Научная статья на тему 'Концептуальные основы стратегии развития минерально-сырьевой базы газовой промышленности России и ПАО «Газпром» до 2050 г'

Концептуальные основы стратегии развития минерально-сырьевой базы газовой промышленности России и ПАО «Газпром» до 2050 г Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

CC BY
727
114
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.
Ключевые слова
КОНЦЕПТУАЛЬНЫЕ ОСНОВЫ / МИНЕРАЛЬНО-СЫРЬЕВАЯ БАЗА / РАЗВИТИЕ / CONCEPTUAL GROUNDS / MINERAL RESOURCES / DEVELOPMENT

Аннотация научной статьи по энергетике и рациональному природопользованию, автор научной работы — Люгай Д.В., Скоробогатов В.А.

Люгай Д.В. Концептуальные основы стратегии развития минерально-сырьевой базы газовой промышленности России и ПАО «Газпром» до 2050 г. / Д.В. Люгай, В.А. Скоробогатов // Вести газовой науки: проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих регионов России. М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2016. № 1 (25). С. 4-15. Планомерное развитие минерально-сырьевой базы (МСБ) газои нефтедобычи регионов и стран мира, а также крупных вертикальноинтегрированных нефтегазовых компаний требует разработки и периодического уточнения стратегических программ развития на среднеи долгосрочную перспективу (до 2035, 2040 и 2050 г. включительно). То же относится и к газовой и нефтяной отраслям промышленности России, а также к национальным компаниям «Газпром», «Роснефть» и др. Необходимой первоосновой таких программ должна стать стратегия развития газовой/нефтяной отраслей промышленности. Разработка подобной стратегии невозможна без глубоко продуманной, всесторонней концепции развития как философски и профессионально осмысленного обоснования дальнейших действий, которые могут и должны привести к успеху. Концепция развития МСБ газонефтедобычи России должна аргументировано отвечать на вопросы: каковы стартовые позиции России и ПАО «Газпром» в области нефти и газа и развития МСБ для обеспечения производства углеводородов (УВ) до 2040-2050 гг. в свете современных тенденций изменения мировой конъюнктуры в области разведки и добычи, маркетинга и взаимопоставок УВ? как должны изменяться текущие запасы УВ по периодам (до 2020, 2030, 2040, 2050 г.) и регионам (суша, шельф) с учетом необходимости обеспечения добычи УВ, создания стратегических резервов запасов нефти и газа в недрах хорошо изученных и подготовленных к разработке крупных/крупнейших месторождений? на какие регионы и геологические объекты должны быть нацелены поисково-разведочные работы с оценкой потребных объемов бурения и реально достигаемых/достижимых, необходимых и достаточных приростов разведанных запасов газа и нефти? В статье в краткой форме изложена разработанная автором концепция развития МСБ газонефтедобычи России и ПАО «Газпром». Сделаны выводы о хорошей обеспеченности национальной газовой промышленности запасами и всеми видами ресурсов УВ, а также трудностях в обеспечении развития будущей нефтедобычи России.

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Похожие темы научных работ по энергетике и рациональному природопользованию , автор научной работы — Люгай Д.В., Скоробогатов В.А.

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Conceptual foundation of strategy for development of minerals and raw materials reserves for gas industry and PAO «Gazprom» up to 2050

Lyugay D.V. Conceptual foundation of strategy for development of minerals and raw materials reserves for gas industry and PAO «Gazprom» up to 2050 / D.V. Lyugay, V.A. Skorobogatov // Vesti gazovoy nauki: Issues for resource provision of gasextractive regions of Russia. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2016. № 1 (25). P. 4-15. Systematic development of mineral and raw materials’ reserves for world oil and gas regions and countries as well as huge vertically integrated oil-andgas companies requires creation and periodical refining of mediumand long-term strategic programs (up to 2035, 2040 and 2050 inclusively). The same refers to gas and oil industries of Russia, and in particular to national companies «Gazprom», «Rosneft’» etc. A strategy for development of oil and gas industries should become the necessary foundation of such programs. At the same time it is impossible to create this strategy without detailed, comprehensive concept of development being a philosophic and professional substantiation for further activities, which could and should be successful. Conception for development of gas and oil production in Russia should reasonably answer the following questions: what are the initial positions of Russia and PAO «Gazprom» concerning oil and gas as well as recourses of minerals and raw materials for provision of hydrocarbons’ production up to 2040-2050 regarding modern world trends in surveying, production, marketing and mutual supply of hydrocarbons? how should current hydrocarbon reserves change in periods (up to 2020, 2030, 2040, 2050) and regions (on-shore, off-shore) in respect of necessity to provide production of hydrocarbons, and to create strategic reserves of oil and gas within the depths of well-studied and prepared big and huge fields? what regions and geological objects are to become a target for surveys aimed at estimation of required amounts of drilling as well as reachable, necessary and sufficient growths of explored oil and gas reserves? This article is a brief exposition of author’s conception of mineral and raw materials’ reserves development for gas and oil production by Russia and PAO «Gazprom». It is concluded that national gas industry is well provided with hydrocarbon reserves and resources of all types, but there will be future difficulties in development of oil production in Russia.

Текст научной работы на тему «Концептуальные основы стратегии развития минерально-сырьевой базы газовой промышленности России и ПАО «Газпром» до 2050 г»

УДК 553.04

Д.В. Люгай, В.А. Скоробогатов

Концептуальные основы стратегии развития минерально-сырьевой базы газовой промышленности России и ПАО «Газпром» до 2050 г.

Ключевые слова:

концептуальные основы, минерально-сырьевая база, развитие.

Keywords:

conceptual grounds, mineral resources, development.

История развития нефтяной и газовой отраслей промышленности мира насчитывает более 100 лет. За это время в 230 осадочных бассейнах (ОБ) и мегабассейнах Земли открыто около 90 тысяч месторождений углеводородов (УВ) различной величины (по геологическим и извлекаемым запасам) и разных фазовых состояний - нефтяных (Н), газовых и газоконденсатных (Г и ГК) и смешанных (нефтегазоконденсатных -НГК, газоконденсатнонефтяных - ГКН, газонефтяных - ГН). К началу 2014 г. в целом в мире было добыто нефти 174,0 млрд т, газа - 127,3 трлн м3. Соответственно текущие разведанные (доказанные) запасы составляли 190,4 млрд т и 228,2 трлн м3, неоткрытые (прогнозные) традиционные ресурсы оценивались в 201,6 млрд т и 309,2 трлн м3, начальные потенциальные ресурсы (НПР) - в 566 млрд т (В.И. Высоцкий, С.Л. Фельдман, 2014 г.) и 665 трлн м3 (В.И. Высоцкий, В.А. Скоробогатов, 2014 г.). Таким образом, текущая обеспеченность мирового развития минерально-сырьевой базы (МСБ) газо- и нефтедобычи по газу лучше, чем по нефти, точнее, по жидким УВ (за рубежом конденсат учитывается вместе с нефтью, в России - отдельно). Россия обладает наибольшей общей и перспективно нефтегазоносной площадью ОБ в пределах Северной Евразии (СЕА) и арктического шельфа. Здесь же находятся две из трех наиболее крупных мегапровинций (мегабассейнов) мира - Западно-Сибирская (ЗСМП) и Восточно-Сибирская (ВСМП). Они сопряжены в пространстве (граница -р. Енисей).

Важнейшей предпосылкой прогресса горнодобывающей отрасли промышленности, с тем чтобы она обеспечивала своей продукцией промышленное развитие стран и регионов мира, является «минеральная самодостаточность» этих стран и регионов. Установлена закономерность: чем больше территория страны и площадь контролируемого шельфа, тем более страна самодостаточна в плане обеспечения текущей и перспективной добычи запасами и ресурсами широкого спектра полезных ископаемых (рудных и нерудных, в т.ч. горючих и др.). Мировыми лидерами в области самообеспечения природными ресурсами полезных ископаемых и самодостаточности считаются следующие страны (перечислены в порядке убывания ресурсов): Россия (1-е место), США, Австралия, Канада, Бразилия, КНР, Индия, Алжир и ЮАР, Мексика, Аргентина.

Безусловно, в мире нет ни одной страны, полностью обеспеченной минеральными ресурсами, в том числе природными энергоносителями, но в значительной степени этого положения можно достигнуть за счет дальнейшего изучения собственных недр (по площади и глубине). Например, Россия не вполне обеспечена такими видами минерального сырья, как марганец, титан, редкоземельные металлы и некоторые другие, но наблюдается высокая обеспеченность (на многие десятилетия) углем, природным газом, золотом, алмазами, железной рудой, в несколько меньшей степени - нефтью. Однако и по жидким УВ Россия - страна самодостаточная, если свести до разумного минимума экспортные поставки, и самообеспеченная (имеются в виду только традиционные ресурсы).

Нефте- и газодобывающая отрасли мира, несмотря на кризисы последнего десятилетия, неуклонно увеличивают производство УВ, что определяется ростом спроса на нефть и газ. Основные нефтедобывающие страны мира - Россия, Саудовская Аравия,

США, Китай. В 2014 г. в мире добыто почти 4 млрд т жидких УВ. Объем мировой добычи природного газа в 2009 г. составил 3,04 трлн м3; в 2012 г. - 3,43; в 2013 г. - 3,50; в 2014 г. -3,52. Крупнейшие газодобывающие страны, млрд м3: США - 695; Россия - 641; Катар - 159; Иран - 158,2; Канада - 156,5. Быстрыми темпами увеличивают национальную газодобычу Саудовская Аравия, Туркменистан, Нигерия, Австралия, Египет. В большинстве стран продолжаются активные поисково-разведочные работы (ПРР) применительно к нефти и газу на суше и особенно в шельфовых областях.

В последние годы среднегодовой уровень национальной добычи природного газа (свободный газ + нефтяной попутный газ) в России составлял 650-660 млрд м3, уровень нефтедобычи неуклонно возрастал. В 2013 г. добыча ОАО «Газпром» оставалась практически на уровне 2012 г., другие производители продолжали увеличивать свою долю на газовом рынке России. В 2014 г. произошло «конъюнктурное» снижение производства до объема 443,9 млрд м3 (табл. 1).

В современном мире существенно усложняются и условия развития нефтегазовой промышленности, усиливается геополитическое влияние на ведение нефтегазового бизнеса не только отдельными компаниями-производителями (операторами), но и целыми странами и регионами. Предполагается, что мировое производство/потребление газа будет экспоненциально возрастать и к 2035 г. превысит 5,0 трлн м3, а к 2050 г. достигнет, вероятно, 5,7-6,0 трлн м3. Однако не исключено, что реализация программ энергосбережения обусловит некоторое снижение темпов потребления, а значит, и производства УВ.

Большинство крупных горнодобывающих компаний планируют и развивают производственно-коммерческую деятельность

не хаотично (импульсно), а в рамках разработанных корпоративных программ на ближнюю, среднюю и дальнюю перспективу. Как правило, в основу программ закладывается определенная стратегия развития компании, в частности в области разведки и добычи УВ. В свою очередь базовым фундаментом стратегии служит концепция развития, философски и профессионально осмысленное обоснование дальнейших действий, которые могут и должны привести к успеху.

В настоящее время опубликовано незначительное количество научных работ [1-8] по результатам исследований, посвященных долгосрочным концепциям развития МСБ газа и нефти тех или иных компаний. Концепция не предполагает изложения количественных критериев, в отличие от стратегии, которая должна содержать укрупненные интервальные количественные оценки показателей, и программы, подразумевающей точечные оценки и детальные расчеты. Концепция развития МСБ газонефтедобычи России должна всесторонне, обоснованно и аргументированно отвечать на следующие вопросы:

1) каковы стартовые позиции России и ПАО «Газпром» в области добычи нефти и газа и развития МСБ для обеспечения производства УВ до 2040-2050 гг. с точки зрения современных тенденций изменения мировой конъюнктуры в сфере разведки и добычи УВ, маркетинга и взаимопоставок?

2) как должны изменяться текущие запасы УВ по периодам (до 2020, 2030, 2040, 2050 г.) и регионам (суша, шельф) с учетом необходимости обеспечения добычи УВ, создания стратегических резервов - запасов нефти и газа в недрах хорошо изученных и подготовленных к разработке крупных/крупнейших месторождений?

3) на какие регионы и геологические объекты должны быть нацелены ПРР с оценкой необ-

Таблица 1

Добыча российских газа и нефти в 2008-2014 гг.

Добывающая компания 2008 г.* 2009 г.* 2010 г 2011 г. 2012 г. 2013 г. 2014 г.

«Газпром», млрд м3 550,9 462,0 508,6 515,0 487,0 487,4 443,9

«Новатэк», млрд м3 30,9 32,8 37,7 53,5 57,3 62,2 70,0**

Другие производители, млрд м3 83,0 87,0 104,0 100,5 110,7 118,4 125,1

Всего Россия, млрд м3 664,9 581,8 650,3 669,0 655,0 668,0 641

Нефть (+ конденсат), млн т 461,0 508,6 513,0 518,0 523,1 526

* Кризис в Западной Европе. ** По оценкам.

ходимых объемов бурения и реально достигаемых/достижимых, необходимых и достаточных приростов разведанных запасов газа и нефти?

4) месторождения и залежи какой минимальной крупности по запасам целесообразно открывать и далее разведывать, особенно в труднодоступных районах суши и на арктическом шельфе? Какова будет их востребованность в обозримом будущем?

5) каковы достоверность, доверительность и будущая подтверждаемость официальных и корпоративных оценок величины и структуры прогнозных (неоткрытых) ресурсов свободного газа и нефти с учетом степени буровой изученности конкретных регионов и областей, геолого-генетических особенностей строения их недр и онтогенеза УВ? Какими темпами (необходимыми и достаточными) будет продолжаться освоение УВ-потенциала недр осадочных бассейнов России до 2040 и 2050 гг. и далее?

В рамках деятельности по расширению и освоению контролируемой МСБ газонефтедобычи в России необходимо выделять следующие аспекты:

• ресурсно-геологический: дальнейшее освоение УВ-потенциала недр осадочных бассейнов и приросты разведанных запасов газа и жидких УВ в ходе ПРР должны происходить в тех регионах и областях, где новые запасы нужнее всего (по периодам) и будут быстрее (масштабнее) востребованы с учетом их доразведки, ввода в разработку и временного лага с момента открытия месторождения до начала эксплуатации (5-15 лет на суше и 7-25 лет и более на шельфе);

• экономический: получение в конечном счете прибыли для компаний в целом и их акционеров от производственной (операторской) и коммерческой деятельности в области разведки, добычи и маркетинга;

• геополитический: реализация интересов России в различных регионах мира через монетизацию газа, добытого в стране, посредством экспортных поставок в восточном и западном направлениях;

• геостратегический: влияние на развитие мирового топливно-энергетического комплекса на долговременной основе (энергетическая геостратегия) через освоение ресурсной базы УВ в России;

• инновационно-технологический: новые объекты, новый опыт, новые альянсы по освоению месторождений.

Корпоративная концепция развития МСБ газо- и нефтедобычи ПАО «Газпром» должна отвечать тактическим задачам и стратегическим целям компании (Общества) и обеспечить обоснованные ответы на следующие практические вопросы развития сырьевой базы:

• сколько необходимо держать в целом по России, а также на балансе предприятий и ПАО «Газпром» запасов газа и жидких УВ для обеспечения добычи на ближнюю, среднюю и дальнюю перспективы, и каковы должны быть объемы прироста разведанных запасов1 (кат. В+С^ в динамике по годам и пятилетиям?

• где, что и как искать, ориентируясь на поиски прежде всего гигантских и крупнейших (более 100 млн т у. т.) месторождений и залежей УВ, которые становятся базовыми для разработки?

• какие результаты будут получены и какой ценой?

• каковы геологические, финансово-экономические, природно-экологические, социальные, геополитические и прочие риски проведения геологоразведочных работ (ГРР)?

Рассмотрим кратко концептуальные основы развития МСБ России и ПАО «Газпром» до 2040 и 2050 гг., полагая, что ввиду консервативного характера изменения сырьевой базы для будущей добычи УВ ее следует подготавливать заблаговременно - за 10-12(15) лет до начала промышленного освоения. В частности, современная МСБ («образца» 2015 г.) должна обеспечивать развитие производства газа и нефти до 2027-2030 гг., в 2020 г. - до 2035 г. и т.д. Стартовые позиции России и ПАО «Газпром» показаны в табл. 2.

Отметим, что запасы всех категорий свободного газа в ОБ России примерно в 2 раза превышают запасы обычной нефти, то же и с начальными потенциальными, в том числе с прогнозными, ресурсами (НПР) газа и нефти, освоение которых в ходе ПРР должно обеспечить развитие сырьевой базы на дальнюю перспективу.

Показательны геостатистика открытий и современное состояние МСБ важнейших регионов суши СЕА и шельфовых областей. В 2002-2013 гг. на севере ЗСМП (табл. 3) открыто 37 новых месторождений: 12 Г и ГК,

Здесь и далее категории запасов и ресурсов УВ указаны согласно Временной классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов, утвержденной в 2001 г.

Таблица 2

Нефтегазовая геостатистика России и ПАО «Газпром» (данные на начало 2015 г.)

Россия Осадочных бассейнов и суббассейнов - 30 ед., нефтегазоносных - 12 ед., в т.ч. 2 мегабассейна (ЗСМП и ВСМП)

Открыто 3374 месторождения УВ, в т.ч. Г+ГК - 422 ед., Н - 2401 ед., НГК+ГКН+НГ - 551 ед. (2014 г.)

Добыча за 2014 г.: 641 млрд м3 и 526 млн т (Н+ГК)

Накопленная добыча (НД): 20,4 трлн м3 / 2,2 млрд т

Текущие запасы разведанные: 49,5 трлн м3 / 18,2 млрд т; кат. С2 - 19,7 трлн м3 / 11,0 млрд т (2014 г.)

Текущая структурно-буровая изученность нефтегазоносных бассейнов (НГБ)/ нефтегазоносных провинций (НГП): суша 30-90 %; шельф 5-25 %

В том числе ПАО «Газпром» Добыча газа - 443,9 млрд м3, жидких УВ - 45,5 млн т. Запасы газа (А+В+С1) - 35,6 трлн м3, жидких УВ - 3,4 млрд т

Таблица 3

Нефтегазовая геостатистика ЗСМП (2002-2013 гг.)

Тип месторождения Кол-во Суммарные начальные геологические запасы категорий НД+А+В+С1+С2 Всего,

месторождений газ, трлн м3 нефть, млрд т конденсат, млрд т млрд т у.т.

Г 50 2,0 2,0

ГК 64 12,2 0,6 12,9

НГК 124 48,7 40,0 15,1 103,7

ГН 28 0,4 3,3 3,7

НГ 2 0,3 0,1 0,4

Н 624 51,3 51,3

Итого 892 63,6 94,6 15,7 174,0

17 Н и 8 НГК/ГКН, в том числе на суше - 35, в Обской губе - 2. Из них: по газу - 2 крупных (40 млрд м3) на суше, 1 крупное (42,5 млрд м3) на шельфе, 4 средних (12,7-22,0 млрд м3), 11 мелких и мельчайших (0,7-3,0 млрд м3), 2 с запасами только по кат. С2 (в промышленном отношении фактически еще не открыты); по нефти (извлек.) - 1 крупное (37,0 млн т), 2 средних (5,8-8,1 млн т), 22 мелких и мельчайших (0,0172,2 млн т). Самое крупное НГКМ - Ярудейское в Надым-Пурской нефтегазоносной области (НГО) - 49,8 млн т у.т. Приросты разведанных запасов, млрд м3: газ - 211,7 (в том числе в се-номанском комплексе 27 млрд м3 газа по 5 месторождениям); конденсат - 13,4; нефть - 62,6. По текущим запасам отношение газ/нефть равно почти 3: по состоянию на 1 января 2014 г. текущие разведанные запасы свободного газа составляли 35 трлн м3, жидких УВ - 13 млрд т.

За этот же период в Восточной Сибири (табл. 4) открыли 39 новых месторождений УВ (17 Г и ГК, 12 Н, 10 НГК/ГКН), причем только одно крупное, 6 средних, 32 мелких и мельчайших по разведанным запасам.

Большинство ГК-залежей Восточной Сибири характеризуются пониженным и низким содержанием жидких УВ, нередко почти полным отсутствием конденсата, что свидетельствует о «позднезрелом» этапе газообразования (уровень катагенеза2 материнского органического вещества не ниже МК3). И если начальные открытые геологические запасы нефти несколько превышают запасы газа, то по текущим извлекаемым запасам газ значительно превосходит нефть (в 5 раз!), что показывает существенное различие их промышленной значимости для организации добычи в ближайшем будущем и на среднюю перспективу.

В акваториях морей СЕА открыто 50 месторождений, резко превалируют газовые и газо-конденсатные месторождения. Суммарные запасы газа с учетом кат. С2 достигли 13 трлн м3, жидких УВ - менее 5 млрд т. Текущие разведанные запасы газа (9 трлн м3) более чем на порядок превышают извлекаемые запасы нефти.

2 По Н.Б. Вассоевичу, А.Э. Конторовичу, Н.В. Лопатину и др., 1976 г.

Расчет и переоценка/уточнение начальных потенциальных и неоткрытых ресурсов газа и нефти России проводятся более 50 лет. Современная оценка структуры НПР газа России приведена в табл. 5.

Оценка начальных ресурсов газа -287,5 трлн м3, безусловно, завышена не менее чем на 35-40 % в результате включения ресурсов газа, являющихся «пограничными» (по добывным возможностям) и содержащихся в плотных низкопроницаемых коллекторах типа ачимовской толщи и юры ЗСМП, рифей-вендских толщ ВСМП на больших глубинах и мн. др. По мнению авторов, реальная оценка традиционных ресурсов свободного газа составляет 200-210 трлн м3 с вероятностью подтверждения на уровне 75-80 % (к 2050-2060 гг. после масштабных ПРР на суше СЕА и в акваториях арктических морей). Но даже в рамках этой оценки неоткрытые ресурсы превышают

110 трлн м3 (при открытых 90 трлн м3), т.е. даже авторская версия - это, по сути, оценка «сверху» реального газового потенциала недр СЕА (без нетрадиционных ресурсов).

Официальная оценка НПР нефти несколько превышает 100 млрд т (извлек.). При ресурсных исследованиях надо четко учитывать уровень структурно-буровой изученности объектов анализа и прогноза (насколько изучены глубоким бурением крупные и средние по размерам положительные тектонические структуры, к которым приурочены до 90 % запасов газа и не менее 80 % нефти). При несоответствии изученности и степени освоенности НПР УВ (перевода их в начальные запасы) сразу встает вопрос о недостаточной достоверности официальных оценок ресурсов. Характерный пример - альб-сеноманский уникальный газоносный комплекс севера Западной Сибири. Как только начальные запасы комплекса достигли 30 трлн м3,

Таблица 4

Нефтегазовая геостатистика ВСМП (2002-2013 гг.)

Тип месторождения Кол-во месторождении Суммарные геологические запасы категорий НД+Л+Б+С1+С2 Всего, млрд т у. т.

газ*, трлн м3 нефть**, млрд т конденсат, млрд т

Г 16 0,4 0,4

ГК 23 4,7 0,2 4,9

НГК 29 3,4 8,3 0,2 11,9

ГН 2 0,03 0,6 0,6

НГ 3 0,03 0,1 0,1

Н 13 0,9 0,9

Итого 86 8,5 9,9 0,4 18,8

Текущие разведанные запасы (извл.) 3,9 0,8 0,2 4,9

* Значительная часть запасов свободного газа связана с газоконденсатными и газовыми месторождениями (без нефти). ** Практически все запасы нефти приурочены к смешанным месторождениям (НГК/ГКН).

Таблица 5

Величина и структура начальных суммарных/потенциальных ресурсов свободного газа России, трлн м3

Провинция, область Накопленная добыча и потери Запасы Начальные запасы Категория ресу рсов НПР*

А+В+С1 С, С3 D, D? C3+D

Западно-Сибирская 16 32,8 9,4 58,2 14 26 18,1 58,1 116,3

Восточно-Сибирская 0,1 3,5 4 7,6 6,1 12,6 15,8 36,5 44,1

Прикаспийская 0,2 2,6 2,1 4,9 0,2 2,7 2,8 5,7 10,6

Тимано-Печорская 0,5 0,6 0,1 1,2 0,1 0,8 1,1 2 3,2

Прочие НГО (Восточно-Уральская, Северо-Кавказская и др.) 2,1 1,3 0,3 3,7 0,2 2,7 3,1 2,9 6,6

Континентальный шельф 0,2 8 3,7 11,9 8,9 24,7 61,1 94,8 106,7

Всего (2012 г.) 19,1 48,8 19,6 87,5 29,5 69,5 102 200 287,5

Всего (2014 г.) 20,4 49,5 19,7 89,6 29 66,9 102 197,9 287,5

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

* Приведены официальные оценки ресурсов на 01.01.2009 г., запасы текущие.

практически прекратились новые открытия залежей в сеномане (на суше мегапровинции) и приросты запасов кат. В+С1. При текущей изученности комплекса около 75-80 % нераз-буренными остаются отдельные окраинные зоны (моноклинали) и днища впадин и прогибов с минимальными (нулевыми?) перспективами газоносности, а официально прогнозные ресурсы газа составляют еще 18 трлн м3 (НПР = = 48 трлн м3 на суше). Где их искать, есть ли они в природе? Скорее всего, нет...

Подобная ситуация наблюдается во многих регионах России для ряда комплексов пород (табл. 6).

Ситуация с ресурсами нефти в России сложнее, чем с газом. Согласно официальной оценке, по состоянию на 01.01.2009 НПР нефти почти достигли 110 млрд т (извлек.) при соотношении начальных открытых запасов и прогнозных ресурсов 4/6. С учетом повсеместно высокой изученности недр преимущественно нефтеносных областей России (Среднего Приобья, Волго-Уральской провинции и др.) это совершенно невероятное событие, если иметь в виду, что в последние десятилетия массово открывались лишь мелкие и отдельные средние по запасам, крайне редко - крупные (более 30 млн т), нефтесодержащие скопления на суше, а шель-фовые области, за исключением северозападной части Каспия, преимущественно (часто исключительно) газоносны по факту и генетическим предпосылкам. Очевиден вывод о значительном завышении официальной оценки нефтяного потенциала недр России. И сколько бы в будущем ни открывали небольших по запасам месторождений нефти - многие сотни, первые тысячи - они не смогут заменить в ресурсном отношении нескольких гигантов и уникальных месторождений типа Самотлора, Ромашкинского и др., которые в значительной

степени освоены и многие из них находятся на этапе падающей добычи. В частности, начальные извлекаемые запасы нефти уникального Самотлорского месторождения эквивалентны примерно 200-300 месторождениям с запасами 3-15 млн т каждое (только экономические затраты на поиски и освоение запасов в первом и втором случаях существенно разнятся).

Оценка углеводородного потенциала двух мегапровинций (ЗСМП + ВСМП) такова : суммарные углеводороды - 284-309 (~300) млрд т у.т., в том числе свободный газ -130-138 трлн м3. По авторской оценке 2014 г., газовый потенциал России интервально оценивается в 204-210 трлн м3, в том числе 144148 трлн м3 - суша, 60-62 трлн м3 - шельф.

Развитием МСБ газо- и нефтедобычи в ближайшие десятилетия будут заниматься целый ряд крупных, средних и даже небольших компаний-операторов, государственных и частных - публичных. Ареной их деятельности станет вся территория России, а применительно к крупным «финансово достаточным» компаниям - и шельфовые области Арктики и Дальнего Востока (рис. 1).

Современный период функционирования нефтяной и газовой отраслей промышленности России в части развития и освоения МСБ характеризуется:

• малообоснованным существенным завышением официальных оценок НПР нефти и особенно газа при отсутствии крупных принципиальных открытий на суше и шельфе арктических морей (в период 2002-2012 гг.);

• значительным усложнением структуры неоткрытых ресурсов газа и нефти в недрах ОБ России (суша);

• резким увеличением количества и географического разброса поисковых и эксплуатационных объектов;

Таблица 6

Авторская оценка изученности ЗСМП и ВСМП, %

ЗСМП (до гор. Ю3-4) центральные области 75-80

Надым-Пур-Тазовский регион 70-75

п-ов Ямал 60-65

п-ов Гыдан 35-40 Основные перспективы дальнейшего развития ГРР

Обская и Тазовская губы (апт-сеноман) 30-35

Открытый шельф Карского моря 2-3

ВСМП (до кровли рифея) южные области 35-60

северная половина 8-10

в эпицентр газоносности России

важнейшие регионы проведения ГРР по газу и нефти

Рис. 1. Нефтегазогеологическое районирование Российской Федерации, НГ-мегапровинции, провинции и области: 1 - Северо-Кавказская; 2 - Волго-Уральская + + Прикаспийская; 3 - Тимано-Печорская; 4 - Западно-Сибирская; 5 - Восточно-Сибирская; 6 - Баренцевоморская; 7 - Восточно-Арктическая; 8 - Охотоморская; 9 - Тихоокеанская

• общим снижением доли поисковых работ в объеме ПРР и приростов за счет «чистых» открытий;

• отсутствием даже моральной ответственности за просчеты в прогнозировании: планирование и проводка глубоких и сверхглубоких скважин на заведомо малоперспективных объектах (при минимальной перспективности глубокопогруженных горизонтов - сухие коллекторы и пр.);

• повышением роли комплексных геофизических исследований при решении практически всех задач развития МСБ (поиски, разведка, моделирование, подсчет запасов и мн. др.);

• значительным увеличением «наукоем-кости» процесса развития сырьевой базы газонефтедобычи: ошибки прогноза становятся все дороже.

Согласно оценкам Министерства энергетики России (март 2015 г.), общенациональное производство газа в 2035 г. прогнозируется в объеме 871-926 млрд м3 (пессимистический сценарий), нефти и конденсата - 525 млн т. Таким образом, по газу необходим и реален неуклонный рост добычи, по нефти главная задача - удержание ее на достигнутом в 2014 г. уровне.

С целью развития МСБ в рамках государственной подпрограммы «Воспроизводство мине-

рально-сырьевой базы, геологическое изучение недр» (февраль 2015 г.) предусматривается увеличение прироста новых разведанных запасов газа с 1,4 трлн м3 в 2015 г. до 1,8 трлн м3 в 2020 г. и далее, нефти - стабильный прирост в 0,8 млрд т ежегодно. Достижение этих показателей будет обеспечено проведением ПРР всеми компаниями, владеющими лицензиями на участки недр. В период 2015-2035 гг. по предприятиям ПАО «Газпром» предусмотрено прирастить около 15 трлн м3 новых запасов газа и до 3 млрд т жидких УВ преимущественно на севере ЗСМП и шельфе. Многие «тактические» объекты потеряют свою привлекательность с точки зрения поиска и разведки УВ-скоплений уже к 2018-2020 гг. Например, стратегические и тактические направления ПРР на суше Ямало-Ненецкого автономного округа и шельфе Карского моря (ЮжноКарская область) показаны на рис. 2.

Особо необходимо отметить целесообразность дальнейших работ в ВосточноСибирском мегарегионе. В период до 2035 г. ПАО «Газпром» необходимо решить следующие стратегические и тактические задачи развития МСБ газо- и нефтедобычи в Восточной Сибири:

1) в ближайшем пятилетии (20162020 гг.) осуществить полномасштабную

Регионы и объекты (перечислены в порядке увеличения степени значимости)

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

2020

2030

Годы 2040

Западная Сибирь: неоком

ачимовская свита юра

Обская и Тазовская губы п-ов Гыдан

п-ов Ямал (суша) и приямальский шельф Карское море (открытый шельф)

Направления: В стратегические

тактические

малозначимые (по ожидаемым результатам)

Рис. 2. Основные области и литолого-стратиграфические объекты на севере Западной Сибири, перспективные для ПРР в 2011-2040 гг. (с учетом степени значимости и геологических рисков)

всеобъемлющую доразведку всех залежей сверхгигантских месторождений - Ковыктинс-кого и Чаяндинского - с целью обеспечения газом стратегического газопровода «Сила Сибири», а также опоискование в их ареале площадей- и месторождений-спутников;

2) организовать поиски новых крупнейших и крупных месторождений (с запасами более 50 млн т у. т.) во всех областях ВСМП;

3) сформировать в зоне Ангарских складок и прилегающих районов (Красноярский край) новый тактический (субрегиональный) центр газодобычи, для чего должны быть дополнительно разведаны запасы газа в объеме не менее 280-300 млрд м3 (для организации добычи 12-15 млрд м3/год). В настоящее время запасы газа кат. В+С1 по пяти месторождениям, контролируемым всеми компаниями-операторами, составляют менее 50 млрд м3, по кат. С2 - менее 200 млрд м3;

4) развитие МСБ газодобычи в Восточной Сибири и на суше Дальнего Востока (Якутия) должно обеспечить к 2035 г. добычу по всем компаниям-операторам не менее 110115 млрд м3/сут с поддержанием достигнутого уровня до 2050 г. и далее и доведением экспортного потенциала до 75-80 млрд м3/год;

5) с учетом доразведки известных нефте-содержащих месторождений и открытия новых на Сибирской платформе добыча жидких УВ может быть доведена к 2030 г. до 6570 млн т/год (в т.ч. конденсата —10—11 млн т). В объеме производства доля ПАО «Газпром» составит, вероятно, 20-22 млн т/год.

Особенности планирования и проведения ГРР в Восточной Сибири

Поисково-разведочные работы в южных областях ВСМП, безусловно, необходимо продолжать, несмотря на более чем скромные результаты ПРР, реализованных с целью выполнения лицензионных соглашений и обеспечения прироста новых промышленных запасов УВ. Однако следует, по возможности, учитывать (выполнять) следующие рекомендации:

1) не брать лицензионные участки с оценкой реальных (существующих в природе) потенциальных ресурсов УВ менее 7080 млн т у.т, так как в этом случае вероятность обнаружения в их пределах крупных месторождений (более 30 млн т у.т.) невелика;

2) не бурить до 2020 г. (2025 г.) поисковые скважины глубиной 4000 м и более вследствие крайне низких фильтрационно-емкостных свойств коллекторов терригенных пород в древних толщах Сибирской платформы на больших глубинах. На глубинах более 3500 м сохранность карбонатных пород-коллекторов «оставляет желать много лучшего», что предопределяет вероятное неполучение промышленных притоков газа и особенно нефти;

3) в случае открытия месторождений с вероятными суммарными запасами УВ (В+С^ менее 30 млн т у.т. целесообразно прекращать разведку «до лучших времен», т.к. средние и особенно малые месторождения (менее 10 млн т у.т.) попросту не нужны до 2030 г., особенно в случае их некомпактного расположения. Масштабная разведка/доразведка таких

месторождений будет снижать общую эффективность ГРР.

Принимая во внимание неодинаковые потребности в новых открытиях и приростах, современную разбуренность перспективных регионов и разную освоенность ресурсов их недр, крупность новых месторождений УВ оценивается в широком диапазоне (табл. 7). Например, «гоняться» по гыданской тундре (Гыданская область, суша) за средними и малыми месторождениями до 2030 г. нет никакого смысла, т.к. их освоение будет еще долгое время экономически нецелесообразным. Точно также открытия месторождений с запасами менее 100 млн т у. т. на шельфе следует признать неэффективными, по крайней мере, до 2030 г.

Период «легких» открытий и легко осваиваемых запасов на суше в России завершился еще на рубеже 80-90-х гг. ХХ столетия, а новые открытия даже гигантских газосодержащих месторождений в недрах арктических морей «легкими» в плане промышленного освоения не назовешь, как показывает пример Ленинградского и Русановского месторождений на шельфе Карского моря, Штокмановского ГКМ в Баренцевом море (открыты в конце 80-х гг. прошлого столетия) и др. Достаточно быстро и экономически эффективно могут быть освоены только месторождения УВ на Присахалинском шельфе Охотского моря, что и наблюдается после 2000 г. Главная причина: востребованность

газа, конденсата и нефти, высокая ликвидность осваиваемых запасов и добычи (поставки УВ в страны Восточной Азии).

Динамика развития МСБ и новых приростов до 2050 г. должна соотноситься с динамикой добычи УВ по периодам и регионам. До 2040 г. национальное производство газа будет постепенно, но неуклонно возрастать. Уже сейчас ресурсные возможности позволяют добывать из недр ОБ СЕА ежегодно 720-750 млрд м3 газа. С высокой вероятностью производство газа в России к 2035 г. превысит 900 млрд м3 (до 950-1000 млрд м3), хотя в таком прогнозе очевидна глобальная конъюнктурная составляющая, которая в конечном счете и определит абсолютные объемы добычи в стране. Объемы морской газодобычи составят до 240-250 млрд м3/год, в том числе Группой Газпром - не менее 200-210 млрд м3. После 2050 г. в структуре национального производства все более ощутимую роль станет играть газ из нетрадиционных источников (низкопроницаемых коллекторов, сланцевых и угольных толщ, газогидратов): до 100-120 млрд м3 и более - к 2040 г., до 200 млрд м3 - к 2050 г.

Таким образом, реально максимальный уровень национального производства природного газа России интервально оценивается в 1,08-1,10 трлн м3/год, а ресурсную обеспеченность добычи на дальнюю перспективу (до 2050 г.) следует оценить как высокую

Таблица 7

Месторождения, которые целесообразно открывать и далее разведывать (2016-2030 гг.)

в регионах СЕА

Крупность (реально подтверждаемые запасы), млн т у. т., более

Регион

и ^

£ га тир

а Я

аор-се,

ал пел

а д

з

> с

л о

т

300 100,0 30,0 10,0 3,0 1,0 0,3

+

+

+

+

+

+

+

(= достаточную) исходя из достоверных оценок прогнозных ресурсов, современных и будущих запасов традиционного газа, ресурсов же нетрадиционного газа хватит на многие десятилетия второй половины XXI века.

Общий прирост новых разведанных/доказанных запасов газа в период 2016-2035 гг. на суше России и в пределах акваторий Северной Евразии всеми компаниями-операторами составит не менее 22-23 (в т.ч. ПАО «Газпром» -15 трлн м3, возможно, до 16 трлн м3) с коэффициентом восполнения добычи около 1,18-1,24. По сути, это простое воспроизводство запасов, т.к. приращиваем геологические запасы в недрах, а извлекаем. извлекаемые запасы, если считать товарную добычу газа без объемов обратной закачки на нефтяных месторождениях.

В 2036-2050 гг., по расчетам экспертов ООО «Газпром ВНИИГАЗ», общий прирост оценивается в 27-28 трлн м3, при этом объемы ГРР должны возрасти в 1,8-2,0 раза по сравнению с предыдущими 20 годами, что связано с неуклонным снижением эффективности глубокого бурения по всем регионам суши и отдельным морям (южным, Охотскому и др.). В сумме прирост за период 2016-2050 гг. составит около 50 трлн м3 запасов «обыч-ного»/традиционного газа (по современным технологическим и экономическим критериям) и превысит интегральную добычу в 1,3-1,4 раза. Такая необходимость обусловлена значительным ухудшением структуры и качества новых разведываемых запасов прежде всего по сибирским и дальневосточным регионам (суша).

После завершения десятилетней программы ГРР на 2016-2025 гг. сформированные в этот период стратегические направления ПРР продолжат развиваться на суше Гыдана и Ямала за счет введения в разведку объектов нераспределенного фонда. В Надым-Пур-Тазовском регионе, а также в восточных и европейских регионах страны (суша) объемы прироста запасов позволят компенсировать падающую добычу в незначительной степени. Основная роль в восполнении сырьевой базы ПАО «Газпром» до 2040 г. отводится участкам на шельфе арктических и дальневосточных морей.

В 2016-2040 гг.:

а) практически полностью будет исчерпан газовый потенциал уникального сеноманско-го комплекса на суше ЗСМП и в значительной степени - запасы неокомских (валанжинских)

залежей УВ Надым-Пурской области (к 20252028 гг.);

б) завершится разработка практически всех гигантских базовых газосодержащих месторождений европейских районов и Надым-Пур-Тазовского региона (к 2030 г.);

в) большинство месторождений суши Ямала и Восточной Сибири, открытых до 2011 г., к 2030 г. вступят в «зрелую» стадию эксплуатации, а после 2035 г. - в «позднюю» стадию;

г) структура МСБ сильно усложнится за счет увеличения запасов УВ глубокопогружен-ных, сложнопостроенных, сложного состава газа месторождений и залежей, удаленных от современных центров газонефтедобычи;

д) с учетом того, что в недрах длительно эксплуатируемых месторождений уже содержатся неизвлекаемые геологические запасы газа в объеме более 7 трлн м3, сырьевая база России «образца 2015 г.» к 2040 г. существенно уменьшится, остаток современных запасов перейдет в категорию пассивных (с падающей добычей).

Снизятся средняя крупность месторождений и доля запасов, приходящихся на гигантские (более 300 млрд м3 каждое) месторождения. Общая структура текущих разведанных запасов и прогнозируемых ресурсов газа России к 2040 г. значительно усложнится в результате структурного изменения ресурсного потенциала материковых бассейнов Сибири и Дальнего Востока; значительно увеличится доля запасов газа морских месторождений и прогнозных ресурсов морских бассейнов в сумме запасов и ресурсов России и ПАО «Газпром». Новые открытия и приросты запасов нефти на арктическом шельфе будут относительно невелики в силу преимущественной газоносности их недр.

Будущее развитие МСБ компаний Группы Газпром представляется следующим. Текущие разведанные запасы свободного газа Общества составляют 35,6 трлн м3. В качестве необходимого и достаточного объема текущих геологических запасов газа Группы Газпром нужно признать величину запасов кат. В+С1 к концу 2030 г. - 39 трлн м3, к концу 2035 г. - 40 трлн м3, к 2041 г. - 41-42 трлн м3. Развитие МСБ за счет прироста разведанных запасов УВ в ходе ПРР в период 2016-2040 гг. в России должно обеспечить:

• восполнение (в значительной степени) отборов новыми приростами в районах современной газодобычи или тяготеющих

Таблица 8

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

Баланс между текущими запасами, добычей и приростами газа России до 2050 г.

(суша и шельф), трлн м3

Текущие запасы Интегральная добыча традиционного газа (2016-2050 гг.) Общий прирост запасов, разведанных всеми компаниями-операторами (2016-2050 гг.) Разведанные (промышленные) запасы РФ на 01.01.2051 г.

кат. А+В+С1 кат. С2

—50,0* —20,0 32-33** 50** (в т.ч. 9-10 за счет запасов кат. С2) — 67-68

* В т.ч. геологически неизвлекаемый газ - до 7 трлн м3 (2016 г.), до 15-16 трлн м3 (2051 г.).

** Оценка при средней годовой добыче 900-950 млрд м3 без учета прироста запасов и добычи нетрадиционного газа.

Таблица 9

Ресурсная обеспеченность развития газодобывающей отрасли промышленности стран и регионов мира до 2050 г. и далее

Ресурсы газа Обеспеченность газом

высокая средняя низкая

Традиционные Россия, Ближний Восток и Иран, Австралия Норвегия, Северная Африка, Юго-Восточная Африка, Бразилия Западная Европа, США, Канада, Китай, Индия

Нетрадиционные (ПГ, УГ, СГ и др.)* Россия (ПГ, УГ), США (СГ, ПГ, УГ) Канада (СГ, ПГ), Китай (ПГ, СГ, УГ), Индия (УГ), Австралия (УГ) Западная Европа (все виды нетрадиционных ресурсов газа)

* ПГ - «плотный» газ, УГ - угольный газ, СГ - сланцевый газ.

территориально к действующей Единой системе газоснабжения (Обская и Тазовская губы, Ямал, Гыдан);

• организацию новых центров добычи УВ в Арктике, Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, включая шельфовый ареал о. Сахалин;

• формирование и развитие сырьевой базы добычи жидких УВ, прежде всего нефти, в Печорском море, на севере Западной и юге Восточной Сибири с доведением текущих запасов жидких УВ до 5,0 млрд т (к 2041 г., ПАО «Газпром»);

• разработку разноуровневой целевой инвестиционной стратегии освоения ресурсов УВ.

Генеральный посыл всех вариантов расчета: текущие геологические запасы ПАО «Газпром» в предстоящие 35 лет (до 2050 г. включительно) не должны уменьшаться - они должны или быть стабильными по величине (в отдельные периоды), или, что более предпочтительно, постепенно увеличиваться (в динамике добыча/прирост) (табл. 8).

Таким образом, положение России в «газовом мире» в ближайшие полстолетия представляется как выигрышное и оценивается весьма оптимистично (табл. 9).

***

Среди всех стран мира Российская Федерация благодаря максимально большой площади на суше СЕА и контролируемым шельфо-вым областям в Арктике и на Дальнем Востоке оптимально обеспечена широким спектром полезных ископаемых, прежде всего горючих, а также «рудно-металлургических» (развитие всех видов металлургического производства). Ее «минеральная самодостаточность» очевидна и просматривается вперед практически на весь XXI век. Прежде всего Россия была, есть и останется ведущей газовой державой мира, по крайней мере, до 2050 г., но, скорее всего, и далее.

Развитие газовой и нефтяной отраслей промышленности России в первой половине XXI века будет определяться освоением углеводородного потенциала недр малоизученных регионов Сибири, Дальнего Востока (суша), шельфов арктических и дальневосточных морей. Особо необходимо отметить Карское море, акватория которого вместе с сушей Западной Сибири, включая арктические п-ова Ямал и Гыдан, входит в состав крупнейшей - мирового уровня - мегапровинции. Общее число месторождений крупнее 100 млрд м3, которые могут быть еще открыты и разведаны до 2035 г. в северных и арктических областях Западной

Сибири, составляет 20-25 ед. с суммарными прогнозными ресурсами (подтверждаемыми запасами) до 14-16 трлн м3. Поиски и разведка таких месторождений рассматриваются в качестве главных приоритетов дальнейшего освоения газового потенциала недр ЗСМП (суша и шельф).

Ресурсная обеспеченность развития газовой отрасли промышленности в России в обозримом будущем оценивается как достаточная. Высокая освоенность и общая ограниченность традиционных ресурсов нефти России обусловит активное и масштабное освоение нетрадиционных ресурсов уже в ближайшее десятилетие (в 2021-2025 гг. и далее).

В предстоящие два десятилетия в России появится ряд новых крупных центров

газодобычи: на суше - Ямало-Карский (Ямальский п-ов и прилегающий шельф Карского моря), Гыданский (Гыданский п-ов с Тазовской губой и Западно-Енисейским районом), Красноярский, Иркутский, Якутский; на шельфе - Баренцевоморский и Охотоморский. Именно они и будут определять национальную газодобычу России до 2050 г.

Необходимо особо подчеркнуть следующее: несмотря на значительные текущие запасы свободного газа и нефти в России, их восполнение должно быть непрерывным в предстоящие 30-35 лет. Только так можно избежать форс-мажорных ситуаций с обеспечением будущей добычи доказанными запасами УВ.

Список литературы

1. Нежданов А. А. Концепция поисково-разведочных работ в Западной Сибири /

A.А. Нежданов, Н.А. Туренков, В.В. Огибенин и др. // Газовая промышленность. - № 4. -2006. - С. 26-28.

2. Скотт А.Н. Прогноз развития энергетики на период до 2030 г. / А.Н. Скотт // Геология нефти и газа. - № 5. - 2007. - С. 58-62.

3. Высоцкий В.И. Запасы, ресурсы и добыча природного газа в мире / В.И. Высоцкий,

B.А. Скоробогатов // Актуальные проблемы и перспективы освоения месторождений углеводородов: тез. докл. III Междунар. науч.-практ. конф. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2014. -

C. 14-15.

4. Карнаухов С.М. Развитие минерально-сырьевой базы газовой промышленности / С.М. Карнаухов, В.С. Коваленко,

В.С. Парасына и др. // Газовая промышленность. - 2007. - № 3. - С. 22-25.

5. Скоробогатов В. А. Газовый потенциал недр осадочных бассейнов Северной

и Восточной Евразии: стратегия освоения / В.А. Скоробогатов, С.М. Карнаухов // Газовая промышленность. - 2007. - № 3. - С. 16-21.

6. Скоробогатов В.А. Проблемы ресурсного обеспечения добычи природного газа в России до 2050 года / В.А. Скоробогатов, С.Н. Сивков, С.А. Данилевский // Вести газовой науки: Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г. -М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2013. - № 5 (16). -

С. 4-14.

7. Скоробогатов В.А. Концепция развития минерально-сырьевой базы газовой промышленности России и ОАО «Газпром» до 2030 г. с учетом расширения географии геолого-разведочных работ /

B.А. Скоробогатов, Ю.Б. Силантьев,

C.Н. Сивков // М-лы XIII Коорд. геол. совещания ОАО «Газпром». - М.: ИРЦ Газпром, 2008. - С. 35-43.

8. Черепанов В.В. Российский газ в XXI веке / В.В. Черепанов, С.М. Карнаухов, В.А. Скоробогатов // Теоретические основы и технологии поисков и разведки нефти

и газа. - М.: РГУНГ, 2012. - № 1. - С. 20-23.

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.