«Наука в Сибири» № 30 (2216) 6 августа 1999 г. НЕФТЬ И ГАЗ ВОСТОЧНОЙ СИБИРИ Александр СУХОДОЛОВ, директор НИИ экономики Восточной Сибири, д.э.н., профессор ИГЭА. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ Разведанные в пределах Сибирской платформы запасы углеводородного сырья позволяют рассматривать Восточную Сибирь в качестве региона, перспективного для создания новых центров добычи нефти и газа. Здесь уже открыты достаточно крупные нефтегазовые месторождения: в Иркутской области -- Ковыктинское (газ и конденсат), Верхнечонское и Дулисминское (нефть, газ и конденсат); в Красноярском крае -- Юрубчено-Тохомское (нефть) и Собинское (газ), в Республике Саха (Якутии) -- Талаканское (нефть), Среднеботуобинское (нефть и газ), Средневилюйское, Среднетюнгское и Чаяндинское (газ). Вокруг данных месторождений располагаются десятки средних и более мелких, которые могут осваиваться одновременно ("в одном кусте") с базовыми, при использовании общей инфраструктуры и единого магистрального "транспортного коридора". Промышленная добыча углеводородного сырья в перспективе может стать одной из базовых отраслей в горнодобывающем комплексе Иркутской области. В первую очередь это относится к разработке крупных месторождений -- Ковыктинского и Верхнечонского. Однако их освоение потребует длительного времени и значительных капитальных вложений, которые можно получить, привлекая ресурсы в счет будущего экспорта. Разработку небольших запасов, для нужд местной топливной промышленности, целесообразно осуществлять в рамках областных программ, используя региональные инвестиционные ресурсы. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ К настоящему времени в пределах Иркутской области разведано более десятка различных (крупных, средних и небольших) нефтегазоконденсатных, газоконденсатных и нефтяных месторождений. Однако крупномасштабная добыча углеводородного сырья пока не ведется. Подготовленные к промышленному освоению запасы практически не эксплуатируются. Нефтегазодобыча еще не играет сколько-нибудь значимой роли в экономике региона. Сейчас углеводородное сырье добывается в очень небольших количествах лишь: Атовском, Марковском, Ярактинском, Дулисминском и Даниловском месторождениях. Используется оно только для местных нужд, в качестве котельного топлива. В ближайшее время планируется начать эксплуатацию Братского газоконденсатного месторождения. По состоянию на 1998 г. выработанность запасов оценивалась следующим образом: по нефти -- менее 0,1 %, по газу -- 0,5 %. Стоимость добываемого углеводородного сырья также пока небольшая и составляет 0,6 % общей стоимости всех осваиваемых в пределах области ископаемых ресурсов. Однако развитие нефтегазодобывающей отрасли, особенно разработка крупнейших Ковыктинского и Верхнечонского месторождений, даст ей возможность занять лидирующие позиции в горнодобывающем комплексе. Эффективность добычи может быть существенно повышена за счет использования попутных компонентов: гелия, конденсата, фракций легких углеводородов и минерализованных рассолов. ОСВОЕНИЕ КОВЫКТИНСКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Данное месторождение является самым крупным из разведанных к настоящему времени в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. Оно ближе других расположено к промышленным центрам (300 км к северу от Иркутска). Проект его освоения наиболее экономичен, быстро реализуем, представляет наибольший интерес с точки зрения газификации региона, а также экспорта. На первых этапах здесь можно добывать 5--6 млрд кубометров горючего газа в год. Этого будет достаточно для дальнейшей рентабельной эксплуатации месторождения. В последующем можно увеличить добычу до 20--30 млрд кубометров. Больше половины этого объема целесообразно экспортировать в страны АТР, остальное можно использовать для энергетических целей и в качестве сырья для химической промышленности востока России. При таких объемах добычи Ковыктинское месторождение будет эксплуатироваться в течение 30--35 лет. За это время могут быть разведаны и вовлечены в эксплуатацию другие перспективные нефтегазоносные участки Сибиркой платформы, ресурсы которых будут транспортироваться по уже действующему магистральному газопроводу. Запасы горючего газа Ковыктинского месторождения могут стать ключевым звеном будущего Азиатского энергетического сообщества, где кроме России крупными потребителями энергоресурсов являются Китай, Республика Корея и Япония. Достаточно сказать, что суммарный объем потребления газа только Японии оценивается в 1/16 разведанных запасов Ковыктинского месторождения. Протяженность магистрального газопровода, проходящего по трассе Ковыкта--Ангарск--Иркутск--Улан-Батор--Пекин и далее до Республики Корея, превысит 4 тыс. км. Освоение Ковыктинского месторождения предполагает реализацию трех основных этапов: его доразведку; строительство магистрального газопровода при одновременном формировании внутреннего рынка потребителей газа; эксплуатацию ресурсов месторождения, их добычу и реализацию. Общая стоимость работ предварительно оценивается в 7,5--10 млрд долларов. При средних мировых ценах на газ в пределах 80--140 долларов за 1000 кубометров и при его ежегодном экспорте в объеме 30 млрд кубометров все затраты по освоению окупятся за несколько лет. Существует мнение, что для скорейшей разработки Ковыктинского месторождения следует экспортировать все добываемое на нем углеводородное сырье. Однако такой подход представляется недальновидным, во всяком случае с позиции соблюдения долгосрочных экономических интересов Иркутской области и России в целом. Хотя бы потому, что из ковыктинского газа на местных перерабатывающих предприятиях можно вырабатывать массу ценной продукции. Например, извлекать гелий, получать этилен, необходимый для работы Саянскхимпрома, осуществлять производство азотных удобрений, причем в 3 раза более дешевых, чем в настоящее время. ПЕРСПЕКТИВЫ ДОБЫЧИ НЕФТИ Что касается добычи нефти, то промышленный интерес представляет Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение, крупнейшее в Иркутской области и второе по величине на востоке России. Оно подготовлено для промышленной эксплуатации, но расположено вдали от промышленных районов, вблизи границы с Республикой Саха, примерно в 950 км к северу от Ангарска -- центра нефтепереработки на востоке России. Его ресурсная база позволяет организовать ежегодную добычу нефти в объеме 7--10 млн т. К числу средних по запасам можно отнести Ярактинское нефтегазоконденсатное месторождение. Оно также подготовлено к промышленному освоению. Примерно в этом же "кусте" обнаружены сравнительно небольшие нефтяные и нефтегазоконденсатные месторождения, сырье которых может использоваться для региональных нужд. В целом в пределах Иркутской области подготовленные к промышленному освоению запасы и прогнозные ресурсы нефти позволяют в перспективе организовать ее добычу на уровне 15--20 млн т в год. Кроме того, в Красноярском крае открыто еще несколько достаточно крупных и средних месторождений нефти с подготовленными для промышленного освоения запасами. Поэтому в целом в Восточной Сибири имеются все условия для развития крупной нефтяной промышленности с ежегодной добычей нефти примерно 20--35 млн т. Такой объем позволит удовлетворить потребность нефтеперерабатывающих предприятий всего Восточно-Сибирского экономического района в сырой нефти и даже организовать ее поставку в соседние регионы России и на экспорт. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ГАЗА В РЕГИОНЕ Вследствие газификации промышленных объектов и городов высвободятся значительные ресурсы угля, сжигаемого в настоящее время на ТЭЦ. Кроме того, освоение запасов горючего газа даст возможность перевести на новые виды топлива тепловые электростанции крупных городов -- Ангарска, Зимы, Иркутска, Усолья-Сибирского и др. Это позволит оптимизировать структуру топливного баланса, улучшить экологическую обстановку в промышленно развитых районах области, уменьшить расход топлива на 5--15 %, высвободить большое количество мазута, увеличить коэффициент полезного действия энергетических котлов, сократив при этом расход электроэнергии на собственные нужды. Использование местных углеводородных ресурсов для технологических целей Ангарско-Усольско-Зиминского нефтехимического и хлорорганического комплекса может существенно повысить его эффективность. Однако для крупномасштабной добычи природного газа потребуются значительные капитальные вложения, направляемые в геологоразведочные работы и на создание соответствующей инфраструктуры. Для передачи газа в г.Ангарск на переработку возможно строительство двух ниток газопровода. Одну нитку газоконденсатопровода целесообразно проложить до пос.Магистральный на БАМе, где можно получать сравнительно дешевое дизельное топливо, необходимое для северных районов. Уже на первых этапах освоения новых углеводородных ресурсов из топливного баланса региона будет неизбежно вытеснен уголь. Его избыток может достичь 9--12 млн т. Этому будут способствовать более низкие цены на углеводородное сырье (ниже, чем на уголь), а также более высокие технико-экономические и экологические характеристики горючего газа, используемого как энергетическое топливо и в качестве сырья для химической промышленности. В более отдаленной перспективе возможно выравнивание цен и даже обратное замещение углем нефти и газа. Это будет вызвано тем, что нефтегазодобывающая отрасль в Восточной Сибири не сможет полностью и надолго вытеснить вполне конкурентоспособную угледобывающую. Тем более, что разведанных запасов угля в регионе гораздо больше, чем разведанных запасов газа и нефти. Достаточно сказать, что угля хватит на 300--500 лет (при сохранении современного уровня угледобычи), а вот разведанных запасов газа -- на 50--80 лет (при объеме добычи в 20--40 млрд кубометров). Таким образом, устойчивость топливно-энергетического комплекса следует достигать за счет существования рынка разнообразных энергетических ресурсов. Тем не менее, формирование в среднесрочной перспективе Восточно-Сибирского нефтегазодобывающего комплекса может стать одним из эффективных направлений экономического развития региона. Это тем более важно, что в традиционных районах нефтедобычи снижаются объемы извлекаемого из недр "черного золота" и "голубого топлива". стр.