CC BY
242
УДК 553.04:553.981:553.982
Ю.И. Заболотная, НА Крылов, А.Я. Гризик, Е.В. Юдина, Н.Г. Иванова
Современное состояние минерально-сырьевой базы углеводородов и прогноз экспортного потенциала стран ближнего зарубежья (Туркменистана, Казахстана, Узбекистана)
Для принятия принципиальных управленческих решений ОАО «Газпром» необходимы оценка современного состояния и прогноз развития минерально-сырьевой базы (МСБ) стран ближнего зарубежья, их экспортных возможностей и потребностей импорта на перспективу.
Прогноз развития МСБ этих стран осложняется целым рядом факторов (рис. 1). В Туркмении открыты новые крупные месторождения углеводородов, но информация относительно их запасов противоречива, а маршруты и объемы экспортных поставок не уточнены. В Казахстане важным источником экспорта будет попутный нефтяной газ, экспортные маршруты которого также не установлены. Узбекистан невысокими темпами, но наращивает добычу и экспорт, однако МСБ газодобычи в этой стране сильно истощена.
В условиях закрытости документальной информации о состоянии текущих запасов газа и конкретных результатах поисково-разведочных работ (ПРР) дать достоверную картину состояния и развития МСБ газодобычи в ряде стран ближнего зарубежья затруднительно. Несмотря на отсутствие достоверной информации, специалисты ООО «Газпром ВНИИГАЗ» успешно решают эту задачу, осуществляя мониторинг состояния МСБ газа этих стран на основе базовых данных [1, 2], а также экспертного анализа различных публикаций (данных международных аудитов, материалов конференций и других источников) [3-9].
Ключевые слова:
начальные
суммарные
ресурсы,
запасы
углеводородов, природный газ, нефть,
годовой уровень
добычи,
экспортный
потенциал,
импортные
потребности,
ближнее зарубежье.
Keywords:
initial total resources,
hydrocarbon
reserves,
natural gas,
oil,
annual production, export potential, import requirements, neighboring countries.
№ 5 (16) / 2013
174
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
Для прогноза годовых уровней добычи, объемов экспорта и импорта на перспективу авторы настоящей статьи пользовались пятилетними периодами развития МСБ.
Туркменистан
По официальной оценке Министерства нефти и газа Туркменистана, начальные суммарные ресурсы (НСР) углеводородов (УВ) республики, включая туркменский сектор Каспийского моря, оценены в объеме 45,4 млрд т у.т., в том числе нефти - 20,8 млрд т, газа - 24,6 трлн м3. Ресурсы туркменского шельфа Каспийского моря оценены в 18,2 млрд т у.т.
В соответствии с проведенной ООО «Газпром ВНИИГАЗ» экспертной оценкой НСР газа Туркменистана к началу 2010 г. составили
24,6 трлн м3 (рис. 2).
В Туркменистане открыто свыше 180 месторождений УВ, около 120 из которых являются газовыми и газоконденсатными. Выявлено более 1000 перспективных на нефть и газ объектов. Можно выделить несколько крупных районов концентрации запасов и ресурсов природного газа (с востока на запад): Багтыярлык-ский, Малай-Учаджинский, Марыйский, Кара-биль-Бадхызский (месторождение Довлетабад-Донмез), Ачакский, Центрально-Туркменский, Западно-Туркменский, а также шельф Каспийского моря.
В Марыйском районе сосредоточены наибольшие запасы природного газа. Кроме практически выработанного месторождения Шат-лык здесь в последние годы открыты новые крупные месторождения - Южная Иолотань -Осман, Большой Яшлар, Большой Гараджаов-лак, а также выявлен ряд высокоперспективных структур.
Месторождение Южная Иолотань - Осман расположено в 50 км к юго-востоку от г. Мары и в 70 км к северо-востоку от уникального газового месторождения Довлетабад-Донмез, в юговосточной части Мары-Серахской зоны дислокаций Мургабской впадины Амударьинского нефтегазоносного бассейна. Открыто в 2003 г.
Месторождение приурочено к двум структурам: Южная Иолотань и Осман, находящимся на расстоянии 40 км друг от друга. На первой из них приток газа (более 1,2 млн м3/сут) был получен в 2003 г., а приток нефти - в 2005 г. (скв. 12). В последующих нескольких разведочных скважинах из верхнеюрских отложений были получены притоки газа дебитом 1,2^1,3 млн м3/сут. На структуре Осман в начале 2008 г. из того же стратиграфического интервала разреза был получен приток газа дебитом 5 млн м3/сут.
Пробуренные в седловине между структурами Южная Иолотань и Осман две разведочные скважины при опробовании в июне 2009 г. дали притоки газа более 1 млн м3/сут из карбонатных отложений оксфордского яруса верхней юры. Эти данные позволили предположить, что залежи газа на обеих структурах являются частями единого гигантского месторождения общей площадью около 2000 км2 (рис. 3).
Природный резервуар образован карбонатным коллектором, покрышкой служит соляно-ангидритовая толща гаурдакской свиты. Коллектор на структуре Южная Иолотань -Осман представлен отложениями кугитанг-ской свиты (известняки доломитизированные, местами органогенные, иногда переходящие в мергели) и байгушлинской свиты (известняки комковатые, пелитоморфные, доломитизиро-ванные, иногда коралловые).
■ неразведанные ресурсы U накопленная добыча
■ A + B + Cj + C2
Рис. 2. Структура начальных суммарных ресурсов газа Туркменистана по состоянию на 01.01.2010 г., трлн м3
№ 5 (16) / 2013
№5(16)/2013
Скв. 13 Скв. 15 Л___________к
Скв. 103 Скв. 101 к____________А
-3400-
-3600-
О породы биогермно-рифового образования О известняки
о осадки внутренней биогермно-рифовой лагуны о известняки глинистые
о биогермно-рифовая осыпь о глины
о склоновые осадки о ангидриты
•1 скважины о залежь газа
Рис. 3. Месторождение Южная Иолотань - Осман (по данным ОАО «ВНИИЗАРУБЕЖГЕОЛОГИЯ», 2009 г.): а - структурная карта по кровле верхнеюрского продуктивного комплекса; б - схематический разрез верхнеюрского продуктивного комплекса (Jbg - Jkg)
Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.
176
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
Структура известняков и морфология кровли резервуара позволяют считать, что вскрытые скважинами коллекторы связаны с биогермно-рифовыми отложениями, формирующими органогенные постройки оксфордского возраста. Поисковые и разведочные скважины были заложены на вершины биогермов. Карбонатный оксфордский резервуар в целом включает не только рифовую, но и другие фации (видимо, лагунную, предрифовую (толщи компенсации) и др.), которые не вскрыты скважинами.
Кровля продуктивной толщи вскрыта на глубине около 3900 м. Открытая пористость известняков кугитангской свиты - 1,1^13,9 %, байгушлинской свиты - 0,9^19,8 % с преобладанием значений 5^9 %. Мощность газонасыщенной части коллектора превышает 500 м.
Доступная в настоящее время информация о ресурсах газа месторождения Южная Иолотань - Осман лишена фактического обоснования. Согласно заключению аудиторской компании Gaffney, Cline & Associates (Великобритания, 2008 г.), ресурсы газа месторождения составляют по минимальной оценке -4 трлн м3, по оптимальной - 6 трлн м3, по максимальной - 14 трлн м3.
За время, прошедшее с момента проведения независимого аудита, ГК «Туркменгеология» провела на месторождениях Южная Иолотань -Осман и Минара дополнительные 3D сейсморазведочные работы и пробурила ряд новых глубоких скважин. Это позволило туркменским геологам в 2010 г. переоценить запасы месторождений: запасы категории С1 - 9,985 трлн м3, категории С2 - 11,055 трлн м3, что в сумме составляет более 21 трлн м3. К сожалению, доказательных расчетов этих запасов не приводилось (площадь залежи, мощность продуктивной толщи, фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) пород-коллекторов и т.д.).
В 2011 г. представители международной аудиторской компании Gaffney, Cline & Associates провели в г. Ашхабаде презентацию итогов второго этапа независимого аудита запасов крупнейших газовых месторождений Туркменистана (Южная Иолотань - Осман, Минара и Яшлар). По результатам аудита геологические запасы газа в зоне упомянутых газовых месторождений оценены в 26,2 трлн м3. При этом представителями аудиторов было отмечено, что эти данные могут измениться в сторону увеличения, так как до настоящего времени пределы северо-западной, юго-восточной и
западной границ уникального месторождения Южная Иолотань - Осман еще не определены.
В связи с открытием на территории Туркменистана сверхгигантской зоны газовых месторождений и в целях объединения месторождений Южная Иолотатань - Осман, Минара и прилегающих к ним в единую систему указанные месторождения в соответствии с постановлением Президента Туркменистана от 18 ноября 2011 г. именуются газовым месторождением Галкыныш.
В 2009 г. специалистами ООО «Газпром ВНИИГАЗ» была сделана попытка самостоятельной оценки ресурсов месторождения Южная Иолотань - Осман по скудным геологическим данным, которая составила 3 трлн м3. Эта цифра может рассматриваться как минимальный гарантированный объем газа по месторождению. К завышенным оценкам ресурсов (26,2 трлн м3), озвученным в 2011 г., необходимо относиться с осторожностью, которая обусловлена следующими факторами: неоднородностью природного резервуара, в том числе объемным соотношением рифовых и нерифовых фаций, возможной расслоенностью продуктивной части разреза по вертикали. Верхнеюрский карбонатный резервуар включает как минимум три типа коллекторов: рифовые, известняки-рухляки и плотные слоистые известняки, обладающие наихудшими ФЕС. Разведочные скважины бурились пока только на биогермы (рифы) (рис. 4). Продолжающееся разведочное бурение позволит уточнить истинные запасы месторождения. На начало 2009 г. на месторождении завершено строительством 10 скважин, в бурении находилось еще 6.
В настоящее время ускоренными темпами продолжаются геологоразведочные работы и начато освоение месторождения Южная Иолотань - Осман для ввода его в эксплуатацию и доведения уже на первом этапе объема добычи товарного газа до 40 млрд м3/год. Опытно-промышленную эксплуатацию месторождения планируется начать до завершения разведочных работ. Освоение месторождения будут проводить компании Gulf Oil & Gas (бурение эксплуатационных скважин) и Petrofac (комплекс по сероочистке газа) из ОАЭ, китайская компания CNPC (объекты для добычи газа) и южнокорейский консорциум LG Hyundai (комплекс по сероочистке газа) [5, 6].
Доразведка и промышленное освоение месторождения Южная Иолотань - Осман потре-
№ 5 (16) / 2013
Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.
177
Рис. 4. Схематический профиль месторождения Южная Иолотань - Осман (ГВК - газоводяной контакт)
буют бурения глубоких (4,5^5 км) скважин в сложных горно-геологических условиях (аномально высокое пластовое давление (АВПД) и рапопроявления); строительства мощных (крупнее Астраханского и Оренбургского газохимических комплексов) сероочистных и газоперерабатывающих комплексов; решения вопросов хранения и утилизации значительного объема серы; антикоррозионного исполнения скважинного и промыслового оборудования; реализации комплекса мероприятий по защите окружающей среды.
Экспертная оценка ООО «Газпром
ВНИИГАЗ» показала, что в целом доразведка и освоение месторождения Южная Иолотань -Осман потребует около 15 млрд долл.
Освоение месторождения представляет определенные финансовые и технологические трудности:
• для полной разведки месторождения потребуется бурение около 30 скважин. При средней стоимости скважин глубиной 4600^4800 м 10 млн долл. затраты на бурение составят не менее 300 млн долл., проведение детализационной сейсморазведки потребует около 100 млн долл. Всего геологоразведочные работы обойдутся в
400 млн долл. (некоторая часть затрат к настоящему времени уже реализована);
• природный газ практически всех продуктивных залежей верхнеюрского карбонатного комплекса Центральной Азии содержит кислые компоненты - H2S и CO2. Концентрация H2S изменяется от долей до 3^4 %, CO2 - от 1^2 до 6^8 %, что обусловливает необходимость создания крупнотоннажных сероочистных сооружений. Все вышеперечисленное (вместе с затратами на бурение эксплуатационных скважин и создание транспортной инфраструктуры) определяют высокую себестоимость газа месторождения Южная Иолотань - Осман.
Транспортировка газа с месторождения Южная Иолотань - Осман скорее всего будет осуществляться в двух направлениях: восточном - в Китай, по газопроводу Туркменистан -Китай (по мере истощения запасов месторождений северной части Восточной Туркмении) и западном - по газопроводу Восток - Запад (31 мая 2010 г. началось строительство газопровода Восток - Запад за счет собственных средств республики).
Газовое месторождение Яшлар, открытое в 2004 г., расположено в Амударьинском
№ 5 (16) / 2013
178
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
нефтегазовом бассейне (НГБ) в 120 км к восток-юго-востоку от г. Мары и связано со сложнопостроенным поднятием по кровле известняков субмеридионального простирания по замкнутой изогипсе - 4350 м размером 40 х 14 км. Притоки газа получены из верхнеюрского продуктивного комплекса, сложенного органогенными известняками и доломитами нижнего и верхнего рифа, лагунными осадками, которые перекрываются ангидритами. Мощность газонасыщенной части коллектора превышает 300 м.
На месторождении продолжаются разведочные работы. Согласно заключению аудиторской компании Gaffney, Cline & Associates (2008 г.), запасы месторождения составляют: по минимальной оценке - 0,33 трлн м3, оптимальной - 0,7 трлн м3, максимальной -
1,5 трлн м3 газа.
Высокий углеводородный потенциал недр Туркменистана обеспечивает дальнейшее развитие нефтегазовой промышленности. Величины прогнозных ресурсов и разведанных запасов нефти и, особенно, газа свидетельствуют о возможности наращивания добычи углеводородного сырья.
Программа развития нефтегазовой отрасли Туркменистана до 2030 г. предусматривает рост добычи газа до 175 млрд м3 к 2020 г. и до 250 млрд м3 к 2030 г. Основной прирост добычи углеводородов планируется осуществить с участием зарубежных инвесторов, поскольку реализация таких масштабных задач потребует широкого привлечения иностранных инвестиций и передовых технологий.
Прирост добычи газа к 2020 г. планируется обеспечивать добычей на месторождении Южная Иолотань - Осман, а в дальнейшем -ростом добычи на разрабатываемых и вводом в эксплуатацию новых горизонтов и месторождений.
С учетом планируемого небольшого роста внутреннего потребления газа существенно вырастет экспортный потенциал республики
(табл. 1). При этом на объемы его добычи и экспорта будет сильно влиять спрос на природный газ в этот период времени.
Таким образом, при небольшом внутреннем потреблении газа Туркменистан, экспортный потенциал которого после 2020 г. составит от 90 (по осторожному сценарию) до 141 млрд м3/год, сможет сохранить роль одного из крупнейших экспортеров природного газа, если обеспечит пути его доставки зарубежным потребителям.
В настоящее время Туркменистан экспортирует свой природный газ в Россию, Иран и Китай: в Россию - по газопроводу Средняя Азия - Центр - до 30 млрд м3/год; в Иран - по двум газопроводам - 14 млрд м3/год. В ближайшее время планируется довести экспорт газа в Иран до 20 млрд м3, а в Китай -до 65 млрд м3 по транснациональному газопроводу Туркменистан - Китай
В соответствии с Программой развития нефтегазовой отрасли Туркменистана до 2030 г. экспортные возможности Туркменистана,
по планам ГК «Туркменгаз», к 2015 г. возрастут до 123 млрд м3, а к 2030 г. - до 200 млрд м3.
Казахстан
Казахстан располагает значительными запасами нефти и природного газа. Нефтедобыча -основная и наиболее динамично развивающаяся отрасль экономики республики. По подтвержденным запасам нефти Казахстан входит в число 15 ведущих стран мира. По состоянию на 01.01.2010 г. НСР нефти в республике составили 22,7 млрд т (рис. 5); НСР газа - 11,5 трлн (рис. 6).
Степень разведанности НСР на 01.01.2010 г. (по нефти - 26,8 %, по газу - 35 %) свидетельствует о большом нефтегазовом потенциале страны, а незначительная выработанность начальных разведанных запасов (по нефти -
26,7 %, по газу - 10 %) - о хорошей обеспеченности добычи запасами.
Таблица 1
Прогноз добычи, экспорта и потребления природного газа в Туркменистане
в 2015-2030 гг., млрд м3
Годы Добыча, объем Экспорт, объем Внутреннее
минимальный средний максимальный минимальный средний максимальный потребление
2015 117 124 150 90 97 123 27
2020 124 166 175 90 132 141 34
2025 141 172 215 100 131 174 41
2030 150 200 250 100 150 200 50
№ 5 (16) / 2013
Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.
179
неразведанные ресурсы накопленная добыча A + B + Cj + C2
Рис. 5. Структура начальных суммарных ресурсов нефти Казахстана по состоянию на 01.01.2010 г., млрд т
неразведанные ресурсы накопленная добыча A + B + Cj + C2
Рис. 6. Структура начальных суммарных ресурсов газа Казахстана по состоянию на 01.01.2010 г., трлн м3
Добыча газа в Республике Казахстан после некоторого спада в начале 1990-х гг. начала расти и за 2000-2010 гг. увеличилась в три раза, при этом товарная добыча газа возросла лишь в 2,5 раза. Это связано с увеличением (до 35 %) объемов газа, закачиваемого в пласт для поддержания пластового давления при добыче нефти. Даже при увеличении внутреннего потребления в 1,2 раза растущая добыча газа обеспечила рост экспорта более чем на 75 %.
Увеличение добычи газа обеспечивается путем ввода в разработку новых и основных базовых месторождений углеводородов -Карачаганак, Тенгиз, Жанажол, Толкын и ряда других, а также месторождений Каспийского шельфа - Кашаган и др. Добываемый газ в основном является попутным, динамика добычи и производства товарного газа определяется темпами добычи нефти и принятыми технологическими решениями по разработке месторождения (обратная закачка газа).
Большинство разрабатываемых на суше месторождений республики достигли максималь-
ного уровня годовой добычи нефти и газа (нефтяного попутного). Его дальнейший рост связан с интенсификацией разработки месторождений Тенгиз и Карачаганак. К концу 2012 г. планировалось начало опытно-промышленной разработки месторождения Кашаган. Однако в 2010 г. глава национальной нефтегазовой компании «КазМунайГаз» заявил, что сроки реализации второй фазы разработки месторождения Кашаган могут быть перенесены на 2018-2019 гг.
Углеводородный потенциал недр Казахстана обеспечивает планируемый рост добычи газа, при котором начальные ресурсы углеводородов к 2030 г. будут выработаны лишь на 15^20 %. Казахстан сумел привлечь значительные иностранные инвестиции в разведку и добычу нефти и газа, что привело к открытию нескольких крупных месторождений, значительному приросту запасов УВ, быстрому росту добычи за счет реабилитации и развития действующих (Карачаганак, Тенгиз) и ввода в разработку новых месторождений.
№ 5 (16) / 2013
180
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
По прогнозам ООО «Газпром ВНИИГАЗ», в 2015 г. ожидается увеличение общей добычи газа до уровня 56 млрд м3, при этом рост производства товарного газа достигнет уровня 36 млрд м3 (табл. 2).
Основным приоритетом Республики Казахстан, как и в прошлые годы, будет оставаться поставка газа на внутренний рынок. В настоящее время Казахстан практически полностью обеспечивает собственные потребности в газе, а его импорт обусловлен прежде всего необходимостью газоснабжения южных, удаленных от мест его добычи районов страны. Для решения этой проблемы планируется строительство газопровода Бейнеу - Бозой - Шимкент. Импорт газа в 2010 г. составил 3,3 млрд м3. По прогнозам ООО «Газпром ВНИИГАЗ», объем импорта изменится незначительно и будет составлять 4 млрд м3/год.
Объем экспорта газа в 2010 г. составил 9,1 млрд м3. Большая часть казахского экспорта - это поставки газа с месторождения Кара-чаганак на Оренбургский ГПЗ, в 2010 г. объем поставок составил 7,9 млрд м3. Однако после ввода в промышленную эксплуатацию месторождения Кашаган экспорт газа к 2015 г. может увеличиться до 20 млрд м3 (хотя существует
риск переноса начала коммерческой добычи газа месторождения на более поздние сроки) (см. табл. 2).
По оценке специалистов ООО «Газпром ВНИИГАЗ», добыча товарного газа в 20152030 гг. возрастет с 24 до 50 млрд м3/год. Внутреннее потребление в этот период предположительно увеличится с 16 до 28 млрд м3/год, а экспортные возможности - с 12 до 26 млрд м3/год.
Согласно прогнозам, добыча нефти в Казахстане в 2015-2030 гг. возрастет с 116 до 160 млн т, внутреннее потребление - с 18 до 35 млн т, а экспортные возможности - с 101 до 125 млн т.
Узбекистан
Узбекистан занимает четвертое (после России, Туркмении и Казахстана) место по ресурсам газа и шестое - по ресурсам жидких углеводородов.
К началу 2010 г. НСР газа Узбекистана были оценены в 6,3 трлн м3 (рис. 7).
Официальные данные о добыче газа в республике с 2010 г. не публикуются. Это может быть связано с тем, что правительственная установка на увеличение добычи и экспорта газа вступает в противоречие с умень-
Таблица 2
Прогноз текущей добычи, потребления, импорта и экспорта природного газа Казахстана,
млрд м3
Годы Текущая добыча Внутреннее Импорт Экспортный
общая товарная потребление потенциал
2015 56 36 20 4 20
2020 62 44 25 4 23
2025 65 47 28 4 23
2030 68 50 28 4 26
неразведанные ресурсы накопленная добыча A + B + Cj + C2
Рис. 7. Структура начальных суммарных ресурсов газа Узбекистана на 01.01.2010 г., трлн м3
№ 5 (16) / 2013
Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.
181
шением объема и ухудшением качества текущих запасов.
Руководство республики нацеливает НХК «Узбекнефтегаз» на сохранение и, возможно, расширение объема экспорта газа даже ценой сокращения внутреннего потребления. Согласно межгосударственным договоренностям, до 2030 г. Россия будет ежегодно импортировать из Узбекистана 15 млрд м3 газа. В основе этого сценария лежит политика максимального удержания уровней годовой добычи за счет ускоренного ввода в разработку имеющихся резервов и сокращения внутреннего потребления. Однако выводы, сделанные в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» на основе анализа состояния и прогноза развития сырьевой базы, показывают неизбежность сокращения уровня добычи природного газа. При этом учитывались снижение уровней добычи по месторождениям, находящимся в разработке длительное время, и наличие месторождений с низкой степенью выработанности и не введенных в разработку. Согласно прогнозу, годовой уровень добычи по находящимся в разработке длительное время месторождениям с 2010 по 2020 г. снизится на 36,5 млрд м3, с 2020 по 2030 г. -на 10 млрд м3. Объем добычи газа из недавно вступивших в разработку месторождений оценивается в 20 млрд м3 в 2020 г. и в 15 млрд м3 в 2030 г.
Исходя из прогноза добыча газа в 2020 г. может составить 37,5 млрд м3 и в 2030 г. -
22,5 млрд м3 (рис. 8). Этот прогноз, возможно, имеет погрешности, связанные с неучетом возможных открытий месторождений после 2011 г., но есть основания ожидать, что дальнейший длительный рост уровней годовой добычи газа и даже их сохранение в Узбекистане как минимум затруднены в связи с истощением сырьевой базы.
Узбекистан в течение более полувека является экспортером природного газа в Россию, Казахстан (юго-восток), Киргизию и Таджикистан, ведутся переговоры о поставках газа в Китай. В то же время Узбекистан, имея развитую промышленность, является крупным потребителем газа. В 2010 г. его добыча составила 65 млрд м3 (имеются сведения о более низком уровне - 60 млрд м3), внутреннее потребление - 50 млрд м3, экспорт - 15 млрд м3. Экспорт при этом распределялся следующим образом: Россия - 10 млрд м3, Казахстан, Киргизия и Таджикистан - 5 млрд м3. Экспорт в Россию осуществляется по магистральным газопроводам Бухара - Урал и Средняя Азия - Центр, главным образом, с месторождений БухароХивинского района, на который до настоящего времени приходится более 90 % всей газодобычи республики.
Год
Рис. 8. Прогноз годовой добычи газа по месторождениям Узбекистана (осторожный вариант), млрд м3
№ 5 (16) / 2013
182
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
Имеющиеся межправительственные соглашения провозглашают сохранение объема экспорта узбекского газа в Россию в количестве 15 млрд м3/год.
Как было отмечено ранее, к настоящему времени сырьевая база газодобычи Узбе-кистана существенно истощена: высока степень выработанности запасов промышленных категорий, большинство крупных месторождений находятся в стадии снижающейся добычи, резервы не введенных в разработку запасов имеются, но они ограничены (Кандым и окружающие его мелкие месторождения в БухароХивинском районе; месторождения Южного Приаралья; в более отдаленной перспективе - Гаджак в Сурхандарьинском районе). Имеющийся резерв, учитывая невозможность ввода в разработку всех месторождений одновременно, может дать дополнительную добычу в 20^25 млрд м3/год, что не будет компенсировать падения добычи по «старым» месторождениям.
В связи с этим в осторожном варианте прогноза авторами настоящей статьи прогнозируется снижение годовых уровней добычи газа до 50 млрд м3 в 2015 г., 37,5 млрд м3 - в 2020 г.,
27,6 млрд м3 - в 2025 г. и 22,5 млрд м3 - в 2030 г. По оптимистичному варианту прогноза годовой уровень добычи к 2020 г. снизится до 35 млрд м3, а в 2030 г. составит 30 млрд м3. Экспорт при этом будет составлять 15 млрд м3 (табл. 3)
Внутреннее потребление природного газа в Узбекистане снизится, в том числе за счет развития угледобычи.
Сопоставление динамики уровней добычи и внутреннего потребления приводят к выводу, что после 2015 г. экспорт, возможно, начнет снижаться и к 2025 г. прекратится. В этом случае республика из экспортера газа может превратиться в импортера природных энер-
гоносителей. Причиной этого является высокая степень выработанности запасов основных (старых) газовых месторождений, падение добычи по которым не сможет быть полностью компенсировано за счет ввода новых месторождений - Кандым, Шады, Сургиль и др.
Однако, рассчитывая на открытие новых месторождений в Восточно-Аральском бассейне и ввод их в разработку, Узбекистан присоединяется к международным проектам экспорта газа на восток (Казахстан - Китай, Туркменистан -Китай) и на запад (в январе 2010 г. подписано соглашение о строительстве газопровода, расширяющего маршрут САЦ от КС «Дарьялык» в Туркменистане через территорию Узбекистана до пос. Бейнеу в Казахстане, для чего создается совместное предприятие ОАО «Газпром» и НХК «Узбекнефтегаза»). Узбекистан также планирует дальнейшее развитие газопереработки, в частности производства синтетического жидкого топлива (GTL) из природного газа.
В настоящее время мощности НХК «Узбек-нефтегаз» позволяют обеспечить добычу газа в объеме 60^65 млрд м3/год и жидких УВ в объеме 4 млн т в год. Согласно прогнозам, добыча нефти в Узбекистане в 2015-2030 гг. возрастет с 3,8 до 9 млн т, внутреннее потребление - с 7,8 до 12 млн т, и страна превратится в импортера нефти.
На основании вышеизложенного можно сделать следующие выводы. Газодобывающие страны ближнего зарубежья - Туркменистан, Узбекистан и Казахстан - обладают различными по объему ресурсами газа. Существенно отличаются и степень освоения ресурсов, качество запасов, перспективы наращивания сырьевой базы и возможности развития газодобычи.
Наиболее оптимистичен, но наименее подкреплен достоверными данными прогноз развития газодобычи в Туркмении. Здесь имеются перспективы открытия новых крупных
Таблица 3
Прогноз добычи, экспорта и потребления природного газа в Узбекистане
в 2015-2030 гг., млрд м3
Годы Добыча Экспорт Внутреннее потребление
варианты прогноза
осторожный оптимисти- ческий осторожный оптимисти- ческий осторожный оптимисти- ческий
2015 50 50 15 15 35 35
2020 37,5 47 5,5 15 32 32
2025 27,5 35 0 15 27,5 20
2030 22,5 30 0 15 22,5 15
№ 5 (16) / 2013
Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.
183
месторождений газа в Восточной Туркмении и, в меньшей мере, на шельфе Каспия. Однако горно-геологические условия освоения новых месторождений в Восточной Туркмении очень сложны и требуют крупных инвестиций. Тем не менее, несмотря на риски и сложности в освоении запасов газа, потенциал недр Туркменистана обеспечивает дальнейшее развитие нефтегазовой промышленности республики. Величины прогнозных ресурсов и разведанных запасов газа позволяют говорить о возможности наращивания здесь добычи углеводородного сырья.
Прирост добычи газа планируется обеспечивать добычей на месторождении Южная Иолотань - Осман, а в дальнейшем - ростом добычи на разрабатываемых и вводом в эксплуатацию новых горизонтов и новых месторождений (Яшлар, Минара, Багаджа и др.). Ресурсная база газа месторождения Южная Иолотань - Осман, по мнению авторов статьи, до настоящего времени не обоснована. Однако даже в случае неподтверждения запасов, озвученных международными аудиторами Gaffney, Cline & Associates в 2011 г., по осторожному сценарию (рис. 9) с учетом небольшого внутреннего потребления газа Туркменистан после 2020 г. будет иметь экспортный газовый
потенциал от 90 до 140 млрд м3/год и сможет сохранить роль существенного экспортера природного газа, если обеспечит пути доставки его зарубежным потребителям.
По оптимистическому сценарию экспортные возможности Туркменистана в 2015 г. возрастут до 123 млрд м3, а в 2030 г. - до 200 млрд м3. Однако на величину добычи и экспорта будет сильно влиять спрос на природный газ в каждый конкретный промежуток времени.
Рост добычи природного газа в Казахстане, по мнению авторов статьи, продолжится в течение всего периода до 50 млрд м3 в 2030 г., а резервом для увеличения валового производства горючего газа будет попутный нефтяной газ. Экспортный потенциал увеличится с 20 млрд м3 в 2015 г. до 26 млрд м3 в 2030 г.
Ресурсы природного газа Узбекистана до 2030 г. будут существенно истощены, что неминуемо приведет к снижению газодобычи.
Согласно осторожному сценарию, Узбе-кистан вследствие снижения годовых уровней добычи и высокого внутреннего потребления газа, несмотря на все усилия, не сможет сохранить статус его экспортера уже после 2020 г. (см. рис. 9). Прогнозируемый уровень добычи газа в Узбекистане к 2030 г. составит
22,5 млрд м3. По оптимистическому сценарию,
Туркменистан Казахстан Узбекистан
объем годового отбора страны
объем возможного экспорта страны
Рис. 9. Объем годовых уровней добычи и экспортного потенциала стран ближнего зарубежья: а - оптимистический, б - осторожный сценарии
№ 5 (16) / 2013
184
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
в случае введения в разработку резервных за- в Сурхандарьинском районе), возможно под-пасов месторождений (Хаузак-Шады-Западная держание годовых уровней добычи (в 2020 г. -часть Денгизкульского месторождения, Кан- до 47 млрд м3, в 2025 г. - до 35 млрд м3) и экс-дым и окружающие его мелкие месторожде- портного потенциала на уровне 15 млрд м3, од-ния Бухаро-Хивинского района, месторож- нако к 2030 г. снижение годовой добычи не-дения Южного Приаралья, в более отдален- минуемо и, по экспертным оценкам, составит ной перспективе - месторождение Гаджак 30 млрд м3.
Список литературы
1. Г абриэлянц Г. А. Региональная геология нефтегазоносных территорий СССР /
Г. А. Габриэлянц, Г.Х. Диккенштейн,
И.Н. Капустин и др. - М.: Недра, 1991. - 283 с.
2. Месторождения нефти и газа Казахстана: справочник / под. ред. А. А. Абдулина,
Э.С. Вазалевского, Б.М. Куандыкова. -М.: Недра, 1993. - 247 с.
3. Поиск, разведка и освоение газовых месторождений и минеральных ресурсов Туркменистана: матер. Междунар. конфер. -Ашхабад, 2008.
4. 16-я Казахстанская международная выставка
и конференция-2008: матер. конфер. - Алматы, 2008.
5. Нефть и газ Туркменистана (OGT-2008): матер. Междунар. конфер. - Ашхабад, 2008.
6. Нефть и газ Туркменистана (OGT-2009): матер. Междунар. конфер. - Ашхабад, 2009.
7. Международный газовый конгресс Туркменистана ^GC 2010): матер. конгресса. Ашхабад, 2010.
8. Нефть и газ Туркменистана (OGT-2010): матер. 15-й Юбилейной Междунар. конфер. -Ашхабад, 2010.
9. Мелихов В.Н. Продуктивность и потенциал газоносности Амударьинского мегабассейна / В.Н. Мелихов // Геология нефти и газа. -2009. - № 5. - С. 10-12.
№ 5 (16) / 2013
