CC BY
5
УДК 553.98(571.12)
Роль сырьевой базы в обеспечении основных направлений хозяйственной деятельности п-ова Ямал и прилегающей акватории
А.Н. Гумерова1*, М.А. Лобусев1, А.В. Лобусев1, А.В. Бочкарев1
1 РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, Российская Федерация, 119991, г. Москва, Ленинский пр-т, д. 65, к. 1 * E-mail: gumerova.a@gubkin.ru
Тезисы. В работе приведены результаты дифференциации сложившейся сырьевой базы и ожидаемых новых ресурсов п-ова Ямал и окружающей его акватории Карского моря и Обской губы (арктической части Западно-Сибирской нефтегазоносной мегапровинции (НГМП)) с точки зрения решения двух важнейших задач местной газовой инфраструктуры: надежной и долговременной работы созданного в конце прошлого века комплекса трубопроводного дальнего транспорта в юго-западной части региона (кластер I) и интенсивного функционирования весьма актуального и востребованного за последнее десятилетие газохимического комплекса по переработке сжиженного природного газа в северо-восточной его части (кластер II). При формировании профильных центров добычи и выделении этапов освоения каждого кластера важнейшей задачей является обеспечение указанных центров долгосрочной сырьевой базой за счет действующих и вновь открываемых газовых и газо-конденсатных месторождений в неосвоенных труднодоступных и слабоизученных северо-западных районах Арктического сектора Западно-Сибирской НГМП.
Общие показатели сырьевой базы газовой промышленности территории
П-ов Ямал и окружающая его акватория Карского моря и Обской губы (далее Карско-Ямальский регион) как часть Западно-Сибирской нефтегазоносной мегапровинции (НГМП) являются одним из важнейших стратегических газоносных регионов России и главным направлением геологоразведочных работ в деле обеспечения текущей и на дальнюю перспективу потребности в газе топливно-энергетического комплекса страны. В связи с этим наблюдается интенсивный рост годовой добычи газа на Ямале: от 7,9 млрд м3 в 2011 г. (начало добычи) до 175 млрд м3 в 2020 г. с перспективой добычи до 360 млрд м3 в 2030 г.
Из 42 месторождений в Карско-Ямальском регионе 8 месторождений являются супергигантами и 9 отличаются уникальными запасами. На суше региона выявлены 9 месторождений этих категорий, в акватории моря и губ - 8, из которых только одно -Ленинградское газоконденсатное месторождение - супергигант (рис. 1, табл. 1, 2).
Крупность месторождений по начальным запасам газа: супергиганты (более 1 трлн м3), уникальные (от 300 млрд м3 до 1 трлн м3), крупные (30.. .300 млрд м3), средние (5...30 млрд м3), мелкие и очень мелкие (от менее 1 до 5 млрд м3). В акватории нет мелких и средних по запасам месторождений, только крупные, уникальные и супергиганты, крупность которых будет возрастать исходя из опыта доразведки Ленинградского месторождения. Поиски, разведка и освоение месторождений в Карско-Ямальском регионе начато на суше, где их явное большинство (30), открытие месторождений в акватории по ряду известных обстоятельств отстает (см. табл. 1). На крупнейшие месторождения (супергиганты + уникальные по запасам газа) региона (всего 17, см. табл. 1) приходится 24,2 трлн м3 или 89,8 % от общих запасов газа, тем самым свидетельствуя, что сырьевая база этой категории месторождений определяет прошлую, текущую и будущую добычу газа в крае. Из соотношения начальных запасов газа и нефти в регионе следует, что подавляющее количество углеводородов (УВ) приходится на запасы газа и конденсата (27,4 трлн м3, или 98,2 % от общего количества УВ). Общее количество жидких УВ (конденсат + нефть) составляет 5,7 % от их общего с газом объема, нефти числится в количестве 0,5 млрд т (1,8 %) и в основном на юге рассматриваемого региона (табл. 3).
Ключевые слова:
сырьевая база,
природный газ,
трубопроводный
транспорт,
газохимический
комплекс,
кластер,
запасы и ресурсы газа,
сжиженный природный газ, районирование.
Месторождения:
супергиганты
З00...1000 млрдм3 30...300 млрдм3 5...30 млрдм3 1...5млрдм3
и < 1 млрд м3
О О
средние
уникальные
крупные
мелкие и очень мелкие
границаЗападно-Сибирской НГМП
граница кластера
тл
прибортовая зона многолетней мерзлоты
Рис. 1. Схема пространственного размещения месторождений УВ и крупность их по начальным запасам газа в Карско-Ямальском регионе Западной Сибири. Месторождения: 1 - Салмановское (Утреннее); 2 - Трехбугорное; 3 - Восточно-Бугорное; 4 - Геофизическое; 5 - Северо-Обское; 6 - Тамбейское; 7 - Малыгинское; 8 - Сядорское; 9 - Южно-Тамбейское; 10 - Западно-Саяхинское; 11 - Верхнетиутейское; 12 - Северо-Бованенковское; 13 - Бованенковское; 14 - Восточно-Бованенковское; 15 - Харасавэйское; 16 - Ленинградское; 17 - Русановское; 18 - Нейтинское; 19 - Арктическое; 20 - Байдарацкое; 21 - Крузенштерновское; 22 - Южно-Крузенштерновское; 23 - Чугорьяхинское; 24 - Северо-Каменномысское; 25 - Каменномысское-море; 26 - Северо-Парусовое; 27 - Парусовое; 28 - Южно-Парусовое; 29 - Хамбатейское; 30 - Ростовцевское; 31 - Мало-Ямальское; 32 - Усть-Юрубейское; 33 - Среднеямальское; 34 - Нурминское; 35 - «75 лет Победы»; 36 - Каменномысское; 37 - маршала Рокоссовского; 38 - им. В.А. Динкова; 39 - маршала Жукова; 40 - Нярмейское; 41 - «Победа»;
42 - Новопортовское
Таблица 1
Крупность месторождений Карско-Ямальского региона
Сегмент Количество месторождений
всего супергигантов уникальных крупных средних мелких и очень мелких
Акватория моря и губ 12 1 7 4 0 0
Материковая часть 30 7 2 13 5 3
Всего, из них: 42 8 9 17 5 3
кластер I 31 4 8 13 4 2
кластер II 11 4 1 4 1 1
Таблица 2
Общее количество месторождений п-ова Ямал и прилегающей акватории по фазовому состоянию, ведущему комплексу отложений и кластерам
Тип месторождений Количество месторождений Ведущий комплекс отложений Количество открытых месторождений по целевому использованию
Кластер I Кластер II Кластер I Кластер II
Газовые 11 К1; К2, J2, J3 К1, К2, J2 8 3
Газоконденсатные 17 К1, К2, J2 К1, К2, Jl, J2 11 6
Нефтегазоконденсатные 13 К1; К2, J2, Pz К1, ^ 11 2
Нефтегазовые 1 К1, К2, Jl, J2 - 1 0
Всего 42 31 11
Таблица 3
Суммарные начальные извлекаемые запасы углеводородного сырья п-ова Ямал
и прилегающей акватории
Тип месторождении (флюид) Запасы кат. А+В1+В2+С1+С2 + добыча, тыс. т условного топлива (%*)
газ конденсат нефть итого
Газовые (газ) 1691320 (6,4) - - 26389001 (94,3)
Газоконденсатные (конденсат) 11581697 (43,9) 497696 (46) - 1081381 (3,9)
Нефтегазоконденсатные (нефть) 12694035 (48,1) 578648 (54) 382031 (75) 512054 (1,8)
Нефтегазовые (нефть) 421949 (1,6) - 130023 (25)
Всего 26389001 (100) 1081381 (100) 512054 (100) 27982436 (100)
* Доля начальных суммарных запасов газа.
В акватории Карского моря его заливов и губ сосредоточено уникальное количество запасов газа - более 45 % от запасов по всем морям России [1, 2]. Всего в пределах акватории региона на начало 2022 г. открыты 13 месторождений с запасами газа 5,18 трлн м3. Кроме того, ряд месторождений имеют продолжение в акваторию моря и губ (Харасавэйское, Салмановское, Крузенштерновское и др.). После введения антироссийских санкций бурение скважин с иностранным участием в Карском море в 2013 г. было приостановлено, и российские компании возобновили его в начале 2020-х гг., тем самым демонстрируя возможность бурения морских высокотехнологичных скважин без участия западных компаний. Последние открытия - месторождения
имени маршалов Жукова и Рокоссовского, имени В.А. Динкова, «75 лет Победы», СевероОбское и др.
Карско-Ямальский регион является западной частью Арктической газоносной провинции, что подтверждено результатами ресурсно-геологического анализа: всего на начало 2022 г. в пределах Карско-Ямальского региона установлена преимущественная газоносность территории исследования по количеству месторождений (28, или 67 %) и исключительная газоносность по запасам (98,2 %) (см. табл. 1-3) [3, 4]. При этом не выявлено чисто нефтяных месторождений, а нефтяные скопления в незначительных количествах на 14 нефтегазоконденсатных залежах присутствуют в виде мелких нефтяных оторочек.
Легкая нефть (плотностью 0,808 м3/т) проблематичной (некачественное опробование) крупной залежи на месторождении «Победа» близка по составу к газоконденсату (незавершенное переформирование). Из-за незначительных запасов (в сравнении с газом) нефть в дальнейшем не рассматривается.
Сырьевая база основных видов хозяйственной деятельности газовой промышленности Карско-Ямальского региона
В качестве приоритетных задач развития крупнейшего мегапроекта современной России является формирование профильных центров добычи газа в Арктическом регионе, обеспечивающих дальний транспорт газа для внутренних нужд и экспортных поставок УВ (кластер I), а также газохимических комплексов, поставляющих сжиженный природный газ (СПГ) по Северному морскому пути в страны Европы, Азии и другие регионы (кластер II). С целью научно-технической поддержки развития выделенных кластеров выполнены углубленные общие и адресные исследования
Границы:
кластера мегапровинции
прибортовой зоны многолетней мерзлоты
Рис. 2. Районирование территории по специфике использования углеводородного сырья основными операторами-недропользователями (кластеры) и способу его ДТТ
их сырьевой базы в пределах материковой (Ямал и Восточный Гыдан) и морской (Карское море, прилегающие губы и заливы) частей.
Для воплощения данных стратегических инициатив по кластерам I и II России нужен гигантский по объему и надежный по освоению на дальнюю перспективу (более 100 лет) источник поступления газа. Таким источником газа и газоконденсата являются недра юрско-мелового комплекса отложений Карско-Ямальского региона, за счет которых формировались крупнейшие в мире месторождения газа [4-6]. Пришло время дифференциации сложившейся сырьевой базы и ожидаемых новых ресурсов с точки зрения решения двух важнейших задач газовой инфраструктуры региона: надежной и долговременной работы созданного в конце прошлого века комплекса дальнего трубопроводного транспорта (ДТТ) в юго-западной части региона (кластер I) и интенсивного функционирования весьма актуального и востребованного за последнее десятилетие газохимического комплекса по переработке и сжижению природного газа в северовосточной его части (кластер II).
По целевому использованию запасов и ресурсов газа п-ов Ямал с прилегающей акваторией и восточная часть п-ова Гыдан делятся на две части: юго-западная (кластер I) для обеспечения ресурсной базой сложившегося и дальнейшего поддержания работы комплекса ДТТ газа и северо-восточная (кластер II) для обеспечения газохимического комплекса по сжижению и морским перевозкам природного газа (рис. 2).
В пределах кластера I выявлены 12 уникальных по запасам месторождений (включая супергиганты), в пределах кластера II - 5 месторождений (см. рис. 1, табл. 1). За пределами кластеров I и II в пределах юго-восточной части Арктической газоносной провинции Западно-Сибирской НГМП выделяется не рассматриваемый авторами ниже кластер III, который специализируется на добыче нефти и газа из трех источников (недропользователь -ПАО «Роснефть»): поднадвиговые и принадви-говые зоны (байкальский тип месторождений), тяжелые, трудноизвлекаемые нефти (мессоях-ский и ванкорский типы) (см. рис. 2).
По рейтингу начальных запасов газа из 10 крупнейших в РФ газовых супергигантов (более 2 трлн м3) семь находятся в пределах Арктической газоносной провинции,
в том числе пять в пределах кластера I и два (Тамбейское и Малыгинское) на территории кластера II (рис. 3). На территории кластера I четыре месторождения-супергиганта (Уренгойское, Ямбургское, Заполярное и Медвежье) находятся в пределах Обь-Тазовского междуречья, или 1-го этапа освоения кластера, и одно месторождение (Бованенковское) - в пределах Карско-Ямальского региона, или 2-го этапа освоения.
В пределах кластера I в составе газовых супергигантов и месторождений с уникальными запасами газа (всего 12 месторождений) начальные запасы газа составляют 12,7 трлн м3, в пределах кластера II начальные запасы газа составляют 11,6 трлн м3 (5 месторождений) (рис. 4, см. табл. 1).
Основу сырьевой базы газа региона составляют среднеюрские (более 5,8 трлн м3) и нижнемеловые отложения (более 13,8 трлн м3) (табл. 4). В пределах кластера II заметно возрастает роль юрских отложений (в 4 раза по сравнению с кластером I), тогда как в пределах кластера I превалируют запасы газа в верхне- и нижнемеловых продуктивных пластах (см. табл. 4).
Всего в пределах Карско-Ямальского региона на акваторию моря и губ приходятся 7,6 трлн м3 начальных запасов газа, на сухопутную часть региона - 18,8 трлн м3. Обращают на себя внимание значительные запасы категории С2 в пределах акватории моря (более 3,9 трлн м3), материковой части - 7,2 трлн м3 и кластера II в среднеюрских и нижнемеловых отложениях (более 7,7 трлн м3), за счет которых будет обеспечено дальнейшее приращение промышленных запасов газа в регионе (табл. 5).
Сравнительно высокие значения разрабатываемых запасов (73,6 % от общих запасов газа) сухопутной территории региона отражают более высокую степень ее изученности. Невысокая общая цифра запасов морской части при значительной площади не вызывает удивления по той же причине (см. табл. 5). Запасы разведываемых месторождений кластера II в 1,3 раза выше запасов кластера I, где месторождения с наибольшими запасами введены в разработку.
Разведываемые месторождения в пределах рассматриваемой территории составляют 71,8 %, разрабатываемые - 28,2 %. Высокий процент запасов категории С2 и разведываемых месторождений - надежное указание
Уренгойское Ямбургское Тамбейское Бованенковское Штокмановское Астраханское Заполярное Ковыктинское Медвежье Малыгинское
- Месторождения: ■ кластера I ■ кластера II ■ запределами . рассматриваемого региона
0 2 4 6 8 10 12 14
Трлн м3
Рис. 3. Начальные извлекаемые запасы крупнейших в России газовых месторождений с запасами более 2 трлн м3
Рис. 4. Схема пространственного размещения месторождений УВ (супергиганты и уникальные) кластеров I и II в Карско-Ямальском регионе Западной Сибири: см. экспликацию к рис. 1
Таблица 4
Запасы газа (с конденсатом) по основным продуктивным комплексам отложений Карско-Ямальского региона, млн м3
Комплекс отложений Газ Конденсат Газ + конденсат В том числе газ
кластер 1 кластер II
К2 5674393 25 5674418 4964673 709720
К1 13849840 471652 14321492 7730744 6119096
К 19524233 471677 19995910 12695417 6828816
420328 24265 444593 0 420328
5842278 515085 6357363 1158956 4683322
601812 70354 672166 62648 539164
J 6864418 609704 7474122 1221604 5642814
Всего: К + J 2638851 1081381 27470032 14080309 12308342
Таблица 5
Структура запасов газа и классификационные признаки месторождений Карско-Ямальского региона, млн м3
Сегмент Кат. А+В1+В2+С1 Кат. С2 Итого Месторождения
в разведке (в консервации) в разработке
Акватория моря и губ 3701447 3903153 7604600 5646513 1958087
Материковая часть 11535157 7249244 18784401 13318505 5465896
Всего 15236604 11152397 26389001 18965018 7423983
Кластер II 4566754 7741588 12308342 12308342 0
Кластер I 10669850 3410809 14080659 9391110 4689549
Всего 15236604 11152397 26389001 21699452 4689549
Если традиционный газ десятилетиями разрабатывается и транспортируется по магистральным тысячекилометровым трубопроводам по суше и морю (Балтийское, Черное), то задача создания газохимического комплекса по сжижению газа и его дальним морским перевозкам по Северному морскому пути принципиально новая. В 2010 г. Правительством РФ был принят комплексный план по развитию производства СПГ в арктической части Западной Сибири. Реализация крупных проектов федерального значения по созданию масштабного кластера СПГ в северной половине Ямала и Гыдана поручена компании ПАО «Новатэк».
Из числа недропользователей основные запасы газа приходятся на ПАО «Газпром», ПАО «Новатэк» и ПАО «Роснефть» (рис. 5, см. а). Тридцать пять процентов запасов приходятся на нераспределенный фонд, который распределится в будущем между указанными компаниями.
По кластерам территория Карско-Ямаль-ского региона (без учета 1-го этапа освоения -Обь-Тазовского междуречья) основная доля приходится на I кластер - 54 % (см. рис. 5б).
на долгий путь развития отрасли в пределах кластера II, где все открытые месторождения находятся на этапе разведки, тогда как в пределах кластера I запасы, вовлеченные в разработку, составляют уже большую долю - 33,3 %.
ПАО «Новатэк» -21% ПАО «Газпром» - 36 % ПАО «НК «Роснефть» - 5 % остальные - 3 % нераспределенный фонд -35%
кластер I - 14 080 309 кластер II - 12 308 342
Рис. 5. Распределение запасов газа на территории Карско-Ямальского региона, млн м3:
а - по недропользователям; б - по кластерам
Основным производителем газа (46 %) для дальнего трубопроводного транспорта (кластер I) является ПАО Газпром: по территории, по запасам газа, по количеству месторождений и действующим мощностям ДТТ.
Основным производителем СПГ является ПАО «Новатэк» (кластер II). ПАО «Роснефть» возглавляет работы, связанные с освоением нефтяных ресурсов в пределах кластера III. Наряду с этим эта компания приобрела на территории Карского моря самую большую по площади лицензию, состоящую из трех Восточно-Приновоземельских участков (1, 2, 3), в пределах которых уже открыты первые месторождения («Победа», им. Маршала Жукова и им. Маршала Рокоссовского). По-видимому, будут созданы совместные предприятия (по освоению месторождений этого и других недропользователей и нераспределенного фонда перспективных территорий), которые вольются в группы компаний по развитию основных кластеров:
I (ПАО «Газпром») и II (ПАО «Новатэк») (рис. 6).
Первый кластер - один из крупнейших в мире по добыче и не имеющий себе равных по количеству транспортируемого газа по трубопроводам дальнего транспорта (ПАО «Газпром»), первый в российском Арктическом секторе.
I этап освоения месторождений этого кластера связывается с месторождениями Обь-Тазовского междуречья - лидером по запасам газа в Арктической газоносной провинции (М.А. Лобусев) (см. рис. 6, табл. 6). Добычу газа здесь осуществляют Уренгойское, Ямбургское, Медвежье и другие месторождения-супергиганты с начальными запасами 31 трлн м3. С этими месторождениями связывается действующая инфраструктура ДТТ по разветвленной системе трубопроводов, по которым прокачан добытый (более 16 трлн м3) газ на месторождениях Обь-Тазовского междуречья (см. табл. 6).
Границы:
кластера
этапа освоения территории мегапровинции
прибортовой зоны многолетней мерзлоты
О
СПГ, газоперерабатывающий и газохимический комплекс(ГХК) направление перехода к следующему этапу
Рис. 6. Районирование территории по специфике использования основными операторами-недропользователями углеводородного сырья (кластеры) и способу его ДТТ
Таблица 6
Начальные и остаточные запасы газа крупнейших месторождений 1-го и 11-го кластеров, млн м3
Кластер Этап освоения Начальные запасы Добыча Остаточные запасы
I 1 3108574* 16193588 14889986
2 9490893 607196 8883697
3 3655802 0 3655802
4 - - -
Всего по кластеру 44230269 16800784 27429485
II 1 8884887 71791 8813096
2 2524416 100 2524316
3 513696 0 513696
Всего по кластеру 11922999 71891 11851108
I + II Всего по кластерам 56153268 16872675 39280593
* Обь-Тазовское междуречье.
В настоящее время остаточные запасы этих месторождений составляют 14,9 трлн м3 от начальных и, несмотря на значительный отбор, остаются наибольшими во всем регионе.
II этап освоения. На третьем десятилетии нового века лидерство в добыче газа в регионе постепенно переходит к месторождениям 2-го этапа освоения 1-го кластера (см. рис. 6), где освоена незначительная часть начальных запасов месторождений (Бованенковское, Харасавэйское и другие). Начальные запасы газа 2-го этапа (9,5 трлн м3) вместе с остаточными запасами 1-го этапа (в сумме 24,3 трлн м3) обеспечат текущую добычу и ДТТ на ближайшие десятки лет.
С началом второго этапа, начиная с территории кластера, с 2012 г. действуют магистральные газотранспортные системы нового поколения: ямальский газ транспортируется по направлению Ямал - Ухта (пять-шесть ниток) через Байдарацкую губу Карского моря (с общей протяженностью транспортировки только по новым газопроводам более 2500 км) для внутреннего потребления, обеспечения подземных хранилищ газа (ПХГ), поставок зарубежным потребителям и т.д. (рис. 7). На Бованенковском месторождении впервые в России используется единая производственная инфраструктура для добычи газа из сеноманских (глубина залегания 520...700 м) и апт-альбских (глубина залегания 1200...2000 м) залежей. Такой подход дает значительную экономию средств на обустройство, сокращает время строительства и повышает эффективность эксплуатации месторождения. Разработка Бованенковского месторождения началась с нижних залежей
газа, имеющих более высокое пластовое давление. Проектный уровень добычи газа на этом месторождении - 115 млрд м3 в год. На базе Бованенковской группы месторождений будет создан ГХК, предполагающий выпуск около 3 млн т полиэтилена и полипропилена в год.
Завершается полномасштабное обустройство Харасавэйского месторождения (начало добычи газа запланировано на 2023 г.) и начинается обустройство Крузенштернского месторождения (ввод в 2025 г.). На данном этапе предусматриваются подготовка и ввод в эксплуатацию месторождений в акватории Обской губы и активное промышленное освоение запасов меловых залежей типа суша-море.
III этап освоения связывается с открытыми и разведанными месторождениями в Карском море (Ленинградское, Русановское и др.). Ожидаются расширение географии поисково-оценочных работ на открытом шельфе, разбуривание крупных поднятий поисково-оценочными скважинами [1], бурение отдельных поисково-параметрических скважин на низы юры и палеозой на всей территории кластера.
IV этап освоения связан с еще не выявленными, но прогнозируемыми структурами (в основном по данным сейсморазведки) - будущими объектами дальней перспективы освоения и поддержания достигнутого уровня добычи, переработки в Арктическом Заполярье и дальнего транспорта газа. После 2030 г. ПАО «Газпром» планирует довести добычу газа на кластере до 217.. .223 млрд м3, что более чем вдвое превышает текущую добычу.
(1) включая затраты на проход через Суэцкий канал <2> ПАО «НОВАТЭК»
Рис. 7. Текущая (а) и будущая (б) логистика магистральных газопроводов и перевозки СПГ по Северному морскому пути: КС - компрессорная станция; FOB - англ. free on board
а
б
Вышеизложенное дает основание утверждать, что Программа комплексного освоения месторождений п-ова Ямал и прилегающих акваторий 1-го кластера является крупнейшим мегапроектом современной России.
Второй кластер связан с только созданной (2010 г.), но интенсивно развивающейся отраслью производства СПГ, газового конденсата и транспортировки их потребителям (в основном в Европу и Азию) - 1-й этап (см. рис. 7). Построен и развивается экспортный порт Сабетта, грузооборот которого растет с 5 млн т в год (2017 г.) до нынешних 20.25 млн т в год. С развитием этого молодого, уникального, не имеющего аналогов в мире порта многие связывают новую эру судоходства по Северному морскому пути: круглогодичная эксплуатация этого хаба позволит решить главную «восточную» задачу проекта - обеспечить СПГ Азиатско-Тихоокеанский регион. Порт Сабетта построен для реализации проектов первых трех крупных ГХК «Ямал СПГ» (см. рис. 7). Построены и выведены на полную мощность три очереди «Ямал СПГ - 1» (16,5 млн т в год). Компания ПАО «Новатэк» строит второй завод «Арктик СПГ - 2» мощностью 19,8 млн т в год. Первая очередь завода «Арктик СПГ - 2» будет запущена в декабре 2023 г., запуск 2-й очереди ожидается в 2024 г., 3-й - в 2026 г. Практически прошел проектные изыскания крупный проект ПАО «Новатэк» («Арктический каскад»), предусматривающий строительство Обского газохимического комплекса, где планируется производить из природного газа 2,2 млн т аммиака и 130 тыс. т водорода в год, а также по 1,6 млн т СПГ на каждой из трех производственных линий, построенных по собственной технологии. В проект вошли Верхнетиу-тейское и Западно-Саяхинское месторождения на Ямале, затем к ним добавились Нейтинское и Арктическое месторождения. Проект практически прошел проектные изыскания, однако его рассмотрение временно приостановлено в связи с действием санкций..
Первый этап освоения этого кластера связан с действующими и строящимися газохимическими заводами на базе Тамбейского месторождения.
II этап освоения связывается с подключениями месторождений суши п-овов Ямал
и Гыдан (восточная часть) и акватории Обской губы (см. рис. 7). Предусматривается ввод в разработку Малыгинского месторождения и более мелких месторождений восточной (суша) части кластера.
III этап освоения включает практически неизученную часть акватории Карского моря. На данную часть акватории моря значительные лицензионные территории закреплены за ПАО «Роснефть» (Восточно-Приново-земельские лицензионные участки 1, 2, 3), в пределах которых уже открыты первые месторождения (имени Рокоссовского, «75 лет Победы» и др.) (см. рис. 7). Перед вводом в добычу предусматривается выборочное опоис-кование газоносных горизонтов разновозрастной юры в окраинных зонах кластера (на глубинах кровли горизонта Ю2-3 до 3000.3200 м). Учитывая слабую изученность, предусматривается бурение отдельных поисково-параметрических скважин с проектным юрским горизонтом и осадочным метаморфизо-ванным фундаментом (палеозой).
По-видимому, будут созданы совместные предприятия (по освоению месторождений этого и других недропользователей, а также нераспределенного фонда перспективных территорий), которые вольются в группы компаний по развитию основных кластеров:
I (ПАО «Газпром») и II (ПАО «Новатэк»).
***
Геолого-ресурсный анализ Ямало-Карс-кого региона позволяет дифференцировать использование доказанной и прогнозируемой газосырьевой базы Ямало-Карского региона между основными направлениями хозяйственной деятельности с районированием территории по текущей и предстоящей доставке газа его потребителям: юго-западная часть по обеспечению ресурсной базой поддержания работы комплекса ДТТ газа (кластер I) и северо-восточная часть по обеспечению КХК по сжижению и морским перевозкам природного газа (кластер II). Наряду с этим анализ дает возможность обосновать этапность геологоразведочных работ и их обеспечение сырьевой базой на длительную перспективу развития каждого кластера и основных их кураторов - ПАО «Газпром», ПАО «Новатэк» и ПАО «Роснефть».
Список литературы
1. Скоробогатов В.А. Перспективы поисков газовых месторождений в северных районах Западной Сибири / В.А. Скоробогатов, В.Н. Ростовцев // Геология нефти и газа. -1983. - № 11. - С. 15-19.
2. Конторович А.Э. Геология, ресурсы углеводородов шельфов арктических морей России и перспективы их освоения /
А.Э. Конторович, М.И. Эпов, Л.М. Бурштейн и др. // Геология и геофизика. - 2010. - Т. 51. -№ 1. - С. 7-17.
3. Лобусев М.А. Состояние и геолого-ресурсные предпосылки укрепления сырьевой базы Арктической газоносной провинции Западной Сибири / М.А. Лобусев, А.В. Лобусев,
А.В. Бочкарев и др. // Территория Нефтегаз. -2020. - № 5-6. - С. 20-28.
4. Лобусев М.А. Генетические причины доминирующей газоносности юрско-меловых отложений Арктической области Западно-Сибирской нефтегазоносной мегапровинции / М.А. Лобусев, А.В. Лобусев, А.В. Бочкарев и др. // Территория Нефтегаз. -2020. - № 11-12. - С. 44-55.
5. Брехунцов А.М. Нефтегазовая геология Западно-Сибирской Арктики / А.М. Брехунцов, Б.В. Монастырев, И.И. Нестеров и др. -Тюмень: МНП Геодата, 2020. - 464 с.
6. Гурари Ф.Г. Закономерности размещения углеводородных залежей в нижнесреднеюрских отложениях Западно-Сибирской
плиты / Ф.Г. Гурари, А.Е. Еханин // Геология нефти и газа. - 1987. - № 10. - С. 19-26.
The role of the raw material base in providing the main directions of economic activity of the Yamal peninsula and the adjacent water area
A.N. Gumerova1*, M.A. Lobusev1, A.V. Lobusev1, A.V. Bochkarev1
1 National University of Oil and Gas «Gubkin University», Block 1, Bld.65, Leninskiy prospect, Moscow, 119991, Russian Federation * E-mail: gumerova.a@gubkin.ru
Abstract. The paper presents the results of differentiation of the existing raw material base and expected new resources from the point of view of solving two the most important tasks of the gas infrastructure of the Yamal Peninsula and the surrounding water area of the Kara Sea and the Gulf of Ob [the Arctic part of the Western Siberian oil and gas megaprovince (WSOGMP)]: reliable and long-term operation of the long-distance pipeline transport complex created at the end of the last century in the south-western part of the region (cluster I) and intensive operation of the gas chemical complex for processing of LNG in its north-eastern part (cluster II), which is very relevant and in demand over the past decade. When forming specialized production centers and stages of development of each cluster, the most important task is to provide them with a long-term raw material base due to the existing and the newly discovered gas and gas condensate fields in undeveloped, inaccessible and poorly studied north-western regions of the Arctic sector of the WSOGMP.
Keywords: raw material base, natural gas, pipeline transport, gas chemical complex, cluster, gas reserves and resources, liquefied natural gas, zoning, stages and directions of work.
References
1. SKOROBOGATOV, V.A., V.N. ROSTOVTSEV. Prospects for searching gas fields in northern regions of Western Siberia [Perspektivy poiskov gazovykh mestorozhdeniy v severnykh rayonakh Zapadnoy Sibiri]. Geologiya Nefi i Gaza, 1983, no. 11, pp. 15-19. ISSN 0016-7894. (Russ.).
2. KONTOROVICH, A.E., M.I. EPOV, L.M. BURSHTEYN, et al. Geology and resources of hydrocarbons offshore Russian Arctic and outlooks for their development [Geologiya, resursy uglevodorodov shelfov arkticheskikh morey Rossi ii perspektivy ikh osvoyeniya]. Geologiya i Geofi zika, 2010, vol. 51, no. 1, pp. 7-17. ISSN 0016-7886. (Russ.).
3. LOBUSEV, M.A., A.V. LOBUSEV, A.V. BOCHKAREV, et al. Status and geological-resource prerequisites to enlarge resource portfolio of Arctic gas-bearing province in Western Siberia [Sostoyaniye i geologoresursnyye predposylki ukrepleniya syryevoy bazy Arkticheskoy gazonosnoy provintsii Zapadnoy Sibiri]. Territoriya Neftegaz, 2020, no. 5-6, pp. 20-28. ISSN 2072-2745. (Russ.).
4. LOBUSEV, M.A., A.V. LOBUSEV, A.V. BOCHKAREV, et al. Genetic background (reasons) of dominant gas presence in Jurassic-Cretaceous sediments at Arctic part of West-Siberian oil-gas-bearing megaprovince [Geneticheskiye predposylki (prichiny) dominiruyushchey gazonosnosti yursko-melovykh otlozheniy Arkticheskoy oblasti Zapadno-Sibirskoy neftegazonosnoy megaprovintsii]. Territoriya Neftegaz, 2020, no. 11-12, pp. 44-45. ISSN 2072-2745. (Russ.).
5. BREKHUNTSOV, A.M., B.V. MONASTYREV, I.I. NESTEROV, et al. Oil-gas geology of West-Siberian Arctic [Neftegazovaya geologiya Zapadno-Sibirskoy Arktiki]. Tyumen: MNP Geodata, 2020. (Russ.).
6. GURARI, F.G., A.Ye. YEKHANIN. Patterns of hydrocarbon deposits presence in Lower-Middle-Jurassic sediments of West-Siberian plate [Zakonomernosti razmeshcheniya uglevodorodnykh zalezhey v nizhnesredneyurskikh otlozheniyakh Zapadno-Sibirskoy plity]. Geologiya Nefi i Gaza, 1987, no. 10, pp. 19-26. ISSN 0016-7894. (Russ.).
