2.3. Запасы природного газа

Прирост запасов природного газа обгоняет по темпам роста прирост запасов нефти (табл. 2.3).

Таблица 2.3 Мировые разведанные запасы нефти и газа (млрд т нефтяного эквивалента) Виды энергоносителей	1970 г.	1993 г.	2000 г.	2001 г.	2002 г.	2005 г.	Отношение
							1993 к 1970.	2000 к 1970	2004 к 1970
Нефть	71,5	136,3	142,1	143,1	142,7	163,6	1,9	2,0	2,3
Природный газ	34,3	113,0	134,2	139,6	141,6	161,8	3,3	4,1	4,7
Итого	105,8	249,3	276,3	282,7	284,3	325,4
Доля запасов газа,%	32,3	45,4	48,6	49,4	49,8	49,7

Если до 1970 г. соотношение разведанных запасов нефти и природного газа (в пересчете на нефтяной эквивалент) составляло 70:30, то в 1993 г. изменилось до 55:45, а в 2003 г. стало «фифти-фифти» (50:50), а в 2004 г. хоть и незначительно, запасы природного газа (158 млрд тнэ) превысили запасы нефти (157 млрд тнэ). Из данных табл. 2.3 видно, что по темпам прироста запасов природный газ заметно (в 2 раза) обгонял нефть.

Запасы по территории земного шара распределены неравномерно: наибольшая их часть приходится на территории бывш. СССР и ближневосточных стран. Данные о динамике и региональной структуре запасов приведены в табл. 2.4.

Таблица 2.4 Запасы природного газа в мире (разведанные и доказанные) [6] 3	1976 г.	1988 г.	1998 г.	1999 г.	2000 г.	2001 г.	2002 г.	2004 г.	2005 г.
США	5,80	5,30	4,74	4,65	4,74	5,02	5,19	5,29	5,45
Канада	1,67	2,69	1,81	1,81	1,73	1,69	1,70	1,60	1,59
Мексика	0,91	2,12	1,80	0,85	0,86	0,84	0,26	0,42	0,41
Всего Северная Америка	8,38	10,11	8,35	7,31	7,33	7,55	7,15	7,32	7,45
Венесуэла	1,16	2,90	4,04	4,04	4,16	4,18	4,19	4,22	4,32
Прочие	1,13	1,67	2,17	2,27	2,77	2,98	2,89	2,88	2,70
Всего Южная Америка	2,29	4,57	6,21	6,31	6,93	7,16	7,08	7,10	7,02
Нидерланды	1,75	1,77	1,79	1,77	1,77	1,77	1,76	1,49	1,41
Норвегия	0,68	2,42	1,17	1,17	1,25	1,25	2,19	2,39	2,41
Великобритания	0,76	0,64	0,77	0,76	0,76	0,73	0,70	0,59	0,53
Прочие	1,16	1,66	1,48	1,45	1,44	1,11	1,13	1,31	1,61
Всего Европа	4,35	6,49	5,21	5,15	5,22	4,86	5,78	5,78	5,96
РФ	н.д.	н.д.	48,14	48,14	48,14	47,57	47,57	48,0	47,82
Азербайджан	Н.д.	н.д.	0,85	0,85	0,85	0,85	0,85	1,37	1,37
Казахстан	Н.д.	н.д.	1,84	1,84	1,84	1,84	1,84	3,00	3,00
Туркменистан	Н.д.	н.д.	2,68	2,86	2,86	2,86	2,01	2,90	2,90
Узбекистан	Н.д.	н.д.	1,87	1,87	1,87	1,87	1,87	1,86	1,85
Прочие	Н.д.	н.д.	1,32	1,14	1,14	1,15	1,12	1,11	1,11
Всего бывш.СССР	25,77	42,47	56,70	56,70	56,70	56,14	55,26	58,24	58,05
Иран	14,16	14,00	23,00	23,00	23,00	23,00	23,00	27,50	26,74
Ирак	0,79	2,69	3,11	3,11	3,11	3,11	3,11	3,17	3,17
Катар	1,13	4,44	8,49	8,49	11,15	14,00	14,40	25,78	25,78
Саудовская Аравия	2,73	4,30	5,39	5,79	6,05	6,22	6,36	6,75	6,90
Прочие	1,87	8,04	9,54	9,13	9,21	9,58	9,19	9,63	9,54
Всего Ближний и Средний Восток	20,68	33,47	49,53	49,52	52,52	55,91	56,06	72,83	92,13
Алжир	2,97	2,95	3,69	4,52	4,52	4,52	4,52	4,55	4,58
Нигерия	1,19	2,41	3,51	3,51	3,51	3,51	3,51	5,00	5,23
Прочие	1,11	1,81	3,02	3,13	3,13	3,15	3,81	4,51	4,58
Всего Африка	5,27	7,17	10,22	11,16	11,16	11,18	11,84	14,06	14,39
Китай	0,71	0,90	1,37	1,37	1,37	1,37	1,51	2,23	2,35
Индонезия	0,68	2,37	2,05	2,05	2,05	2,62	2,62	2,56	2,76
Малайзия	0,48	1,46	2,31	2,31	2,31	2,12	2,12	2,46	2,48
Прочие	2,24	2,99	4,44	4,55	4,60	6,16	6,36	6,96	7,25
Всего АТР	4,11	7,72	10,17	10,28	10,33	12,27	12,61	14,21	14,84
Итого по миру	70,85	112,00	146,39	146,43	150,19	155,07	155,78	179,54	179,84

Наиболее обеспеченная запасами газа страна - Россия. На долю России приходятся и самые крупные газовые месторождения. Из 15 месторождений-гигантов 9 являются российскими. Российская газовая компания Газпром занимает первое место в рейтинге мировых газовых компаний.

Отношение разведанных запасов к ежегодной добыче в 2004 г. составляло для Северной Америки 9,6, Центральной и Южной Америки - 55, Западной Европы - 18, Центральной и Восточной Европы - 25, бывш. СССР - 78, Африки - 96, Ближнего и Среднего Востока - 260 лет, Азиатско-Тихоокеанского региона - 44 года.

В табл. 2.5 и 2.6 представлены крупнейшие газовые месторождения и газовые компании, владеющие наибольшими запасами газа.

Таблица 2.5 Крупнейшие газовые месторождения мира №№	Название, страна	Запасы, млрд м3	Год открытия
1	Северное (Катар)	10640	1971
2	Уренгойское (Россия)	10200	1966
3	Ямбургское (Россия)	5242	1969

№№	Название, страна	Запасы, млрд м3	Год открытия
4	Бованенковское (Россия)	4385	1971
5	Заполярное (Россия)	3532	1965
6	Южный Парс (Иран)	2810	1991
7	Штокмановское (Россия)	2762	1988
8	Арктическое (Россия)	2762	1968
9	Астраханское (Россия)	2711	1973
10	Гронинген(Голландия)	2680	1959
11	Хасси Р'Мель (Алжир)	2549	1956
12	Медвежье (Россия)	2270	1967
13	Панхэндл Юготон (США)	2039	1910
14	Оренбургское (Россия)	1898	1966
15	Доулетбадское (Туркмения)	1602	1974

Таблица 2.6 Место ОАО «Газпром» среди мировых нефтегазовых компаний по запасам газа (трли м3 иа 1.1.2005 г.) [6, 87] №№ п/п	Компания	Запасы
1	ОАО «Газпром» (Россия)	33,4
2	Иранская нац. нефт. компания	27,5
3	Нефтяная компания Катара	25,8
4	Нефтяная компания Абу-Даби	6,0
5	Сауди Арамко (Саудовская Аравия)	6,0
6	Нефтяная компания Нигерии	5,0
7	«Сонатрак» (Алжир)	4,5
8	Нефтяная компания Венесуэлы	4,2
9	Иракская нац.нефт.компания	3,1
10	«Пертамина (Индонезия	2,6
11	«Петронас» (Малайзия)	2,5

Разведанные запасы природного газа, как это следует из табл. 2.4, составляли на 1.1.2006 г. 179,8 трлн м . Однако потенциальные запасы газа оцениваются гораздо выше. Геологическая служба США в дополнение к разведанными и доказанным мировым запасам газа относит также неоткрытые запасы - 137,5 трлн м³, запасы труднодоступных месторождений - 85,2 трлн м , оценивает прирост запасов существующих газовых провинций - 66,7 трлн м³. Суммарные потенциальные запасы природного газа (сверх доказанных) геологическая служба США оценивает в 289,4 трлн м³ [107]. Примерно такую же оценку потенциальных запасов дает главный геолог компании Total Жан Лаэрри (Jean laherrire) - 284 трлн м³.

Влиятельная международная организация Cedigaz со штаб-квартирой в Париже оценивает потенциальные ресурсы природного газа в мире еще выше: 450-550 трлн м . При этом стоит заметить, что эта организация в 1970 г. оценивала доказанные ресурсы

33

природного газа в мире в 34,5 трлн м , а потенциальные - 200-250 трлн м .

Декан геологического факультета Техасского университета (г. Остин, США) профессор В.Л.Фишер (W.L.Fisher) оценивает глобальные ресурсы природного газа еще выше - 710 трлн м³, причем не принимает во внимание ресурсов «экзотических» газовых гидратов. Департамент информации Министерства энергетики США оценил ресурсы газовых гидратов в мире в размере 1732 трлн м³, однако более или менее пригодными для добычи считает ресурсы в объеме 95 трлн м³, которые в ближайшие 10 лет могли бы разрабатываться с приемлемыми технико-экономическими показателями.

В настоящее время идет интенсивный поиск технически возможных и экономически приемлемых методов добычи газа из нетрадиционных источников.

Особое место среди трудноизвлекаемых запасов природного газа занимают газогидратные месторождения. Залежи газогидратов открыты в России, США, Канаде, Японии, Индии. Несмотря на их колоссальные ресурсы (16*10¹² т н.э.), добыча газогидратных залежей до сих пор практически не начата [108,109].

Газовые гидраты представляют собой кристаллические соединения, в которых вокруг газа с молекулярной массой М удерживается n молекул воды через водородные связи. В зависимости от термобарических условий n= 6-17. Известны не только индивидуальные, но и смешанные газогидраты (с С₁-С₆, С0₂, N₂). Один объем воды связывает 70-210 объемов газа.

В акваториях Мирового океана на глубине до 700 м в донных осадочных породах рассредоточено 98% запасов газогидратов, а в прибрежной материковой зоне - всего лишь 2%. Прибрежные ресурсы газогидратов оцениваются в 300 трлн м³ газа, что превышает доказанные запасы природного газа. Отсюда повышенный интерес к проблеме извлечения газовых гидратов во всем мире. Освоение запасов газогидратов, залегающих на суше Приполярья, могло бы полностью удовлетворить потребность в энергии районов Крайнего Севера, Чукотки, Приморья, Дальнего Востока и ликвидировать энергодефицит в этих районах. Вероятно, наиболее эффективным глобальным промышленным методом является термическое воздействие на газогидратную залежь с помощью частичного сжигания углеводородов непосредственно в залежи.

В 1970 г. впервые в мире было введено в эксплуатацию Месояхское газовое месторождение, подтвердившее наличие газогидратных залежей Месторождение расположено за Северным полярным кругом, на левом берегу Енисея; газом месторождения снабжается г. Норильск. Горнотехнические и термобарические условия месторождения (гидратонасыщенность парового пространства 20-40%, начальное пластовое давление 7,8 Мпа, температура у кровли залежи 8°С, у почвы 12°С) можно считать типовыми для прибрежных залежей; они являются равновесными, и нарушение равновесия должно сопровождаться переходом газа из равновесного гидратного состояния в неравновесное газообразное состояние. За счет простой разгрузки добычных скважин путем их периодического сообщения с низконапорным газоотводом пластовое давление снизилось до 6,2 МПа и дебит скважины составил 100-150 м³/сут. Ежегодный отбор из 8 добычных скважин составил 200-400 млн м³ газа; за 30 лет эксплуатации было добыть около 12 млрд м³ газа.

В основу предложения ученых РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина по воздействию на пласты положена многоствольная система горизонтальных скважин из двух вертикальных устьев, причем две крайние горизонтальные скважины продуваются внешним теплоносителем, а средняя служит для отвода выделившегося при прогреве газа. Рассматривается также вариант использования в качестве теплоносителя жидких радиоактивных отходов, размещаемых в подошве залежи. Однако имеется высокая степень экологического риска. Использование в качестве внешнего теплоносителя (пар, горячая вода) энергетически весьма затратно. Гораздо целесообразней использовать рассмотренный выше термический метод воздействия на нефтяные пласты, при сжигания на месте части углеводородного сырья. Необходима опытно-промышленная проверка системы, на основании которой может быть начата широкомасштабная промышленная эксплуатация.

Значительные ресурсы природного газа сосредоточены в угольных пластах. Извлечение метана из угольных пластов позволяет не только увеличить ресурсы природного газа, но и уменьшить опасность взрывов метана в угольных шахтах.

Широкие исследования в области разведки и добычи угольного метана проводятся в Австралии [110]. С недавним введением месторождений угольного метана из бассейнов Bowen, Surat и Sydney газовый рынок в Восточной Австралии подвергся серьезным изменениям.

Ресурсы угольного метана расположены близко к крупным потенциальным газовым рынкам в Восточной Австралии, где сеть газопроводов быстро расширяется. Метан, добываемый из угольных пластов применяют как обычный магистральный газ, в т.ч. для генерирования электроэнергии.

Скважины для добычи метана из угольных пластов включают в себя пары горизонтальных дренажных скважин и непосредственно связывают вертикальные добычные скважины или трио из двух горизонтальных и одной вертикальной скважин. Всего в 2004 г.

было пробурено 277 добычных или разведочных скважин. Для сравнения за это же время была пробурена 201 традиционная скважина для добычи нефти на материке или на шельфе Австралии.

Резюмируя вышесказанное следует отметить, что ресурсы традиционного природного газа и нетрадиционного газа весьма велики, но, как правило, находятся в удаленных и труднодоступных регионах; затраты на добычу и, особенно, транспортировку добываемого газа высоки; требуются гигантские капиталовложения на создание газовой инфраструктуры; затраты на добычу нетрадиционных видов природного газа (газовых гидратов) по сравнению с традиционными относительно выше, чем на добычу нетрадиционной нефти (например, из битуминозных песков) по сравнению с традиционной нефтью.