USD 62.9776

+0.11

EUR 70.6546

-0.14

BRENT 63.06

-0.37

AИ-92 42.25

0

AИ-95 45.75

0

AИ-98 51.34

0

ДТ 46.16

0

33 мин
81

Новая парадигма развития энергетического комплекса России в первой половине ХХI века

На основании ретроспективного анализа развития топливно-энергетического комплекса России в XIX-XX и в начале XXI веков с учетом динамики добычи, текущих запасов и прогнозных ресурсов горючих ископаемых (для проведения будущих поисково-разведочных работ) и тенденций изменения мировой энергетики рассмотрена новая парадигма ТЭК страны, основой которой является сбалансированное развитие до 2040 г. производства всех видов энергоносителей, при доминирующей роли газа.

В последние годы термин «парадигма» используется в ряде работ, посвященных современному состоянию и перспективам развития нефтяной и газовой отраслей промышленности и поисково-разведочным работам [4, 13, 34, 35].

По мнению автора, парадигма - это комплекс сложившихся или специально выработанных руководящих принципов и подходов к решению проблем функционирования и оптимизации развития какого-либо процесса (системы), учитывающих его современное состояние.

Парадигма - категория инерционная. Она не может, да, и не должна меняться каждые 5 и даже 10 лет. Вероятно, оптимальный период действия любой парадигмы применительно к любой области - 20, возможно, 30 лет.

Для начала и развития процессов в материальном мире необходимы вещество, энергия, пространство, время, катализ (для ускорения многих реакций). Без энергии ничто и не происходит, не изменяется, не развивается.

Энергетика – основа развития человеческой цивилизации, прежде всего, промышленности.

Энергетическими доминантами развития человечества в разные исторические эпохи были дрова («вечный», в т.ч. и современный, в малых масштабах, энергоноситель), уголь, нефть, газ. С середины ХХ в. к ним добавились такие виды, как атомная энергия и возобновляемые источники энергии (ВИЭ), включая гидроэнергию, силу ветра, энергию солнца, приливов и др.

История развития нефтегазового комплекса мира в целом и России насчитывает более 150 лет (с 50-60-х годов XIX века) [2, 14, 16, 32, 38].

Минеральные энергоносители (МЭН) – горючие ископаемые (ГИ): уголь, нефть и газ (твердое, жидкое, газообразное состояние) служат основой энергообеспечения развития уже более 200 лет (начиная с угля на рубеже 18/19 веков).

В истории человеческой цивилизации неоднократно менялись энергетические доминанты промышленности развития. Это отражено на рисунке 1.


Рисунок 1 - Эпохи (эры) господства (доминирования) различных видов горючих ископаемых в мировом ТЭК

Безымянный.jpg


В разные периоды развития энергетики мира и России, в частности, действовали разные «энергетические парадигмы» – ЭП, учитывавших место и роль различных видов.


Месторождения и залежи угля находятся на поверхности Земли или на малых глубинах угленосных (нефтегазоугленосных) бассейнов – до 1-1,8 км и поэтому исторически первым видом промышленной добычи МЭН стал именно уголь (+торф), пришедший на смену органическому топливу (дровам и др.). Именно поэтому XIX век и стал веком угля, как основы энергетического комплекса (ЭК).


Поиски скоплений нефти сначала также основывались на ее поверхностных проявлениях (в Азербайджане, Иране, Индонезии и др. странах). Нефтяная отрасль промышленности после ее возникновения в России и США в конце XIX века бурно развивалась в течение всего ХХ столетия, постепенно вытесняя уголь из топливно-энергетического баланса (ТЭБ) многих стран.


Свободный газ (СГ), залегающий в недрах выше, на уровне, и в большинстве случаев ниже нефти, стал рассматриваться в качестве самостоятельного вида горючих ископаемых после 1940 г. Запасы СГ в России в 30-х гг. не превышали первых десятков млрд м3, добыча была минимальной (3,2 млрд м3 в 1940 г.).

Во второй половине ХХ века со все возрастающей активностью стала развиваться мировая газовая промышленность, однако только в 1981-1990 гг. пришло осознание того, что газ во всех смысла лучше, технологичнее и экологичнее других видов ГИ.

В последние десятилетия ХХ века многие страны приступили к сдерживанию и даже уменьшению угледобычи.

Во всем мире в 2000 г. (рубеж между столетиями) общемировая добыча минеральных энергоносителей составила:

Безымянный.jpg

В 2016 г. – соответственно 4,4 млрд т, 3,7 трлн м3, 4,5 млрд т. В 2017-2018 гг. произошло незначительное увеличение производства УВ, началось снижение производства угля.

«Нефтяные войны» второй половины ХХ века сменились «газовыми войнами» уже в начале наступившего ХХI века, хотя отголоски нефтяной эпохи ощущаются и по сей день (Ливия и Ирак, Венесуэла в 2018-2019 гг. и др.).

Представляется следующая периодизация развития ЭК мира, основанная на различной роли отдельных видов ГИ.

По пятидесятилетним периодам специфика развития мировой энергетики заключалась в следующем.

1801-1850 гг. – начало и быстрое увеличение объемов угледобычи;

1851-1900 гг. – уголь, появление нефти.

1901-1950 гг. – уголь, нефть, появление газа.

1951-2000 гг. – вытеснение угля углеводородами (УВ), снижение его роли в большинстве стран, в т.ч. и в России. В ряде стран добыча газа превысила добычу нефти. Резкий рост использования газа во всех сферах.

2001-2020 гг. – диверсификация источников получения энергии. Начало освоения и промышленного использования нетрадиционных ресурсов газа и нефти (НТРГ/Н) - в США, Китае, Австралии и др. странах, прежде всего сланцевых УВ и угольного газа. Появление возобновляемых источников энергии (ВИЭ). Дальнейшее усиление роли газа.

В различных странах и регионах в начале наступившего ХХI века сложилось разное соотношение между производством, потреблением и экспортом/импортом нефти, угля и природного газа (ПГ: свободного – СГ и нефтяного попутного – НГ), в зависимости от запасов (начальных и текущих) и прогнозных ресурсов этих видов в недрах осадочных бассейнов в пределах национальных территорий и акваторий прилегающих морей.

Сложилось общее мнение, что природный газ (ПГ) – наилучший вид МЭН, в силу ряда причин. Страны, обладающие значительными традиционными запасами и ресурсами ПГ и добывающие газ в значительных объемах, имеют неоспоримые преимущества перед «угольными» и «нефтяными» странами. К «газовым» странам относятся Россия, Иран, Катар, Туркмения, Узбекистан, Австралия, Бангладеш и ряд других, в структуре производства ГИ и топливно-энергетического комплекса (ТЭК) этих стран газ занимает ведущее место (от 40 до 70-80 %) [8, 11, 23, 32, 37].

Максимум угледобычи в ХХ веке в России был достигнут в 1988 г. – 425,5 млн т.

Максимальная добыча нефти и конденсата в России имела место в 1987-1988 гг. (569 млн т), в 1989 г. – 552,3 млн т, газа – 643,0 млрд м3, после 1994 г. в условиях всеобъемлющего кризиса добыча нефти уменьшилась до 293 млн т в 1997 г. (без конденсата), газа – никогда не снижалась менее 570 млрд м3/год. Таким образом, уже 30 лет объем добычи газа в России превышает добычу жидких УВ. Добавим, что именно газ и ОАО «Газпром» вытащили экономику России из экономической «трясины» 90-х гг.

Периодизация развития ТЭК России предусматривает выделение двадцатилетних периодов, существенно отличающихся друг от друга, прежде всего, в области нефти и газа, приведенных в таблице 1.


Период кризиса 1991-2000 гг. отразился на угольной и нефтяной промышленности (добыча нефти+конденсата упала до 320 млн/год), но почти не затронул газовую отрасль: в 2000 г. общее производство природного газа (ПГ) в России составило 580 млрд м3, благодаря существованию ПАО «Газпром» и очень значительным запасам свободного газа, подготовленным еще до 1990 г. Именно газ вытягивал страну из кризиса. На 01.01.2001 разведанные запасы СГ России составляли 47,5 трлн м3 при накопленной добыче 12,5 трлн м3 и начальным разведанным запасам - 60 трлн м3 [16, 33]. При этом, никакой по сути парадигмы развития энергетики не существовало: все было хаотично.

Уже в первое десятилетие современного периода произошло восстановление во многом утраченных позиций в области ТЭК.

Производство ГИ в России за последние три года показано в таблице 2.

Безымянный.jpg

Таким образом, даже в 2016-2017 гг. исторические максимумы производства угля и нефти в России ещё не были достигнуты (повторены). По углю это произошло только в 2018 г., по газу - в 2017 г..

Наметилась явная тенденция к увеличению объемов производства всех минеральных энергоносителей, в т.ч. по нефти – к восстановлению позиций предкризисных 1987-1990 гг.

Современная производственная задействованность сырьевой базы нефтедобычи в России существенно выше, чем газа. В настоящее время в процессе разработки находится 1972 нефтесодержащих месторождения из 3065 открытых в России, при этом все уникальные, гигантские и крупнейшие по начальным извлекаемым запасам нефти и большинство крупных и средних, а в старых районах – и мелких, введено в эксплуатацию. В эксплуатации находится до 16,5 млрд т текущих разведанных запасов. Многие эксплуатируемые залежи находятся на этапе завершения добычи. Вместе с тем, из 950 газосодержащих месторождений эксплуатируется всего 486. Многие очень значительные по запасам СГ месторождения, даже уникальные и гигантские, находятся в плановом или вынужденном резерве. Например, в Ямальской области из 26 открытых и разведанных месторождений УВ в эксплуатации находятся только 2 (на газ) и одно – на нефть, с консервацией запасов СГ, на Гыдане из 11 – ни одного, в Баренцевом море из 5 открытых месторождений СГ с запасами 4,3 трлн м3 в ближайшем будущем не планируется ввод в эксплуатацию ни одного (в силу ряда причин). Из 88 месторождений Восточной Сибири в маломасштабной эксплуатации задействовано только 4 в Центральной Якутии. Однако все объясняется просто: нет труб - нет газа.

Топливно-энергетический баланс (ТЭБ) зависит от энергетических потребностей стран, регионов и отраслей промышленности и возможностей в их удовлетворении, от современного состояния развития ТЭК: национального производства или импорта тех или иных энергоносителей: нефти, газа, угля (минеральных), производства гидро- и атомной энергии, а в некоторых странах и ВИЭ.

В разных странах мира сложились различные соотношения между балансами производства и потребления различных энергоносителей (таблица 3).

Безымянный.jpg


Безымянный.jpg 

Производство (добыча) ГИ зависит, прежде всего, от состояния и перспектив развития минерально-сырьевой базы (МСБ) газо-, нефте- и угледобычи, в т.ч. накопленной добычи (Q=НД), текущих разведанных запасов и неразведанных, в т.ч. неоткрытых (перспективных и прогнозных) ресурсов УВ и угля, технико-технологических возможностей, экономических и экологических условий их производства.


Сложившаяся глобальная ситуация в мировой газовой промышленности во втором десятилетии ХХI века такова:

  • с 2011 г. мир вступил в эпоху газовых войн: война всех против всех

  • главное противостояние в газовой сфере (и в большинстве других): Россия – США;

  • в газовых войнах нет союзников: будет продолжаться борьба за поставки газа (спотовые и долговременные), повышение/снижение негласных («договорных») квот по добыче и цен, сдерживание газового демпинга (Катар, Иран, Мозамбик и др.), давление США на своих союзников, чтобы они покупали больше СПГ из Нового света;

  • газ стал наиболее политизированным видом из всех полезных ископаемых, «затмив» нефть, уран, золото, алмазы.


За все годы эксплуатации открытых и разведанных месторождений УВ накопленная добыча нефти в России на 01.01.2019 составила 24,3 млрд т, газа – 23,4 трлн м3, текущие разведанные извлекаемые запасы нефти промышленных категорий (А+В11) – 18,5 млрд т, свободного газа – 51,0 трлн м3 (геол.). Вместе с нефтяным газом извлекаемые запасы природного газа превышают 40 трлн м3. Даже ничего не предпринимая в рамках дальнейшего развития МСБГ Россия может добывать до 1 трлн м3 традиционного газа до 2050-2055 гг.


Действующие месторождения в Надым-Пур-Тазовском регионе (НПТР) Западной Сибири и рост газодобычи на Ямале в ближайшее пятилетие обеспечивают увеличение национальной добычи газа до 750-770 млрд м3/год при стабилизации добычи жидких УВ в диапазоне 550-560 млн т/год. Кстати, по мнению Министра энергетики РФ А.Новака (2018 г.), страна выйдет на пик нефтедобычи - 570 млн т - в 2021 г., далее ожидается медленное (хорошо, если так...) снижение производства жидких УВ - до 310 млн т в 2035 г. Правда, с этим мнением автор статьи - специалист в области ресурсов и поисков УВ - не согласен. Главные особенности развития ТЭК России в рамках ныне действующей (2001-2020 гг.) парадигмы:

  • преодоление последствий кризиса 90-х гг.;

  • конъюнктурная стагнация добычи газа на уровне 580-640 млрд м3/год, а по отдельным компаниям-производителям и уменьшение добычи (после кризисного 2009 г.);

  • в рамках развития МСБ газо- и нефтедобычи упор на разведку и доразведку крупных и гигантских газосодержащих месторождений, поиск и освоение средних и малых месторождений нефти, относительно малая доля поисковых работ в объеме ПРР.


Новые тенденции в производстве ГИ и использовании энергии, получаемой из различных источников, требуют разработки новой, более современной парадигмы развития ЭК. В этой связи уже в 2019-2020 гг. намечается смена парадигмы в развитии ТЭК России.

Планы по развитию ЭК России в рамках новой парадигмы могут быть реализованы только в случае их надежного ресурсного обеспечения.

 

Ресурсные основы развития энергетического комплекса России в XXI веке

Минерально-энергетическое сырье (МЭС) - это горючие полезные ископаемые (ГИ), которые в недрах осадочных бассейнов находятся в 3-х физических состояниях: твердом - уголь и сланцы, жидком - нефть и газообразном - свободный газ, который бывает также и в твердом состоянии - газогидратном. К другим видам получения энергии относятся гидро- и атомная энергетика, а также ВИЭ. Каждый из них имеет свои достоинства и недостатки. Например, уголь: при громадных природных ресурсах во многих странах до глубины 1800 м его добыча затруднительна, а использование в больших масштабах нерационально. Гидроэнергетика хороша для горных стран - Норвегии, Таджикистана и др. и плоха для равнинных, особенно густонаселенных стран. Атомная энергетика просто опасна для человечества, всегда сохраняется хотя бы малая вероятность непредсказуемой случайности. Использование ВИЭ рационально для малых густонаселенных стран с благоприятными поверхностно-климатическими условиями (сильные постоянные ветры - регион Северного моря, обилие солнца - Ближний Восток и др.). Но имеются и свои суровые ограничения (очень дорого сооружение). Пожалуй, только природный газ лишен большинства недостатков. Однако необходимо учитывать, что МЭС - это и энергия, и топливо, и ценное химическое сырье, а ВИЭ - чистая энергетика.


Использование ГИ основано на их производстве - добыче из месторождений того или иного типа и фазового состояния, а также величины (по геологическим и извлекаемым запасам).


Минеральная самообеспеченность различных стран прямо зависит от богатства их недр разнообразными полезными ископаемыми (ПИ), в т.ч. горючими. Чем больше территория страны и площадь прилегающего шельфа, тем, как правило, выше ее возможности для самообеспечения за счет национальной добычи. Максимально обеспечена почти всеми видами металлов, нерудного сырья (алмазами и др.) и горючими ископаемыми - Россия (площадь суши - 17,3 млн км2, шельфа около 5,5 млн км2, в сумме 22,8 млн км2). Высоко обеспечены многими видами ПИ такие страны, как Канада, США, Китай, Австралия, Бразилия (площадью от 5 до 10 млн км2 каждая). Мало обеспечены ПИ все страны Европы (Западной, Центральной и Восточной), кроме Норвегии (богатейший газонефтеносный шельф) и Нидерландов (изначально много СГ), однако недра многих европейских стран богаты углем (Германии, Польши, Украины и др.), который в силу ряда причин становится все менее востребованным, как энергоноситель [8, 21, 36].


В ранее опубликованных работах автора [27, 31] производилось сравнение природно-географических и геологических условий двух крупнейших стран мегаконтинента Евразия - России и Китая с точки зрения богатств их недр полезными ископаемыми (ПИ), в т.ч. газом и нефтью. В историко-географическом смысле Китай - страна гор и озер, поэтому ее недра более предрасположены к нефтенакоплению и сохранности нефтесодержащих месторождений и залежей, сопровождающих процессы дегазации осадочного чехла седиментационных бассейнов. Россия - страна равнин и рек, поэтому ее недра (на суше) предрасположены к газонакоплению и сохранности газосодержащих месторождений (с залежами СГ). И как следствие, Китай добывает нефти больше, чем природного газа, Россия - больше газа, чем жидких углеводородов (нефти+конденсата).


Вместе с тем, недра обеих стран очень богаты углем, но только в России наблюдается весь спектр угленакопления: угли бурые и каменные всех марок, антрациты и метаантрациты, даже графит (в Красноярском крае). Обе страны могут добывать сколько угодно угля (что и делает Китай в условиях дефицита УВ), но сдерживают угледобычу по экологическим соображениям).

Для всех стран мира в плане энергетики сохраняется существовавшая в ХХ веке дилемма: производить или покупать? (для обеспечения энергопотребностей). Лучше производить... и продавать «излишки» на мировом и региональных энергетических рынках, как это делает Россия уже 40 лет (с «перерывом» по нефти и углю в последнее десятилетие прошлого века) и ряд других стран, в первую очередь региона Арабо-Персидского залива.

Согласно официальным оценкам, по состоянию материалов на 2009 г. (приняты в 2012 г.) начальные потенциальные ресурсы (НПР) нефти недр России превышают 111 млрд т (извлек.), газа – 287,5 трлн м3 (геол.), конденсата - 17,8 млрд т [5, 6, 24]. Экспертами ВНИИГАЗа с высокой вероятностью НПР нефти оцениваются в 75 млрд т, свободного газа в 200-205 трлн м3, конденсата - 12 млрд т [28, 29].


Из разведанных запасов РФ - 50,8 трлн м3 на Группу Газпром в 2017 г. приходилось 36,4 трлн м3, в т.ч. 22,1 в Уральском ФО, на нефтяные и независимые компании - 12,8 трлн м3, на нераспределенный фонд - 1,6 трлн м3 (преимущественно в Ямальской области).

Ресурсная обеспеченность добычи всех видов ГИ России в ХХI веке - очень высокая. Величина НПР свободного традиционного газа интервально оценивается в диапазоне 200-300 трлн м3, в т.ч. прогнозная часть по любым оценкам более 100 трлн м3 (под будущие поисково-разведочные работы - ПРР и новые приросты разведанных-доказанных запасов). Безусловно, они не будут исчерпаны ни к 2050, ни к 2060 гг. А геологические ресурсы нетрадиционного газа оцениваются в 800-1000 трлн м3 (с учетом газогидратов) [10, 27, 30]. Запасы и неразведанные+неоткрытые ресурсы обычной нефти более ограничены (18,5 и 30-32 млрд т), однако и они достаточны для поддержания уровня нефтедобычи в 500-480 млн т в течение ближайших 10-12 лет (+ рост добычи конденсата, за счет увеличения объемов производства конденсатсодержащего газа).


Россия по текущей добыче и разведанным запасам многих важнейших видов полезных ископаемых занимает первое, второе или третье место в мире. То же относится и к прогнозным ресурсам, требующим проведения ПРР в средней и дальней перспективе (ближнюю обеспечивают уже имеющиеся разведанные запасы).

По традиционным прогнозным (неоткрытым) ресурсам Россия занимает первое место в мире по газу, традиционной и сланцевой нефти, углю, алмазам, многим рудам. Это обеспечивает проведение ПРР и последующее производство еще на многие десятилетия текущего века.

Будущее развитие МСБ газодобычи обеспечено прогнозными традиционными ресурсами СГ и потенциальными нетрадиционными ресурсами газа (НТРГ) [9, 10, 23, 24, 28, 30, 33, 36], в т.ч.:

Безымянный.jpg

Таким образом, реальные извлекаемые начальные ресурсы газа нетрадиционных источников оцениваются газовыми геологами в 104-118 трлн м3. Их объемы несколько превышают величину извлекаемых прогнозных традиционных ресурсов. Эти ресурсы позволяют добывать нетрадиционный газ в объеме не менее 280-300 млрд м3/год, но после 2050 г. (с 2041 г. - 200-240, вряд ли более).

Наиболее реальным видом нетрадиционного газа для масштабного промышленного производства является «плотный» газ, т.е. залегающий в низкопроницаемых плотных коллекторах на глубинах 3-6 км и более [10, 30]. Ресурсы такого газа очень значительны (по расчетам геологов ПАО «Газпром») и они залегают «удобно» - в ареале уже открытых и эксплуатируемых месторождений и залежей, но глубже на 200-500 м. Когда добыча газа из залежей с хорошими и просто удовлетворительными добывными возможностями будет близка к завершению, начнется добыча «плотного» газа (на всех уникальных и гигантских месторождениях севера Западной Сибири, прежде всего на Уренгойском, Ямбургском и др.).

Вместе с тем, в России сланцевое «направление» производства ПГ всегда будет иметь ограниченные масштабы в силу ресурсно-генетических причин.

Очень значительны ресурсы нетрадиционной нефти – в плотных низкопроницаемых коллекторах и сланцевой [1]. И поистине громадны запасы и ресурсы всех видов угля, от бурых до антрацитов: только в Сибири запасы - 270 млрд т, ресурсы прогнозные - 3460 млрд т [15].

В области мировой энергетики на рубеже веков (1995-2005 гг.) был опубликован целый ряд прогнозов ее развития до 2030-2035 гг. как отечественных, так и зарубежных исследователей [2, 3, 9, 21], многие из которых «благополучно» не подтверждаются уже сейчас, в 2019-2020 гг., особенно по отдельным странам и видам энергоносителей: жизнь намного сложнее и разнообразнее, чем наши представления о ней... . Весьма показательны планы по добыче газа и нефти в России и по ПАО «Газпром».

В конце «нулевых» годов (2008-2009 гг.) была запланирована добыча газа предприятиями Газпрома в 2018 г. 650 млрд м3, а она оказалась по факту менее 500 млрд м3, с минимумом 419 млрд м3 в 2016 г. (неблагоприятная конъюнктура на газовом рынке Европы).

Плановая добыча газа в России в 2017 г. оценивалась в 657 млрд м3, в т.ч. ПАО «Газпром» – 442 млрд м3, однако фактические объемы составили 692 и 471 млрд м3. Этому способствовала и хорошая конъюнктура на мировом газовом рынке. То же имело место и в 2018 г., когда был достигнут исторический максимум газодобычи - 725 млрд м3.

Внутреннее потребление газа в России составило в 2014г - 458 млрд м3 и несколько увеличилось в последующие годы.

Точно также в период 2008-2015 гг. планы по добыче нефти в стране принимались и регулярно не выполнялись, с дефицитом от 30-25 млн т/год до 14,3 млн т (2015 г.) [6].

Последнее десятилетие ряд исследователей и крупных компаний занимаются прогнозом развития ЭК мира и крупнейших стран до 2030, 2035, 2040 гг. [7, 16, 18, 19, 20, 36], но результаты многих из них грешат тенденциозностью и протекционизмом (по отношению к США). Чего стоят эти прогнозы?

Развитием многих процессов в человеческом обществе управляет не всегда осознанная, но чаще всего реализуемая «необходимость». Для прогнозирования используются тенденции развития (уже сложившиеся, существующие в данный момент), планируемые (прогнозируемые) необходимости и реальные возможности для реализации этих необходимостей.

Прогноз развития какого-либо процесса или явления на ближнюю перспективу (3-5 лет) основывается во многом на существующих тенденциях, на среднюю перспективу (10-12 лет, например, до 2030 г.) на предполагаемых необходимостях и реально реализуемых возможностях, на дальнюю перспективу (до 18-20 лет) - на представлениях о развитии процесса, будущей востребованности его результатов.

Чем больше период прогноза, тем менее достоверны и более неопределенны его результаты, тем в большем диапазоне находится «точка» реализации прогноза, например величина (объем) добычи какого-либо вида полезных ископаемых. Тем не менее разнопериодное прогнозирование необходимо, хотя бы потому, что правильно спрогнозированное Будущее будет влиять на развитие процесса от Настоящего вплоть до выбранного временного рубежа... .

Отметим следующее.

Предсказание будущего (во всем!) – задача трудная, сложная, многоаспектная, во многом неопределенная, хотя многие «ростки» будущего проглядывают уже в настоящем. Собрать их воедино и спрогнозировать развитие какого-либо процесса или явления на среднюю или дальнюю перспективу – высший «пилотаж» в научной деятельности, в том числе, и в нефтегазовой геологии…

При любых прогнозах невозможно точно предсказать цифры (величины параметров) по годам и отрезкам времени (хотя возможно и «угадать» некоторые из них в отдельные годы). Важнее подметить-предсказать тенденции развития и качественно-полуколичественные характеристики процесса развития, в т.ч. добычу УВ, открытия новых крупных месторождений, приросты новых запасов газа и нефти.

Вместе с тем, любой прогноз имеет вероятностный характер, он редко когда подтверждается полностью и в срок, однако уловить уже сложившиеся тенденции и предсказания на возможные изменения развития можно и нужно, чтобы влиять на будущее уже в настоящем, хотя, как это ни странно, вероятное будущее влияет на настоящее, по системе обратных связей.

В мировом соревновательном развитии ЭК при стагнации производства угля газ стремительно догоняет и скоро догонит нефть (примерно к 2030-2032 гг. по физическим объемам производства).

В настоящее время газовая отрасль промышленности России и мира обладает наилучшими перспективами развития среди других энергообеспечивающих отраслей. Основными факторами перспективности ее развития являются:

- опережающие темпы роста объемов потребления газа на энергетических рынках мира, особенно в странах АТР, с поставками по трансконтинентальным газопроводам («трубный» газ) и в виде СПГ;

- интеграция региональных газовых рынков в мировой экономике за счет развития газотранспортных систем и инфраструктурного обеспечения производства и поставок СПГ (заводы, терминалы, флот и т.п.);

- переход от «геополитики нефти» (в середине ХХ века) к «геополитике газа»;

- возрастание эколого-социальной значимости газа;

- неизбежное увеличение внутреннего потребления газа в различных странах мира (в противовес углю и нефти), включая Россию, США, страны АТР, возможно Европы и др. В случае США такое увеличение будет препятствовать широко разрекламированной масштабной экспансии американского газа на мировом газовом рынке за счет поставок СПГ.

Подчеркнем, что в ТЭБ России горючие ископаемые – газ, нефть и уголь – не конкурируют друг с другом, каждый из них занимает собственную нишу внутри баланса, они дополняют друг друга, поскольку их использование имеет свою специфику.

Географо-экологические и социальные ограничения производства, использования и дальнейшего развития различных природно-минеральных видов получения энергии для России:

уголь - некоторые экологические ограничения в европейских районах. В Сибири они отсутствуют;

нефть - ресурсные ограничения: высокоэффективные запасы и ресурсы исчерпаны на суше и не предполагаются на шельфе (по крайней мере, в больших объемах);

гидроэнергетика - географические и экологические ограничения;

атомная энергетика - синдром Чернобыля и Фукусимы, дальнейшее развитие ограничено районами Сибири;

ВИЭ - только местное развитие в европейских областях в ограниченных объемах;

газ - нет ограничений.

Газ для России - «больше», «выше», чем нефть (как, впрочем, и в недрах, где СГ залегает всегда выше нефти, «на уровне», но и ниже - в глубоких горизонтах). Последние три десятилетия объем добычи газа (свободного+нефтяного) был неизменно больше производства жидких УВ, в силу ряда причин, и не в последнюю очередь - ресурсно-геологических.

В СССР добывалось более 700 млн т угля (максимум 751 млн т в 1987 г., в т.ч. по РФ – 425,5 млн т), но к концу ХХ века объем производства неоправданно сократился в 2 раза - до 220 млн т в 1998 г. в угоду западным партнерам по европейскому энергетическому рынку. Кстати, США, Китай, ЮАР не пошли по пути сокращения угледобычи. По этому пути идут многие страны Западной Европы, но чем это обернется в будущем? Трудно предсказуемо.

Россия могла бы сократить добычу угля до 200 млн т/год и менее, но делать этого не будет по ряду причин. Прежде всего: российский уголь хорошо продается в странах Азии (многие дефицитные сорта - коксующиеся и др.) и даже Европы, включая Украину, а такая угольная страна, как Польша в последние годы даже увеличивает закупки угля у России.

Россия хотела бы увеличить нефтедобычу до 570 и более млн т/год, но этому мешает ряд обстоятельств [2, 6, 17, 26]. И только для газа нет никаких ограничений, прежде всего, ресурсно-геологических, кроме политико-конъюнктурных, и то временных.

Любая нефте- и газодобывающая страна/компания должна быть обеспечена достаточно большими, надежными, достоверными и эффективными доказанными запасами УВ, желательно разделенных в пространстве (свободного газа, нефти в самостоятельных скоплениях), для обеспечения производства на среднюю - 12-15 лет, а по возможности и на дальнюю (20 лет). Запасов (как и денег) не бывает много (у какой-либо добывающей компании), их может быть только мало, а если есть излишки, свыше необходимых для обеспечения добычи на среднюю перспективу, то их всегда можно реализовать во благо компании и ее акционеров (продать, обменять, даже заложить в банке под кредиты и т.д.). Но лучшие активы (высокоэффективные запасы) никто, никогда, никому не продаст, особенно конкурентам.

Россия, в лице ее ведущих газо- и нефтедобывающих компаний может и должна увеличивать добычу природного газа, при этом, увеличение добычи возможно только за счет СГ, попутный/нефтяной газ связан с добычей нефти (не конденсата, а именно сырой нефти!).

При потенциальной добыче газа нефтяными компаниями в 270-300 млрд м3 (100+100 Роснефть+НОВАТЭК, 70-100 – прочие компании), Россия без особых усилий может достигнуть валовой добычи газа 820-870 млрд м3/год, в т.ч. товарного газа 760-810 млрд м3/год (США в 2016 г. произвели товарного газа около 800 млрд м3, в т.ч. до половины объема - сланцевого, однако, сланцевый газ - это не свободный газ обычных скоплений, тут у России огромное природно-геологическое и ресурсное преимущество).

Развитие мирового энергетического рынка в целом, а также отдельных стран и регионов в ближайшие годы (до 2025 г.), в средней (2030 г.) и дальней (2040, 2050 гг.) перспективе будет определяться следующими факторами:

- потребностями в природных энергоносителях: нефти, газе и угле;

- возможностями их производства для удовлетворения все возрастающих потребностей;

- геополитическими условиями и конкуренцией между странами-производителями и потребителями энергоресурсов (Россия, США, Саудовская Аравия, Катар и др. арабские страны, Иран, Туркменистан, Австралия и др., с одной стороны, и Западная Европа, Китай, Япония, с другой).

В отличие от нефти, большими запасами которой обладает целый ряд стран в мире (арабские и Иран в ареале Арабо-Персидского залива, Венесуэла, Канада и др.), значительные, легко осваиваемые текущие запасы и прогнозные ресурсы (под будущую разведку) природного газа имеются у ограниченного числа стран (Россия, Иран, Катар, Туркменистан, Алжир, Австралия - свободный нормальный газ, США - сланцевый газ, Нигерия - преимущественно нефтяной попутный газ). Уже сейчас в ряде регионов газ превращается в дефицитный товар (по ряду причин, как природных, так и политических). Характерный пример: ОАЭ, Кувейт и Бахрейн, которые добывают и продают много нефти, но собственного природного газа не хватает и они вынуждены его покупать на мировом рынке. Еще в большей степени это относится к странам Европы (без России).

Есть ряд стран, которые хотели бы поставлять на мировой и региональные рынки большие объемы минеральных ресурсов, но они ограничены собственным значительным потреблением и рядом обстоятельств как природно-геологической, так и геополитической и внутриполитической направленности. Например, в республике Туркменистан нет угля и очень мало нефти, ее энергетика полностью зависит от газа. В 2017 г. эта страна экспортировала около 50 млрд м3 (при добыче 80 млрд м3). При реальных доказанных запасах 10 трлн м3 и неоткрытых ресурсах 13,5 трлн м3 эта страна могла бы добывать до 250 млрд м3 и экспортировать более 180 млрд м3/год, однако ее возможности ограничены рядом осложняющих условий, в т.ч. и внутриполитических

Даже США, пытающиеся проводить агрессивную протекционистскую (не рыночную!) внешнюю политику в области газа, своей нефти не хватает и они вынуждены ее покупать (393 млн т в 2016 г.) при продаже газа в виде СПГ - менее 4 млрд м3/год в 2017 г.), однако, например, в 2018 г. по продаже СПГ Россия опередила США. Очень возможно, что наступит период, когда страны-импортеры станут жестко конкурировать за поставки газа, его может и не хватить для всех. При этом, поставки трубного газа по системам построенных, строящихся и планируемых газопроводов - надежнее и долговечнее спотовых поставок СПГ: ситуация может и измениться в странах-производителях «танкерного газа»: «сегодня - да!, а завтра - нет!». С поставками сетевого (трубного) газа такого в принципе не может случиться.

Итак, основы новой энергетической стратегии (парадигмы) России до 2040 г. и далее до 2050 г. таковы:

- добыча газа на суше, активное развитие МСБГ, новые крупные открытия и приросты запасов - на море (под добычу после 2035 г.);

- всемерное поддержание добычи жидких УВ на уровне не ниже 460 млн т/год - всеми компаниями-операторами, прежде всего, за счет освоения трудноизвлекаемых запасов нефти;

- «новый угольный ренессанс» России в 2036-2040 гг. (увеличение добычи до 500 млн т, но преимущественно дорогих дефицитных сортов, а не бурого или длиннопламенного угля, от сжигания которых происходят максимальные выбросы парниковых газов (СО22О) в атмосферу.

В странах зарубежной Европы в 2021-2025 гг. также намечается переход к другой парадигме развития ТЭК, существенно отличающейся от современной (снижение до минимума угольной и атомной энергогенерации и увеличение производства ВИЭ до 25-30 % н.э. и более).

По мнению автора, оптимальная структура ТЭБ мира в 2040 г. такова (% н.э.):

Безымянный.jpg

В 2050 г. доля газа может возрасти до 36-38 (до 40) % ТЭБ.

Только в этом случае газ будет «иметь право» именоваться главным мировым энергоносителем. При этом, во многих, прежде всего, газодобывающих странах, доля газа составит 55-60 % и более (но конечно не 90 и даже не 80 %, во имя разумной диверсификации производства энергии и химического сырья). В частности, структура ТЭБ России представляется, как преимущество «газо- углеводородная» (% н.э.):

Безымянный.jpg

Основой новой парадигмы развития ЭК России (2021-2040 гг.) должен стать дифференцированный подход, предусматривающий дальнейшее развитие как прогрессивных элементов энергетики, так и традиционных для России:

- непрерывный рост добычи газа с 750 млрд м3 в 2020 г. (оценка) до 1000-1050 в 2040 г. и до 1100-1150 млрд м3 в 2050 г. с одновременным увеличением производства из нетрадиционных источников;

- удержание добычи жидких УВ после 2030 г. на уровне не ниже 480 (460) млн т/год при снижении роли нефти во многих отраслях промышленности и на транспорте, но при сохранении экспортных квот;

- постепенное увеличение добычи угля в восточных, малонаселенных регионах страны (для угольной генерации в ТЭС/ТЭЦ) и для увеличения экспорта дефицитных сортов в страны АТР. По-видимому, оптимальные уровни национального производства угля – 500 млн т в 2040 г. и 530 – в 2050 г.;

- медленное увеличение доли ВИЭ в энергетическом балансе преимущественно европейских областей (в Сибири они попросту не нужны, по крайней мере, для масштабного производства);

- после медленного роста стабилизация квот производства атомной и гидроэнергии в структуре ТЭБ. Подчеркнем, что огромная территория страны, высокая обеспеченность запасами и ресурсами ГИ и не требуют существенного увеличения производства всех видов ВИЭ (в широком смысле), в т.ч. и гидроэнергии. Для атома сохраняется «память» о Чернобыле и Фукусиме;

- все более активное освоение и промышленное использование нетрадиционных - по современным критериям - ресурсов УВ, и нефтяных, и газовых;

- начало активного освоения шельфовых областей Арктики, где газа будет на порядок больше чем нефти (в силу онтогенетических причин).

В рамках новой энергетической парадигмы в России предполагается экстенсивное использование имеющихся запасов и остаточных прогнозных ресурсов нефти во всех регионах страны, интенсивное развитие и использование сырьевой базы газодобычи за счет освоения и открытия новых гигантских и уникальных газосодержащих месторождений на шельфе Арктики (с запасами более 0,3 трлн м3 каждое - до 2040 г.).

В конечном итоге предполагается оптимальная сбалансированность развития ЭК за счет всех элементов его структуры (всех видов энергоресурсов и путей их получения).

Оптимальная величина и структура производства ГИ в России в 2040 г. такова:

природный газ – 1000-1050 млрд м3, в т.ч. нетрадиционный газ возможно до 200-220 млрд м3, в т.ч. морская добыча – 320-335 млрд м3 (в Баренцевом и Карском морях – до 280 млрд м3, на Присахалинском шельфе – до 35 млрд м3 и др.);

жидкие УВ – 470-480, активное производство «нетрадиционной» нефти (до 150-180 млн т, в т.ч. баженовской битумонефти – 60-70 млн т);

уголь – 500-530 млн т, в т.ч. открытым способом не менее 280-330 млн т.

Безымянный.jpg

Только три газовые державы (Россия, Катар, Иран) смогут производить вместе 1,7-1,8 трлн м3 в 2040 г. и до 2,5 трлн в 2050 г. (до 40 % мировой добычи минерального газа).

К 2040 г. сланцевый газовый «пузырь» США, скорее всего, сдуется или вообще лопнет, а недра южных штатов превратятся в «решето». То же относится и к углегазосланцевым бассейнам Сычуань и Ордос Китая, Купер-Эроманга Австралии и др. Национальная геоэкология этих стран с высокой вероятностью потерпит крах вследствие бурения многих сотен тысяч добывающих скважин.

В настоящее время Россия экспортирует более 60 % добытого угля, менее 50 % - нефти и около 35 % - природного газа. В частности, в 2018 г. Россия экспортировала в страны дальнего зарубежья 257,7 млн т нефти, а ПАО «Газпром» 201 млрд м3 газа. Представляется рациональным увеличение в 2040 г. экспортных квот:

угля - до 80 % (от валового объема производства);

нефти - до 60 %;

газа - до 48-50 % (внутренние потребности в газе вряд ли превысят 500-520 млрд м3).

При этом, главным национальным энергоносителем (как и сейчас) останется природный газ. В настоящее время продавать за рубеж нефть во всех отношениях выгоднее, чем газ, который лучше использовать внутри страны, усиливая тенденцию замены нефти газом во всех возможных сферах их использования, кроме нефтехимии: в нефти обнаружено до 750 индивидуальных очень сложных соединений, в газе - 4 углеводородных (С14) и 3 неуглеводородных. Вместе с тем, энергетическая геостратегия России (в дополнение к геополитике) будет основываться именно на газе, его добыче и поставках в соседние страны Евразии.

Основной рост добычи газа и угля предполагается в двадцатилетие 2031-2050 гг. Как на самом деле будет развиваться динамика их производства в России по годам и десятилетиям, будет зависеть от большого числа факторов и условий, но не от санкций США и их западных союзников, а прежде всего от возможностей и необходимостей развивать производство и торговлю с другими странами, в первую очередь, с КНР, Индией, странами ЮВА и Дальнего Востока и др., от непредсказуемой даже на ближайшее будущее конъюнктуры мирового и региональных нефтяного и газового рынков.

Новая парадигма развития мировой энергетики в период 2021-2040 гг., по мнению автора, такова: «многополярность» - многокомпонентность структуры мирового и региональных ТЭК и ТЭБ при ведущей (но не определяющей всецело, физически) роли газа - природного и «искусственного» (из угля, нефти, органики и др.).

Господство триады минеральных энергоносителей: нефти+газа+угля в мировом ТЭК закончится не скоро, да и закончится ли в ХХI веке? Практически отсутствуют аналитические исследования и прогноз изменения структуры ТЭБ в тридцатилетие 2071-2100 гг.: какие виды получения энергии сохранятся? Какие станут доминантными? Может быть «термояд»? Похоже, вряд ли, но не исключено... .

В связи с развитием экономик таких стран, как Россия (лидер по площади контролируемой территории и акваторий), Китай (лидер по народонаселению), Индия и др. уместно заметить, что Евразийское геопространство энергетически самодостаточно и самообеспечено на многие десятилетия XXI века: страны и регионы, потребляющие минеральные энергоресурсы (с малым/минимальным, недостаточным собственным производством) географически сопряжены с регионами, производящими нефть, газ и уголь в объемах, значительно превосходящих их внутренние потребности. Внешние поставки энергоносителей будут невелики, ограничены по объемам (на уровне 8-15 % от общих потребностей стран Евразии).

В XXI веке всегда будет действовать формула: чем больше газа, тем лучше всем, всегда и во всем (в производстве, потреблении, поставках и др.)!

Ресурсную обеспеченность добычи газа в России в обозримом будущем (по крайней мере, до 2050 г.) следует оценить, как очень высокую (и достаточную!), исходя из достоверных оценок прогнозных ресурсов, современных и будущих запасов традиционного газа, ресурсов же нетрадиционного газа для их промышленного освоения хватит на многие десятилетия второй половины XXI века. Высокая освоенность и общая ограниченность нефтяных традиционных ресурсов России (на суше и малая нефтеносность недр арктического шельфа) обусловит активное и масштабное освоение НТР нефти уже после 2025 г.

Таким образом, авторское видение новой энергетической парадигмы развития России в ближайшее двадцатилетие заключается в сбалансированном, отвечающем специфике страны и ее отдельных регионов развитии всех видов получения энергии при доминирующей роли свободного газа.

Россия, в отличие от подавляющего числа стран в мире, самообеспечена и самодостаточна в плане производства всех видов энергоресурсов в течение практически всего ХХI века. Это во многом и будет определять развитие ее экономики, по крайней мере, до 2050 г.


Литература

 

  1. Афанасенков А.П. Сланцевая нефть России: от мифов к реальности / А.П.Афанасенков, В.И.Пырьев, В.А.Скоробогатов // Вести газовой науки. - М.: ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2016. - № 1(25). - С. 87-101.

  2. Байбаков Н.К. Вчера, сегодня, завтра нефтяной и газовой промышленности России / Н.К. Байбаков, Н.М. Байков, К.С. Басниев и др. – М.: ИГИРГИ, 1995. – 200 с.

  3. Белонин М.Д. Состояние и воспроизводство сырьевой базы нефте- и газодобычи на Востоке России / М.Д. Белонин, Ю.Н. Григоренко, Л.С.Маргулис, П.А.Кушмар // Минеральные ресурсов России. Экономика и управление. – 2004. – № 1. – С. 19–32.

  4. Бессель В.В. Смена парадигмы на мировом энергетическом рынке / В.В. Бессель, В.Г.Кучеров, А.С.Лопатин, В.Г.Мартынов // Газовая промышленность. – 2017. – № 4. – С. 28–33.

  5. Варламов А.И. Ресурсный потенциал углеводородов - основа развития топливно-энергетического комплекса России / А.И.Варламов, А.П. Афанасенков, М.И. Лоджевская и др. // Геология нефти и газа. – 2016. – № 3. – С. 3–13.

  6. Варламов А.И. Состояние и перспективы развития сырьевой базы нефти Российской Федерации в свете существующих проблем / А.И.Варламов // Геология нефти и газа. - № 4, 2016. - С. 14-23

  7. Виноградова О. Энергетические тренды. Объявленный ВР Energy Outlook 2035 оптимистичен для России / О.Виноградова // Нефтегазовая вертикаль. - № 6, 2017. - С. 62-66

  8. Высоцкий В.И. Нефтегазовая промышленность мира / В.И.Высоцкий //Информационно-аналитический обзор. – М.: ОАО «ВНИИзарубежгеология. - 2017. - 59 с.

  9. Гриценко А.И. Сырьевая база и добыча газа в России в XXI веке / А.И. Гриценко, В.А. Пономарев, Н.А. Крылов и др. – М.: Недра, Бизнесцентр, 2000. – 148 с.

  10. Гулев В.Л. Нетрадиционные ресурсы газа и нефти / В.Л.Гулев, Н.А.Гафаров, В.И.Высоцкий, А.А.Журило, В.А.Истомин, С.М.Карнаухов, В.А.Скоробогатов – М.: ООО «Издательский дом Недра», 2014. – 284 с.

  11. Карнаухов С.М. Эра сеноманского газа: «от рассвета до заката» / С.М.Карнаухов, В.А.Скоробогатов, О.Г.Кананыхина // Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.: сб. науч. статей. – М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2011. - С.15-25.

  12. Карпузов А.Ф. Стратегические векторы развития минерально-сырьевой базы Российской Федерации на современном этапе (выбор пути) / А.Ф. Карпузов, А.В. Татарасов // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. – 2015. – № 6. – С. 2–12.

  13. Конторович А.Э. Новая парадигма стратегии развития сырьевой базы нефтедобывающей промышленности Российской Федерации / А.Э.Конторович, Л.В.Эдер // Минерально-сырьевые ресурсы России. Экономика и управление. – № 5. – 2015. – С. 8–17.

  14. Крылов Н.А. Главные вехи истории нефтедобычи в России // Газовая геология России. Вчера, сегодня, завтра: сб. научн. тр. ВНИИГАЗа. – М.: 2000. – С. 12–17.

  15. Логвинов М.И. Состояние, проблемы развития и перспективы освоения угольной сырьевой базы /М.И.Логвинов, И.В.Гордеев, В.Н.Микерова, Г.И.Старокожева // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. - № 3, 2017. - С. 52-61

  16. Люгай Д.В. Российский газ в XXI веке /Д.В. Люгай, В.А. Скоробогатов // Газовая промышленность. - № 1. - 2018 (приложение). - С. 88-95.

  17. Макаров А.А. и др. Прогноз развития энергетики мира и России до 2040 г. – М.: ИНЭИ, 2014. -175 с.

  18. Мастепанов А.М. МЭА и Секретариат ОПЕК: два прогноза - два взгляда на перспективы развития глобальной энергетики /А.М.Мастепанов, П.С.Баринов // Бурение и нефть. - № 6, 2018. - С. 2-10

  19. Мастепанов А.М. МЭА: прогноз добычи нетрадиционных видов газа /А.М.Мастепанов // Научный журнал Российского газового общества. - № 3-4, 2018. - С. 3-21

  20. Мастепанов А.М. Прогнозы развития мирового нефтегазового комплекса как отражение глобальных проблем и тенденций энергопотребления / А.М.Мастепанов // Нефтяное хозяйство. - № 5, 2018. - С. 6-11

  21. Минерально-сырьевая база топливно-энергетического комплекса России. Состояние и прогноз. Гл. ред. В.З. Гарипов, Е.А. Козловский. – М.: 2004. – 548 с.

  22. Наталенко А.Е. Основные направления развития минерально-сырьевой базы Российской Федерации / А.Е. Наталенко, В.А. Пак, А.П. Ставский // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. – 2015. – № 1.

  23. Подюк В.Г. Стратегические задачи и геологические возможности развития сырьевой базы газодобычи в России / В.Г. Подюк, Н.А. Крылов, В.А. Скоробогатов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2004. – С. 8–12.

  24. Попов А.И. Состояние сырьевой базы нефти и газа Российской Федерации /А.И.Попов, И.А.Плесовских, А.И.Варламов и др. // Геология нефти и газа. - 2012. - Т.1, № 5. - С. 4-26

  25. Салманов Ф.К. Нефть и газ Арктики – энергетика мира будущего / Ф.К.Салманов, И.С.Грамберг, К.А.Клещев и др. // Проблемы нефтегазовой геологии. – 1994.

  26. Скоробогатов В.А. Будущее российского газа и нефти /В.А.Скоробогатов // Геология нефти и газа. Газпром ВНИИГАЗ - 70 лет. - 2018. - С.31-43.

  27. Скоробогатов В.А. Крупнейшие, гигантские и уникальные осадочные бассейны мира и их роль в развитии газовой промышленности в ХХI веке / В.А.Скоробогатов // Деловой журнал Neftegaz.ru. - 2018. - № 10. - С. 126-141.

  28. Скоробогатов В.А. Опыт оценок потенциальных ресурсов свободного газа осадочных бассейнов России и их подтверждаемость при поисково-разведочных работах / В.А.Скоробогатов, Г.Р.Пятницкая, Д.А.Соин, А.Н.Скоробогатько // Геология нефти и газа. Газпром ВНИИГАЗ - 70 лет. - 2018. - С. 59-65.

  29. Скоробогатов В.А. Проблемы ресурсного обеспечения добычи природного газа в России до 2050 года /В.А.Скоробогатов, С.Н.Сивков, С.А.Данилевский // Вести газовой науки: Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г. – М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2013. – № 5(16). – С.4-14

  30. Скоробогатов В.А. Ресурсы газа в низкопроницаемых коллекторах осадочных бассейнов России и перспективы их промышленного освоения /В.А.Скоробогатов, В.А.Кузьминов, Л.С.Салина // Газовая промышленность. Спецвыпуск: Нетрадиционные ресурсы нефти и газа. – М., 2012. – С.43-47

  31. Скоробогатов В.А. Россия и Китай – мировые энергетические державы ХХI века / В.А.Скоробогатов // Прогноз газоносности России и сопредельных стран. - М.: ВНИИГАЗ, 2000. - С.269-287.

  32. Старосельский В.И. История развития и современное состояние сырьевой базы газовой промышленности России / В.И. Старосельский, Г.Ф. Пантелеев, В.П. Ступаков и др. // Науч.-техн. обзор под ред. А.Д. Седых. – М.: ООО ИРЦ Газпром. – 2000. – 117 с.

  33. Старосельский В.И. Структура запасов и ресурсов природного газа России / В.И. Старосельский, Г.Ф. Пантелеев и др. // Перспективы развития минерально-сырьевой базы газовой промышленности России. Сб. науч. трудов ВНИИГАЗа. – М.: 2008. – С. 33–44.

  34. Хабибуллин Д.Я. Новая парадигма ведения поисково-разведочных работ в России в 2021-2040 гг. для развития минерально-сырьевой базы газодобычи / Д.Я.Хабибуллин, В.А.Скоробогатов // Геология нефти и газа. Газпром ВНИИГАЗ - 70 лет. - 2018. - С. 67-73.

  35. Хабибуллин Д.Я. Современная парадигма ведения геологоразведочных работ на газ и нефть предприятиями ПАО «Газпром» в России /Д.Я.Хабибуллин. - В кн. «Вести газовой науки. Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России». - № 3 (35), 2018. - С.81-85

  36. Черепанов В.В. Минерально-сырьевая база газодобычи России и ПАО «Газпром»: современное состояние и перспективы развития в XXI веке /В.В.Черепанов, Д.В.Люгай // Геология нефти и газа. Спецвыпуск «Газпром ВНИИГАЗ 70 лет». - 2018. - С. 17-30

  37. Черепанов В.В. Российский газ в XXI веке / В.В.Черепанов, С.М.Карнаухов, В.А.Скоробогатов // Теоретические основы и технологии поисков и разведки нефти и газа. – М.: РГУНГ, 2012. - № 1. – С.20-23

  38. Шмаль Г.И. Так рождалась великая нефтегазовая держава / Г.И.Шмаль // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 9. – С. 4–7.

Система Orphus