Перспективы добычи газа в России

 

1.4 Общая характеристика месторождений и запасов газа

 

Нефть вместе с газом  относят к тому же классу горных пород, что и уголь (антрацит, каменный и бурый), торф и сланцы, а именно к классу каустобиолитов. Это замысловатое слово составлено из трех греческих слов: kaustikos-жгучий, bios-жизнь и lithos-камень. Более того, нефть геологи относят к минералам (хотя латинское слово minera означает «руда»). Вместе с газом она относится к числу горючих полезных ископаемых, так сложилось исторически. В химическом отношении газ - достаточно сложная смесь углеводородов, а краткое описание состава нефти и газа могло бы существенно увеличить объем настоящего Отчета. Больше всего-до 95% по объему в природном газе метана. Присутствуют также этан, пропан, бутаны и другие алканы (нециклические углеводороды) -от C5 и выше, могут присутствовать в небольших количествах инертные газы и другие примеси.

Природный газ добывают из расположенных под землей месторождений. Эта фраза не является совсем банальной, если учесть, что метан добывают и на угольных месторождениях (подобный проект реализуется в России - в Кузбассе) и обсуждаются проекты добычи метана из газогидратов (в основном это - метан в связанном с водой состоянии в твердой фазе). Еще одним экзотическим видом получения метана является переработка промышленных отходов (выход его при таком процессе, однако, не велик).

Классическое месторождение  газа представляет из себя геологическую  структуру, основными элементами которой являются куполообразный слой непроницаемых для газа пород (антиклиналь), с расположенными под ним проницаемыми породами, насыщенными газом. Месторождения в большинстве случаев содержат несколько залежей (расположенных на различных глубинах). Залежь может быть приурочена к одному или нескольким пластам-коллекторам с единой гидродинамический системой (отметим, что российское законодательство, в отличие, например, от законодательства США, допускает работу нескольких недропользователей в границах одного геологического отвода, они, например, могут вести добычу из разных залежей или пластов). Реальные месторождения имеют самую различную структуру, глубины залегания пластов и их мощность (от нескольких сантиметров до сотен метров), коллекторские свойства (в частности - пористость), газонасыщенность пород, состав газа и другие эксплуатационные характеристики продуктивных пластов и т.д. и т.п. Нечасто встречаются чисто газовые месторождения (когда пласты-коллекторы содержат в основном свободный газ). Нефть нефтяного месторождения может содержать растворенный в ней газ (выделяется при добыче нефти в виде попутного нефтяного газа). В нефтегазовых месторождениях пласты-коллекторы содержат нефть с растворенным в ней газом и свободный газ над нефтью (газовую шапку) или газовые залежи окаймлены нефтью (нефтяная оторочка). В газе газоконденсатных месторождениях содержится конденсат (смесь жидких углеводородов (в основном С5Н12 и выше), выделяющихся при добыче из газа в результате снижения пластового давления (ниже давления начала конденсации) и температуры). Свойства месторождения определяют сложность извлечения газа из него (прежде всего, это конечно глубина залегания газа, а так же пространственная структура месторождения, оно может быть, например, многолинзовым), а также необходимую степень подготовки газа для использования или дальнейшей транспортировки. Очевидно, что со временем, в ходе добычи, происходят изменения месторождений, которые прежде всего характеризуются падением дебитов (удельного отбора газа) скважин и давления добываемого газа. Необходимо отметить, что в отличие от нефти, газ идет всегда под собственным давлением и в выкачивании не нуждается.

Месторождения нефти  и газа по величине извлекаемых запасов  подразделяются на:

· уникальные - более 300 млн.т нефти или 500 млдр.куб.м газа;

· крупные - от 30 до 300 млн.т  нефти или от 30 до 500 млрд.куб.м  газа;

· средние - от 10 до 30 млн.т  нефти и от 10 до 30 млрд.куб.м газа;

· мелкие - менее 10 млн.т  нефти или 10 млрд.куб.м. газа.

 

1.5 Запасы газа и месторождения РФ

 

Российская Федерация  характеризуется широким и неравномерным  распространением газовых месторождений, которые обладают разной экономической  ценностью и в различной степени  освоены.

По принятой в России методологии, для оценки начальной величины природного богатства недр газом (как и нефтью, конденсатом и сопутствующими им полезными ископаемыми) используется понятие «суммарные начальные ресурсы» (СНР), которые включают уже накопленную добычу (к моменту проведения оценки), разведанные запасы и предварительно оцененные запасы, а также перспективные и прогнозные ресурсы газа, определяемые на основе геологической оценки. СНР тем достовернее, чем больше в них доля запасов и меньше доля прогнозных ресурсов.

Согласно последней  научной оценке суммарные начальные ресурсы газа в России составляют 235,6 трлн.куб.м, из которых почти 100 трлн.куб.м приходится на Западную Сибирь, 60 трлн.куб.м на остальные районы суши и 75 трлн.куб.м на континентальный шельф окраинных и внутренних морей страны, главным образом Арктических - Карского и Баренцева. В России открыто около 750 газовых (газоконденсатных, газонефтяных) месторождений с общими разведанными запасами газа около 46,9 трлн.куб.м . По оценке зарубежных экспертов, мировые разведанные запасы газа составляют 150,2 трлн.куб.м доля стран СНГ в которых близка к 37,8%, в том числе России - 32,1%. Следующими, крупнейшими после России запасами газа обладают Иран - около 15,3% мировых запасов, Катар - около 7,4%. Туркмения занимает 11 место в мире с 1,9% запасов.

В распределении запасов  и ресурсов газа всех категорий главенствующая роль принадлежит Западной Сибири. Из около 46,9 трлн.куб.м разведанных запасов России в Западной Сибири, преимущественно в ее северных районах, сосредоточено 36,9 трлн.куб.м. Крупные запасы газа разведаны также в Астраханской, Оренбургской и Иркутской областях, Ненецком автономном округе, республике Саха, Красноярском крае, в акваториях Баренцева, Карского и Охотского морей.

За все годы разработки из газовых месторождений России уже извлечено около 9,5 трлн.куб.м природного газа. В разрабатываемых месторождениях заключены 42% разведанных запасов газа страны. В наибольшей степени использованы начальные запасы газа Вуктыльского (79,3%), Оренбургского (45,6%) и группы крупных северокавказских месторождений (80-100%). В главном газодобывающем районе страны - Надым-Пуртазовском ведется интенсивная отработка наиболее эффективных сеноманских залежей Вынгапуровского (степень выработки - 66,2%), Медвежьего (62,6%), Уренгойского (44,4%), Ямбургского (25,5%) месторождений.

Важнейшей геологической  особенностью разведанных запасов  газа Российской Федерации является их высокая концентрация в ограниченном количестве месторождений. Уникальные и крупные месторождения обеспечивают почти всю текущую добычу газа в России.

 

 

 

 

 

 

Рисунок № 2 График стран с самыми богатыми газовыми запасами

Рисунок № 3 География и запасы газовых месторождений

 

 

 

Глава 2 Перспективы  развития и проблемы газовой промышленности

 

2.1 Ресурсы газа в акваториях морского шельфа РФ

 

Сложные проблемы связаны с освоением ресурсов газа в акваториях морей, особенно в их глубоководных зонах. Россия обладает крупнейшим в мире шельфом внутренних и окраинных морей общей площадью 5,2 млн. км2, из которой около 4 млн.км2 (77%) перспективны на нефть и газ.

Геологическая изученность  этой территории крайне неравномерна и значительно ниже, чем за рубежом. Повсеместно в мире развитие морских  поисковых и разведочных работ  зависит от экономики, техники и  факторов экологии. Из-за возрастания  этих трудностей по мере удаления от берега и увеличения глубин моря работы концентрируются главным образом в пределах континентального шельфа с глубиной воды до 200- 300 м. Для России эта зона является сейчас экономическим пределом. В то же время за рубежом (США, Бразилия и др.) активно изучаются более глубоководные зоны вплоть до изобаты 1-2 км, где уже открыты отдельные месторождения. В целом акватории морей - крупнейший резерв сырьевой базы газовой промышленности России, который будет использоваться по мере роста технических возможностей. Объективно необходимо учитывать, что значительная часть акваторий России принадлежит Арктике, отличающейся наибольшей сложностью природных условий (в частности - замерзающие моря, зоны паковых льдов). К наиболее приоритетным для освоения в ближайшее десятилетие относят объекты мелководного континентального шельфа Печороморского сектора Баренцева моря, заливы Карского моря, Тазовской губы.

В Баренцевом море наиболее изучен район, прилегающий к уникальному  Штокмановскому ГКМ, лицензия на освоение углеводородов по которому получена в 1993г. АО «Росшельф», контролируемому  ОАО «Газпром». Запасы газа на Штокмановском  месторождении оцениваются в 2,9 трлн. куб.м. Перспективными площадями этой зоны являются Териберская, Терская, Бритвинская, Лудловская, Туломская и Ледовая, которые могут осваиваться как сателлиты Штокмановского месторождения. В Печороморском шельфе открыто Приразломное нефтяное месторождение (лицензия так же принадлежит АО «Росшельф»). Его сателлитами можно рассматривать НГКМ Варандей-море, а также Южно-Долгинскую и Алексеевскую площади. В числе приоритетных в геологическом отношении - Русановско-Ленинградская зона поднятий в Карском море (ресурсы оцениваются в 8,8 трлн.куб.м), приямальский шельф, Тазовская губа, Обская губа с высокой концентрацией как выявленных запасов, так и ресурсов категорий С3 и Д1.

В южных морях перспективными направлениями можно считать  месторождения Темркжского залива Азовского моря на Геленжикской, Западно- и Центрально-Прибрежной структурах, а в пределах Российской части Прикаспия - Прикумско-Тюленевскую зону поднятий. На сахалинском шельфе Охотского моря открыто шесть крупных месторождений - пять нефтеконденсатных и одно газоконденсатное; например запасы Лунского месторождения оцениваются в 400 млрд.куб.м газа и 50 млн.т конденсата. История поиска и разведки газовых месторождений в РФ. Геологоразведочные работы в комплексе глубокого бурения, геофизических, геологических, геохимических, аэрокосмогеологических исследований проводятся в нефтегазоносных и перспективных районах для изучения глубинного геологического строения, оценки ресурсов, поисков и разведки газовых и нефтяных месторождений.

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок № 4 Состояние извлекаемых запасов месторождений по акваториям морей России

 

Рисунок № 5 Общие запасы нефти и газа в национальных секторах Арктики (млрд. тонн, условного топлива)

 

 

 

2.2 О технологиях поиска и разведки газовых месторождений

 

Геология - это большая область знания, наука, целый ряд специальностей, своя система подготовки кадров и т.д. и т.п. В геологической науке существует ряд (больше, чем одна) теорий, объясняющих формирование тех или иных геологических структур (отметим например, что общепринятая «биогенная» теория формирования месторождений углеводородов из органических остатков растений и животных в осадочных породах не дает четкого ответа на вопрос о происхождении уже обнаруженных глубокозалегающих месторождений, но существует и «абиогенная» теория, предполагающая, что нефть в природе может синтезироваться из неорганических соединений). На основании этих теорий и имеющейся предварительной геологической информации делаются предположения о возможных регионах нахождения месторождений углеводородов и в этих регионах проводятся геологоразведочные работы. Очень грубо геологоразведочные работы можно разделить на поисковые и разведочные. Поисковые работы включают в себя очень широкий круг работ: начиная с топографо-геодезических работ и, далее, геохимическое газовое опробование грунтов и воды, геофизические работы (магнитная съемка и радиометрия), опробование точечно-штуфное и керновое и т.д и т.п. Поисковые работы (особенно их начальные стадии) в основном выполняются геофизическими предприятиями в рамках общих работ по исследованию недр (не только поиск углеводородов). Поисковые работы ведутся по территориям (районам), что естественно, ведь на этом этапе месторождение еще не найдено. Завершением поисковых работ можно считать проведение региональной сейсморазведки (для выявления характерных геологических структур) и бурение параметрических скважин. Если параметрическая скважина дала положительные результаты на газ, то можно считать, что структура выявлена и далее уже ведутся разведочные работы по найденной структуре, которые ведут специализированные «нефтегазоразведочные» компании (как правило, они проводят и последние стадии поисковых работ). В ходе разведочных работ выявляются основные свойства пород месторождений (коллекторские свойства - пористость, проницаемость, трещиноватость, гидропроводность и т.д., неоднородность пород), условия залегания и свойства газа, нефти и воды в пластовых условиях, энергетические свойства нефтегазоносных пластов (пластовое давление и режимы пластов), осуществляется оконтуривание залежей, уточнение запасов и подготовка месторождения к разработке, т.е. создается система разработки месторождения. При бурении разведочных скважин проводятся геологическое и геохимическое изучение (отбор и изучение керна, анализ шлама) и ГИС (здесь широко применяются различные методы каротажа - замера по длине скважины различных физических характеристик различными датчиками, например - акустический, термо, фото, газовый, механический, электро, радио и другие виды каротажа).

Сложившаяся в России система оценки и учета запасов является достаточно строгой и корректной (имеется в виду официальная государственная оценка, через ЦКЗ и т.д.), вполне на уровне международных стандартов, и, возможно, даже более строгая.

Огромное значение имеют  методы интерпретации различных геологических данных. Одним из бурно развивающихся направлений промышленной геологии является сейчас разработка различных компьютерных программ анализа и интерпретации геологической информации. Еще одной «точкой отставания» российской промышленной геологии является проведение трехмерной (3D) сейсморазведки.

В России сложились некоторые  средние сроки разведки и разработки месторождений углеводородов (с  момента реального начала работ): продолжительность периода поисков - 2 года, разведки - 3 года. В соответствии с действующим законодательством лицензию на геологическое изучение недр дают обычно сроком на 5 лет. Многие поисковые работы выполняются в летний полевой сезон, в то же время при организации буровых работ в Западной Сибири необходимо учитывать, что тяжелое оборудование к месту бурения как правило доставить можно только в зимний период по замерзшим болотам (зимникам), поэтому количество поисковых и разведочных скважин, которые можно пробурить за один сезон зачастую определяется не производительностью буровой установки, а количеством установок, вовлеченных в работу. Отметим, что опыт показывает, что даже при самом высоком темпе работы при начале разработки предварительно разведанного (например, в советское время) месторождения минимум год уходит на сбор и анализ имеющейся информации и два года - на доразведку.

 

Рисунок № 6 Энергетическая стратегия варианты развития

 

2.3 Развитие и воспроизводство сырьевой базы

 

Основой долгосрочной экономической  политики при использования любого минерального сырья является воспроизводство запасов (минерально-сырьевой базы). Очевидно, что по мере добычи полезных ископаемых из ранее разведанных запасов объем этих запасов уменьшается и для обеспечения добычи не только в данный момент, но и в будущем, необходимо постоянно вести поиск новых месторождений и восстанавливать (либо увеличивать) размеры разведанных запасов.

В сложившихся условиях, когда газ является главным энергоносителем  в России, необходимо дальнейшее развитие сырьевой базы газовой промышленности. Исходить при этом необходимо из наиболее вероятных соотношений добычи и прироста запасов газа и на основе долгосрочных прогнозов спроса на газ в России, других странах СНГ и в дальнем зарубежье, определяющих необходимый уровень добычи газа в 650 млрд.куб.м в 2010г. и 800 млрд.куб.м - в 2020г. Это может быть обеспечено за счет запасов уже открытых крупных месторождений при условии их адекватного воспроизводства при соответствующем развитии геологоразведочных работ.