________________
* Рисунок не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.
.
В Красноярском крае добыча углеводородного газа осуществляется в настоящее время в одном районе - Танамском газоносном, где с начала разработки добыто около 92,0 млрд. куб. метров газа. Западная часть этого газоносного района находится в Ямало-Ненецком АО Тюменской области, восточная - в Таймырском (Долгано-Ненецком) автономном округе Красноярского края. Сырьевой базой этого района являются газовые и газоконденсатные месторождения, открытые в 1965 - 1992 годах. По состоянию на 01.01.05 остаточные запасы газа промышленных категорий обеспечивают Норильский промышленный узел на длительную перспективу. Поэтому в Большехетском нефтегазодобывающем районе планируется добывать только попутный газ, основные объемы которого ожидаются на Ванкорском месторождении. Наиболее серьезной является проблема поиска потенциальных потребителей газа Большехетского нефтегазодобывающего района.
Потребности Норильского промышленного узла обеспечены на многие десятилетия разведанными запасами газа в Танамском районе. Наиболее реальным представляется соединение района газопроводным транспортом с магистральной системой газопроводов на севере Ямало-Ненецкого АО с последующей подачей газа на Нижневартовск и далее на юг Западной Сибири. Если произойдет задержка с поставками газа на юг из центральных районов Красноярского края, возможна поставка части этого газа в Красноярский край. Для однозначного решения этого вопроса необходима тщательная экономическая экспертиза различных альтернативных вариантов проекта.
Для обеспечения приведенных в настоящих предложениях развития НГК уровней добычи углеводородов необходимо:
1) в Юрубчено-Тохомском НГР за расчетный период 20 лет прирастить не менее 570 млн. тонн нефти и 320 млрд. куб. метров газа, то есть ежегодно требуется приращивать около 28 млн. тонн нефти и 16 млрд. куб. метров газа. Такой объем прироста в данном районе потребует ежегодно бурить 47 - 48 тыс. метров, или 18 - 20 скважин в год. Резерв локализованных ресурсов нефти категории С3 и Д1л здесь составляет 455,0 млн. тонн нефти и 574 млрд. куб. метров газа при минимальной потребности в локализованных ресурсах 900 - 910 млн. тонн нефти и 508 - 510 млрд. куб. метров газа. То есть требуется, как минимум, подготовить здесь еще локализованные ресурсы нефти в количестве 400 - 450 млн. тонн. Это означает, что в данном районе необходимо развивать программу лицензирования недр с целью их геологического изучения;
2) Собинско-Тэтэринский НГР практически обеспечен локализованными ресурсами, а прирост запасов нефти в 16 млн. тонн и газа 21,3 млрд. куб. метров может быть обеспечен в процессе доразведки базовых месторождений и проведения геологоразведочных работ на участках распределенного фонда недр (Чулаканском, Джелиндуконском, Оскобинском и др.). Проблема ввода в лицензирование новых участков здесь не столь актуальна, как в Нижнеангарском НГР;
3) в Нижнеангарском НГР для организации стабильной запланированной добычи газа необходимо локализовать ресурсы в объеме 950 - 960 млрд. куб. метров газа по категории С3 и Д1л . Для перевода такого объема ресурсов в запасы потребуется пробурить не менее 900 - 945 тыс. метров или 15 - 16 скважин в год. В резерве здесь числится 960 млрд. куб. метров газа и 23 млн. тонн нефти. Достоверность подготовки ресурсов газа в данном регионе не выше 60%, а нефти вообще проблематична, поэтому требуется их тщательная ревизия и ввод в лицензирование новых площадей, подготавливаемых с помощью высокоразрешающей сейсморазведки;
4) в Большехетском НГР уровни планируемой добычи нефти и дефицит в 55 млн. тонн могут быть обеспечены за счет проведения ГРР на новых перспективных площадях: Горчинской, Северо-Ванкорской, Тайкинской и других, извлекаемые ресурсы нефти на которых в сумме составляют 92,7 млн. тонн, газа - 247 млрд. куб. метров.
Программы компаний на этапе геологического доизучения базовых месторождений и перспективных площадей в разрезе недропользователей по данным их проектной документации или их экспертным оценкам приведены в табл. 2.3 - 2.4.