Регионы традиционной газодобычи на севере Западной Сибири с такими газовыми гигантами как Медвежье, Заполярное, Уренгойское и др., находятся в стадии падающей добычи, их запасы по главному газосодержащему сеноманскому комплексу к настоящему времени уже значительно израсходованы. Так, месторождение Медвежье выработано на 75%, Уренгойское – на 65%, Ямбургское – на 54% .Тем не менее, их продолжают эксплуатировать на истощение - в последние годы они давали свыше 80% годовой добычи газа в стране. Однако в перспективе они уже не в состоянии обеспечить амбициозные планы «Энергетической стратегии России». Поэтому в качестве новых газодобывающих регионов рассматриваются месторождения полуострова Ямал и арктического шельфа.

Запасы газа в месторождениях Ямала только по сеноманскому комплексу оцениваются более чем в 10 трлн. м3. Однако их разработка чревата серьезными экологическими последствиями. Рельеф Ямала очень низкий - несколько метров над уровнем моря. Поэтому при разработке залежей неизбежно проседание земной поверхности, что повлечет за собой затопление низменной суши полуострова. Таяние при этом вечной мерзлоты, что также неизбежно при отечественных технологиях, усугубит экологические последствия. Так что если начнется разработка газовых залежей полуострова, то уже через 10 –15 лет он превратится в остров, а в дальнейшем станет частью арктического шельфа.

Не менее серьезные проблемы возникнут и при освоении Штокмановского газоконденсатного гиганта. Месторождение расположено в 600 км от мурманского побережья, где глубина моря достигает 300 – 350 м. В период штормов высота волн доходит до 9 м, нередко появляются айсберги. Освоение планируется проводить путем сооружения глубоководных платформ, что, по нашему мнению, не перспективно в условиях бурного и глубокого Баренцева моря. Другими словами, на сегодня отсутствуют надежные технические решения по освоению таких северных морских месторождений как Штокмановское.

Возникает вопрос: ради чего необходимо идти на столь дорогостоящие технические и опасные экологические риски? Ради подачи газа в страны Западной Европы? Конечно, это очень гуманно заботиться о благе ближнего, но не до такой же степени! Ведь никакие сиюминутные экономические выгоды не могут оправдать опасные экологические последствия, неизбежно последующие при технически не подготовленном вторжении в легко ранимую природу регионов Крайнего Севера и арктических морей России.

Представляется, что в ближайшем будущем центры газодобычи переместятся в южные районы Восточной Сибири – Иркутскую область и прилегающие к ней территории Красноярского Края и Эвенкии. Здесь в последние годы открыт ряд крупных газовых и нефтяных месторождений - Ковыктинское, Юрубчено-Тохомское, Куюмбинское, Верхне-Чонское и др., которые образуют Байкальский узел нефтегазонакопления.

По оценке группы ученых СО РАН во главе с академиком А.Э. Конторовичем, начальные извлекаемые ресурсы углеводородного сырья Восточной Сибири оцениваются в 50 - 65 млрд. т у. т., в т.ч. нефти - 15-20 млрд. т, газа – 35-40 трлн. м3, конденсата – 3 – 4 млрд. т Основная часть этих ресурсов (примерно 70%) сосредоточена в Иркутской области и прилегающих районах Красноярского края и Эвенкии, т.е. в пределах Байкальского узла.

Вот некоторые оценочные данные по запасам наиболее крупных месторождений этого региона. Ковыктинское газоконденсатное месторождение содержит 3 трлн. м3 (для сравнения, Заполярное газовое месторождение содержит 3,5 трлн. м3, Медвежье – 2,3, Штокмановское – 2,7); Юрубчено-Тохомское и Куюмбинское газоконденсатные месторождения с нефтяной оторочкой содержат 2 трлн. м3 газа и 1 млрд. т нефти; Чаядинское газоконденсатное месторождение –1,5 млрд. м3 газа; Верхне-Чонское месторождение – нефти до 1,5 млрд. т, газа – до 0,5 трлн. м3. Эти и другие месторождения Восточной Сибири недоразведаны и их запасы оценены как минимальные.

Вообще же недра Восточной Сибири разведаны всего на 7%.
Обращает на себя внимание состав нефтей и газов Байкальского узла. Нефти легкие, малосернистые, превосходят параметры российского стандарта Urals. Газ жирный, содержит в значительных концентрациях этан, пропан, бутан и конденсат (до 10%). В свободных газах имеется гелий (0,2 – 0,6%), геологические запасы которого оцениваются в 55-70 млрд. м3, что превосходит запасы гелия в США – ведущего производителя этого продукта в мире.

Наиболее крупное газоконденсатное месторождение Байкальского узла - Ковыктинское. Газовая залежь приурочена к парфеновскому горизонту нижнего кембрия. Его средняя мощность порядка 15 м, пористость - до 18%. В последние 2 – 3 года было пробурено несколько скважин за контуром продуктивности Ковыктинского месторождения, которые дали промышленные притоки газа.

К юго-западу от Ковыкты на лицензионном участке «Петромир» поисковые скважины, пробуренные на парфеновский горизонт, также оказались продуктивны, несмотря на то, что по отметкам они расположены ниже Ковыктинских скважин. Логично допустить, что в этом горизонте вверх по пласту можно ожидать продолжение газовой залежи.

Создается впечатление, что Ковыкта – это не просто месторождение, а огромное газоконденсатное поле, прилегающее к парфеновскому горизонту. Диаметр этого поля порядка 200 км. Оценки извлекаемых ресурсов Большой Ковыкты – не менее 10 трлн. кубометров, что равноценно газовым запасам месторождений полуострова Ямал и соизмеримо с запасами самого большого в мире месторождения Уренгой. Эта оценка ресурсов касается только парфеновского горизонта, однако ниже его трассируются еще два песчаных горизонта с аналогичными сейсмическими характеристиками – боханский и базальный. В скважинах, пробуренных в соседних регионах, были получены притоки газа.

Изложенное позволяет сделать вывод, что Байкальский узел нефтегазонакопления – это новый крупнейший и, может быть, последний полюс нефтегазонакопления в пределах континентальной части России. По своим потенциальным возможностям он соизмерим с Уренгойским узлом нефтегазонакопления и превосходит ресурсы полуострова Ямал и прилегающего шельфа Карского моря.

Пальма первенства в добыче углеводородного сырья в нашей стране время от времени переходила от одного региона к другому. В 20 - 30-е годы прошлого столетия Советский Союз получал углеводороды из недр Северного Кавказа, главным образом, из месторождений близ Баку на Апшеронском полуострове. В 40 - 50-е годы вперед вышла Волго-Уральская провинция с Ромашкинским нефтяным гигантом. Этот регион окрестили Вторым Баку. В 70 – 80-е годы расцветает нефтегазодобыча в Западной Сибири - Третьем Баку. Думается, что Четвертым Баку должна стать Восточная Сибирь во главе с уникальным Ковыктинским газоконденсатным месторождением. Не надо забывать, что в отличие от Волго - Урала и Западной Сибири в Ковыктинском месторождении содержится еще и гелий порядка 40 млрд. м³.

А что же полуостров Ямал и арктический шельф? Разумнее всего рассматривать нефтегазовые ресурсы их недр как фонд будущих поколений. Отложить освоение этих кладовых целесообразно на потом, и подождать, пока человечество не продвинется вперед в техническом и технологическом отношении, пока мы не поумнеем и не научимся беречь окружающую среду и недра не на словах, а на деле.

В «Энергетической стратегии России до периода 2020 г.», предполагается осваивать нефтегазовые ресурсы Восточной Сибири. Прозвучал этот призыв и в недавно опубликованной статье руководителя Федерального агентства по недропользованию МПР А.А. Ледовских. Но как и с какой целью добывать углеводороды? Цель одна – поскорее продать за рубеж газ и нефть и чем больше, тем лучше. Вот мнение по этому поводу руководителя Федерального агентства: «Обеспечение внутренних потребностей в нефти и газе на первом этапе освоения региона практически невыполнимо…» и «…практически всю добываемую нефть и около 80% получаемого газа следует направлять на экспорт (Минеральные ресурсы России, № 1, 2005 г.).

Для выполнения этих задумок планируется строительство трансконтинентальных нефте- и газопроводов с выходом на рынки стран Азиатско - Тихоокеанского региона (АТР) - Китая, Тайваня, Южной Кореи, Японии. Протяженность трасс нефтепроводов составит не менее 7 тыс. км, газопроводов – 10 тыс. км. Ориентировочно затраты на сооружение нефтепроводов составят 20 – 30 млрд. долларов, газопроводов – 30-40 млрд. долларов.

Строительство магистральных трубопроводов это не только колоссальные затраты, непосильные для России, но и крайне опасная в экологическом отношении затея. Трассы пройдут по целому ряду заказников и заповедников. Учитывая «аккуратность» и «добросовестность» российских строительных компаний можно с большой долей уверенности утверждать, что все заповедники и заказники, которые попадутся на пути трасс трубопроводов, ждет неминуемая гибель.

Спрашивается, разве при освоении ресурсов Восточной Сибири необходимо в первую очередь заботиться об интересах стран АТР, а не об обеспечении наших внутренних потребностей? Кроме того, общеизвестно, что намного выгоднее экспортировать не газ или нефть, а продукты их переработки. А для этого можно использовать железнодорожный транспорт, который в районах Восточной Сибири уже существует – это ТранСиб и БАМ – и не загружен. Так что пора отказаться транзита газа и нефти только посредством магистральных трубопроводов.

По расчетам сибирских ученых потенциальная годовая добыча из месторождений этого региона может быть доведена к 2020 г. по нефти – до 100-110 млн. т, газу – до 120 млрд. и гелию – до 135 млн. куб. м. Прогноз внутренних потребностей Восточной Сибири и Дальнего Востока на 2020 г.: нефти – 30 млн. т, газа – до 30-40 млрд. куб. м. «Излишки» нефти составят порядка 70 млн. тонн и газа порядка 80 млрд. куб. м.

Прогноз потребностей стран АТР на 2020 год: нефти – 2,2 млрд. т, газа – 760-850 млрд. куб. м. Отсюда следует, что спрос на углеводороды будет расти с каждым годом и проблемы с их сбытом в обозримом будущем не предвидятся. Поэтому, думается, не следует торопиться с экспортом углеводородов. Разумнее производить переработку сырья на месте, а продавать продукты нефте-газохимии и перевозить их в соответствующей таре железнодорожным транспортом. Другими словами, на юге Восточной Сибири крайне необходимо создавать новый нефтегазодобывающий и нефтегазоперерабатывающий центр, а может быть и несколько.

Кроме очевидной экономической выгоды этот сценарий имеет ряд политических и социальных преимуществ, а именно: развитие инфраструктуры и заселение южных районов Сибири. Возникает вопрос: где взять финансы и людские ресурсы? Путей решения этих проблем может быть несколько. Одни из возможных вариантов - использование средств стабилизационного фонда, разумные заимствования и иностранное партнерство. Что касается людских ресурсов, то можно было бы пригласить на работу во вновь осваиваемые регионы Восточной Сибири наших соотечественников, оказавшихся за пределами своей исторической Родины.

Таким образом, при решении проблемы поддержания в будущем устойчивой газодобычи в России надо ориентироваться на месторождения Восточной Сибири. Первостепенным объектом освоения следует рассматривать Ковыктинское газоконденсатное месторождение с прилегающими землями, которые составляют, вероятно, единое газоконденсатное поле с запасами порядка 10 трлн. куб. м газа только по парфеновскому горизонту.

Переработку газа на первом этапе освоения, т.е. ближайшие 10-20 лет, надо производить на месте, а экспортировать продукты переработки (метанол, бензин, аммиачные удобрения и др.). Это позволит отказаться от сооружения нефте- и газопроводов за исключением местных нужд, а транспортировку продуктов нефте- и газохимии осуществлять уже действующим железнодорожным транспортом. Для этого на юге Восточной Сибири потребуется создать соответствующую промышленную инфраструктуру, и заселить эти регионы соотечественниками из стран СНГ, создавая для них благоприятные условия. 

Виктор ГАВРИЛОВ

доктор г-м. наук, профессор, заведующий
кафедрой геологии РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.