| 9 | 103°10’00» | 54°00’00» | ||
| 10 | 102°12’00» | 53°50’00» |
Границы участка между точками 1 и 10 проходит по административной границе Иркутской области и Усть-Ордынского Бурятского АО
Предлагаемая обязательная программа геологоразведочных работ на Заславском лицензионном участке включает в себя проведение сейсморазведочных работ 2Д объемом 1500 пог.км и бурение трех скважин суммарной проходкой 9200 м.
Тунакский (19и) участок, предлагаемый для геологического изучения, преимущественно газоносный. Он расположен рядом с Атовским месторождением.
Координаты углов участка:
| 1 | 103°13’00» | 54°31’00» |
| 2 | 103°50’00» | 54°23’00» |
| 3 | 104°15’00» | 54°31’00» |
| 4 | 104°15’00» | 54°04’00» |
| 5 | 103°49’38» | 53°49’28» |
| 6 | 103°35’18» | 53°58’17» |
| 7 | 103°36’00» | 54°04’00» |
| 8 | 103°20’00» | 54°14’00» |
| 9 | 103°12’00» | 54°13’00» |
| 10 | 103°24’33» | 53°47’02» |
| 11 | 103°13’00» | 54°31’00» |
| 12 | 103°07’00» | 54°20’00» |
| 13 | 102°58’00» | 54°10’00» |
| 14 | 103°10’00» | 54°00’00» |
| 15 | 103°12’00» | 53°50’00» |
Граница участка между точками 4 и 5, 10 и 11 проходит по административной границе Иркутской области и Усть-Ордынского Бурятского АО
Предлагаемая обязательная программа геологоразведочных работ на Тунакском лицензионном участке включает в себя проведение сейсморазведочных работ 2Д объемом 1100 пог.км и бурение трех скважин суммарной проходкой 9300 м.
Нотайский (35и) преимущественно газоносный лицензионный участок, предлагается для геологического изучения. Он расположен к юго-востоку от уникального по запасам газа Ковыктинского месторождения.
Координаты углов участка:
| 1 | 106°30’00» | 54°30’00» |
| 2 | 106°30’00» | 54°40’00» |
| 3 | 106°19’00» | 54°49’00» |
| 4 | 106°34’00» | 55°05’00» |
| 5 | 107°14’00» | 55°05’00» |
| 6 | 107°14’00» | 54°30’00» |
Предлагаемая обязательная программа геологоразведочных работ на Нотайском лицензионном участке включает в себя проведение сейсморазведочных работ 2Д объемом 1000 пог.км и бурение трех скважин суммарной проходкой 8400 м.
Ульканский (36и) преимущественно газоносный лицензионный участок расположен к юго-востоку от уникального по запасам газа Ковыктинского месторождения. Он предлагается для геологического изучения.
Координаты углов участка:
| 1 | 107°14’00» | 54°30’00» |
| 2 | 107°14’00» | 55°05’00» |
| 3 | 107°14’00» | 55°18’00» |
| 4 | 107°43’00» | 55°15’00» |
| 5 | 107°42’00» | 55°20’00» |
| 6 | 108°00’00» | 55°20’00» |
| 7 | 108°15’00» | 54°50’00» |
| 8 | 108°00’00» | 54°50’00» |
| 9 | 107°30’00» | 54°30’00» |
Предлагаемая обязательная программа геологоразведочных работ на Ульканском лицензионном участке включает в себя проведение сейсморазведочных работ 2Д объемом 1200 пог. км и бурение четырех скважин суммарной проходкой 11200 м.
Антоновский (38и) лицензионный участок, предлагаемый для геологического изучение, преимущественно газоносный. Он расположен к юго-востоку от г. Братска, рядом с Братским месторождением.
Координаты углов участка:
| 1 | 102°19’00» | 55°30’00» |
| 2 | 102°00’00» | 55°40’00» |
| 3 | 101°46’00» | 55°47’00» |
| 4 | 101°45’00» | 56°00’00» |
| 5 | 102°15’00» | 56°10’00» |
| 6 | 102°45’00» | 56°14’00» |
| 7 | 102°48’00» | 56°00’00» |
| 8 | 103°00’00» | 55°50’00» |
| 9 | 103°09’00» | 55°45’00» |
| 10 | 103°10’00» | 55°40’00» |
Предлагаемая обязательная программа геологоразведочных работ на Антоновском лицензионном участке включает в себя проведение сейсморазведочных работ 2Д объемом 1400 пог. км и бурение четырех скважин суммарной проходкой 11200 м.
Верхнетирский (63и) лицензионный участок предлагается на аукцион для геологического изучения с последующей добычей. Участок перспективен на нефть и газ. Он расположен к востоку от Марковского месторождения. В тектоническом отношении он приурочен к южному склону Непско-Ботуобинской антеклизы.
Координаты углов участка:
| 1 | 105°15’00» | 57°20’00» |
| 2 | 105°15’00» | 57°50’00» |
| 3 | 105°30’00» | 57°50’00» |
| 4 | 106°00’00» | 57°50’00’ |
| 5 | 106°00’00» | 57°20’00» |
Предлагаемая обязательная программа геологоразведочных работ на Верхнетирском лицензионном участке включает в себя проведение сейсморазведочных работ 2Д объемом 800 пог. км и бурение трех скважин суммарной проходкой 7800 м.
Нижненепский (91и) участок расположен к западу от Даниловского месторождения. Участок перспективен на нефть и газ и предлагается для геологического изучения.
Координаты углов участка:
| 1 | 107°30’00» | 59°20’00» |
| 2 | 106°30’00» | 59°20’00» |
| 3 | 106°30’00» | 59°30’00» |
| 4 | 106°30’00» | 60°00’00» |
| 5 | 107°45’00» | 60°00’00» |
| 6 | 107°45’00» | 59°50’00» |
| 7 | 107°45’00» | 59°40’00» |
| 8 | 107°30’00» | 59°40’00» |
Предлагаемая обязательная программа геологоразведочных работ на Нижненепском лицензионном участке включает в себя проведение сейсморазведочных работ 2Д объемом 1200 пог. км и бурение четырех скважин суммарной проходкой 9200 м.
Даниловский (92и) участок охватывает территорию вокруг Даниловского месторождения. Участок предлагается на аукцион для геологического изучения с последующей добычей. Он перспективен на нефть и газ.
Координаты углов участка:
| 1 | 107°30’00» | 59°10’00» |
| 2 | 107°30’00» | 59°20’00» |
| 3 | 107°30’00» | 59°40’00» |
| 4 | 107°45’00» | 59°40’00’ |
| 5 | 107°45’00» | 59°50’00» |
| 6 | 108°30’00» | 59°50’00» |
| 7 | 108°30’00» | 59°40’00» |
| 8 | 108°30’00» | 59°10’00» |
| 9 | 107°43’56» | 59°29’40» |
| 10 | 107°57’20» | 59°29’56» |
| 11 | 108°04’10» | 59°31’56» |
| 12 | 108°07’06» | 59°26’06» |
| 13 | 108°02’20» | 59°25’00» |
| 14 | 108°01’10» | 59°27’58» |
| 15 | 107°45’30» | 59°24’00» |
Предлагаемая обязательная программа геологоразведочных работ на Даниловском лицензионном участке включает в себя проведение сейсморазведочных работ 2Д объемом 900 пог. км и бурение четырех скважин суммарной проходкой 8800 м.
Санарский (97и) участок расположен к западу от Верхнечонского месторождения. Участок перспективен на нефть и газ. Он предлагается на аукцион для геологического изучения с последующей добычей.
Координаты углов участка:
| 1 | 106°30’00» | 60°00’00» |
| 2 | 106°30’00» | 60°40’00» |
| 3 | 106°45’00» | 60°40’00» |
| 4 | 107°15’00» | 60°40’00» |
| 5 | 107°10’00» | 60°15’00» |
| 6 | 107°20’00» | 60°00’00» |
Предлагаемая обязательная программа геологоразведочных работ на Санарском лицензионном участке включает в себя проведение сейсморазведочных работ 2Д объемом 1200 пог. км и пяти глубоких скважин суммарной проходкой 10000 м.
Могдинский (104и) участок расположен к северу от Верхнечонского месторождения. Участок перспективен на нефть и газ. Он предлагается на аукцион для геологического изучения с последующей добычей.
Координаты углов участка:
| 1 | 109°00’00» | 60°40’00» |
| 2 | 108°30’00» | 60°40’00» |
| 3 | 108°30’00» | 61°00’00» |
| 4 | 108°30’00» | 61°10’00» |
| 5 | 109°35’00» | 61°10’00» |
| 6 | 109°31’00» | 61°05’00» |
| 7 | 109°37’00» | 60°48’00» |
| 8 | 109°30’00» | 60°40’00» |
Предлагаемая обязательная программа геологоразведочных работ на Могдинском лицензионном участке включает в себя проведение сейсморазведочных работ 2Д объемом 1000 пог. км и бурение трех скважин суммарной проходкой 5500 м.
Восточно-Сугдинский (106и) участок расположен к северу от Верхнечонского месторождения. Он предлагается на аукцион для геологического изучения с последующей добычей. Участок перспективен на нефть и газ.
Координаты углов участка:
| 1 | 110°04’00» | 60°42’00» |
| 2 | 109°37’00» | 60°48’00» |
| 3 | 109°31’00» | 60°05’00» |
| 4 | 109°35’00» | 61°10’00» |
| 5 | 109°44’00» | 61°20’00» |
| 6 | 109°46’00» | 61°20’00» |
Граница участка между точками 1 и 6 проходит по административной границе Иркутской области и Республики Саха (Якутия).
Предлагаемая обязательная программа геологоразведочных работ на Восточно-Сугдинском лицензионном участке включает в себя проведение сейсморазведочных работ 2Д объемом 1100 пог. км и бурение четырех скважин суммарной проходкой 11900 м.
Среднеокинский (15и) лицензионный участок, предлагаемый для геологического изучения преимущественно газоносный. Он расположен на юге Иркутской области.
Координаты углов участка:
| 1 | 101° 00′ | 54° 40′ |
| 2 | 101° 30′ | 54° 40′ |
| 3 | 102° 00′ | 54° 40′ |
| 4 | 102° 00′ | 53° 50′ |
| 5 | 101° 53′ | 53° 50′ |
| 6 | 101° 53′ | 54° 00′ |
| 7 | 101° 30′ | 54° 00′ |
| 8 | 101° 30′ | 53° 50′ |
| 9 | 101° 00′ | 53° 50′ |
Предлагаемая обязательная программа геологоразведочных работ на Среднеокинском лицензионном участке включает в себя проведение сейсморазведочных работ 2Д объемом 700 пог. км и бурение трех скважин суммарной проходкой 4300 м.
На территории Республики Саха (Якутия) для геологического изучения предлагается два лицензионных участка. Одиннадцать участков предлагаются на аукционы для выдачи сквозных лицензий.
Алинский (2с) лицензионный участок расположен к западу от Талаканского месторождения. Участок предлагается на геологическое изучение с последующей добычей. Он включает в себя одноименное газонефтяное месторождение и имеет следующие координаты:
| 1 | 110°33’00» | 59°37’30» |
| 2 | 110°25’30» | 59°41’00» |
| 3 | 110°39’00» | 59°42’00» |
| 4 | 110°41’30» | 59°40’30» |
| 5 | 110°37’30» | 59°38’00» |
Предлагаемая обязательная программа геологоразведочных работ на Алинском лицензионном участке включает в себя проведение сейсморазведочных работ 2Д объемом 100 пог. км, сейсморазведочных работ 3Д — 50 км2 и бурение двух скважин суммарной проходкой 3300 м.
Тымпучиканский (6с) лицензионный участок расположен к востоку от Верхнечонского месторождения в непосредственной близости. Участок предлагается на геологическое изучение с последующей добычей. Он включает в себя одноименное газонефтяное месторождение.
Координаты углов участка:
| 1 | 110°01’00» | 60°33’00» |
| 2 | 110°09’00» | 60°32’00» |
| 3 | 110°40’00» | 60°27’00» |
| 4 | 110°10’00» | 60°07’00» |
| 5 | 109°49’00» | 60°04’00» |
| 6 | 109°42’00» | 60°05’00» |
Между 1 и 6 точками граница проходит по административной границе Республики Саха (Якутия) и Иркутской области
Предлагаемая обязательная программа геологоразведочных работ на Тымпучиканском лицензионном участке включает в себя проведение сейсморазведочных работ 2Д объемом 300 пог. км, сейсморазведочных работ 3Д — 100 км2 и бурение пяти скважин суммарной проходкой 8750 м.
Чаяндинский (8с) лицензионный участок включает в себя одноименное нефтегазоконденсатное месторождение. Участок предлагается на геологическое изучение с последующей добычей.
Координаты углов участка:
| 1 | 111°38’00» | 59°48’00» |
| 2 | 111°32’00» | 59°45’00» |
| 3 | 111°05’50» | 59°44’15» |
| 4 | 111°05’05» | 59°44’55» |
| 5 | 111°04’00» | 59°45’50» |
| 6 | 111°02’00» | 59°47’00» |
| 7 | 110°58’25» | 59°49’25» |
| 8 | 110°56’30» | 59°50’45» |
| 9 | 110°56’10» | 59°51’40» |
| 10 | 110°56’45» | 59°51’55» |
| 11 | 110°57’20» | 59°52’30» |
| 12 | 110°57’40» | 59°53’20» |
| 13 | 110°58’05» | 59°54’30» |
| 14 | 110°58’25» | 59°54’55» |
| 15 | 111°07’00» | 59°55’00» |
| 16 | 111°15’00» | 60°24’00» |
| 17 | 110°54’00» | 60°45’00» |
| 18 | 110°56’00» | 60°50’00» |
| 19 | 111°39’00» | 60°50’00» |
| 20 | 111°45’00» | 60°56’00» |
| 21 | 111°45’00» | 61°01’00» |
| 22 | 112°25’00» | 61°06’00» |
| 23 | 112°03’00» | 60°02’00» |
Предлагаемая обязательная программа геологоразведочных работ на Чаяндинском лицензионном участке включает в себя проведение сейсморазведочных работ 2Д объемом 700 пог. км, сейсморазведочных работ 3Д — 500 км2 и бурение тридцати семи скважин суммарной проходкой 74000 м.
Хотого-Мурбайский (13с) лицензионный участок расположен к северо-востоку от Чаяндинского месторождения. Участок предлагается на геологическое изучение с последующей добычей. Он включает в себя одноименное газовое месторождение и имеет координаты:
| 1 | 112°54’00» | 61°06’00» |
| 2 | 113°07’00» | 61°20’00» |
| 3 | 113°30’00» | 61°20’00» |
| 4 | 113°47’00» | 61°16’00» |
Предлагаемая обязательная программа геологоразведочных работ на Хотого-Мурбайском лицензионном участке включает в себя проведение сейсморазведочных работ 2Д объемом 100 пог. км и бурение двух скважин суммарной проходкой 4500 м.
Отраднинский (15с) лицензионный участок расположен северо-восточнее Хотого-Мурбайского. Участок предлагается на геологическое изучение с последующей добычей. На территории расположено одноименное газовое месторождение.
Координаты углов участка:
| 1 | 114°19’00» | 61°08’00» |
| 2 | 114°14’00» | 61°14’00» |
| 3 | 115°09’00» | 61°27’00» |
| 4 | 114°49’00» | 61°14’00» |
Предлагаемая обязательная программа геологоразведочных работ на Отраднинском лицензионном участке включает в себя проведение сейсморазведочных работ 2Д объемом 500 пог. км и бурение трех скважин суммарной проходкой 10500 м.
Нижнеджербинский (18с) лицензионный участок предлагается для геологического изучения. Он расположен к юго-востоку от Отраднинского месторождения.
Координаты углов участка:
| 1 | 117°16’00» | 60°44’00» |
| 2 | 116°51’00» | 60°36’00» |
| 3 | 116°26’00» | 60°46’00» |
| 4 | 117°14’00» | 61°08’00» |
| 5 | 117°47’00» | 61°03’00» |
| 6 | 117°43’00» | 60°53’00» |
Предлагаемая обязательная программа геологоразведочных работ на Нижнеджербинском лицензионном участке включает в себя проведение сейсморазведочных работ 2Д объемом 300 пог. км и бурение трех скважин суммарной проходкой 9000 м.
Бысахтахский (22с) лицензионный участок включает в себя одноименное газоконденсатное месторождение. Участок предлагается на геологическое изучение с последующей добычей.
Координаты углов участка:
| 1 | 118°32’00» | 60°22’00» |
| 2 | 117°57’00» | 60°27’00» |
| 3 | 118°32’00» | 60°55’00» |
| 4 | 119°21’00» | 60°53’00» |
| 5 | 118°50’00» | 60°34’00» |
Предлагаемая обязательная программа геологоразведочных работ на Бысахтахском лицензионном участке включает в себя проведение сейсморазведочных работ 3Д объемом 100 км2 и бурение четырех скважин суммарной проходкой 14500 м.
Тас-Юряхский (41с) лицензионный участок включает в себя одноименное нефтегазоконденсатное месторождение. Участок предлагается на геологическое изучение с последующей добычей.
Координаты углов участка:
| 1 | 113°43’00» | 61°35’00» |
| 2 | 113°25’00» | 61°37’00» |
| 3 | 113°14’40» | 61°42’10» |
| 4 | 113°08’30» | 61°45’35» |
| 5 | 113°11’15» | 61°47’55» |
| 6 | 113°16’00» | 61°52’40» |
| 7 | 113°21’30» | 61°56’50» |
| 8 | 113°20’00» | 61°58’30» |
| 9 | 113°34’00» | 61°58’00» |
| 10 | 114°06’00» | 61°50’00» |
Предлагаемая обязательная программа геологоразведочных работ на Тас-Юряхском лицензионном участке включает в себя проведение сейсморазведочных работ т 3Д объемом 200 км2 и бурение трех скважин суммарной проходкой 6600 м..
Иктехский (42с) лицензионный участок расположен к востоку от Тас-Юряхского. На его территории расположено Иктехское нефтегазоконденсатное и Бесюряхское газовое месторождения. Участок предлагается на геологическое изучение с последующей добычей.
Координаты углов участка:
| 1 | 113°42’00» | 61°35’00» |
| 2 | 114°06’00» | 61°50’00» |
| 3 | 114°21’00» | 61°52’00» |
| 4 | 114°53’00» | 61°42’00» |
| 5 | 114°03’00» | 61°37’00» |
Предлагаемая обязательная программа геологоразведочных работ на Иктехском лицензионном участке включает в себя проведение сейсморазведочных работ 2Д объемом 400 пог. км, сейсморазведочных работ 3Д — 200 км2 и бурение пяти скважин суммарной проходкой 11500 м.
Верхневилючанский (44с) лицензионный участок, предлагаемый на аукцион для геологического изучения с последующей добычей, включает в себя одноименное нефтегазоконденсатное месторождение и имеет координаты:
| 1 | 114°53’00» | 61°42’00» |
| 2 | 115°28’00» | 61°54’00» |
| 3 | 115°57’00» | 61°53’00» |
| 4 | 115°57’00» | 61°33’00» |
| 5 | 115°16’00» | 61°33’00» |
Предлагаемая обязательная программа геологоразведочных работ на Верхневилючанском лицензионном участке включает в себя проведение сейсморазведочных работ 2Д объемом 600 пог. км, сейсморазведочных работ 3Д — 300 км2 . Для доразведки Верхневилючанского месторождения и поиска залежей на неизученной территории на период 2006-2009 гг. предлагается пробурить двадцать скважин суммарной проходкой 50000 м.
Сунтарский (46с) лицензионный участок расположен на юго-западном склоне Сунтарского свода. Он предлагается на геологическое изучение.
Координаты углов участка:
| 1 | 117°26’00» | 61°39’00» |
| 2 | 116°39’00» | 61°47’00» |
| 3 | 116°24’00» | 61°52’00» |
| 4 | 116°09’00» | 62°03’00» |
| 5 | 116°48’00» | 62°17’00» |
| 6 | 117°38’00» | 61°45’00» |
Предлагаемая обязательная программа геологоразведочных работ на Сунтарском лицензионном участке включает в себя проведение сейсморазведочных работ 2Д объемом 700 пог. км и бурение четырех скважин суммарной проходкой 8000 м.
Станахский (56с) лицензионный участок включает в себя Станахское нефтегазовое месторождение. Участок предлагается на геологическое изучение с последующей добычей.
Координаты углов участка:
| 1 | 114°16’00» | 62°22’00» |
| 2 | 114°21’00» | 62°35’00» |
| 3 | 114°41’00» | 62°33’00» |
| 4 | 114°36’00» | 62°21’00» |
Предлагаемая обязательная программа геологоразведочных работ на Станахском лицензионном участке включает в себя проведение сейсморазведочных работ 2Д объемом 400 пог. км, сейсморазведочных работ 3Д — 100 км2 и бурение четырех скважин суммарной проходкой 9000 м.
Нижнетюкянский (61с) лицензионный участок расположен на северо-востоке рассматриваемой территории в Вилюйской гемисинеклизе. Он включает одноименное мелкое газовое месторождение. Участок предлагается на геологическое изучение с последующей добычей.
Координаты углов участка:
| 1 | 119°04’00» | 63°43’00» |
| 2 | 119°30’00» | 63°47’00» |
| 3 | 119°38’00» | 63°41’00» |
| 4 | 119°22’00» | 63°36’00» |
Предлагаемая обязательная программа геологоразведочных работ на Нижнетюкянском лицензионном участке включает в себя проведение сейсморазведочных работ 2Д объемом 200 пог. км и бурение трех скважин суммарной проходкой 4800 м.
На юге Эвенкийского автономного округа на территории Байкитской антеклизы и Катангской седловины в программу лицензирования на 2005 год входит 8 лицензионных участков.
Таимбинский (5э) лицензионный участок предлагается для геологического изучения. Участок расположен на Камовском своде Байкитской антеклизы.
Координаты углов участка:
| 1 | 98°25’00» | 59°47’00» |
| 2 | 98°25’00» | 59°54’00» |
| 3 | 98°25’00» | 60°23’00» |
| 4 | 98°50’00» | 60°23’00» |
| 5 | 99°58’00» | 60°23’00» |
| 6 | 100°00’00» | 60°20’00» |
| 7 | 100°00’00» | 60°03’00» |
Предлагаемая обязательная программа геологоразведочных работ на Таимбинском лицензионном участке включает в себя проведение сейсморазведочных работ 2Д объемом 1500 пог. км и бурение семи скважин суммарной проходкой 18900 м.
Кординский (16э) лицензионный участок предлагается для геологического изучения. Участок расположен на Камовском своде Байкитской антеклизы.
Координаты углов участка:
| 1 | 98°50’00» | 60°23’00» |
| 2 | 98°25’00» | 60°23’00» |
| 3 | 98°25’00» | 60°42’00» |
| 4 | 97°52’00» | 60°42’00» |
| 5 | 97°52’00» | 61°09’00» |
| 6 | 98°40’00» | 61°09’00» |
| 7 | 98°50’00» | 61°09’00» |
| 8 | 98°50’00» | 61°05’00» |
| 9 | 98°50’00» | 60°40’00» |
Предлагаемая обязательная программа геологоразведочных работ на Кординском лицензионном участке включает в себя проведение сейсморазведочных работ 2Д объемом 1500 пог. км и бурение четырех скважин суммарной проходкой 10400 м.
Подпорожный (17э) лицензионный участок предлагается для геологического изучения. Участок расположен на Камовском своде Байкитской антеклизы.
Координаты углов участка:
| 1 | 99°58’00» | 60°23’00» |
| 2 | 98°50’00» | 60°23’00» |
| 3 | 98°50’00» | 60°40’00» |
| 4 | 99°40’00» | 60°40’00» |
| 5 | 99°40’00» | 60°50’00» |
| 6 | 99°58’00» | 60°50’00» |
Предлагаемая обязательная программа геологоразведочных работ на Подпорожном лицензионном участке включает в себя проведение сейсморазведочных работ 2Д объемом 800 пог. км и бурение трех скважин суммарной проходкой 8400 м.
Придутский (20э) лицензионный участок предлагается для геологического изучения. Участок расположен на востоке Байкитской антеклизы.
Координаты углов участка:
| 1 | 99°58’00» | 60°20’00» |
| 2 | 99°58’00» | 60°23’00» |
| 3 | 99°58’00» | 60°50’00» |
| 4 | 100°36’00» | 60°50’00» |
| 5 | 100°36’00» | 60°45’00» |
| 6 | 100°36’00» | 60°23’00» |
Предлагаемая обязательная программа геологоразведочных работ на Придутском лицензионном участке включает в себя проведение сейсморазведочных работ 2Д объемом 700 пог. км и бурение трех скважин суммарной проходкой 8400 м.
Чамбинский (23э) лицензионный участок предлагается для геологического изучения с последующей добычей. Участок расположен в центральной части Катангской седловины.
Координаты углов участка:
| 1 | 102°00’00» | 60°03’00» |
| 2 | 102°00’00» | 60°28’00» |
| 3 | 102°00’00» | 61°10’00» |
| 4 | 102°00’00» | 61°19’00» |
| 5 | 103°17’00» | 61°05’00» |
| 6 | 103°55’00» | 61°00’00» |
| 7 | 103°00’00» | 60°23’00» |
| 8 | 102°30’00» | 60°15’00» |
Предлагаемая обязательная программа геологоразведочных работ на Чамбинском лицензионном участке включает в себя проведение сейсморазведочных работ 2Д объемом 2800 пог. км и бурение семи скважин суммарной проходкой 23100 м.
Туколано-Светланинский (26э) лицензионный участок, включающий одноименную структуру с оцененными ресурсами нефти и газа по категории С3, предлагается для геологического изучения с последующей добычей. Участок расположен на северном склоне Байкитской антеклизы.
Координаты углов участка:
| 1 | 93°10’00» | 61°20’00» |
| 2 | 93°15’00» | 61°20’00» |
| 3 | 93°15’00» | 61°44’00» |
| 4 | 93°15’00» | 61°45’00» |
| 5 | 94°15’00» | 61°45’00» |
| 6 | 94°15’00» | 61°30’00» |
| 7 | 94°15’00» | 61°07’00» |
Граница участка между 1 и 7 точками проходит по административной границе Эвенкийской АО и Красноярского края.
Предлагаемая обязательная программа геологоразведочных работ на Туколано-Светланинском лицензионном участке включает в себя проведение сейсморазведочных работ 2Д объемом 1500 пог. км и бурение трех скважин суммарной проходкой 9000 м.
Абракупчинский (29э) лицензионный участок предлагается для геологического изучения с последующей добычей. Участок расположен на северном склоне Камовского свода Байкитской антеклизы.
Координаты углов участка:
| 1 | 98°40’00» | 61°09’00» |
| 2 | 97°52’00» | 61°09’00» |
| 3 | 97°30’00» | 61°09’00» |
| 4 | 97°30’00» | 61°30’00» |
| 5 | 97°30’00» | 61°36’00» |
| 6 | 98°15’00» | 61°36’00» |
| 7 | 98°40’00» | 61°36’00» |
Предлагаемая обязательная программа геологоразведочных работ на Абракупчинском лицензионном участке включает в себя проведение сейсморазведочных работ 2Д объемом 1200 пог. км и бурение четырех скважин суммарной проходкой 12000 м.
Байкитский (39э) лицензионный участок, включающий Верхнеюктаконскую структуру, предлагается для геологического изучения с последующей добычей. Участок расположен на северном склоне Байкитской антеклизы.
Координаты углов участка
| 1 | 97°00’00» | 61°42’00» |
| 2 | 96°00’00» | 61°42’00» |
| 3 | 96°00’00» | 62°00’00» |
| 4 | 97°00’00» | 62°00’00» |
Предлагаемая обязательная программа геологоразведочных работ на Байкитском лицензионном участке включает в себя проведение сейсморазведочных работ 2Д объемом 600 пог. км и бурение трех скважин суммарной проходкой 9000 м.
На территории Красноярского края в программу лицензирования на 2005 год входит 2 лицензионных участка.
Нижнемадашенский (21к) лицензионный участок предлагается для геологического изучения. Он расположен к югу от Юрубчено-Тохомского месторождения.
Координаты углов участка:
| 1 | 98°10’10» | 59°06’44» |
| 2 | 97°40’00» | 59°09’00» |
| 3 | 97°08’00» | 59°07’00» |
| 4 | 97°08’00» | 59°16’00» |
| 5 | 97°08’00» | 59°23’00» |
| 6 | 98°15’00» | 59°19’00» |
| 7 | 98°25’00» | 54°11’00» |
Предлагаемая обязательная программа геологоразведочных работ на Нижнемадашенском участке включает в себя проведение сейсморазведочных работ 2Д 600 пог. км и бурения трех скважин суммарной проходкой 9000 м.
Оленчиминский (32э) лицензионный участок расположен к западу от Юрубчено-Тохомского нефтегазоконденсатного месторождения. Участок предлагается для геологического изучения.
Координаты углов участка:
| 1 | 94°01’00» | 61°00’00» |
| 2 | 94°01’00» | 60°58’00» |
| 3 | 94°00’00» | 60°57’00» |
| 4 | 94°00’00» | 60°48’00» |
| 5 | 94°00’00» | 60°34’00» |
| 6 | 94°00’00» | 60°18’00» |
| 7 | 92°24’00» | 61°10’00» |
Предлагаемая обязательная программа геологоразведочных работ на Оленчиминском участке включает в себя проведение сейсморазведочных работ 2Д 1500 пог.км и бурения трех скважин суммарной проходкой 9000 м.
Процесс предоставления в пользование нефтегазовых недр на период 2006 — 2008 гг. представлен в таблице 3.8 и на Карте (рисунок 3.14). Всего за этот период предполагается лицензировать 87 участков, в т. ч. в 2006 г. — 34 (Иркутская область — 11,
Таблица 3.8
Продолжение таблицы 3.8
Таблица 3.8
Таблица 3.8
Таблица 3.8
Рис. 3.14
Республика Саха (Якутия) — 14, Эвенкия — 4, Красноярский край — 5), в 2007 г. — 26 (Иркутская область — 12, Республика Саха (Якутия) — 6, Эвенкия — 3, Красноярский край — 5), в 2008 г. — 27 (Иркутская область — 8, Республика Саха (Якутия) — 11, Эвенкия — 4, Красноярский край — 4).
4. Научно-методическое, организационное и кадровое обеспечение программы
Система научно-методического, организационного и кадрового сопровождения необходима для обеспечения комплексности и целостности реализации программных мероприятий. Предусматривается разработка механизмов эффективного воспроизводства минерально-сырьевой базы Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия), совершенствование порядка и механизмов ресурсного обеспечения предприятий — исполнителей программы, организации инвестиционной деятельности.
ФГУП «СНИИГГиМС» как базовое предприятие Федерального агентства по недропользованию (Роснедра) по Восточной Сибири совместно с ФГУП «ВНИГРИ» и ИГНГ СО РАН будет осуществлять научно-методическое сопровождение геологоразведочных работ.
Основными научно-методическими направлениями являются:
— обоснование экономически эффективных направлений геологоразведочных работ на углеводороды за счёт средств федерального бюджета на территории Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия), подготовка федеральных целевых программ с целью формирования надежной сырьевой базы нефтегазодобывающей промышленности, обеспечивающей потребности восточных районов Российской Федерации и стран Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР);
— разработка программ развития и лицензирования минерально-сырьевой базы нефтегазодобычи в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) на базе оценки их экономической эффективности;
— прогноз нефтегазоносности слабоизученных территорий на основе комплексных геолого-геофизических исследований;
— оценка экономической эффективности геологоразведочных работ и освоения месторождений углеводородного сырья Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия);
— совершенствование технологий и аппаратурной базы геофизических исследований в области сейсмо- и электроразведки при проведении региональных и поисково-оценочных работ, включая их геодезическое спутниковое обеспечение;
— современное комплексное лабораторное сопровождение глубокого параметрического и поисково-оценочного бурения, прямых геохимических методов поиска месторождений нефти и газа.
В качестве инструмента оценки будет использован разработанный в ФГУП «СНИИГГиМС» программный комплекс «Стратегия» и построенная на его основе постоянно действующая компьютерная система для проведения расчётов, позволяющая осуществлять оценку стоимости запасов и ресурсов углеводородных объектов с учётом различных вариантов программы их освоения.
Вышеизложенные предпосылки позволяют успешно решать задачи по разработке и сопровождению программы геологического изучения и предоставления в пользование месторождений углеводородного сырья Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия).
Для успешного выполнения предусмотренных настоящей программой темпов наращивания минерально-сырьевой базы нефтегазодобывающей промышленности в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия), основным инструментом которого является описанный выше процесс лицензирования недр, необходимо постоянное научное сопровождение и контроль за выполнением геологоразведочных работ, обеспечивающих подготовку запасов нефти и газа в объемах, достаточных для бесперебойного заполнения трубопроводов. Такой подход требует строгого выполнения мероприятий, предусмотренных приведённым ниже планом (таблица 4.1).
Таблица 4.1
План мероприятий по выполнению программы на период 2005-2008гг.
|
№№ п/п |
Наименование мероприятия |
Сроки вы-полнения |
Ответственный за выполнение |
1 |
2 |
3 |
4 |
1 |
Подготовить предложения по созданию на базе ФГУП «СНИИГГиМС» Государственного научного центра, предусмотрев в них основные направления деятельности и организационно-экономическое обеспечение их реализации. |
Июль 2005г. |
Москва Роснедра, Новосибирск ФГУП «СНИИГГиМС» |
|
2. |
Организовать в рамках конкурсных объектов их постоянное научно-методическое сопровождение и мониторинг минерально-сырьевой базы углеводородного сырья. |
Август 2005г. |
Москва Роснедра, Новосибирск ФГУП «СНИИГГиМС» |
|
3. |
Сформировать систему получения и организовать центр хранения и обобщения полученной в результате работ геолого-геофизической информации. |
Август 2006 г. |
Москва Роснедра, Новосибирск ФГУП «СНИИГГиМС» |
|
4. |
Существенно увеличить объемы геолого-разведочных (до 6,5 млрд. руб. в 2010 г.) и научно-исследовательских работ для наращивания запасов нефти и газа, обоснования новых объектов недропользования в зоне Юрубчено-Тохомского, Талакан-Верхнечонского и Ковыктинского центров будущей нефтегазодобычи. |
При реализации программных мероприятий |
Москва МПР РФ, Роснедра |
|
5. |
Предусмотреть при составлении планов ГРР на слабо изученных территориях с целью оценки геолого-геофизических параметров проведение наряду с сейсморазведкой параметрического бурения, возлагая на него одновременно и поисковые задачи. |
Сентябрь 2005г. |
Москва Роснедра |
|
6. |
Подготовить комплекс мероприятий, направленных на повышение геолого-экономической эффективности нефтегазопоисковых работ, обеспечивающих выполнение Энергетической стратегии России по Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия). |
Март 2006 г. |
ФГУП «СНИИГГиМС», Региональные агентства по недропользованию по Сибирскому федеральному округу, ФГУП «ВНИГНИ» и ФГУП «ВНИГРИ» |
|
7. |
Рабочее совещание специалистов территориальных агентств и федеральных научно-исследова-тельских и производственных предприятий, выполняющих геологоразведочные работы на углеводородное сырье в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия), по рассмотрению результатов работ и лицензирования недр в 2004г. и подготовка предложений к планам 2006г. |
Сентябрь 2005 г. |
Новосибирск ФГУП «СНИИГГиМС» |
|
8. |
Утверждение планов геологоразведочных работ и лицензирования недр на 2006 г. |
Октябрь 2005 г. |
Москва Роснедра |
|
9. |
Провести анализ действующих лицензионных соглашений с целью создания условий для выполнения программы геологического изучения и предоставления в пользование месторождений углеводородного сырья Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) |
Июль 2006 г. |
Москва Роснедра |
|
10. |
Оперативная оценка изменения запасов нефти, газа и конденсата по состоянию на 01.01.2006 г. в зонах, прилегающих к проектируемым магистральным трубопроводам |
Май 2006 г. |
Новосибирск ФГУП «СНИИГГиМС» |
|
11. |
Рабочее совещание специалистов территориальных агентств и федеральных научно-исследова-тельских и производственных предприятий, выполняющих геологоразведочные работы на углеводородное сырье в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия), по рассмотрению результатов работ и лицензирования недр в 2005 г. и подготовка предложений к планам 2007 г. |
Сентябрь 2006 г. |
Новосибирск ФГУП «СНИИГГиМС» |
|
12. |
Утверждение планов геологоразведочных работ и лицензирования недр на 2007 г. |
Октябрь 2006 г. |
Москва Роснедра |
|
13. |
Оперативная оценка изменения запасов нефти, газа и конденсата по состоянию на 01.01.2007 г. в зонах, прилегающих к проектируемым магистральным трубопроводам |
Май 2007 г. |
Новосибирск ФГУП «СНИИГГиМС» |
|
14. |
Рабочее совещание специалистов территориальных агентств и федеральных научно-исследовательских и производственных предприятий, выполняющих геологоразведочные работы на углеводородное сырье в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия), по рассмотрению результатов работ и лицензирования недр в 2006 г. и подготовка предложений к планам 2008 г. |
Сентябрь 2007 г. |
Новосибирск ФГУП «СНИИГГиМС» |
|
15. |
Утверждение планов геологоразведочных работ и лицензирования недр на 2008 г. |
Октябрь 2007 г. |
Москва Роснедра |
|
16. |
Оперативная оценка изменения запасов нефти, газа и конденсата по состоянию на 01.01.2008 г. в зонах, прилегающих к проектируемым магистральным трубопроводам |
Май 2008 г. |
Новосибирск ФГУП «СНИИГГиМС» |
|
17. |
Рабочее совещание специалистов территориальных агентств и федеральных научно-исследова-тельских и производственных предприятий, выполняющих геологоразведочные работы на углеводородное сырье в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия), по рассмотрению результатов работ и лицензирования недр в 2007 г. и подготовка предложений к планам 2009 г. |
Сентябрь 2008 г. |
Новосибирск ФГУП «СНИИГГиМС» |
|
18. |
Утверждение планов геологоразведочных работ и лицензирования недр на 2009 г. |
Октябрь 2008 г. |
Москва Роснедра |
Кадровое обеспечение реализации данной программы будет осуществляться с использованием кадрового потенциала предприятий и организаций, привлекаемых на конкурсных условиях к выполнению запланированных мероприятий.
5. Ресурсное обеспечение программы
Расходы государственного бюджета на региональные работы по южным территориям Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) на 2005 год составят 1,5 млрд. руб. С учётом планируемых объёмов геологоразведочных работ (сейсморазведки и глубокого бурения) эти расходы составят 2,5 млрд. руб. в 2006 году, 3,8 млрд. руб. в 2007 году, 4.8 млрд. руб. в 2008 году с последующим увеличением до 6,5 млрд. руб. в год в 2010 году. Всего на период до 2020 г. расходы государственного бюджета составят 89,6 млрд. руб.
Основная часть средств в геологоразведочные работы будет инвестирована недропользователями. За счёт средств российских акционерных обществ на реализацию программы предусмотрено расходовать: в 2005 году — 19 млрд. руб., в 2006 году — 20,1 млрд. руб., в 2007 году — 21,4 млрд. руб. с доведением к 2020 году до 28,6 млрд. руб. Привлечение средств российских недропользователей будет осуществляться на основе соглашений с Российской Федерацией. Всего на период до 2020 г. расходы недропользователей составят 365,7 млрд. руб.
По оценкам СНИИГГиМС средства госбюджета, потраченные на проведение геологоразведочных работ, которые позволят прирастить запасы и обеспечить добычу до 80 млн. т в год, безусловно, окупятся. Финансируемые из бюджета РФ сейсморазведочные работы и бурение позволят перевести около 3,35 млрд. т извлекаемых ресурсов нефти категории Д1 на охватываемых территориях в категорию С3 и частично в С2 и С1.
Прогнозные объёмы геологоразведочных работ в стоимостном выражении на перспективу 2020 года, финансируемых бюджетом и недропользователями, представлены на рисунке 5.1. Оценка стоимости учитывает затраты на все виды работ, необходимые для реализации комплексов геологоразведочных работ, которые обеспечивают прирост запасов промышленных категорий на выделенных территориях, приводящий к заданным объёмам добычи восточносибирской нефти — 56 млн. т в 2020 г. и 80 млн. т — в 2025 г.
 |
6. Механизм реализации программы
Механизм реализации программы геологического изучения и предоставления в пользование месторождений углеводородного сырья Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) определяется государственным заказчиком-координатором программы — Министерством природных ресурсов Российской Федерации. Организации, выполняющие работы по государственным контрактам, привлекаются к участию в реализации программы на конкурсной основе в соответствии с Федеральным законом «О конкурсах на размещение заказов на поставки продукции, выполнение работ и оказание услуг для государственных нужд». Государственные заказчики программы совместно с государственным заказчиком-координатором руководствуются постановлением Правительства Российской Федерации от 11 октября 2001 г. № 714 «Об утверждении Положения о формировании перечня строек и объектов для федеральных государственных нужд и их финансировании за счет средств федерального бюджета» и другими нормативными правовыми актами.
Федеральное агентство по недропользованию ежегодно, в начале каждого года, утверждает график проведения аукционов на право пользования недрами и организует проведение соответствующих аукционов в соответствии с графиком лицензирования.
7. Организация и контроль выполнения программы
Для успешной реализации программы геологического изучения и предоставления в пользование месторождений углеводородного сырья Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) необходимо создать организационные, финансово-экономические и правовые условия. Формы и методы организации управления реализацией программы определяются государственным заказчиком-координатором (МПР РФ), который совместно с государственными заказчиками разрабатывает план мероприятий по реализации программы, а в случае необходимости подготавливает проекты нормативных правовых актов.
Контроль за ходом выполнения программы, формирование состава и структуры указанных органов осуществляются государственным заказчиком-координатором — Министерством природных ресурсов России.
При реализации программы лицензирования недр Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) четко формулируются лицензионные обязательства по каждому из выставляемых на аукцион участков и обеспечивается жесткий постоянный контроль их выполнения со стороны территориальных органов МПР РФ.
Мероприятия и проекты, предусматриваемые программой, подлежат государственной экологической экспертизе в соответствии с Федеральным законом «Об экологической экспертизе». Государственные заказчики несут ответственность и осуществляют контроль за ходом выполнения программных мероприятий, а в случае необходимости подготавливает проекты нормативных правовых актов.
Государственный заказчик вправе передавать на договорной основе предприятиям, организациям и учреждениям часть своих функций по проведению конкурсов по отбору исполнителей программных мероприятий в соответствии с законодательством Российской Федерации. Порядок взаимодействия государственного заказчика с органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации по вопросам реализации программных мероприятий определяется на договорной основе.
Целесообразно организовать в рамках конкурсных объектов их постоянное научно-методическое сопровождение и мониторинг минерально-сырьевой базы углеводородного сырья, подготовить предложения по созданию на базе ФГУП «СНИИГГиМС» Государственного научного центра, предусмотрев в них основные направления деятельности и организационно-экономическое обеспечение их реализации.
8. Оценка эффективности результатов
реализации программы
К настоящему времени мировые теория и практика функционирования рыночной экономики выработали достаточно устойчивые методы определения эффективности инвестирования финансовых ресурсов в крупные проекты. Вместе с тем программы освоения минерально-ресурсного потенциала имеют свои особенности, которые требуют адаптации общих подходов и методов, создания особых методик их формирования и оценки эффективности, соответствующих их специфическим целям и задачам.
Решения о целесообразности государственной программы освоения недр принимаются на основе критерия экономической эффективности её реализации. В настоящее время помимо средств государственного бюджета в качестве основных источников инвестирования в освоение и разработку объектов углеводородного сырья выступают частный и акционерный капитал, а также заёмные средства недропользователей. Следовательно, государство и недропользователи являются равноправными участниками программ воспроизводства МСБ. В этой связи основным критерием принятия инвестиционных решений при реализации программы является рост доходности, как государства, так и инвесторов. Масштаб и долговременный характер программ влияют в конечном итоге как на совокупные затраты, связанные с их реализацией, так и на результаты и сроки получения эффекта. Эти факторы, а также большая неопределённость многих исходных параметров определяют необходимость многовариантной проработки программы, всесторонней оценки эффективности её реализации для всех участников. Должны определяться все виды эффективности: коммерческая, бюджетная, общественная (социально-экономическая). Оценить потенциальные доходы участников инвестиционного процесса в рамках выполнения программы позволяет геолого-экономическая и стоимостная оценка объектов недропользования. Проведение такой оценки особенно важно для проектов и программ в области нефтегазодобычи, связанных с высокой капиталоёмкостью и предполагающих тщательную оценку эффективности вложения в них средств для всех участников.
Для того, чтобы максимально учитывать технические и экономические особенности процесса недропользования при реализации программы геологического изучения и предоставления в пользование месторождений углеводородного сырья Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия), необходимо применить единый методический подход, который позволит достоверно обосновывать параметры оценки эффективности инвестиций в подготовку и освоение запасов УВ сырья. Результаты геолого-экономического обоснования программы геологоразведочных работ позволяют планировать рациональную последовательность мероприятий недропользования (программу лицензирования недр), обеспечивающую высокую доходность эксплуатации недр.
В процессе формирования программы по каждому углеводородному объекту и центру нефтегазодобычи проведены расчёты прогнозных технико-экономических показателей подготовки запасов и их освоения. На основе этих расчётов осуществлено формирование вариантов программы геологического изучения и предоставления в пользование месторождений углеводородного сырья Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) и выполнена оценка их эффективности.
При прогнозировании показателей геологоразведочных работ и технологических показателей использовались следующие методические принципы:
· Объёмы геологоразведочных работ, необходимые для подготовки запасов промышленных категорий, рассчитываются отдельно для каждого из объектов. В том случае, когда залежи разных продуктивных горизонтов отдельных объектов в плане полностью или частично перекрывают друг друга, полученные объёмы работ корректируются с учётом того, что часть площадных сейсморазведочных работ и поисково-разведочных скважин одновременно изучают несколько объектов оценки.
· Оценка объёмов геологоразведочных работ, технологических показателей, инвестиционных затрат и текущих издержек на освоение и разработку объекта углеводородного сырья производится с учётом всех этапов его освоения: выявления и подготовки структур, поискового бурения, разведочного бурения, бурения добывающих скважин и обустройства промыслов, ликвидации скважин.
· Оценка объёмов геологоразведочных работ, технологических показателей, инвестиционных затрат и текущих издержек на освоение и разработку группы объектов проводится путем предварительной оценки отдельных объектов с последующим суммированием результатов.
При оценке эффективности подготовки и освоения запасов и ресурсов углеводородов учитывались затраты на геологоразведочные работы, разработку нефтяных и газоконденсатных залежей.
Для обоснования нормативов при прогнозировании затрат на подготовку и освоение запасов и ресурсов использовалась следующая информация:
— фактические данные о производственно-хозяйственной деятельности нескольких нефтедобывающих компаний Западной Сибири;
— данные ТЭО освоения ряда месторождений углеводородного сырья Западной и Восточной Сибири (Талаканского, Куюмбинского, проект Саха-Газ и др.);
— коэффициенты, применяемые для переоценки основных средств и нематериальных активов;
— индексы изменения стоимости основных фондов, оборудования и объектов, незавершенных строительством;
— данные «Гипроспецгаз» (г. Санкт-Петербург) о затратах на строительство трубопроводов различных диаметров;
— данные ОАО «ЛенНИИХимМаш» о затратах на создание и функционирование газоперерабатывающих производств;
— региональные коэффициенты удорожания.
В расчётах учитывались инвестиции в строительство трубопроводов подключения — от объектов до врезки в магистральные трубопроводы. Предполагалось, что дальнейшая транспортировка нефти и газа на рынки стран АТР будет осуществляться по системе магистральных трубопроводов, затраты на транспортировку по ним учитывались через тариф.
Одним из результатов работ по формированию программы является Карта геолого-экономического обоснования подготовки и освоения ресурсной базы углеводородного сырья Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) (рисунок 8.1). На рисунке представлены возможные варианты трасс нефте- и газопроводов, обеспечивающих транспортировку углеводородов к внутренним и внешним потребителям.
При разработке месторождений природного газа Восточной Сибири в обязательном порядке необходимо предусмотреть извлечение из газа ценных компонентов — этана, пропана, бутана, гелия. Для этого в технико-экономических расчётах предусмотрено строительство газоперерабатывающего завода (ГПЗ) и создание искусственных подземных хранилищ гелия.
Рис. 8.1
Нефть
Первоочередными объектами освоения будут базовые месторождения перспективных центров (Юрубчено-Тохомское, Куюмбинское, Верхнечонское и Талаканское), а также месторождения-спутники. Для достижения намеченных объёмов добычи и экспорта углеводородов необходим учёт не только разведанных запасов распределенного фонда недр, но и запасов нераспределенного фонда, а также перспективных и прогнозных ресурсов категорий С3 и Д1 территорий, непосредственно прилегающих к базовым месторождениям и охватываемых планируемой транспортной системой. Современная оценка ресурсов нефти и газа Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) во много раз превосходит оценку имеющихся запасов.
В целом по Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) были рассмотрены следующие возможные этапы подготовки запасов и добычи нефти:
— I этап: на основе запасов категорий C1+C2 базовых месторождений (Верхнечонского, Талаканского, Юрубченского и Куюмбинского);
— II этап: помимо базовых месторождений на основе запасов категорий C1+C2 месторождений, прилегающих к трассам нефтепроводов (месторождений-спутников);
— III этап: на основе ресурсов категорий С3 + Д1.
С учётом того, что основную часть добываемой нефти предполагается направлять на экспорт в страны АТР, точками выхода нефти Юрубчено-Куюмбинского добывающего центра на экспортный нефтепровод является Тайшет (через Нижнюю Пойму), Талаканско-Верхнечонского центра — Казачинское. Предполагается, что транспортировка нефти на рынки стран АТР будет осуществляться по магистральным нефтепроводам ОАО «АК «Транснефть». Затраты на транспортировку по каждому из вариантов при проведении расчётов учитываются через тариф.
Разработку базовых месторождений предполагается начать с 2005 года.
По оценкам СНИИГГиМС освоение запасов крупных базовых месторождений позволит уже в ближайшее время (до 2015 г.) обеспечить добычу нефти на уровне 30 млн. тонн в год (таблица 8.1). При освоении этих месторождений необходим перевод запасов категории С2 в категорию С1 в объеме 311,8 млн. т (таблица 8.2).
Вовлечение в освоение запасов и ресурсов месторождений-спутников позволит к 2020 г. увеличить годовую добычу нефти до 36-37 млн. тонн.
На рисунке 8.2 представлены объёмы добычи нефти, а также основные показатели подготовки и добычи нефти на перспективу до 2030 г.
Таб8.1
таб8.1 таб8.2 таб8.2 Рис8.2
Прогнозирование уровней добычи нефти и газа за счёт перспективных и прогнозных ресурсов осуществлялось по 12-ти нефтегазоносным зонам территории Восточносибирской плиты, включающим базовые месторождения, месторождения-спутники и перспективные лицензионные территории (см. рисунок 3.6).
Для поддержания темпов роста добычи, обеспечивающих постепенную загрузку экспортного трубопровода до уровня 56 млн. т в год в 2020 г. и 80 млн. т в год в 2025 г. (и поддержания этого уровня в течение длительного времени), необходимо дополнительно прирастить сырьевую базу за счёт прогнозных и перспективных ресурсов категорий С3 и Д1, обеспечив тем самым общий прирост запасов промышленных категорий в объёме около 1,49 млрд. т к 2020 г. Для достижения максимального уровня загрузки в 80 млн. т в год к 2025 г. потребуется прирастить в целом около 1,7 млрд. т, в т. ч. 311,8 млн. т — за счёт базовых месторождений, 53,0 млн. т — месторождений-спутников и 1347,5 млн. т — ресурсов С3 и Д1. При этом затраты на геологоразведочные работы за счёт госбюджета на первых этапах реализации проекта (2005 г.) должны составлять не менее 1,5 млрд. руб. в год.
В таблице 8.2 показан необходимый прирост извлекаемых запасов нефти промышленных категорий в динамике, в том числе за счет объектов разной степени изученности на территориях Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) в целом.
В таблице 8.3 на перспективу до 2020 года приведены показатели добычи нефти, показаны необходимые для их обеспечения приросты запасов, показатели программы геологоразведочных работ в натуральном и денежном выражении.
В таблице 8.4 приведены основные экономические показатели подготовки и освоения запасов и ресурсов нефти Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) на перспективу до 2030 г.
Общие затраты на подготовку запасов базовых месторождений составят 2,3 млрд. долл. Удельные затраты при этом, как видно из рисунка 8.2, составят порядка 1 долл./барр. Затраты на подготовку запасов всех рассматриваемых объектов составят около 21,4 млрд. долл., удельные затраты — 1,4 долл./барр. Капитальные вложения в добычу и транспорт нефти составят около 76 млрд. долл. Чистый дисконтированный доход при ставке дисконтирования 10 % составит для инвестора 8,2 млрд. долл., для государства — около 28 млрд. долл., внутренняя норма рентабельности — 25 %, срок окупаемости с учётом дисконтирования — 10 лет.
Таблица 8.3
Основные показатели подготовки запасов нефти
Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) до 2020 г.
|
Показатели |
Вовлекаемая сырьевая база: базовые, месторождения-спут-ники, ресурсы С3+Д1 |
|
Максимальный годовой объём добычи нефти, млн. т |
56 |
|
Накопленный объём добычи нефти, млн. т |
401.4 |
|
Прирост извлекаемых запасов нефти С1, млн. т |
1491.2 |
|
в т.ч.: — из запасов С2 базовых месторождений |
311.8 |
|
— из запасов С2 месторождений-спутников |
53.0 |
|
— из ресурсов С3 и Д1 |
1126.5 |
|
Затраты на подготовку запасов нефти, млн. долл. |
16293.2 |
| Объемы ГРР по видам: |
|
|
— в натуральных единицах: |
|
|
сейсморазведочные работы, пог. км |
432000 |
|
поисково-разведочные работы, тыс. м |
6713 |
|
— в денежном выражении, млн. долл.: |
|
|
сейсморазведочные работы |
4412.99 |
|
поисково-разведочные работы |
11880.19 |
Таблица 8.4
Основные показатели подготовки и освоения запасов и ресурсов
нефти Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия)
|
Показатели |
Значения на перспективу |
|
Годовой объём добычи нефти, млн. т |
80 |
|
Затраты на подготовку запасов нефти, млрд. долл. |
21.4 |
|
в т. ч. до 2020г. |
16.3 |
|
Капитальные вложения, млрд. долл., всего: |
78.8 |
|
в т.ч.: — в добычу нефти |
76.0 |
|
— в нефтепроводы-подключения |
2.8 |
|
Чистый дисконтированный доход (@10%), млрд. долл. |
|
|
— инвестора |
8.2 |
|
в т. ч. до 2020г. |
4.7 |
|
— бюджета |
27.9 |
|
в т. ч. до 2020г. |
13.7 |
Природный газ
СНИИГГиМСом выполнен прогноз уровней добычи природного газа по месторождениям и перспективным территориям с ресурсами С3 и Д1. На территории Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) дополнительно выделено 4 газоносных зоны (зоны 13-16, см. рис. 3.6). Первоочередными объектами освоения также выступают базовые месторождения перспективных центров (Чаяндинское и Ковыктинское), а также месторождения-спутники. Учёт запасов нераспределённого фонда, а также перспективных и прогнозных ресурсов категорий С3 и Д1 на территориях, непосредственно прилегающих к базовым месторождениям и охватываемых планируемой транспортной системой вместе с разведанными запасами распределённого фонда недр также является обязательным условием достижения намеченных объёмов добычи и экспорта природного газа.
В целом по Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) были рассмотрены следующие возможные этапы подготовки запасов и добычи природного газа:
— I этап: на основе запасов категорий C1+C2 базовых месторождений (Чаяндинского и Ковыктинского);
— II этап: помимо базовых месторождений на основе запасов категорий C1+C2 месторождений-спутников;
— III этап: на основе ресурсов категорий С3 + Д1 перспективных территорий в пределах выделенных нефтегазоносных зон (1-12).
Предполагается, что транспортировка газа к внутренним и внешним потребителям будет осуществляться по магистральным газопроводам в соответствии с планируемой транспортной схемой на основе предложений ОАО «Газпром», предполагающей создание для месторождений Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) единой транспортной сети.
Разработку базовых месторождений предполагается начать с 2008 года.
В таблице 8.5 представлена динамика добычи природного газа по Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) до 2030 г., в том числе очерёдность вовлечения в освоение запасов и ресурсов различной степени подготовленности. На рисунке 8.3 представлены объёмы добычи газа, а также основные показатели подготовки и добычи газа на перспективу до 2030 г.
В таблице 8.6 представлен прирост извлекаемых запасов природного газа промышленных категорий в динамике до 2030 г., в том числе за счёт объектов разной Табл8.5. Рис. 8.3
Табл8.6. табл. 8.6
степени изученности, по перспективным центрам газодобычи и по Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) в целом. Уровни прироста, представленные в таблице 8.6, в значительной степени обуславливаются объёмами геологоразведочных работ, предусматриваемыми для подготовки нефтеносных объектов Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия), т. е. подготовка газоносных объектов происходит за счёт геологоразведочных работ на нефтяные объекты. Для обеспечения к 2020 г. годового объёма добычи природного газа не менее 100 млрд. м3 (73,6 млрд. м3 — за счёт перспективных центров, 13,3 млрд. м3 — за счёт месторождений-спутников и 16,7 млрд. м3 — за счёт ресурсов С3) необходимо прирастить извлекаемые запасы категории С1 в объёме примерно 2,64 трлн. м3 за счет категорий С2 и С3. Этот прирост позволит обеспечить годовую добычу газа на уровне 100 млрд. м3 до 2030 года без вовлечения в разработку запасов, получаемых из ресурсов Д1. Прирост последних за рассматриваемый период прогнозируется в объеме 1,8 млрд. м3 и позволит сохранить достигнутый уровень добычи в течение длительного периода. Общий прирост запасов газа до 2030 г. составит 4,45 трлн. м3.
В таблице 8.7 представлены показатели добычи газа, показаны необходимые для их обеспечения приросты запасов, показатели программы геологоразведочных работ в натуральном и денежном выражении на перспективу до 2020 г.
Таблица 8.7
Основные показатели подготовки запасов природного газа
Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) до 2020 г.
|
Показатели |
Значения |
|
Максимальный годовой объём добычи газа, млрд. м3 |
100 |
|
Прирост извлекаемых запасов газа С1, млрд. м3 |
2631 |
|
в т.ч.: — из запасов С2 базовых месторождений |
855 |
|
— из запасов С2 месторождений-спутников |
732 |
|
— из ресурсов С3 и Д1 |
1044 |
|
Затраты на подготовку запасов газа, млн. долл. |
1966 |
| Объемы ГРР по видам: |
|
|
— в натуральных единицах: |
|
|
сейсморазведочные работы, пог. км |
6250 |
|
поисково-разведочные работы, тыс. м |
1418 |
|
— в денежном выражении, млн. долл.: |
|
|
сейсморазведочные работы |
446 |
|
поисково-разведочные работы |
1520 |
В таблице 8.8 приведены основные экономические показатели подготовки и освоения запасов и ресурсов газа Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) на перспективу до 2030 г.
Таблица 8.8
Основные экономические показатели подготовки и освоения запасов и
ресурсов природного газа Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия)
|
Показатели |
Значения на перспективу |
|
Годовой объём добычи газа, млрд. м3 |
100 |
|
Затраты на подготовку запасов природного газа, млрд. долл. |
3.69 |
|
в т. ч. до 2020г. |
1.97 |
|
Капитальные вложения, млрд. долл., всего: |
16.8 |
|
в т.ч.: — в добычу природного газа |
7.7 |
|
— в газопроводы-подключения |
4.3 |
|
— в переработку газа |
4.8 |
|
Чистый дисконтированный доход (@10%), млрд. долл. |
|
|
— инвестора |
5.0 |
|
в т. ч. до 2020г. |
3.5 |
|
— бюджета |
16.3 |
|
в т. ч. до 2020г. |
11.2 |
Затраты на проведение геологоразведочных работ оцениваются в объёме 3,7 млрд. долл. Капитальные вложения в добычу, транспорт и переработку природного газа составляют 16,8 млрд. долл.
Показатели экономической эффективности освоения запасов и ресурсов природного газа и конденсата Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) не очень высоки для инвестора, но весьма значительны для государства. Чистый дисконтированный доход инвестора при ставке дисконтирования 10 % составит 5 млрд. долл., государства — 16,3 млрд. долл., внутренняя норма рентабельности — 15%, срок окупаемости с учётом дисконтирования — 16 лет.
Таким образом, подготовленные на южных территориях Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) запасы нефти (более 1,1 млрд. т) и природного газа (более 5,7 трлн. м3), позволяют уже сейчас добывать до 30 млн. т нефти и около 50 млрд. м3 газа в год. Для обеспечения годовых объёмов добычи нефти на уровне 80 млн. т и газа порядка 100 млрд. м3 необходимо прирастить до 2020 года около 1,2 млрд. т нефти и около 1,6 трлн. м3 газа. Годовой объём региональных и поисково-оценочных работ за счёт федерального бюджета в южных регионах Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) должен увеличиться к 2010 году до 6,5 млрд. руб., а поисковых и разведочных работ за счёт недропользователей — до 28,6 млрд. руб., что позволит обеспечить заданные уровни прироста запасов. Наращивание ресурсной базы нефти и газа Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) должно опираться на научно обоснованную государственную программу геологического изучения и предоставления в пользование месторождений углеводородного сырья Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия), предусматривающую обязательный комплекс геологоразведочных работ. Чистый дисконтированный доход бюджета на 1 рубль, вложенный в геологоразведочные работы, прогнозируется на уровне около 8 руб.
Теги: ВСТО, ГРР, МПР, разведка, Якутия |Рубрики: Документы |
Комментарии к записи Программа геологического изучения и предоставления в пользование месторождений углеводородного сырья Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) отключены