CC BY
25
УДК 553.98
Минерально-сырьевая база газовой отрасли промышленности России, крупных регионов и компаний: современное состояние и перспективы развития в первой половине XXI века
Ключевые слова:
минерально-
сырьевая база,
газ,
нефть,
поиски,
запасы,
ресурсы,
приросты,
добыча.
М.Ю. Недзвецкий12, В.В. Рыбальченко1, А.Н. Рыбьяков1, Д.Я. Хабибуллин1, В.А. Скоробогатов2*
1 ПАО «Газпром», Российская Федерация, 190900, г. Санкт-Петербург, BOX 1255
2 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., г.о. Ленинский, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, зд. 15, стр. 1
* E-mail: V_Skorobogatov@vniigaz.gazprom.ru
Тезисы. В работе дана характеристика современной минерально-сырьевой базы (МСБ) газодобычи России, крупных регионов (север Западной Сибири, шельфы) и компаний-операторов (ПАО «Газпром» и др.). Структура МСБ проанализирована с точки зрения крупности газосодержа-щих месторождений углеводородов, их технологичности и др. Рассмотрены важнейшие регионы проведения дальнейших поисков и разведки газа. Оценены реальные будущие приросты разведанных запасов свободного газа в период 2021-2040 гг., в том числе с дифференциацией по регионам и продуктивным комплексам пород.
Горнодобывающее производство различных стран и регионов мира невозможно без наличия в их недрах запасов и ресурсов полезных ископаемых. Минерально-сырьевая база (МСБ) добычи и производства любых видов полезных ископаемых, в том числе и горючих (газа, нефти, газового конденсата, - это первооснова, фундамент создания и развития добывающих отраслей промышленности, в том числе и газовой. Любой источник получения природного газа и нефти (углеводородов - УВ) в промышленных масштабах и за достаточно длительные отрезки времени является одним из элементов МСБ производства УВ. Сырьевую базу газовой отрасли составляют ресурсы, запасы и добыча газа - свободного (СГ) (из фазообособленных скоплений), нефтерастворенного и «рассеянного» (сланцевого, угольного).
Извлекаемые запасы СГ мало отличаются от геологических (не более чем на 20...25 %, обычно на 12.. .15 %). Коэффициент извлечения газа (КИГ) составляет 90 % от первоначальных геологических запасов; вероятно, это тот естественный геологический верхний предел, который можно реально достигнуть при длительной, медленной, «грамотной» эксплуатации газосодержащих месторождений и залежей (скоплений газа в земных недрах). Чаще всего КИГ меньше - на уровне 75.85 %.
Вопросы формирования и мониторинга МСБ газа, а также перспективы в XXI в. активно исследуются [1-29]. В том числе историография газовой отрасли России и ее сырьевой базы представлена работами ряда ученых, прежде всего газовых геологов [5, 9, 10, 24]; отсчет, собственно, и ведется с создания в середине-конце 1940-х гг. минимальной МСБ в виде запасов СГ небольших месторождений Среднего и Нижнего Поволжья с суммарными начальными запасами менее 0,2 трлн м3.
Как и добыча газа, МСБ газа изменяется в течение одного-двух лет почти незаметно (на первые проценты), за пять-десять лет - существенно, за пятнадцать-двадцать лет фундаментально, поэтому всегда необходим и мониторинг ее состояния с анализом перспектив и направлений развития в ближней (3.10 лет), средней (15.20 лет) и дальней (25.30 лет и более) перспективе.
Периодизация развития МСБ газодобычи в Российской империи, СССР и Российской Федерации:
• 1890-1914 гг. - возникновение и становление отечественной нефтяной отрасли, на рубеже десятилетий (1908-1913 гг.) Россия занимала 1-е место в мире по нефтедобыче. Редкие открытия месторождений СГ. Использование природного газа практически нулевое;
• 1914-1920 гг. - период войн и революций;
• 1921-1940 гг. - медленное восстановление нефтяной промышленности в кавказских регионах, начало добычи во многих европейских областях СССР. Допромышленный период развития МСБ газа. Мелкие открытия газовых скоплений, добыча газа в 1940 г. - менее 10 млрд м3/год (95 % - нефтяной попутный газ);
• 1941-1950 гг. - Вторая мировая война. Восстановление и ликвидация последствий;
• 1951-1970 гг. - период открытия уникальных и гигантских месторождений УВ (далее - МУВ) в европейских регионах и Западной Сибири;
• 1971-1990гг. - «золотое» двадцатилетие развития МСБ УВ. Современная база газодобычи была подготовлена к 1989-1990 гг. Первые открытия газосодержащих МУВ на шельфе;
• 1991-2000 гг. - после некоторого спада период «стагнации» газодобычи и развития ее МСБ;
• 2001-2020 гг. - разведочный период на суше, поисковый - на шельфе. Увеличение объемов добычи и приростов УВ до максимальных величин (в 2019 г.);
• 2021-2040 гг. - необходимы поисковый «ренессанс» на суше, интенсивные поиски и разведка в акваториях. Более 70 % новых приростов запасов предстоит получить в Арктике (суша + шельф).
Структуру начальной МСБ составляют следующие элементы: накопленная добыча (НД); текущие разведанные запасы категорий (далее - кат.) А +В; +С предварительно оцененные неразведанные запасы кат. В2 +С2 частей залежей, примыкающих к участкам с промышленными запасами, или только открытых залежей, совершенно не разведанных; перспективные и прогнозные ресурсы локальных адресных объектов, изученных только сейсмикой (без поискового бурения), и нелокализованные ресурсы (в сумме кат. D) - неоткрытая часть начальных потенциальных ресурсов (НПР).
Запасы начальные (с НД) составляют открытые ресурсы - известная часть МСБ газодобычи нефтегазоносных провинций, областей, районов и комплексов пород (НГП, НГО, НГР и НГК соответственно), крупных регионов. В объеме МСБ присутствуют и так называемые неоткрытые ресурсы - неизвестная (прогнозируемая с той или иной вероятностью подтверждения в будущих запасах) часть сырьевой базы, которую необходимо изучать и осваивать в ходе проведения дальнейших поисково-разведочных работ (ПРР).
Структура начальных запасов России приведена в табл. 1. При доразведке запасов кат. В2 + С2 подтвердится в разведанных запасах около 40...50 % от их номинальной величины, в Ямальской НГО - не более 30 %. Таким образом, достоверная величина запасов (т.е. текущая МСБ газодобычи) страны оценивается в объеме около 60 трлн м3 с учетом того, что и последние оценки запасов кат. В; +С не всегда полностью подтверждаются в добыче (на 100 ± 5.10 %, чаще со знаком минус). Отметим, что максимальное число открытых
Таблица 1
МСБ добычи СГ в России, в том числе по важнейшим федеральным округам (ФО) и шельфу. Современное состояние (данные на 01.01.2020)
Газосодержащие месторождения, шт. НД, трлн м3 Текущие запасы, трлн м3 Всего начальных запасов, трлн м3
кат. А + В1 + С1 кат. В2 + С2
Россия, всего 976* 24,3 49,0 23,6" 96,9
Южный ФО 189 0,8 3,3 2,2 6,3
Приволжский ФО 234 1,6 0,9 0,1 2,6
Уральский ФО 216 20,1 28,6 12,9* 61,6
Сибирский ФО 90 0,2 3,3 3,1 6,6
Дальневосточный ФО 94 0,1 2,1 0,9 3,1
Шельф 49 0,7 10,1 4,2 15,0
* Точность оценки ±8 ед. (за счет МУВ с запасами только по кат. С2).
** Подтверждаемые в ходе ПРР - не более 9.10 трлн м3 (завышены спекулятивно по юре Ямала ориентировочно не менее чем на 3.4 трлн м3).
: О
т
н «
л
£
и -
к
о . +
л '
ю
о
«
1/4
н « '
л
к
и «
к
3
I +
* т
<ч
О . +
<
чо <ч
к л
¡а
о К К
й §
л
ю
о
«
чо <ч
ТГ
чг
чо
К
: О
т
«
О Ю О И
о
О . +
<
00 <ч
к
о -
о и 03
Э1ГЭИН
иох д
эеэиь иох д
газосодержащих МУВ известно в приволжских областях при минимальных начальных запасах (множество мелких и мельчайших месторождений СГ).
Величина и структура МСБ газа России и ее наиболее крупных компаний-операторов изменялись следующим образом:
• в 2017 г. производство газа в стране составило 644,8 млрд м3, больше всех (149,9 млрд м3) добыло ООО «Газпром добыча Ямбург»; всего по Группе «Газпром» -472,1 млрд м3, в том числе в Западно-Сибирской мегапровинции (ЗСМП) - 446 млрд м3. По состоянию на 01.01.2018 разведанные запасы газа России составили 49,5 трлн м3. Общий прирост новых разведанных запасов составил 1,0 трлн м3. Запасы Группы «Газпром» достигли 35,4 трлн м3;
• в 2018 г. добыча по России увеличилась существенно - до 725 млрд м3, в том числе по «Газпрому» - до 498,7 (по Уральскому ФО - 464,2), запасы кат. А + В1 + С! составили на 01.01.2019 соответственно 49,7/35,2 трлн м3. Прирост запасов за 2018 г. -1,1/0,8 трлн м3 (геол./извлек.). По-прежнему главным газоносным регионом страны остается Ямало-Ненецкий автономный округ (ЯНАО) - суша ЗСМП (табл. 2). Добыча газа на шельфе увеличивается пока крайне медленными темпами (по месторождениям при-сахалинского шельфа и Тазовской губы). В течение 2018 г. морская добыча газа составила всего 60 млрд м3 (Юрхаровское, Лунское и др. месторождения);
• в 2019 г. добыты 739,4 млрд м3, в том числе по Группе Газпром - 500,3 млрд м3; производство газа увеличили компании «Новатэк», «Роснефть» и др. Прирост новых разведанных запасов составил около 0,8 трлн м3, в том числе по предприятиям Группы «Газпром» -0,5 трлн м3. Запасы страны по промышленным категориям составили 49,0 трлн м3 (см. табл. 1);
• в 2020 г. произошло снижение добычи газа (до 697 млрд м3) в силу ряда причин. Прирост новых запасов составил около 0,6 трлн м3, в том числе по Группе «Газпром» -486 млрд м3.
В настоящее время на территории России действует один мегацентр (Надым-Пур-Тазовский) и 8 региональных центров газодобычи (ЦГД), в том числе два в европейской части страны, два стратегических и два тактических в Западной Сибири, один
на шельфе Сахалина (тактический), плюс начал действовать (создается) региональный Восточно-Сибирский ЦГД, предстоит создать еще три на суше (Северо-Ямальский, Гыдано-Енисейский и Иркутский), а также два стратегических и два тактических на шельфе (Баренцевоморский, Южно-Карский и др.). Из ЦГД полностью обеспечены сырьевой базой только пять, в том числе два на шельфе (Штокмановский и Присахалинский). И все ЦГД, кроме Астраханского, двух Ямальских (Бованенковского, Тамбейского) и Чаяндинс-кого, нуждаются в создании (с нуля) и/или в укреплении МСБ газа путем поисков, разведки и доразведки месторождений и залежей СГ, значительного прироста эффективных «высоколиквидных» запасов (кат. В; + С^.
Интересна геостатистика открытий МУВ по России и отдельным регионам после 2000 г. [11, 17, 23]. В период с 2001-го по 2020 г. включительно в ЯНАО открыты 55 новых МУВ: 12 газоконденсатных (ГК), 11 газоконденсатонефтяных / нефтегазокон-денсатных (ГКН / НГК), 22 нефтяных (Н); в том числе предприятиями ПАО «Газпром» 15 МУВ: 5 ГК, 6 НГК, 4 Н, в том числе два средних по запасам газа (до 17,1 млрд м3),
35
30
20
15
■ текущие запасы ■ ИНД
-34—
10
МУВ
Рис. 1. Гистограмма распределения запасов газа (начальных и текущих) по месторождениям различной крупности в России
остальное - мелкие (по кат. В; +С^. Ежегодно компании-операторы открывают от 52 до 55 новых МУВ, преимущественно типа Н, газо-содержащих - обычно не более семи-восьми (с залежами СГ). Среди нефтесодержащих МУВ преобладают мелкие и мельчайшие, вплоть до 40.50 тыс. т на 1 МУВ. Очевиден дефицит открытий [11, 23].
Северная Евразия (СЕА) - это 12 осадочных бассейнов и мегабассейнов (суша и шельф). Всего на 1 января 2021 г. в СЕА пробурены 65 тыс. поисковых и разведочных скважин, в том числе 21 тыс. скважин в Западной Сибири. Открыты 3720 МУВ, в том числе 445 газовых (Г) и ГК, 2720 Н, 540 НГК/ГКН/ГН/НГ (газосодержащих -985). Например, за 2020 г. предприятия ПАО «Газпром» открыли 3 МУВ, в том числе одно крупное (ГКМ) в Карском море и два небольших нефтяных, НК «Роснефть» объявила об открытии 18 МУВ, но большинство из них мелкие (Н).
По состоянию на 01.01.2021 в России за все годы проведения ПРР обнаружены 985 газо-содержащих месторождений с очень высокой концентрацией начальных разведанных запасов СГ (рис. 1), в том числе:
• 6 уникальных (более 3 трлн м3 каждое), в том числе одно на шельфе (Штокмановское), запасы - 34,0 трлн м3;
• 7 сверхгигантских (1.3 трлн м3), все на суше, запасы - 12,0 трлн м3;
• 19 гигантских (0,3.1,0 трлн м3), из них 5 на шельфе, запасы - 12,0 трлн м3;
• 52 крупнейших (0,1.0,3 трлн м3), в том числе 5 на шельфе, запасы - 6,0 трлн м3.
В сумме 84 месторождения крупнее 100 млрд м3, запасы - 64,0 трлн м3.
В 883 МУВ с залежами СГ - крупных (30.100 млрд м3), средних (10.30 млрд м3), мелких (3.10 млрд м3), мельчайших (менее 3,0 млрд м3) - содержатся «всего» 9,8 трлн м3 (изначально).
Судя по характеру гистограммы, явно не хватает нескольких сверхгигантских месторождений с суммарными запасами 5.6 трлн м3 (по 1,1.1,8 трлн м3 каждое), ряда гигантских (3,5.4,0 трлн м3) и крупнейших (более 100 млрд м3 каждое) в сумме до 6 трлн м3. Однако обнаружение уникальных месторождений (> 3 трлн м3) во всех осадочных бассейнах уже практически нереально, но, по экспертным ожиданиям авторов, в диапазоне
§ 25
5
0
Таблица 3
Структура запасов СГ севера Западной Сибири (суша) на 01.01.2019, трлн м3
Регион Добыча Кат. А + В1 + С1 Кат. В2 + С2 Всего
ЯНАО всего 18,9 28,6 13,1 60,6
Ямал 0,4 10,4 6,7 17,5
Гыдан - 1,1 1,5 2,6
НПТР всего 18,5 17,4 4,9 40,5
турон - 1,2 0,3 1,5
альб-сеноман 16,4 11,8 0,6 28,8
неоком-апт 2,3 11,6 4,5 18,4
ачимовская толща 0,2 2,9 1,6 4,7
юра + нефтегазоносная зона контакта 0,0 1,1 6,1* 7,2
* Цифра чрезмерно завышена за счет Тамбейской группы месторождений по юрским залежам, объединенным в единое.
Таблица 4
Структура запасов газа и нефти Сибирской платформы и Вилюйской впадины
по состоянию на 01.01.2019
Регион СГ, трлн м3 Нефть, млрд т
НД кат. А + В1 + С1 кат. В2 + С2 всего НД кат. А + В1 + С1 кат. В2 + С2 всего
Красноярский край (в пределах Сибирской платформы) 0,0 0,4 0,6 1,0 0,1 0,3 0,8 1,2
Иркутская область 0,02 2,06 2,1 4,2 0,1 0,3 0,3 0,7
Республика Саха (Якутия) 0,07 ~2,05 0,9 3,0 0,1 0,4 0,3 0,8
Всего 0,1 ~4,5 ~3,6 8,2 0,3 1,0 1,4 2,7
крупности 0,1.2,0 трлн м3 будут обнаружены еще несколько десятков МУВ с суммарными запасами 15.16 трлн м3.
Отметим главные тенденции в области поисков МУВ в мире в XXI в.:
1) неуклонное - год от года - снижение числа общих и удельных запасов вновь открываемых месторождений, особенно в старых нефтегазодобывающих странах и регионах (Европа, США, европейская часть России, Китай и др.);
2) продолжение крупных открытий преимущественно газосодержащих месторождений только в пределах малоизученных акваторий: восток Средиземного моря, шельфы Бразилии и Гайаны, Западная Африка, приямальский шельф Карского моря (Южно-Карской НГО области - ЮКО), присахалинский шельф и др.;
3) повсеместное исчерпание в большинстве осадочных бассейнов на суше возможностей для открытия крупнейших и даже крупных МУВ (более 100 и более 30 млн т у.т.1 соответственно);
4) экспоненциальное уменьшение средних доказанных запасов, приходящихся на одно
1 у.т. - условное топливо при номинальном соотношении 1 т жидких УВ = 1000 м3 СГ.
новое месторождение/залежь и на одну удачную скважину (до 5.3 млн т у.т. и менее);
5) преимущественная газоносность большинства шельфовых областей (открытие месторождений типа Г, ГК и ГКН);
6) осознание экспертами всех компаний-операторов, российских и зарубежных, необходимости поискового «ренессанса» в большинстве регионов суши, резкого увеличения объемов ГРР и роста доли поисковой компоненты для открытия все большего числа новых МУВ и залежей УВ любой крупности (чем крупнее, тем лучше, но в российских осадочных бассейнах уже не более 80.100 млн т у.т., в зарубежных - менее 30.20 млн т у.т.).
Величина и структура запасов СГ важнейших регионов России приведены в табл. 3, 4. Видно, что начальные разведанные запасы СГ экспоненциально снижаются от сеномана к юре («зонтичная» структура распределения запасов) (см. табл. 4). Очевидна существенная недоразведанность открытых месторождений и СГ, особенно нефти (см. табл. 5).
Текущие высоконадежные извлекаемые запасы газа севера по всем комплексам составляют 28,6 трлн м3, что при ежегодной добыче 530.550 млрд м3 (современной
Таблица 5
Структура текущих запасов ПАО «Газпром», трлн м3
Всего 34,5
В том числе на месторождениях с растущей добычей (Чаяндинское, Бованенковское и др.) 4,5
с постоянной добычей на суше (Заполярное, Южно-Русское и др.) 3,5
с падающей добычей (Уренгойское, Медвежье) 4,2
находящиеся в резерве на суше (Харасавэйское, Крузенштерновское и др.) 4,5
удаленных от трубопроводов на суше (200 км и более) 6,5
на шельфе (Штокмановское, Южно-Киринское и др.) 9,5
с ограничениями по экологии (Астраханское) 2,8
и будущей - на уровне 600.620 млрд м3/год) обеспечивает эксплуатационную жизнь региона еще как минимум на 38.40 лет (с учетом начала снижения уровней добычи после 2040 г.).
Текущие разведанные запасы, трлн м3, России по освоенности и технологичности имеют следующую структуру: месторождения с растущей и постоянной добычей («на полке») - 12,0 трлн м3; месторождения с падающей добычей (европейские районы, НПТР) - 7,2; месторождения суши, удаленные от Единой системы газоснабжения, (Север Ямала и др.) -10,0; глубокозалегающие сложнопостроен-ные залежи - 6,5; шельф - 10,2; месторождения с экологическими ограничениями - 3,8. Несколько другая структура текущих запасов у крупнейшей в мире газодобывающей компании - ПАО «Газпром» (табл. 5).
К высоконадежным запасам, обеспечивающим добычу газа в ближней перспективе (до 2026-2028 гг.), относится 16,7 трлн м3 47 % от суммарных запасов). На 2020 г. предполагались следующие показатели развития МСБ газа России: добыча по всем предприятиям - 745.750 млрд м3; новые приросты -1,0 трлн м3 (оценка), в том числе по доразведке, пересчету и уточнению запасов - 550 млрд м3, в процессе ПРР - 450 млрд м3. Фактически все показатели оказались ниже предполагавшихся на 6.12 %.
Современные проблемы развития сырьевой базы газодобычи России:
1) значительное ухудшение качества МСБ регионов суши при медленном увеличении суммарных текущих разведанных запасов в условиях превышения приростами добычи (расширенное воспроизводство МСБ):
• добываем сеноманский (+неокомский) газ на суше ЗСМП, а приращиваем ачимов-ский и юрский на суше и «морской» на карском шельфе (в ЮКО) и в Охотоморской НГП;
• в Якутии и Иркутской области приращиваем вендский газ в сложнопостроенных залежах с невысокими добывными возможностями;
2) дефицит открытий новых месторождений и залежей УВ на суше России в последние годы: 55 и менее в год всеми компаниями-операторами;
3) отсутствие на большинстве лицензионных участков на суше России крупных неопо-искованных объектов с высокой вероятностью открытия газосодержащих месторождений с будущими разведанными запасами более 30.40 млрд м3 (с подсчитанными перспективными ресурсами 100.120 млрд м3 и более при их «стандартной» подтверждаемости 30.35 %);
4) с 2018 г. низкие темпы (три-четыре в год в сумме по всем компаниям) открытия на шельфах крупнейших (более 100 млрд м3) и крупных (30.100) газосодержащих месторождений.
Современное состояние МСБ России, включая ПАО «Газпром» (2021 г.):
• базовые залежи газа месторождений европейской части и НПТР быстро истощаются, некоторые выработаны на 92.98 % (от начальных извлекаемых запасов);
• глубокие горизонты базовых месторождений в ЯНАО недоразведаны;
• крупнейшие месторождения газа сложного состава на севере Ямала, а также на карском и баренцевоморском шельфах удалены от действующей системы газоснабжения;
• в большинстве регионов суши маловероятно открытие уникальных, гигантских и даже крупнейших (более 100 млн т у.т.) МУВ, определяющих развитие ЦГД;
• значительно усложнена структура неоткрытых ресурсов газа в недрах осадочных бассейнов России (суша);
• дефицит выявленных и подготовленных крупных объектов УВ как в распределенном,
так и в нераспределенном фондах недр на суше России;
• региональная нефтегазогеологическая информация устарела - основной массив сформирован до 1991 г.;
• новые формируемые региональные ЦГД удалены от потребителей России и зарубежных стран;
• значительно увеличивается наукоем-кость процесса развития сырьевой базы газодобычи, существенно возросли требования к достоверности прогнозирования: ошибки прогноза обходятся слишком дорого.
По состоянию на 01.01.2021 разведанные запасы УВ на месторождениях, разрабатываемых ПАО «Газпром», составили: СГ - 33,8 трлн м3; жидких (нефть + конденсат) - 3,5 млрд т, в том числе в Уральском ФО - 18,4 трлн м3 СГ и 2,2 млрд т жидких УВ, на шельфе - 8,3 трлн м3 СГ и 0,3 млрд т жидких УВ, в том числе в разработке находилось 17,8 трлн м3 запасов газа и 2,8 млрд т нефти и конденсата.
МСБ газа крупных компаний
Все российские добывающие компании (табл. 6), кроме ПАО «Газпром» (даже вертикально интегрированные нефтяные), по отдельности обладают небольшой по величине МСБ газодобычи при объеме текущих суммарных разведанных запасов около 14 трлн м3 (без нераспределенного фонда в объеме 1,3 трлн м3):
1) ПАО «Новатэк» - 2,5 трлн м3, в том числе важнейшие активы, а именно Утреннее, Южно-Тамбейское и Юрхаровское месторождения - 0,7; 1,1 и 0,3 трлн м3 соответственно;
2) НК «Роснефть» - 2,5 трлн м3. Самые крупные активы по газу, трлн м3: Харампурское месторождение (НГК) - 1,0, Русское и Ван-корское - по 0,1 и др.;
3) НК «Лукойл» - 1,0 трлн м3, в том числе в ареале Большехетской впадины (ЗСМП) -Хальмерпаютинское + Пякяхинское + Находкинское + Южно-Мессояхское месторождения - 0,7 трлн м3;
4) НК «Сургутнефтегаз» - 0,3 трлн м3 и др.
Такие запасы (по отдельным компаниям)
не позволяют планировать ежегодную добычу в 100 млрд м3, как ранее декларировали НК «Роснефть» (к 2022 г.) и ПАО «Новатэк» (в ближайшие годы) [8 и др.]. Стартовые позиции России в области МСБ газа по состоянию на 01.01.2021 (в начале наступившего
двадцатилетия развития газовой отрасли промышленности до 2040 г.) отражены в табл. 7.
Дальнейшее развитие сырьевой базы газа в России всеми компаниями-операторами в области разведки и добычи - процесс вынужденно необходимый. При постепенном увеличении национальной добычи от 700...740 до 1000...1050 млрд м3/год в период 2021-2040 гг. и последующей ее стабилизации на уровне 1,0...1,1 трлн м3/год компенсирующие отборы из недр приросты новых разведанных извлекаемых запасов кат. В; + С должны также увеличиваться с 850...900 до 1100...1200 млрд м3/год (с превышением добычи запасами не менее чем в 1,05...1,10 раза для расширенного воспроизводства МСБ). Географически и «стратиграфически» приросты и так будут расширяться по территории сибирских регионов и в акваториях арктических морей, так как на Дальнем Востоке «ловить» особо нечего. суша в основном рудоносна (горы-хребты.), шельфы за пределами узкого присахалинского шельфа в акватории Охотского моря имеют невысокие перспективы газоносности и почти нулевые - нефтеносности (по генетическим причинам).
Основы основ горнодобывающего производства - ресурсы полезных ископаемых, в том числе горючих, в нашем случае - газа. Официальные оценки ресурсов СГ приведены ранее на рис. 1. Официальные и корпоративные оценки начальных потенциальных ресурсов газа России обсуждаются в ряде работ [1, 4, 13, 20, 21].
По авторской оценке 2020 г., газовый потенциал недр осадочных бассейнов России, арктических и дальневосточных морей (традиционные ресурсы) составляет 200, 230, 260 и 290 трлн м3 с вероятностью подтверждения в конечных разведанных запасах после проведения полномасштабных ПРР 80, 60, 40 и 20 % соответственно. Наиболее приемлемая величина начальных ресурсов газа СЕА - 200 ± 10 трлн м3 (геол.). Ей соответствует величина извлекаемых ресурсов 165.170 трлн м3 (± 2.3 трлн м3).
Регионы проведения дальнейших ПРР в России показаны на рис. 2, 3. При интегральной добыче СГ только из традиционных запасов и ресурсов в России в 2021-2050 гг. в объеме 27.28 трлн м3 (добыча из ныне нетрадиционных источников даст дополнительные 3.4 трлн м3,
Таблица 6
Структура запасов и добычи газа в России по предприятиям (данные Государственного баланса по состоянию на 01.01.2018), млрд м3
Предприятие Добыча за 2017 г. НД Запасы
кат. А + В1 + С1 кат. В2 + С2 всего
ПАО «Газпром»* 0,7 3,7 13059,3 8998,6 22057,9
ООО «Газпром добыча Ямбург» 149,9 5484,7 5692,0 1198,4 6890,4
ООО «Газпром добыча Надым» 114,3 2981,3 5977,8 665,4 6643,3
ООО «Газпром добыча Уренгой» 96,8 6927,6 4697,1 876,8 5573,8
ООО «Газпром добыча Астрахань» 11,7 273,8 2893,5 825,2 3718,7
ПАО «НК «Роснефть» 10,5 202,2 1336,7 1086,0 2422,7
ООО «Арктик СПГ 2» 0,0 0,1 683,2 906,7** 1589,9**
АО «Арктикгаз» 26,7 98,3 1055,0 403,1 1458,0
ОАО «Ямал СПГ» 1,3 4,7 1031,9 332,0 1363,9
ООО «Петромир»** 0,0 0,0 2,3 1159,3*** 1161,6***
АО «Роспан Интернешнл» 5,9 55,5 685,9 301,6 987,5
ООО «НОВАТЭК-Юрхаровне фтегаз» 30,7 340,7 575,5 285,1 860,6
ООО «ЛУКОИЛ-Западная Сибирь» 10,3 118,2 698,8 152,4 851,2
ООО «НОВАТЭК-Таркосаленефтегаз» 10,3 253,2 520,9 330,0 850,8
ООО «ЛУКОИЛ-Приморьенефтегаз» 0,0 0,0 57,2 698,3 755,5
ОАО «Севернефтегазпром» 25,0 241,1 657,4 82,1 739,4
ООО «Газпром добыча Оренбург» 12,3 1304,6 594,2 49,6 643,8
ООО «Газпром добыча Ноябрьск» 30,0 1266,4 562,7 62,8 625,6
ПАО «Сибирская нефтегазовая компания» 12,6 102,0 458,7 133,3 592,1
ООО «Лукойл-Нижневолжскнефть» 1,7 9,0 383,6 194,4 578,0
АО «Восточно-Сибирская нефтегазовая компания» 0,0 0,1 142,9 408,3*** 551,2***
ООО «Газпромнефть-Ямал» 1,1 3,4 435,8 81,2 517,0
«Сахалин Энерджи Инвестмент компани Лтд» 18,1 142,6 409,1 84,3 493,4
Консорциум «Эксон Нефтегаз Лтд» 5,6 79,6 342,7 117,6 460,3
ООО «Арктик СПГ 1» 0,0 0,1 215,1 235,1 450,2
ОАО «Сургутнефтегаз» 5,9 285,6 303,9 79,1 382,9
ООО «Кынско-Часельское нефтегаз» 0,0 9,5 240,5 140,6 381,1
ОАО «Якутская топливно-энергетическая компания» (ОАО «ЯТЭК») 1,7 54,1 249,0 112,7 361,8
ООО «Газпром добыча Краснодар» 2,7 822,8 310,0 23,4 333,5
ЗАО «Нортгаз» 8,6 85,5 295,0 37,2 332,2
Пр. недропользователи 50,5 1428,0 3631,2 2521,6 6152,8
Нераспределенный фонд 0,0 303,1 1269,5 1210,0 2479,5
Всего 644,8 22881,7 49468,2 23792,1 73260,3
* Без дочерних предприятий.
** Преимущественно шельф, а также север Ямальской НГО и Восточная Сибирь. *** Запасы спекулятивно завышены.
Таблица 7
Сырьевая база газовой отрасли
Число газосодержащих МУВ 985 (± 5.7)
Разведанные запасы, трлн м3 50/42 (геол./извлек.)
Запасы кат. В2+С2 (под доразведку), трлн м3 22/17 (геол./извлек.)
Реальные (по корпоративной оценке) перспективные и прогнозные ресурсы*, трлн м3 103/83 (геол./извлек.)
* За счет учета КИГ на ряде месторождений запасы ПАО «Газпром» снизились на 1,4 трлн м3.
Российская Федерация
Северо-Западный Ф©
тт
Северо-Кавказский ФО
добыча и потери с начала разработки
А+В1+С1
В2+С2
D„
Д
Рис. 2. Структура запасов и ресурсов СГ России (официальные оценки на 01.01.2019), трлн м3
до 140.160 млрд м3/год в 2036-2050 гг.) необходимо будет прирастить 28.30 трлн м3 новых промышленных запасов (что вполне реально).
Ресурсно-геологические возможности прироста запасов на суше России ограничены регионами Сибири, так как неоткрытые ресурсы европейских областей не позволяют прирастить более 2,0.2,5 трлн м3 с учетом доразвед-ки запасов кат. В2 + С2 и новых открытий мелких и редких средних по запасам МУВ (в диапазоне 0,05.12 (15) млрд м3). При этом дораз-ведка ареала Астраханского газоконденсатного месторождения даст до 0,6.0,7 трлн м3, а в целом по российской части Прикаспийской впадины - до 1,7 трлн м3 (оптимистическая оценка).
Будущее газовой отрасли России, безусловно, связано с освоением недр высокоперспективных шельфовых и арктических областей СЕА, прежде всего недр западноарк-тического сектора морей [2, 5, 12, 15, 22, 29]. Причины:
• большие размеры бассейнов, значительная мощность и объем мезозойского осадочного чехла, общая площадь российского шельфа превышает 5 млн км2 (в основном это Арктика);
• установленная преимущественная газоносность мела, юры и триаса, уже состоявшиеся открытия гигантских и уникальных
по запасам газа месторождений (нефть в недрах открытого шельфа отсутствует, возможно, пока.);
• высокая плотность размещения крупных по площади и амплитуде положительных локальных структур, особенно в центральной и восточной (приямальской) части Карского моря;
• невысокая изученность недр западноарк-тических морей - Баренцева и Карского - в сочетании с высокими оценками ресурсов газа;
• прогнозируемая хорошая сохранность газосодержащих скоплений вследствие развития мало нарушенных разломами мощных региональных покрышек.
Основные неоткрытые ресурсы газа морской части ЗСМП сосредоточены в Карском море с залежами преимущественно в апте и неокоме [2, 20, 21]. Здесь помимо уже открытых восьми значительных по запасам собственно морских месторождений (Ленинградского, Динковского и др.) возможно открытие трех-четырех месторождений с запасами более 1 трлн м3, от 22 до 25 месторождений с запасами 0,1.1,0 трлн м3 и 70-80 средних и крупных месторождений с запасами газа в диапазоне 20.100 млрд м3, в сумме - до 90.95 газосо-держащих МУВ. Принимая во внимание число открытых месторождений на Ямале и Гыдане
о
Стратегические регионы:
1 - Западно-Сибирский
2 - Южно-Сибирский
3-Тунгусский
4-Лено-Вилюйский
5-Гыдано-Енисейский
6 - Южно-Карский
7 - Баренцево-Карский
8 - Восточно-Арктический
Тактические регионы: 1 - Предкавказский 2-Астраханский
3 - Оренбургский
4 - Тимано-Печорский
5 - Центрально-Томский
6 - Присахалинский
7 - Западно-Камчатский
8 - Черноморский
9 - Каспийский
Рис. 3. Важнейшие первоочередные и перспективные регионы развития МСБ газонефтедобычи России
(«всего» 40 месторождений.), эта оценка, вероятно, количественно завышена.
Новая концепция проведения ГРР в России до 2040 г.
С учетом ранее опубликованных работ авторов и их коллег суть новой концепции ГРР сводится к следующему [17, 23, 26, 29]:
1) научному обоснованию, прогнозированию и поискам сверхгигантских и гигантских газовых месторождений на арктическом шельфе (более 200.300 млрд м3 каждое, традиционный газ малых и средних глубин до 2,8.3,0 км);
2) поискам и разведке оставшихся неоткрытыми отдельных крупных, но преимущественно средних и малых по запасам традиционных газовых и нефтяных месторождений и залежей во всех бассейнах суши севера Евразии и на всех достижимых и экономически целесообразных с точки зрения добычи глубинах (до 4,8.5,0 км);
3) выборочной разведке вновь открытых месторождений и залежей, зависящей от их предполагаемой крупности, глубин залегания, прогнозных добывных возможностей и главным образом от планируемых сроков их промышленного освоения (введения в разработку);
4) изучению и масштабному промышленному освоению ресурсов нетрадиционного газа на суше под и над скоплениями традиционного газа в НПТР.
В регионах России сложились весьма различные условия и проблемы дальнейшего развития поисков и разведки газа (табл. 8). То же относится и к рискам проведения ГРР. Будущие поисковые работы в центрально-восточных зонах ЮКО (приямальский шельф) характеризуются низкими ресурсно-геологическими рисками по неокому и нулевыми по апту, только бурить надо не на дальних склонах, а в присводовых частях поднятий (и одну скважину непременно в самом своде на максимально целесообразную глубину).
В табл. 9, 10 приводится дифференцированная оценка новых приростов по газу в северных и арктических областях суши ЗСМП (до 2040 г.), которая интегрально оценивается в 10 трлн м3 (естественно, ±1 трлн м3).
Отметим малое участие государства в развитии МСБ газа и нефти России. Для повышения роли и значимости государства в дальнейшем изучении и промышленном освоении углеводородного потенциала недр СЕА (ренессанс значимости) рекомендуется:
1) увеличить финансирование регионального и возобновить финансирование поискового этапов изучения недр России;
2) выделить лицензионные участки (ЛУ) в нераспределенном фонде недр, дифференцировать их с точки зрения перспективности в отношении наличия газа и нефти (а значит, и по стоимости.);
3) провести поиски в пределах выделенных ЛУ за счет государственного
Таблица 8
Оценка регионов и основных продуктивных комплексов России с точки зрения сложности поиска, разведки и освоения новых МУВ (на современном этапе освоения ресурсов)
Европейские регионы Трудно найти, легко разведать, освоить и начать промышленную добычу
НПТР (неоком, апт) Трудно найти, трудно разведать, относительно легко организовать добычу
Ямал (суша - нижний мел) Трудно найти, легко разведать, средне сложно освоить и начать промышленную добычу
Гыдан (суша - неоком-апт) Легко найти и разведать, дорого освоить и начать добычу
Север ЗСМП (ачимовская толща и юра) Трудно все: найти, разведать, промышленно освоить и начать добычу. Добыча УВ началась из гор. Ач3-4 на Уренгое
Восточная Сибирь (все области) Трудно найти, еще труднее разведать, максимально сложно освоить и начать промышленную добычу, сложно и дорого добывать
Карское море (неоком-апт) Очень легко найти, легко разведать, очень трудно освоить, сложно и дорого добывать
Баренцево море (юра, верхи триаса) Затруднительно найти (месторождения > 100 млрд м3), легко разведать, трудно освоить и организовать добычу (непонятно, кому поставлять)
Присахалинский шельф (миоцен) Трудны и дороги поиск, разведка, обустройство, начало добычи. Однако продукцию (газ, нефть) легко реализовать в страны Азиатско-Тихоокеанского региона
Таблица 9
Реально достижимые приросты разведанных запасов газа (кат. В5 + С!) на севере Западной Сибири в 2021-2040 гг. за счет проведения ПРР всеми компаниями-операторами*, трлн м3
Северные и арктические области ЗСМП
Комплекс НПТР Ямал Гыдан Енисей-Хатангская НГО Всего
Альб-сеноман-турон 0,2 0,2 0,1 - 0,5
Апт (Ямал, Гыдан) 0,3 0,5 0,4 0,3 1,5
Неоком 0,3 0,6 1,2 0,7 2,8
АТ (НПТР) 1,6 0,1 0,1 - 1,8
Юра + нефтегазоносная зона контакта 0,8 1,4* 0,4 0,8 3,4
Всего 3,2 2,8 2,2 1,8 10,0"
* Доразведка запасов кат. С2 + поисково-разведочные работы. ** В том числе ПАО «Газпром» - 6,5 трлн м3.
Таблица 10
Структура прироста* запасов СГ по Западной Сибири, суша и шельф (2040 г.)
Комплекс ЯНАО Шельф Всего
НПТР Ямал Гыдан губы приямальский
Сеноман-турон 0,4 0,2 0,1 0,7 1,2 2,6
Апт 0,5 0,6 0,8 0,7 2,9 5,3
Неоком 0,3 0,8 0,7 1,2 3,5 6,5
Ачимовская толща 1,9 0,1 Не определено 2,0
Юра + нефтегазоносная зона контакта 1,0 0,8 0,3 0,2 0,6 2,9
Всего 3,9 2,5 1,9 2,8 8,2" 19,3"
* Всеми компаниями-операторами. ** Минимальная оценка.
бюджета до открытия первых одного-двух МУВ с оценкой их вероятной величины (по будущим запасам);
4) по первым итогам поисковых работ уточнить геологическое строение участков и переоценить начальные потенциальные ресурсы углеводородов;
5) только после этого выставлять ЛУ на аукционы.
Такой подход снизит риски приобретения ЛУ и их дальнейшего опоискования. Спекуляции с ресурсами предлагаемых участков будут сведены к минимуму. Дальнейшие поиски и разведка вместе с рисками лягут на компании-операторы. Истинная ценность уже приобретенных ЛУ в той или иной области суши или шельфа становится ясной, и то не в полной мере, только после бурения и испытания хотя бы двух-трех присводовых поисковых скважин на самых крупных площадях (поднятиях) внутри участка.
К 2041 г. все ныне известные и вновь открытые крупные и средние по запасам МУВ будут доразведаны и опоискованы до глубин 4,2.4,5 км. В результате «поисково-разведочных усилий» ряда крупных компаний-операторов, прежде всего ПАО «Газпром»,
начальные разведанные запасы СГ к 2040 г. по двум арктическим морям СЕА и суши п-ова Ямал с высокой вероятностью достигнут 38.41 трлн м3 [22, 23]. Эти очень значительные запасы позволят номинально добывать не менее 450.500 млрд м3/год, что составит до 45.50 % общероссийской национальной добычи в 2041-2050 гг. (950.1050 млрд м3/год, по минимальной реальной оценке), в том числе на суше Ямала - до 280.320 млрд м3/год.
Что может дать Восточная Сибирь в предстоящие десятилетия, сказать трудно, учитывая, что за 65 лет ведения поисково-разведочных работ (1956-2020 гг.) в ее южной половине на площади до 1,5 млн км2 разведанные запасы газа не превысили 6 трлн м3. Даже при среднегодовых приростах в 100.150 млрд м3 по всем компаниям и месторождениям (что, вообще говоря, неплохо.) общий прирост составит 2,5.3 трлн м3 (и это при неоткрытых ресурсах более 30 (!?) и 10.14 трлн м3, по официальной и корпоративной оценкам соответственно). Все данные о Восточной Сибири зыбки и неопределенны: и запасы кат. С2, и добывные возможности, и реальные открытия, и новые приросты. Очевидно только одно: очень высоки геологические риски
продолжения дальнейших поисково-разведочных работ. Они не вызывают поискового энтузиазма у крупных компаний, не позволяют даже средним компаниям-операторам выйти в Тунгусский регион с поисками МУВ [16, 19, 27]. Ну, выйдешь с дорогостоящим, технически сложным глубоким поисковым бурением на северо-запад Восточной Сибири, а дальше что?
Безусловно, самые большие и реальные надежды в плане развития МСБ газа связаны с арктическими морями, прежде всего Западной Арктики. Ожидаемые величины разведанных извлекаемых запасов СГ в России в динамике отбора-прироста оцениваются в 42,5; 43,0 и 43,5 трлн м3 на конец 2030 г., 2040 г. и 2050 г. соответственно, однако структура запасов изменится существенно. К началу 2050 г. на суше все месторождения крупнее 300 млрд м3 будут практически завершены разработкой (текущий КИГ превысит 80.83 % от извлекаемых запасов). Морские арктические гиганты вступят в стадию активной, некоторые - падающей, добычи. Всё будут «вытягивать» несколько крупнейших, многие десятки крупных МУВ на море, средних и, конечно, многие десятки - первые сотни (множество!) мелких месторождений (на суше). К началу второй половины XXI в. общее число открытых газосодержащих месторождений в России достигнет 2500.2700, в том числе до 280 (300) будут полностью выработаны.
Эра освоения запасов и ресурсов традиционного газа СЕА после 2050 г. начнет «клониться к закату», однако откроются перспективы масштабного освоения нетрадиционных ресурсов и источников их получения в промышленных объемах (природный газ в плотных коллекторах и угольный газ, связанный с угленосными толщами промышленно угленосных бассейнов) [3, 22, 28, 29].
***
За более чем 70 лет изучения и освоения газового потенциала недр России в начальные открытые запасы переведено всего до 48 %
от реальных потенциальных традиционных ресурсов СГ (200.205 трлн м3). Прогнозная часть ресурсов несколько превышает 100 трлн м3 и связана главным образом с северными и арктическими областями СЕА. Есть что искать и открывать, разведывать и осваивать, по крайней мере, еще сорок-пятьдесят лет (с освоением глубин на суше до 6,5.7,0 км). Нетрадиционные ресурсы газа - вообще «непаханое поле» и в части научных исследований, и в практическом смысле (за исключением газогидратов) [3, 15, 18]. Прикидочные оценки геологических ресурсов нетрадиционного газа России, в том числе сланцевого, были, но точность и достоверность их невысокая [18].
Современная сырьевая база добычи природного газа, достигающая почти 50 трлн м3 (геол.), позволяет в ближайшее десятилетие наращивать его добычу до 1 трлн м3 и более, но только в восточных регионах страны (Ямало-Карском, Южно-Сибирском, Приса-халинском и др.).
До 2040 г. предстоят крупные открытия новых газосодержащих месторождений и значительные приросты запасов СГ, но в северных и арктических областях Западной Сибири (суша и шельф). В Восточной Сибири? Может быть. Трудно предсказуемы новые приросты в Баренцевом море.
В текущее трехлетие (2021-2023 гг.) ПАО «Газпром» планирует бурить в Карском море ежегодно по 2 поисковые и разведочные скважины проходкой 5,2.5,4 тыс. м/год и с приростом 500 млрд м3/год (1,5 трлн за 3 года). Активизация морских поисково-разведочных работ ожидается после 2028-2030 гг. в западно-арктической части шельфа и после 2035 г. в восточносибирских морях. Представляется, что наиболее перспективная часть Охото-морской НГП - присахалинская - будет опо-искована полностью к 2030 г. (всеми компаниями-операторами).
Таким образом, созданные природой максимально благоприятные условия для развития газовой отрасли России будут реализованы в течение первой половины XXI в.
Список литературы
1. Варламов А.И. Ресурсный потенциал углеводородов - основа развития топливно-энергетического комплекса России / А.И. Варламов, А.П. Афанасенков, М.И. Лоджевская и др. // Геология нефти
и газа. - 2016. - № 3. - С. 3-13.
2. Гаврилов В.П. Состояние и перспективы доосвоения газового потенциала недр Западной Сибири / В.П. Гаврилов, С.М. Карнаухов,
В.А. Скоробогатов и др. // Газовая промышленность. - 2010. - № 1. - С. 12-16.
3. Гулев В.Л. Нетрадиционные ресурсы газа и нефти / В.Л. Гулев, Н.А. Гафаров,
В.И. Высоцкий и др.- М.: Недра, 2014. - 284 с.
4. Ефимов А.С. Состояние и перспективы развития сырьевой базы углеводородов / А.С. Ефимов, Ю.Л. Зайцева, М.А. Масленников и др. // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. -2017. - № 3. - С. 19-40.
5. Карнаухов С.М. Развитие минерально-сырьевой базы газовой промышленности / С.М. Карнаухов,
В.С. Коваленко, В.С. Парасына и др. // Газовая промышленность. - № 3. - 2007. - С. 22-25.
6. Карпузов А.Ф. Стратегические векторы развития минерально-сырьевой базы Российской Федерации на современном этапе (выбор пути) / А.Ф. Карпузов, А.В. Татарасов // Минеральные ресурсы России. Экономика
и управление. - 2015. - № 6. - С. 2-12.
7. Крючков В.Е. Поисково-разведочные работы в Восточной Сибири: итоги, проблемы, риски, перспективы / В.Е. Крючков,
В.А. Скоробогатов // Вести газовой науки. -М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2019. - № 4 (41): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - С. 35-48.
8. Лазеев А.Н. Геологоразведочные работы ПАО «НК Роснефть» / А.Н. Лазеев,
А.В. Гайдук, Э.Н. Гнутова // Геология нефти и газа. - 2016. - № 5. - С. 75-84.
9. Люгай Д.В. Развитие минерально-сырьевой базы газовой отрасли промышленности России и ПАО «Газпром»: итоги, проблемы, перспективы / Д.В. Люгай, В.В. Рыбальченко, А.Е. Рыжов и др. // Вести газовой науки. -М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2018. - № 3 (35): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - С. 33-45.
10. Минерально-сырьевая база топливно-энергетического комплекса России. Состояние и прогноз / под. ред. В.З. Гарипова, Е.А. Козловского. - СПб.: Ин-т геол.-эконом. проблем, 2004. - 548 с.
11. Орлов В.П. О дефиците открытий
в нефтегазовой геологии / В.П. Орлов // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. - 2015. - № 5. - С. 18-25.
12. Парасына В.С. Стратегические
и тактические направления развития минерально-сырьевой базы газовой промышленности России в первые десятилетия XXI века / В.С. Парасына, В.С. Коваленко, С.Н. Сивков и др. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - М.: ВНИИОЭНГ, 2006. -№ 3-4. - С. 4-8.
13. Подюк В.Г. Стратегические задачи и геологические возможности развития сырьевой базы газодобычи в России / В.Г. Подюк, Н.А. Крылов,
B.А. Скоробогатов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2004. - С. 8-12.
14. Попов А.И. Состояние сырьевой базы нефти и газа Российской Федерации / А.И. Попов, И.А. Плесовских, А.И. Варламов и др. // Геология нефти и газа. - 2012. - Т. 1. - № 5. -
C. 4-26.
15. Прищепа О.М. Нефть и газ низкопроницаемых сланцевых толщ - резерв сырьевой базы углеводородов России / О.М. Прищепа,
О.Ю. Аверьянова, А.А. Ильинский и др.; под ред. О.М. Прищепы // Труды ВНИГРИ. -СПб.: ВНИГРИ, 2014. - 323 с.
16. Ремизов В.В. Проблемы освоения ресурсов газа Сибири и Дальнего Востока / В.В. Ремизов, В.И. Резуненко, А.И. Гриценко и др. // Газовая промышленность. - 2000. - № 9. - С. 9-13.
17. Рыбальченко В.В. Поиски и разведка месторождений и залежей углеводородов предприятиями ПАО «Газпром»
в России / В.В. Рыбальченко, А.Е. Рыжов, В.А. Скоробогатов и др. // Вести газовой науки. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2018. -№ 3 (35): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - С. 46-57.
18. Скоробогатов В.А. А есть ли сланцевый газ в недрах осадочных бассейнов
России? / В.А. Скоробогатов // Деловой журнал Neftegaz.ru. - 2020. - № 4. - С. 54-62.
19. Скоробогатов В.А. Енисей-Ленская мегапровинция: формирование, размещение и прогнозирование месторождений углеводородов / В.А. Скоробогатов // Геология нефти и газа. - 2017. - № 3. - С. 3-17.
20. Скоробогатов В.А. Опыт оценок потенциальных ресурсов свободного газа осадочных бассейнов России
и их подтверждаемость при поисково-разведочных работах / В.А. Скоробогатов, Г.Р. Пятницкая, Д.А. Соин и др. // Геология нефти и газа. - 2018. - Спецвыпуск: Газпром ВНИИГАЗ - 70 лет. - С. 59-65.
21. Скоробогатов В.А. Потенциальные ресурсы углеводородов: методы и практика оценок величины и структуры, достоверность
и подтверждаемость при поисково-разведочных работах / В.А. Скоробогатов, Д.А. Соин. -М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2018. - 166 с.
22. Скоробогатов В.А. Будущее российского газа и нефти / В.А. Скоробогатов // Геология нефти и газа. - 2018. - Спецвыпуск: Газпром ВНИИГАЗ - 70 лет. - С. 31-43.
23. Скоробогатов В.А. Поиски месторождений и залежей углеводородов в осадочных бассейнах Северной Евразии: итоги, проблемы, перспективы / В.А. Скоробогатов, В.В. Рыбальченко, Д.Я. Хабибуллин и др. // Вести газовой науки.». - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2019. - №4 (41): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих регионов. - С. 18-34.
24. Старосельский В.И. История развития
и современное состояние сырьевой базы газовой промышленности России: науч.-тех. обзор / В.И. Старосельский, Г.Ф. Пантелеев, В.П. Ступаков и др.; под ред. А.Д. Седых. -М.: ИРЦ Газпром, 2000. - 117 с.
25. Старосельский В.И. Структура запасов и ресурсов природного газа России / В.И. Старосельский, Г.Ф. Пантелеев и др. // Перспективы развития минерально-сырьевой базы газовой промышленности России: сб. науч. трудов. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2008. - С. 33-44.
26. Хабибуллин Д.Я. Новая парадигма ведения поисково-разведочных работ в России
в 2021-2040 гг. для развития минерально-сырьевой базы газодобычи / Д.Я. Хабибуллин, В.А. Скоробогатов // Геология нефти и газа. -2018. Спецвыпуск: Газпром ВНИИГАЗ -70 лет. - С. 67-73.
27. Хабибуллин Д.Я. О целесообразности поисков месторождений углеводородов
в малоизученных областях Восточной Сибири в период 2021-2040 гг. / Д.Я. Хабибуллин,
B.А. Скоробогатов // Вести газовой науки. -М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2019. - № 4 (41): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - С. 49-58.
28. Черепанов В.В. Минерально-сырьевая база газодобычи России и ПАО «Газпром»: современное состояние и перспективы развития в XXI веке / В.В. Черепанов,
Д.В. Люгай // Геология нефти и газа. - 2018. -Спецвыпуск: Газпром ВНИИГАЗ - 70 лет. -
C. 17-30.
29. 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.
Mineral resource base for gas industry, big regions and companies in Russia: contemporary status and promising trends up to a midpoint of 21st century
M.Yu. Nedzvetskiy12, V.V. Rybalchenko1, A.N. Rybyakov1, D.Ya. Khabibullin1, V.A. Skorobogatov2*
1 Gazprom PJSC, BOX 1255, St. Petersburg, 190900, Russian Federation
2 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninskiy urban district, Moscow Region, 142717, Russian Federation
* E-mail: V_Skorobogatov@vniigaz.gazprom.ru
Abstract. This article overviews present status of the mineral resources for gas production in Russia including its major regions (north of Western Siberia, offshore areas) and its main operating companies (Gazprom PJSC etc.). The structure of resource base is analyzed in context of dimensions and performance of the gas-saturated fields. Authors outline the key regions for further geological search and prospecting. They assess the real increments of free gas reserves in 2021-2040 differing them according to geographic location and productive rock complexes.
Keywords: mineral resource base, gas, oil, search, reserves, resources, increment, production.
References
1. VARLAMOV, A.I., A.P. AFANASENKOV, M.I. LODZHEVSKAYA, et al. Resource potential of hydrocarbons as a foundation of the fuel & energy industry in Russia [Resursnyy potentsial uglevodorodov - osnova razvitiya toplivno-energeticheskogo kompleksa Rossii]. Geologiya Nefti i Gaza, 2016, no. 3, pp. 3-13. ISSN 0016-7894. (Russ.).
2. GAVRILOV, V.P., S.M. KARNAUKHOV, V.A. SKOROBOGATOV, et al. Status and prospects for further exploration of subsoil gas potential in Western Siberia [Sostoyaniye i perspektivy doosvoyeniya gazovogo potentsiala nedr Zapadnoy Sibiri]. Gazovaya Promyshlennost, 2010, no. 1, pp. 12-16. ISSN 0016-5581. (Russ.).
3. GULEV, V.L., N.A. GAFAROV, V.I. VYSOTSKIY, et al. Alternative gas and oil resources [Netraditsionnyye resursy gaza i nefti]. Moscow: Nedra, 2014. (Russ.).
4. YEFIMOV, A.S., Yu.L. ZAYTSEVA, M.A. MASLENNIKOV et al. Present state of raw hydrocarbon resource base and outlooks for its development [Sostoyaniye i perspektivy razvitiya syryevoy basy uglevodorodov]. Mineralnyye Resursy Rossii. Ekonomika i Upravleniye, 2017, no. 3, pp. 19-40. ISSN 0869-3188. (Russ.).
5. KARNAUKHOV, S.M., V.S. KOVALENKO, V.S. PARASYNA, et al. Development of mineral and raw material resources of gas industry [Razvitiye mineralno-syryevoy bazy gazovoy promyshlennosti]. Gazovaya Promyshlennost, 2007, no. 3, pp. 22-25. ISSN 0016-5581. (Russ.).
6. KARPUZOV, A.F., A.V. TATARASOV. Strategic vectors for current development of mineral resource base in Russian Federation (path selection) [Strategicheskiye vektory razvitiya mineralno-syryevoy bazy Rossiyskoy Federatsii na sovremennom etape (vybor puti)]. Mineralnyye Resursy Rossii. Ekonomika i Upravleniye, 2015, no. 6, pp. 2-12. ISSN 0869-3188. (Russ.).
7. KRYUCHKOV, V.Ye., V.A. SKOROBOGATOV. Searching and prospecting hydrocarbons in Eastern Siberia: results, challenges, risks, and outlooks [Poiskovo-razvedochnyye raboty v Vostochnoy Sibiri: itogi, problem, riski, perspektivy]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2019, no. 4 (41): Issues for resource provision of gas-extractive regions of Russia, pp. 35-48. ISSN 2306-9849. (Russ.).
8. LAZEYEV, A.N., A.V. GAYDUK, E.N. GNUTOVA. Geological prospecting works at the "NK Rosneft" PJSC [Geologorazvedochnyye raboty PAO "NK Rosneft"]. Geologiya Nefti i Gaza, 2016, no. 5, pp. 75-84. ISSN 0016-7894. (Russ.).
9. LYUGAY, D.V., V.V. RYBALCHENKO, A.Ye. RYZHOV, et al. Developing a base of raw materials for gas industry of Russia and the Gazprom PJSC: overall results, issues, outlooks [Razvitiye mineralno-syryevoy bazy gazovoy otrasli promyshlennosti Rossii i PAO "Gazprom": itogi i perspektivy]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2018, no. 3 (35): Issues for resource provision of gas-extractive regions of Russia, pp. 33-45. ISSN 2306-9849. (Russ.).
10. GARIPOV, V.Z., Ye.A. KOZLOVSKIY (eds.). Mineral resources of Russian fuel & energy industry. Contemporary state and prediction [Mineralno-syryevaya baza toplivno-energeticheskogo kompleksa Rossii. Sostoyaniye i prognoz]. St. Petersburg: Iinstitute of Geological Economic Problems Ltd, 2004. (Russ.).
11. ORLOV, V.P. On deficit of discoveries in petroleum geology [O defitsite otkrytiy v neftegazovoy geologii]. Mineralnyye Resursy Rossii. Ekonomika i Upravleniye. 2015, no. 5, pp. 18-25. ISSN 0869-3188. (Russ.).
12. PARASYNA, V.S., V.S. KOVALENKO, S.N. SIVKOV, et al. Strategic and tactical trends in development of a mineral resource base of Russian gas industry in first decades of the XXI century [Strategicheskiye i takticheskiye napravleniya razvitiya mineralno-syryevoy basy gazovoy promyshlennosti Rossii v pervyye desyatiletiya XXI veka]. Geologiya, Geofi zika i Razrabotka Neftyanykh i Gazovykh Mestorozhdeniy, 2006, no. 3-4, pp. 4-8. ISSN 2413-5011. (Russ.).
13. PODYUK, V.G., N.A. KRYLOV, V.A. SKOROBOGATOV. Strategic tasks and geological opportunities to develop raw materials sources for gas production in Russia [Strategicheskiye zadach i geologicheskiye vozmozhnosti razvitiya syryevoy bazy gazodobychi Rossii]. Geologiya, Geofi zika i Razrabotka Neftyanykh i Gazovykh Mestorozhdeniy, 2004, pp. 8-12. ISSN 2413-5011. (Russ.).
14. POPOV, A.I., I.A. PLESOVSKIKH, A.I. VARLAMOV, et al. State of in-situ resources for oil and gas production in Russian Federation [Sostoyaniye syryevoy bazy nefti i gaza Rossiyskoy Federatsii]. Geologiya Nefti i Gaza, 2012, vol. 1, no. 5, pp. 4-26. ISSN 0016-7894. (Russ.).
15. PRISHCHEPA, O.M. (ed.), O.Yu. AVERYANOVA, A.A. ILYNSKIY, et al. Oil and gas of poorly permeable slate rock masses as a reserve of raw hydrocarbon resources in Russia [Neft i gaz nizkopronitsayemykh slantsevykh tolshch - rezerv syryevoy bazy uglevodorodov Rossii]. Proceedings of the VNIGRI. St. Petersburg: All-Russia Petroleum Research Exploration Institute (VNIGRI), 2014. (Russ.).
16. REMIZOV, V.V., V.I. REZUNENKO, A.I. GRITSENKO, et al. Challenges of gas resource development at Siberia and the Far East [Problemy osvoyeniya resursov gaza Sibiri i Dalnego Vostoka]. Gazovaya Promyshlennost, 2000, no. 9, pp. 9-13. ISSN 0016-5581. (Russ.).
17. RYBALCHENKO, V.V., A.Ye. RYZHOV, V.A. SKOROBOGATOV, et al. Searching and prospecting of hydrocarbon fields and deposits by the enterprises of the Gazprom PJSC in Russia [Poiski i razvedka mestorozhdeniy i zalezhey uglevodorodov predpriyatiyami PAO "Gazprom" v Rossii]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2018, no. 3 (35): Issues for resource provision of gas-extractive regions of Russia, pp. 46-57. ISSN 2306-9849. (Russ.).
18. SKOROBOGATOV, V.A. Is there any slate gas in depths of the sedimentary basins if Russia? [A yest li slantsevyy gaz v nedrakh osadochnykh basseynov Rossii?]. Delovoy zhurnal Neftegaz.ru, 2020, no. 4, pp. 54-62. ISSN 2410-3837. (Russ.).
19. SKOROBOGATOV, V.A. Yenisey-Lena megaprovince: generation, location and prediction of hydrocarbon fields [Yenisey-Lenskaya megaprovintsiya: formirovaniye, razmeshcheniye i prognozirovaniye mestorozhdeniy uglevodorodov]. Geologiya Nefti i Gaza. 2017, no. 3, pp. 3-17. ISSN 0016-7894. (Russ.).
20. SKOROBOGATOV, V.A., G.R. PYATNITSKAYA, D.A. SOIN, et al. Practice of estimation of potential resources of the free gas in sedimentary basins of Russia and their validation during prospecting works [Opyt otsenok potentsialnykh resursov svobodnogo gaza osadochnykh basseynov Rossii i ikh podtverzhdayemost pri poiskovo-razvedochnykh rabotakh]. Geologiya Nefti i Gaza, 2018, no. 4s: The 70th anniversary of the Gazprom VNIIGAZ, pp. 59-65. ISSN 0016-7894. (Russ.).
21. SKOROBOGATOV, V.A., D.A. SOIN. Potential hydrocarbon resources: methods, practice of quantitative and structural assessment, validity and confirmability in course of prospecting [Potentsialnyye resursy uglevodorodov: metody i praktika otsenok velichiny i struktury, dostovernost i podtverzhdayemost pri poiskovo-razvedochnykh rabotakh]. Moscow: Gazprom VNIIGAZ LLC, 2018. (Russ.).
22. SKOROBOGATOV, V.A. Future of Russian gas and oil [Budushcheye rossiyskogo gaza i nefti]. Geologiya Nefti i Gaza, 2018, no. 4s: The 70th anniversary of the Gazprom VNIIGAZ, pp. 31-43. ISSN 0016-7894. (Russ.).
23. SKOROBOGATOV, V.A., V.V. RYBALCHENKO, D.Ya. KHABIBULLIN, et al. Searching hydrocarbon fields and deposits in sedimentary basins of Northern Eurasia: results, issues and outlooks [Poiski mestorozhdeniy i zalezhey uglevodorodov v osadochnykh basseynakh Severnoy Yevrazii: itogi, problem, perspektivy]. Vesti GazovoyNauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2019, no. 4 (41): Issues for resource provision of gas-extractive regions of Russia, pp. 18-34. ISSN 2306-9849. (Russ.).
24. STAROSELSKIY, V.I., G.F. PANTELEYEV, V.P. STUPAKOV et al. History and modern state of the Russian gas industry base of mineral and raw materials [Istoriya razvitiya i sovremennoye sostoyaniye syryevoy bazy gazovoy promyshlennosti Rossii]: sci.-tech. review. Moscow: IRTs Gazprom, 2000. (Russ.).
25. STAROSELSKIY, V.I., G.F. PANTELEYEV, et al. Structure of natural gas reserves and resources in Russia [Struktura zapasov i resursov prirodnogo gaza Rossii]. In: Outlooks for development of mineral resources for gas industry of Russia [Perspektivy razvitiya mineralno-syryevoy bazy gazovoy promyshlennosti Rossii]: collected scientific papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2008, pp. 33-44. (Russ.).
26. KHABIBULLIN, D.Ya., V.A. SKOROBOGATOV. New paradigm of prospecting and exploration operations in Russia in 2021-2040 aimed at development of mineral resource base of gas production [Novaya paradigm vedeniya poiskovo-razvedochnykh rabot v Rossii v 2021-2040 dlya razvitiya mineralno-syryevoy bazy gazodobychi]. Geologiya Nefti i Gaza, 2018, no. 4s: The 70th anniversary of the Gazprom VNIIGAZ, pp. 67-73. ISSN 0016-7894. (Russ.).
27. KHABIBULLIN, D.Ya., V.A. SKOROBOGATOV. On expediency to search hydrocarbon fields in poorly studied regions of Eastern Siberia in 2021-2040 [O tselesoobraznosti poiskov mestorozhdeniy uglevodorodov v maloizuchennykh oblastyakh Vostochnoy Sibiri v period 2021-2040 gg.]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2019, no. 4 (41): Issues for resource provision of gas-extractive regions of Russia, pp. 49-58. ISSN 2306-9849. (Russ.).
28. CHEREPANOV, V.V., D.V. LYUGAY. Mineral resource base of gas production by Russia and the Gazprom PJSC: modern status and outlooks for development in the XXI century [Mineralno-syryevaya basa gazodobychi Rossi ii PAO "Gazprom": sovremennoye sostoyaniye i perspektivy razvitiya v XXI veke]. Geologiya Nefti i Gaza, 2018, no. 4s: The 70th anniversary of the Gazprom VNIIGAZ, pp. 17-30. ISSN 0016-7894. (Russ.).
29. CHEREPANOV, V.V., S.M. KARNAUKHOV, V.A. SKOROBOGATOV. Rusian gas in the XXI century [Rossiyskiy gaz v XXI veke]. Teoreticheskiye Osnovy i Tekhnologii Poiskov i Razvedki Nefti i Gaza. Moscow: Gubkin Russian State University of Oil and Gas (national research university), 2012, no. 1, pp. 20-23. ISSN 2307-9411. (Russ.).
