CC BY
80
РЕСУРСНЫЙ ПОТЕНЦИАЛ РЕСПУБЛИКИ САХА (ЯКУТИЯ) -ДИНАМИКА И ПЕРСПЕКТИВЫ ФОРМИРОВАНИЯ ДОБЫЧНЫХ ВОЗМОЖНОСТЕЙ
Ю.Б. Силантьев, Т.О. Халошина (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)
Республика Саха (Якутия) по стоимости запасов полезных ископаемых входит в пятерку ведущих ресурсно-сырьевых регионов Российской Федерации. Г азовые ресурсы Республики составляют значительную честь ресурсного потенциала региона, и в настоящее время с ними связаны перспективы развития топливно-энергетического комплекса региона.
Общая площадь перспективных нефтегазоносных территорий Республики превышает 1,5 млн км2, однако основные объемы ГРР на нефть и газ проведены в пределах юго-западной части Республики. Здесь пробурено около тысячи поисково-разведочных и других скважин суммарным метражом до 2,4 млн м. Средняя плотность бурения составляет 1,6 м/км2, а изученность сейсморазведкой -0,14 пог. км/км2. Основные объемы проведенных ГРР сосредоточены в Ботуобинском и Вилюйском НГР. Структура накопленного геолого-геофизического «архива» характеризуется значительной неоднородностью. Региональные нефтегазогеологические обобщения остались на уровне 80-х годов прошлого столетия. Это обуславливает проблемы при проведении прединвестиционных исследований и планировании освоения ресурсов газа Республики Саха (Якутия).
В настоящее время на территории Республики выделено две группы газовых месторождений: Центрально-Якутская (Вилюйская) и Южно-Якутская (Непско-Ботуобинская). Большинство месторождений открыто в пределах Южной Якутии, на территории которой планируется (на основе Чаяндинского базового месторождения) формирование регионального центра газодобычи (ЦГД). Однако на базе Вилюйской группы месторождений уже несколько десятилетий функционирует субрегиональный ЦГД, обеспечивающий газоснабжение Центральной Якутии.
В настоящее время начальные суммарные ресурсы (НСР) газа разведаны на 10,3 % и опоискова-ны на 18,9 % (по данным оценки Министерства природных ресурсов (МПР), 2002 г.). Это указывает на вероятность обнаружения крупных скоплений газа. Однако низкая региональная изученность затрудняет районы локализации данных скоплений. Преобладающая часть (68 %) НСР газа сосредоточена в пределах Вилюйской, Непско-Ботуобинской и Предпатомской НГО. В пределах данных НГО сосредоточена и значительная часть ресурсов нефти (42,1 %).
По принятой оценке (МПР, 2002 г.) НСР газа оцениваются в 12,8 трлн м3. Выявлено 32 месторождения, содержащих свободный газ, в том числе одно уникальное, 11 крупных, 15 средних и 5 мелких. В объеме разведанных запасов значительная часть приходится на Чаяндинское НГКМ (49,4 %) (рис. 1).
Верхневилючанское,
Тас-Юряхское,
Среднетюнское,
Среднеботуобинское месторождения 27,6 %
Чаяндинское месторождение 49,4 %
Рис. 1. Структура запасов газа республики Саха (Якутия)
Остальные месторождения 23,0 %
В распределенном фонде находятся 26 участков, из которых восемь принадлежат ОАО «Сургутнефтегаз», активно проводящему геолого-разведочные исследования. В нераспределенном фонде в пределах юго-западной части находятся 30 участков, которые планировались к лицензированию в 2004-2013 гг. Большая часть распределенных участков находится в ареале формируемого транспортного коридора Восточная Сибири - Тихий океан (ВСТО). Отсутствие необходимой транспортной инфраструктуры сдерживает выполнение лицензионных обязательств недропользователями (ЗАО «Иреляхнефть», ОАО «Якутскгазпром», ООО «Тас-Юрях-нефтедобыча», ЗАО «Евро ТЭК», ОАО «АлРосаГаз», ЗАО «Сахатранснефтегаз»). ОАО «Газпром» владеет лицензией на освоение Чаяндинского НГКМ, разработка основной ботуобинской залежи которого сдерживается необходимостью первоочередной эксплуатации нефтяной оторочки и решением проблемы извлечения гелия, содержание которого в итоговом газе достигает 0,58 %.
Структура НСР газа Республики Саха (Якутия), по данным оперативной оценки МПР 2008 г., представлена на рис. 2.
Накопленная добыча 1,0 %
1
20,3 %
26,4 %
Рис. 2. Структура НСР газа республики Саха (Якутия) (по оперативной оценке МПР, 2008 г.)
Анализ приведенной структуры указывает на то, что основные объемы прироста запасов газа промышленных категорий (АВС1) будут обеспечены за счет ресурсов Д1 и Д2. Отметим, что по оценке МПР 2002 г. ресурсы категорий Д1 и Д2 составляли соответственно 23,6 и 62,2 %. Установленные различия между оценками НСР 2002 и 2008 гг. указывают на вероятностный характер данных приближений, причем последнее вызывает ряд вопросов, связанных с почти двукратным превышением ресурсов категории Д1 над ресурсами Д2. В этом отношении двукратное превышение ресурсов Д2 над Д1 в варианте 2002 г. представляется более логичным. В этой связи данный вариант рассматривается в качестве базового для моделирования возможного прироста запасов газа промышленных категорий.
На рис. 3 представлен вариант возможного перевода ресурсов в запасы на основе межкатегорий-ных коэффициентов перевода, предложенных МПР (0,15/0,25/0,50). Суммарный прирост запасов газа составит более 2,2 трлн м, следовательно, разведанность НСР газа будет 27 %. В настоящее время разведанность НСР старых газодобывающих регионов (Ставропольский и Краснодарский край) достигает 80 %.
При реализации поисково-разведочных программ возможна значительная корректировка оценки НСР, в том числе за счет ее уменьшения. Это один из вариантов 100%-ного сближения НСР и запасов газа промышленных категорий. Другой вариант - увеличение запасов газа и их приближение к оценке НСР. Однако наиболее вероятен промежуточный вариант. Это обусловливает необходимость обоснования инструментария региональных коэффициентов межкатегорийного перевода ресурсов в запасы, адаптированных под особенности строения, и геолого-геофизической изученности конкретных перспективных территорий.
На рис. 4 представлен вариант возможного перевода ресурсов в запасы на основе адаптивных коэффициентов перевода.
Рис. 3. Вариант возможного перевода ресурсов в запасы на основе межкатегорийных коэффициентов МПР
Рис. 4. Вариант вероятного перевода ресурсов в запасы на основе адаптационных коэффициентов
межкатегорийного перевода
При реализации такого варианта итоговая разведанность НСР газа составит 42 %, что соответствует современной разведанности НСР северной части Западной Сибири (ЯНАО). При данном варианте запасы газа промышленных категорий составят 5,3 трлн м3; следовательно, при 2,5%-ном годовом отборе можно добывать до 135 млрд м3 газа в год, однако значительная часть добываемого газа должна будет добываться из мелких месторождений.
В табл. 1 представлено распределение открытых месторождений газа по крупности (в том числе по вариантам 50 и 75 % перевода запасов С2 в С1).
Таблица 1
Распределение открытых месторождений газа по крупности запасов
Кластер запасов, млрд м3 Количество месторождений
АВС1 АВС^+0,5 С2 АВС1 + 0,75 С2
менее 0,3 1 - -
0,3-1,0 5 2 2
1,0-3,0 4 4 3
3,0-10,0 8 9 10
10,0-30,0 1 5 5
30,0-100,0 4 4 4
100,0-300,0 4 5 5
300,0-1000,0 1 1 -
более 1000,0 - - 1
При варианте распределения запасов АВС1 установлено трехмодульное распределение, что косвенно указывает на недоразведанность значительной части месторождений. Распределение с учетом возможного перевода запасов С2 в С1 (50 и 75%-ный варианты) приближается к нормальному - гаус-совому распределению, которое характерно для начального этапа освоения региона (рис. 5).
5 -4 -3 -2 -I О I 2 3 4 5
Рис. 5. Нормальное (гауссовое) распределение
Отметим, что в случае Якутии гауссовое распределение ассиметрично и характеризуется сдвигом в сторону «малых» месторождений. В значительной мере это обусловлено зрелостью УВ-систем древних толщ.
Однако для «старых» газодобывающих регионов распределение месторождений по крупности аппроксимируется распределением Парето (рис. 6), которое в значительной степени отражает алгоритм игры «морской бой», в значительной мере корреспондирующейся с динамикой открытия месторождений: в первой трети поискового жизненного цикла преобладают крупные месторождения, в последней - мелкие.
Рис. 6. Распределение Парето
В табл. 2 представлены результаты геолого-имитационного моделирования структуры фонда месторождений Республики Саха (Якутия). Такой вариант имеет интегрированный характер, так как рассчитан для Лено-Вилюйской и Лено-Тунгусской НГП (в пределах Республики).
Таблица 2
Результаты геолого-имитационного моделирования распределения по крупности месторождений газа
Республики Саха (Якутия)
Кластер запасов, млрд м3 Количество месторождений Запасы (С1+С2)
общие, трлн м3 средние по месторождениям, млрд м3
0,1-0,3 - - -
0,3-1,0 - - -
1,0-3,0 682 0,95 1,41
3,0-10,0 232 0,92 3,96
10,0-30,0 76 0,95 12,51
30,0-100,0 28 0,82 29,32
100,0-300,0 9 1,24 137,7
300,0-1000,0 3 1,12 373,0
более 1000,0 1 1,20 1200,0
1031 7,20 6,98
По данным проведенного геолого-имитационного моделирования фонд месторождений Республики Саха (Якутия) включает 1031 месторождение с запасами более 1,0 млрд м3. Средние запасы составляют около 7,0 млрд м3. Прогнозируется открытие семи месторождений (к имеющимся), запасы которых превышают 100 млрд м3. Суммарная разведанность НСР при подтверждении прогнозируемой структуры составит 56 %, что сопоставимо с разведанностью НСР газа нефтегазоносных территорий Северо-Западного федерального округа. Кластеры запасов (более 100 млрд м3) к настоящему времени опоискованы на 46 % (по количеству месторождений), следовательно, фонд наиболее рентабельных скоплений может быть удвоен. Суммарные запасы трех кластеров месторождений с запасами более 100 млрд м3 составляют 3,56 трлн м3. Такие запасы при 2,5%-ном годовом отборе могут обеспечить до 90 млрд м3. Это в 1,5 раза меньше варианта, предложенного на рис. 4. Очевидно, данные показатели можно рассматривать в качестве базового (осредненного) и максимального (при 10%-ной вероятности).
Приведенная информация указывает на возможность формирования в пределах Республики Саха (Якутия) крупного центра газодобычи и создания единого коридора ВСТО как для нефти (реализуется), так и для газа.
Однако отметим, что значительная часть (до 50 %) месторождений будет иметь запасы от 1,0 до 100 млрд м3. Из них большая часть будет иметь граничные запасы менее 10,0 млрд м3. Их освоение целесообразно лишь на заключительной стадии в период падения добычи на базовых месторождениях.
