Программа создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран Азиатско-Тихоокеанского региона

Текст документа по состоянию на июль 2011 года
Страница 2 из 10
+--------------------------+--------+--------+-------+-------+--------+-------+
¦  Хабаровский край        ¦91,0    ¦0,0     ¦0,4    ¦1,6    ¦89,0    ¦0,4    ¦
+--------------------------+--------+--------+-------+-------+--------+-------+
¦  Приморский край         ¦13,0    ¦0,0     ¦0,0    ¦0,0    ¦13,0    ¦0,0    ¦
+--------------------------+--------+--------+-------+-------+--------+-------+
¦  Еврейский АО            ¦8,0     ¦0,0     ¦0,0    ¦0,0    ¦8,0     ¦0,0    ¦
+--------------------------+--------+--------+-------+-------+--------+-------+
¦Итого: суша Сибирского и  ¦52430,4 ¦122,0   ¦3949,7 ¦4698,0 ¦43660,7 ¦7,8    ¦
¦Дальневосточного округов  ¦        ¦        ¦       ¦       ¦        ¦       ¦
+--------------------------+--------+--------+-------+-------+--------+-------+
¦Шельф: всего              ¦14954,8 ¦0,4     ¦875,6  ¦321,2  ¦13757,6 ¦5,9    ¦
+--------------------------+--------+--------+-------+-------+--------+-------+
¦  Охотское море           ¦6225,2  ¦0,4     ¦871,8  ¦320,4  ¦5032,6  ¦14,0   ¦
+--------------------------+--------+--------+-------+-------+--------+-------+
¦  Японское море           ¦332,6   ¦0,0     ¦3,8    ¦0,8    ¦328,0   ¦1,1    ¦
+--------------------------+--------+--------+-------+-------+--------+-------+
¦  Море Лаптевых           ¦2240,0  ¦0,0     ¦0,0    ¦0,0    ¦2240,0  ¦0,0    ¦
+--------------------------+--------+--------+-------+-------+--------+-------+
¦  Вост.-Сибирское море    ¦3346,0  ¦0,0     ¦0,0    ¦0,0    ¦3346,0  ¦0,0    ¦
+--------------------------+--------+--------+-------+-------+--------+-------+
¦  Чукотское море          ¦2020,0  ¦0,0     ¦0,0    ¦0,0    ¦2020,0  ¦0,0    ¦
+--------------------------+--------+--------+-------+-------+--------+-------+
¦  Берингово море          ¦715,0   ¦0,0     ¦0,0    ¦0,0    ¦715,0   ¦0,0    ¦
+--------------------------+--------+--------+-------+-------+--------+-------+
¦  Тихий океан             ¦76,0    ¦0,0     ¦0,0    ¦0,0    ¦76,0    ¦0,0    ¦
+--------------------------+--------+--------+-------+-------+--------+-------+
¦Итого: суша и шельф       ¦67385,2 ¦122,4   ¦4825,3 ¦5019,2 ¦57418,3 ¦8,3    ¦
¦Сибирского и              ¦        ¦        ¦       ¦       ¦        ¦       ¦
¦Дальневосточного округов  ¦        ¦        ¦       ¦       ¦        ¦       ¦
---------------------------+--------+--------+-------+-------+--------+--------


    Запасы  свободного  газа  суши  Восточной  Сибири  и  Дальнего  Востока
составляют по категории С  - 3,9 трлн. куб. м и по категории С  - 4,7 трлн.
                         1                                    2
куб.  м.  Максимальная  часть  запасов  газа  категории  С   приходится  на
                                                          1
территории  Иркутской области 1,6 трлн. куб. м и Республики Саха (Якутия) -
1,3  трлн.  куб.  м.  Значительные  запасы выявлены в пределах Эвенкийского
автономного  округа  -  282,1 млрд. куб. м, Красноярского края - 90,9 млрд.
куб. м и Сахалинской области: суша - 46,5 млрд. куб. м, шельф - 875,6 млрд.
куб. м.
    В  этих  же  субъектах Российской Федерации имеются значительные запасы
газа категории С : в Иркутской области - 2,46  трлн. куб. м,  в  Республике
                2
Саха (Якутия) 1,1 - трлн. куб. м,  в  Эвенкийском автономном округе - 782,2
млрд.  куб.  м,  в  Красноярском  крае -  224,2   млрд.  куб. м и на шельфе
о. Сахалин - 321,2 млрд. куб. м.
    Перспективные и прогнозные  ресурсы газа категорий С  + Д суши и шельфа
                                                        3
Восточной  Сибири и Дальнего Востока составляют 57,4 трлн. куб. м или около
34,6% от общероссийских.

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

    В пределах Восточной Сибири к настоящему времени открыты два уникальных
по  запасам  газа месторождения: Ковыктинское газоконденсатное с суммарными
запасами категорий С  + С   -  1,98  трлн.  куб.  м  в  Иркутской области и
                    1    2
Чаяндинское  нефтегазоконденсатное  -  1,24  трлн. куб. м в Республике Саха
(Якутия).
    Крупными   являются   Юрубчено-Тохомское  с  запасами  свободного  газа
категорий  С  + С  - 709,8 млрд. куб. м, Куюмбинское - 178,5 млрд. куб. м и
            1    2
Собинское  - 158,3 млрд. куб. м НГКМ в Эвенкийском АО; Дулисьминское - 77,2
млрд.  куб.  м и Верхнечонское НГКМ с извлекаемыми запасами нефти категорий
С  + С   -  201,6  млн. т   и газа - 95,5 млрд. куб. м в Иркутской области;
 1    2
Верхневилючанское  -  209,3  млрд. куб. м и Среднеботуобинское НГКМ - 169,5
млрд.  куб.  м, Среднетюнгское - 165,4 млрд. куб. м и Средневилюйское ГКМ -
128,6  млрд. куб. м, Тас-Юряхское - 114,0 млрд. куб. м и Талаканское НГКМ с
извлекаемыми  запасами нефти категорий С  + С  - 122,9 млн. т и газа - 54,1
                                        1    2
млрд.  куб.  м  в  Республике Саха (Якутия). Кроме того, на Дальнем Востоке
значительные  запасы и ресурсы газа сосредоточены на шельфе о. Сахалин, где
открыты  НГКМ: Лунское с запасами свободного газа категории С  + С  - 530,8
                                                             1    2
млрд.  куб.  м,  Чайво-море - 322,0 млрд. куб. м, Пильтун-Астохское - 102,8
млрд.  куб.  м  и  Аркутун-Дагинское - 68,2 млрд. куб. м. Состояние запасов
газа  и  жидких  углеводородов  по  субъектам Сибирского и Дальневосточного
федеральных округов и месторождениям следующее.
    Красноярский   край  вместе  с  Эвенкийским  и  Таймырским  АО.  Запасы
свободного  газа категории С  составляют 743,6 млрд. куб. м, категории С  -
                            1                                           2
1081,2  млрд. куб. м, в том числе по Красноярскому краю соответственно 90,9
и  224,2  млрд.  куб.  м,  в Эвенкийском АО - 282,1 и 782,2 млрд. куб. м, в
Таймырском АО - 370,6 и 74,8 млрд. куб. м.

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

    Юрубчено-Тохомское НГКМ. Запасы УВ по категории С  - 120,0 млрд. куб. м
                                                     1
свободного  газа,  9,6 млн. т конденсата и 67,2 млн. т нефти (извлекаемых),
по  категории  С   соответственно  589,8  млрд. куб. м, 45,8 млн. т и 323,7
                2
млн. т.

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

    Куюмбинское НГКМ. Запасы свободного газа по категории С  составляют 9,7
                                                           1
млрд. куб. м, конденсата - 0,8 млн. т и нефти - 54,86 млн. т (извлекаемых);
С  соответственно 168,8 млрд. куб. м, 13,1 и 139,23 млн. т.
 2

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

    Оморинское ГКМ. Запасы газа категории С  и С  составляют 4,8 млрд. куб.
                                           1    2
м  и  4,0  млрд.  куб.  м  соответственно.  Извлекаемые  запасы  конденсата
категории  С   оцениваются  в  0,5  млн.  т,  на  долю запасов категории С
            1                                                             2
приходится 0,4 млн. т.

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

    Собинское и примыкающее к нему Пайгинское НГКМ. Общие запасы свободного
газа  категории  С  - 147,5 млрд. куб. м, конденсата - 9,0 млн. т и нефти -
                  1
4,83  млн.  т  (извлекаемых);  С   соответственно  - 19,7 млрд. куб. м, 1,8
                                2
млн. т и 8,82 млн. т.
    Свободный  газ  содержит:  метана - 62,9 - 75,0%, гомологов метана - до
7,1%,  азота  -  23,0 - 28,1% и углекислого газа - 0,2%. Отмечается высокое
(до 0,58%) содержание гелия. Содержание стабильного конденсата 93,6 - 109,0
г/куб.  м.  Ресурсы  свободного  газа  категории  С   по Красноярскому краю
                                                   3
составляют  2,2  трлн.  куб.  м,  в  том  числе  на  перспективных площадях
нераспределенного  фонда  -  1,7  трлн.  куб.  м  и  в  невскрытых  пластах
месторождений  -  508,5  млрд.  куб. м. Наиболее крупные ресурсы свободного
газа категории С  - 748,0 млрд. куб. м и 441,3 млрд. куб. м  прогнозируются
                3
соответственно на Берямбинской и Хурингдинской площадях.
    Ресурсы  свободного газа категории С  в Эвенкийском АО составляют 908,6
                                        3
млрд.  куб.  м,  в  том числе по распределенному фонду в невскрытых пластах
месторождений  - 520,6 млрд. куб. м, на перспективных площадях - 78,5 млрд.
куб.  м  и  на перспективных площадях нераспределенного фонда - 309,5 млрд.
куб.  м. Наиболее крупные ресурсы категории С  - 239,5 млрд. куб. м и 178,6
                                             3
млрд.   куб.   м   свободного   газа   приурочены   к  невскрытым   пластам
соответственно   Терско-Камовского  (южная  часть)  и  Центрального  блоков
Юрубчено-Тохомского НГКМ.
    Иркутская область - запасы свободного газа составляют по категории С  -
                                                                        1
1569,3 млрд. куб. м и по категории С  - 2456,5 млрд. куб. м.
                                    2
    Ковыктинское ГКМ. Запасы газа по категориям С  и С , принятые на начало
                                                 1    2
2005   г.,   составляли   1406,6   млрд.  куб.  м  и  572,0  млрд.  куб.  м
соответственно.  Извлекаемые  запасы конденсата категории С  - 68,3 млн. т,
                                                           1
категории С  - 15,5 млн. т.
           2

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

    Верхнечонское  НГКМ.  Извлекаемые  запасы нефти категории С  составляют
                                                               1
159,5  млн.  т,  на  долю  запасов  категории  С   приходится  42,1 млн. т.
                                                2
Разведанные  запасы  свободного  газа  категорий С  и С  оцениваются в 11,7
                                                  1    2
млрд.  куб.  м  и  83,8 млрд. куб. м соответственно, конденсата - 0,4 и 3,0
млн. т.

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

    Дулисьминское НГКМ. Запасы свободного газа категории С  составляют 63,5
                                                          1
млрд.  куб. м, конденсата - 7,0 млн. т и нефти - 14,1 млн. т (извлекаемых);
С    соответственно  - 13,7 млрд. куб. м, конденсата - 2,8 млн. т и нефти -
 2
4,2 млн. т.

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

    В   2004  г.  в  результате  проведенных  геологоразведочных  работ  на
лицензионных   участках   Левобережном,   Правобережном   и  Ангаро-Ленском
(недропользователь  ООО "Петромир"), расположенных в северо-восточной части
Ангаро-Ленского  плато  (к  юго-западу  от  Ковыктинского газоконденсатного
месторождения)   открыто   Левобережное  газоконденсатное  месторождение  с
залежами в отложениях венда и кембрия. Запасы газа (распределенный фонд) по
категории С  составляют 0,7 млрд. куб. м, по  категории   С  - 1752,9 млрд.
           1                                               2
куб. м, извлекаемые запасы конденсата по категории  С   -  20,3  млн. т; по
                                                     2
нераспределенному  фонду запасы газа по категории С  составляют 115,8 млрд.
                                                   2
куб. м, запасы конденсата по категории С  - 1,0 млн. т.
                                        2
    В  Иркутской  области  ресурсы  свободного  газа категории С  на десяти
                                                                3
перспективных  площадях нераспределенного фонда составляют 247,8 млрд. куб.
м.
    Республика   Саха   (Якутия).   Запасы  свободного  газа  категории  С
                                                                          1
составляют  1283,5  млрд.  куб.  м, на долю запасов категории С  приходится
                                                               2
1103,1 млрд. куб. м.
    Чаяндинское НГКМ. В пределах месторождения разведано 379,7 млрд. куб. м
свободного  газа  категории  С ,  5,7 млн. т конденсата и 42,5 млн. т нефти
                              1
(извлекаемых), запасы газа категории С  составляют 861,2 млрд. куб. м, 12,7
                                      2
млн. т конденсата и 7,5 млн. т нефти (извлекаемых).

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

    Содержание  гелия  в  газе Чаяндинского месторождения составляет 0,58%.
Суммарные  запасы гелия составляют здесь 7,2 млрд. куб. м, из них 1,8 млрд.
куб. м приходится на категорию С .
                                1
    Талаканское  НГКМ.  Извлекаемые запасы нефти по категории С  составляют
                                                               1
104,8  млн.  т, категории С  - 18,1 млн. т (14,7% от суммарных запасов кат.
                           2
С  + С ). Запасы газа в газовой шапке - 35,5 млрд. куб. м по категории С  и
 1    2                                                                 1
18,6 млрд. куб. м по категории С , самостоятельного значения для разработки
                                2
они не имеют.

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

    Верхневилючанское  НГКМ. Запасы свободного газа категории С  составляют
                                                               1
139,6  млрд.  куб.  м,  конденсата  -  2,7  млн.  т  и  нефти  - 1,5 млн. т
(извлекаемых); по категории С  соответственно - 69,7 млрд. куб. м, 1,3 млн.
                             2
т и 21,8 млн. т.

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

    Среднеботуобинское НГКМ. Запасы свободного газа категории С  составляют
                                                               1
150,9  млрд.  куб.  м,  конденсата  -  2,8  млн.  т  и  нефти - 54,1 млн. т
(извлекаемых); по категории С  соответственно - 18,6 млрд. куб. м, 0,1 млн.
                             2
т и 11,9 млн. т.

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

    Среднетюнгское  ГКМ.  Запасы  свободного  газа  категории С  составляют
                                                               1
156,2  млрд. куб. м, конденсата - 8,2 млн. т (извлекаемых); по категории С
                                                                          2
соответственно - 9,2 млрд. куб. м, 0,6 млн. т.

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

    Средневилюйское  ГКМ.  Запасы  свободного  газа категории С  составляют
                                                               1
128,6  млрд. куб. м, конденсата - 5,7 млн. т (извлекаемых); по категории С
                                                                          2
запасов газа не имеется.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    Сахалинская  область.  Запасы  свободного  газа категории С  составляют
                                                               1
922,1  млрд.  куб.  м, в том числе на суше - 46,5 млрд. куб. м, на шельфе -
875,6  млрд.  куб.  м,  запасы  по категории С  - 339,4 млрд. куб. м, в том
                                              2
числе  на  суше  -  18,2  млрд. куб. м, на шельфе - 321,2 млрд. куб. м. НСР
свободного  газа  по  состоянию на 01.01.2002 на Охотском шельфе о. Сахалин
составляют 2917,2 млрд. куб. м и на Западно-Сахалинском шельфе - 49,6 млрд.
куб.  м.  НСР  Охотского  моря  в  целом оценивается в 6225,2 млрд. куб. м,
Японского  -  332,6  млрд.  куб.  м.  Наиболее  подготовлены  к продолжению
поисковых  и  разведочных  работ  лицензионные  участки  шельфа по проектам
"Сахалин-3"   -   "Сахалин-9".   В   их   пределах   выявлено   более   100
газонефтеперспективных  объектов.  Прогнозные  ресурсы  УВ категории С  + Д
                                                                      3
шельфа   о.   Сахалин  в  границах  лицензионных  участков,  по  данным ОАО
"Дальморнефтегеофизика", оцениваются в размере 7165,0 млн. т н.э. (нефтяной
эквивалент).  По  оценке  ФГУП  ВНИГРИ ресурсы УВ только Северо-Сахалинской
нефтегазоносной области составляют 7800 млн. т н.э.
    В   основном   запасы   газа   охватываются   проектами  "Сахалин-1"  и
"Сахалин-2".  В  то  же  время  есть  целый  ряд  перспективных участков со
значительными  локализованными  ресурсами  углеводородов ("Сахалин-3 - 9"),
газовый  потенциал  которых  позволит  в  перспективе существенно увеличить
добычу  газа. Извлекаемые запасы нефти на шельфе о. Сахалин категории   А +
В + С    составляют   205,3   млн.  т,    С  -  189,3  млн. т;  конденсата,
     1                                     2
соответственно - 64,3 и 24,31 млн. т.
    Проект   "Сахалин-1"   включает  месторождения:  Чайво,  Одопту-море  и
Аркутун-Дагинское  с  суммарными  запасами  свободного  газа категории С  -
                                                                        1
329,3 млрд. куб. м, извлекаемыми запасами конденсата - 21,1 млн. т, нефти -
106,4  млн.  т; С  - 152,0 млрд. куб. м газа, 8,7 млн. т конденсата и 159,8
                 2
млн. т нефти.
    Чайво  НГКМ. Запасы свободного газа по кат. А + В + С  составляют 237,4
                                                         1
млрд.  куб. м,  конденсата - 18,0 млн. т и нефти - 59,0 млн. т извлекаемых;
по С  соответственно 84,6 млрд. куб. м, 4,8 и 49,5 млн. т.
    2

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

    Одопту-море  НГКМ. Запасы свободного газа Центрального и Южного куполов
по  категории  А + В + С     - 69,9 млрд. куб. м, конденсата - 1,8 млн. т и
                        1
нефти  -  34,4  млн.  т  извлекаемых; по категории С  соответственно - 21,2
                                                    2
млрд. куб. м, 0,5 и 5,8 млн. т.
    По  Северному  куполу  с  нефтяной  залежью  запасы  свободного газа по
категории   А + В + С  - 0,2 млрд. куб. м, нефти - 3,9 млн. т; по категории
                     1
С  соответственно газа - 0,2 млрд. куб. м, нефти - 0,2 млн. т.
 2

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

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

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

    Проект  "Сахалин-2"  включает нефтегазоконденсатные Пильтун-Астохское и
Лунское  месторождения с суммарными запасами свободного газа категории С  -
                                                                        1
525,9  млрд. куб. м, извлекаемыми запасами конденсата - 41,6 млн. т и нефти
-  96,1  млн. т; С  - 107,7 млрд. куб. м газа, 8,5 млн. т конденсата и 32,3
                  2
млн. т нефти.
    Пильтун-Астохское  НГКМ. Запасы свободного газа по категории А + В + С
                                                                          1
-  73,6  млрд.  куб.  м,  конденсата  -  5,9  млн.  т,  нефти - 95,8 млн. т
извлекаемых;  по  категории  С ,  соответственно - 29,2 млрд. куб. м, 2,4 и
                              2
29,4 млн. т.

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

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

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

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

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

    В  пределах блока IV (Киринский) с прогнозными ресурсами газа 873 млрд.
куб.  м  и  нефти  687  млн.  т.  (извлекаемых) в 1992 г. открыто Киринское
газоконденсатное  месторождение площадью 4,9 кв. км. Запасы свободного газа
по  категории  С   -  14,8  млрд.  куб.  м, по кат. С  - 60,6 млрд. куб. м,
                1                                    2
извлекаемые запасы конденсата по категории С  - 1,7 млн. т, по категории С
                                            1                             2
- 6,9 млн. т.

Проект "Сахалин-4" включает Астрахановский и Западно-Шмидтовский блоки, где планируется подготовить 940 млн. т у.т. углеводородов, в том числе газа - 780 млрд. куб. м.

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

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

Прогнозные извлекаемые запасы этих площадей составляют: нефти - 600 млн. т, газа - 600 млрд. куб. м.

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

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

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

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

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

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

    В  западной  прибрежной  зоне о. Сахалин в 1986 г. открыто небольшое по
запасам  Изыльметьевское  газовое  месторождение. Оно расположено в 23 км к
юго-западу от г. Углегорск. Запасы газа по категории С  - 3,8 млрд. куб. м,
                                                      1
по категории С  - 0,8 млрд. куб. м.
              2

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

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

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

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

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

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

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

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



Планируемые показатели геологоразведочных работ (прирост запасов, объемы ГРР, финансирования)

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

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

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

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

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

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

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

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



Прогноз запасов гелия в Сибирском и Дальневосточном федеральных округах

    По   состоянию  на  01.01.2005  по  Сибирскому  федеральному  округу  в
Государственном  балансе  учтено  12 месторождений, содержащих гелий, в том
числе 3 - в Эвенкийском АО и 9  -  в Иркутской области с запасами категорий
А + В + С   -  5343,5 млн. куб. м  (1062,8 млн. куб. м - в Эвенкийском АО и
         1
4280,7  млн. куб. м - в Иркутской области), что составляет 54,2% от запасов
России,  и  категории С  - 2003,4 млн. куб. м. Основная часть запасов гелия
                       2
категорий А + В + С  заключена в залежах свободного газа - 5149,2 млн. куб.
                   1
м  (96,4%  от  запасов  округа). Остальные запасы - 188,9 млн. куб. м и 5,4
млн.   куб.  м   содержатся   соответственно  в  газе  газовых  шапок  и  в
растворенном в нефти газе.

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

    В   Дальневосточном  федеральном  округе  по  состоянию  на  01.01.2005
Государственным балансом учтены 13 месторождений, содержащих гелий, - все в
Республике  Саха  (Якутия),  с  запасами категорий А + В + С  - 3225,2 млн.
                                                            1
куб.  м, что составляет 32,7% от запасов по России, и категории С  - 5698,6
                                                                 2
млн. куб. м - 57,8%.
    Основная  часть  запасов категории А + В + С  содержится в газе газовых
                                                1
шапок  - 2323,8 млн. куб. м (72,1% от запасов округа). В залежах свободного
газа  сосредоточено  898,4  млн.  куб. м и 2,9 млн. куб. м в растворенном в
нефти газе.

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

    Таким  образом, на территории древней Сибирской платформы сосредоточено
в  настоящее время 8568,6 млн. куб. м гелия запасов  категории   А + В + С
                                                                          1
(86,9% от запасов по России) и категории С  - 7702,0 млн. куб. м - 78,2%.
                                          2

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



3. Добывные возможности базовых месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока

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

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

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

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

- месторождения углеводородов морского шельфа острова Сахалин (проекты "Сахалин-1 - 2" и перспективные блоки "Сахалин-3 - 9");

- Чаяндинское НГКМ (Республика Саха (Якутия));

- Ковыктинское ГКМ (Иркутская область);

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Месторождения шельфа о. Сахалин (Проекты "Сахалин-1, 2")

    Проект "Сахалин-1" включает месторождения Чайво, Одопту, Аркутун-Даги с
суммарными  запасами  газа  категории  С   - 329,3 млрд. куб. м. Владельцем
                                        1
лицензии  на  недропользование  является  консорциум с участием иностранных
компаний   в составе: "Эксон Нефтегаз" - 30%, "Содеко" - 30%, "ONGC-VIDESH"
-  20%, аффилированные ОАО "НК-Роснефть" - ЗАО "Сахалинморнефтегаз-шельф" -
11,5%  и ЗАО "РН-Астра" - 8,5%. Оператор проекта - компания "Эксон Нефтегаз
Лтд."  Согласно  планам  недропользователей   годовой уровень добычи газа в
2020 г. составит 11,4 млрд. куб. м.
    Проект "Сахалин-2" включает месторождения Пильтун-Астохское и Лунское с
суммарными  запасами  газа  категорий    А + В + С    525,9   млрд. куб. м.
                                                  1
Владельцем  лицензии  на  недропользование  является консорциум иностранных
компаний   в  составе:  "Роял Датч Шелл" - 55%, "Мицуи" - 25%, "Мицубиси" -
20%.  Оператор  проекта  -  компания  "Сахалин  Энерджи  Инвестмент  Лтд.".
Максимальный годовой уровень добычи в 2020 г. - 21,9 млрд. куб. м.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    Юрубчено-Тохомское  НГКМ  недоразведано,  по  состоянию  на  01.01.2005
запасы  по  категории  А + В + С  (120 млрд. куб. м) составляют лишь 17% от
                                1
общих  запасов  категорий  С  + С     запасов  (около  700  млрд.  куб. м).
                            1    2
Потенциальное  содержание  в  пластовом  газе фракций С    составляет 133,9
                                                       5+в
г/куб. м. Содержание гелия в газе до 0,18%.

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

    Собинско-Пайгинское  НГКМ  в  основном  разведано.  Владельцем лицензии
является ОАО "Красноярскгазпром". Запасы газа категории С  составляют 147,5
                                                         1
млрд.  куб.  м или 88% от общей оценки запасов по месторождению. Отмечается
высокое содержание в пластовом газе гелия (до 0,58%).

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

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

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

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

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



4. Ресурсная база угольной промышленности Восточной Сибири и Дальнего Востока, оценка объемов добычи угля

    Регионы  Восточной  Сибири  и  Дальнего  Востока обладают значительными
запасами  ископаемых  углей.  Разведанные запасы угля восточных регионов по
категориям  А + В + С  + С ,   учтенные   Государственным  балансом запасов
                     1    2
полезных ископаемых по состоянию на 01.01.2005, составляют 116207,2 млн. т,
кроме  того, имеется  около  трех  триллионов тонн прогнозных ресурсов. При
условии  сохранения  нынешних  темпов  угледобычи  в  Восточной Сибири и на
Дальнем  Востоке  обеспеченность балансовыми запасами составит более тысячи
лет.

Регионы Восточной Сибири и Дальнего Востока совместно с Кузнецким угольным бассейном являются основной сырьевой базой угольной промышленности России как в настоящее время, так и на отдаленную перспективу. Для наиболее эффективного открытого способа угледобычи здесь пригодны более 60% балансовых запасов.

    По  категориям А + В + С  балансовые запасы углей по восточным регионам
                            1
страны составляют 80564,1 млн. т, в том числе в Восточной Сибири 61113 млн.
т, на Дальнем Востоке 19451,1 млн. т (таблица 4.1).


Таблица 4.1



РАСПРЕДЕЛЕНИЕ БАЛАНСОВЫХ ЗАПАСОВ УГЛЕЙ ПО СУБЪЕКТАМ ВОСТОЧНЫХ РЕГИОНОВ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ (ПО СОСТОЯНИЮ НА 01.01.2005)

------------------------------------+--------------------------------------
¦       Наименование регионов       ¦  Запасы угля по категориям, млн. т  ¦
¦                                   +-----------------+-------------------+
¦                                   ¦   А + В + С     ¦        С          ¦
¦                                   ¦            1    ¦         2         ¦
+-----------------------------------+-----------------+-------------------+
¦Россия                             ¦193772,2         ¦77988,1            ¦
+-----------------------------------+-----------------+-------------------+
¦Регионы Восточной Сибири:          ¦61113,0          ¦28078              ¦
+-----------------------------------+-----------------+-------------------+
¦Таймырский автономный округ        ¦1383,3           ¦851,5              ¦
+-----------------------------------+-----------------+-------------------+
¦Красноярский край                  ¦46099,8          ¦20127,3            ¦
+-----------------------------------+-----------------+-------------------+
¦Эвенкийский автономный округ       ¦6,6              ¦3,1                ¦
+-----------------------------------+-----------------+-------------------+
¦Иркутская область                  ¦7866,6           ¦6053,7             ¦
+-----------------------------------+-----------------+-------------------+
¦Усть-Ордынский Бурятский автономный¦299,8            ¦558,1              ¦
¦округ                              ¦                 ¦                   ¦
+-----------------------------------+-----------------+-------------------+
¦Республика Бурятия                 ¦2225,7           ¦357,7              ¦
+-----------------------------------+-----------------+-------------------+
¦Читинская область                  ¦3231,2           ¦126,6              ¦
+-----------------------------------+-----------------+-------------------+
¦Регионы Дальнего Востока:          ¦19451,1          ¦7565,1             ¦
+-----------------------------------+-----------------+-------------------+
¦Республика Саха (Якутия)           ¦9808,9           ¦4626,6             ¦
+-----------------------------------+-----------------+-------------------+
¦Амурская область                   ¦3634,0           ¦165,8              ¦
+-----------------------------------+-----------------+-------------------+
¦Хабаровский край                   ¦1648,0           ¦691,5              ¦
+-----------------------------------+-----------------+-------------------+
¦Еврейская автономная область       ¦2,8              ¦0,4                ¦
+-----------------------------------+-----------------+-------------------+
¦Приморский край                    ¦2491,3           ¦1456,1             ¦
+-----------------------------------+-----------------+-------------------+
¦Сахалинская область                ¦1866,1           ¦624,7              ¦
------------------------------------+-----------------+--------------------


Наиболее благоприятные для отработки высококачественные каменные угли сосредоточены в основном в Республике Саха (Якутия), бурые угли - в Канско-Ачинском бассейне, на месторождениях Иркутской и Читинской областей.

На территории Восточной Сибири расположены: основная часть Таймырского, Тунгусского и Канско-Ачинского бассейнов, Иркутский бассейн, а также угольные месторождения Забайкалья.

    Большинство  месторождений  Восточной  Сибири отличается благоприятными
условиями  залегания  углей:  наличием  мощных пологих пластов с неглубоким
залеганием,  что  позволяет  вести  разработку  углей  наиболее эффективным
открытым  способом.  Запасы  углей  для  открытой  добычи  сосредоточены  в
основном  в  Красноярском  крае  (80%),  Иркутской  (13%)  и Читинской (5%)
областях. Основную часть балансовых запасов категорий А + В + С  составляют
                                                               1
бурые угли.

На территории Дальневосточного округа выявлено и изучено 17 угольных бассейнов, в том числе Ленский, Южно-Якутский, Тунгусский, Буреинский и ряд других угольных бассейнов и месторождений. Большая часть балансовых запасов округа представлена бурыми углями, сосредоточенными в основном в Республике Саха, Приморском крае, в Амурской и Сахалинской областях.

Несмотря на высокую обеспеченность запасами энергетических углей, отдельные районы испытывают дефицит в качественных углях. Прирост запасов углей возможен на территории большинства субъектов Российской Федерации Восточной Сибири и Дальнего Востока, что требует проведения геологоразведочных работ на перспективных площадях.

Угольная промышленность восточных регионов располагает сырьевой базой, позволяющей существенно увеличить добычу угля. В 2005 г. добыча угля составила: в регионах Восточной Сибири - 62,5 млн. т, в регионах Дальнего Востока - 31,4 млн. т.

Важнейшей задачей угольной промышленности на предстоящий период является сохранение и наращивание производственного и экономического потенциала отрасли с целью надежного удовлетворения спроса на российский уголь на внутреннем и внешнем рынках. Основным направлением совершенствования технологической структуры угольного производства является увеличение удельного веса наиболее эффективного открытого способа добычи с применением высокопроизводительного оборудования.

Удовлетворение потребности экономики страны в энергетических углях будет связано, прежде всего, с развитием добычи угля в бассейнах федерального значения - Кузнецком и Канско-Ачинском, расположенных в восточных регионах страны. Предусматривается также развитие добычи угля на Мугунском, Тугнуйском и др. месторождениях Восточной Сибири, а также на Ургальском, Ерковецком, Эльгинском и др. месторождениях Дальнего Востока.

С учетом прогнозируемой потребности народного хозяйства в топливно-энергетических ресурсах и наличия балансовых запасов угля оценены перспективы возможной добычи угля в регионах Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. Динамика добычи углей на перспективу по субъектам Российской Федерации приведена в таблице 4.2.



Таблица 4.2



ПРОГНОЗ ДИНАМИКИ ДОБЫЧИ УГЛЯ В РАЙОНАХ ВОСТОЧНОЙ СИБИРИ И ДАЛЬНЕГО ВОСТОКА

млн. т

--------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+--------
¦ Наименование территорий ¦2003 г.¦2004 г.¦2005 г.¦2010 г.¦2015 г.¦2020 г.¦2025 г.¦2030 г.¦
+-------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦Регионы Восточной Сибири,¦66,9   ¦58,0   ¦62,5   ¦77,7   ¦84,6   ¦105,5  ¦123,5  ¦139,0  ¦
¦всего                    ¦       ¦       ¦       ¦       ¦       ¦       ¦       ¦       ¦
+-------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦Красноярский край        ¦37,9   ¦32,7   ¦36,5   ¦45,0   ¦50,0   ¦70,0   ¦85,0   ¦100,0  ¦
+-------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦Иркутская область        ¦12,5   ¦11,7   ¦12,2   ¦16,8   ¦17,3   ¦17,7   ¦18,0   ¦18,0   ¦
+-------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦Читинская область        ¦12,2   ¦9,2    ¦8,6    ¦9,2    ¦9,5    ¦9,8    ¦12,0   ¦12,0   ¦
+-------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦Республика Бурятия       ¦4,3    ¦4,4    ¦5,2    ¦6,7    ¦7,8    ¦8,0    ¦8,5    ¦9,0    ¦
+-------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦Регионы Дальнего Востока,¦29,5   ¦30,8   ¦31,4   ¦41,7   ¦48,8   ¦55,7   ¦60,2   ¦66,7   ¦
¦всего                    ¦       ¦       ¦       ¦       ¦       ¦       ¦       ¦       ¦
+-------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦Республика Саха (Якутия) ¦10,5   ¦11,1   ¦11,4   ¦18,0   ¦24,0   ¦30,0   ¦35,0   ¦43,5   ¦
+-------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦Амурская область         ¦2,6    ¦3,1    ¦3,6    ¦4,0    ¦4,5    ¦4,5    ¦4,5    ¦4,5    ¦
+-------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦Хабаровский край         ¦2,6    ¦2,6    ¦2,1    ¦3,1    ¦3,8    ¦4,0    ¦4,0    ¦4,0    ¦
+-------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦Приморский край          ¦11,0   ¦10,7   ¦10,9   ¦12,1   ¦13,5   ¦14,5   ¦14,0   ¦12,0   ¦
+-------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦Сахалинская область      ¦2,8    ¦3,3    ¦3,4    ¦4,5    ¦3,0    ¦2,7    ¦2,7    ¦2,7    ¦
+-------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦Итого по Восточной Сибири¦96,4   ¦88,8   ¦93,9   ¦119,4  ¦133,4  ¦161,2  ¦183,7  ¦205,7  ¦
¦и Дальнему Востоку       ¦       ¦       ¦       ¦       ¦       ¦       ¦       ¦       ¦
--------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+--------


В 2030 г. добыча угля в рассматриваемых регионах возрастет в 2,19 раза по сравнению с 2005 г. и составит 205,7 млн. т, в том числе в Восточной Сибири - 139,0 млн. т и на Дальнем Востоке - 66,7 млн. т.

При необходимости и наличии финансовых ресурсов возможно увеличение уровней добычи угля по сравнению с указанными в таблице 4.2.

Главными рынками сбыта продукции угольных предприятий являются регионы Сибири и Дальнего Востока. Угольные ресурсы поставляются тепловым электростанциям, котельным и коммунально-бытовым потребителям. В перспективном периоде угли Южно-Якутского бассейна и некоторых других месторождений восточных регионов также предполагается направлять на внешние рынки.

Перспективы развития добычи угля в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке предопределяют необходимость поиска новых решений, способствующих повышению конкурентоспособности угольной продукции. Новые технологические решения должны быть направлены, прежде всего, на повышение качества товарной угольной продукции, снижение затрат на добычу и улучшение экологической ситуации.

Для стабильного обеспечения в перспективном периоде потребителей угля необходимо осуществить:

- строительство и ввод новых мощностей по добыче угля, в частности, имеется возможность увеличить мощности по добыче угля на разрезах Канско-Ачинского бассейна, на Эльгинском, Ерковецком, Мугунском, Тугнуйском, Харанорском месторождениях и на некоторых других;

- замену устаревшего добычного и горно-транспортного оборудования;

- строительство углеобогатительных и углеперерабатывающих предприятий;

- реализацию комплекса мер по стимулированию привлечения инвестиций и других механизмов поддержки угольной промышленности.

Конкретные объемы ввода производственных мощностей на угледобывающих предприятиях Восточной Сибири и Дальнего Востока будут в значительной степени зависеть от спроса на него на внутреннем и внешнем энергетических рынках, от темпов освоения новых газовых месторождений и объемов добычи газа, а также от соотношения цен угля и газа.



5. Ресурсная база для развития нефтяной промышленности в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, оценка объемов добычи нефти

Подготовленная ресурсная база и наличие крупных месторождений, которые могут рассматриваться в качестве базовых, позволяют начать формирование на территории Восточно-Сибирского и Дальневосточного регионов новых центров нефтедобычи.

В настоящее время в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке добыча нефти осуществляется в небольшом объеме и сосредоточена, в основном, на о-ве Сахалин (около 4 млн. т), в центральных и западных районах Республики Саха (Якутия) (около 0,4 млн. т).

Основными факторами, сдерживающими развитие нефтяной промышленности в регионе, является слабая разведанность минерально-сырьевой базы и отсутствие эффективной системы поставок нефти из экономически слабо освоенных внутренних районов Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия).

 1 2 3 4 5 6 7 8 ... 10

Комментарии
Комментирование через социальные сервисы Facebook и Вконтакте:

Курсы валют ЦБР

09.07.201910.07.2019
EUR71.706771.4626
USD63.869963.7660
UAH2.495142.50554
KZT0.166230.16568
GBP80.060979.5034
CNY9.283559.26145
JPY0.5895050.585735

Интересные новости