Где будут добывать газ завтра?

Россия — один из мировых лидеров по добыче газа. Основной вклад в это достижение вносят залежи, входящие в Надым-Пур-Тазовский регион. Однако в последние несколько лет всё громче раздаются голоса экспертов, которые предрекают скорое истощение легкодоступных запасов сеноманского газа. Кто сможет перехватить эстафетную палочку у месторождений Западной Сибири? Где на территории России будут добывать «голубое топливо» через 10-20-30 лет?

Месторождения Ямала ещё могут удивить

Начнём с того, что Ямало-Ненецкий автономный округ (ЯНАО), на который сегодня приходится 80% всей добычи в России, не собирается сдавать позиций. Буквально в конце августа 2026 года Министерство природных ресурсов и экологии РФ сообщило об открытии нового газоконденсатного месторождения с запасами 50,2 млрд м³ в ЯНАО. Кроме этого, за первую половину 2026 года, по данным Роснедр, на баланс было поставлено 155,5 млрд м³.

Таким образом, Западная Сибирь, скорее всего, сохранит свои лидирующие позиции не только в кратко-, но и в средне- и долгосрочной перспективе. Об этом можно судить, также исходя из планов крупных корпораций-экспортёров газа.

Если говорить о строительстве новых крупных трубопроводов, то сейчас серьёзно обсуждается лишь «Сила Сибири-2». Примечательно, что в качестве сырьевой базы для магистрали рассматриваются месторождения не в Восточной (как это было с первой веткой трубопровода), а в Западной Сибири. Предполагается, что, если геополитическая обстановка не изменится, это позволит перебросить те объёмы, которые ранее шли в Европу.  

Весьма вероятно, что в ближайшие годы в структуре российского экспорта заметно вырастет доля СПГ. При этом сырьевая база большинства перспективных проектов также находится в Западной Сибири.

Так, на завод «Газпрома» в Усть-Луге сырьё будет поступать с Надым-Пур-Тазовского района. Что касается проектов «НОВАТЭКа» («Обский СПГ», «Мурманский СПГ», «Арктик СПГ – 1»), то для них в компании планируют добывать газ на месторождениях на Гыданском полуострове. Крупнейшее из них — «Геофизическое», на конец 2022 года доказанные запасы на нём составляли 200 млрд м³, писал «Интерфакс».

Однако есть ряд важных оговорок.

• Во-первых, большинство экспертов сходятся во мнении, что вероятность открытия новых уникальных месторождений (более 500 млрд м³) в Западной Сибири стремится к нулю.
• Во-вторых, вести добычу на новых объектах будет сложнее. Газ на них залегает глубже, а это значит, что придётся работать в условиях высоких температур и давления. Это потребует доработки существующих и разработки новых технологий.

Запасы газа будут прирастать шельфом?

Нефтегазодобыча в России с каждым десятилетием всё больше смещается на Север. Логичным завершением этого процесса станет освоение запасов арктического шельфа. Здесь возможно открытие новых месторождений: не только крупных, но и уникальных.

В 2010 году коллектив авторов из Института проблем нефти и газа РАН в статье «Ресурсная база нефти и газа арктического шельфа России» оценил перспективные ресурсы в этом регионе в 62 трлн м³. Ещё более оптимистичную оценку в 2022 году озвучили в Роснедрах — 85 трлн м³. При этом геологоразведкой охвачены далеко не все районы арктического шельфа.

Цифры поражают воображение, однако российские компании не спешат вкладываться в морские проекты. И на то есть объективные причины.

• На сегодня добыча на арктическом шельфе — это сложнейший технологический вызов. Мало того что большую часть года поверхность воды скована льдами, они к тому же подвижны и могут образовывать торосы. Таким образом, добычные платформы должны быть очень прочными, чтобы выдерживать удары не только волн, но и льдов.
• Ещё одна сложность — логистика. На побережье Северно-Ледовитого океана практически отсутствует инфраструктура, её ещё предстоит создать. Понятно, что всё это потребует очень больших инвестиций.

Газ есть не только на Арктическом шельфе, но и на Дальнем Востоке. Эти запасы планируют разрабатывать в рамках проекта «Сахалин-3» «Газпрома» — уже ведётся добыча на Киринском месторождении с запасами в 162,5 млрд м³ и 19,1 млн тонн газового конденсата. В корпорации оценивают его проектную мощность в 5,5 млрд м³.

Следующее на очереди — Южно-Киринское месторождение (запасы категорий С1+С2 — 814,5 млрд м³ газа и 130 млн тонн газового конденсата). Сроки запуска неоднократно переносились, последние даты — 2027-2028 год.

Кроме этого в проект «Сахалин-3» входят Мынгинское (19,9 млрд м³ и 2,5 млн тонн газового конденсата) и Южно-Лунское (48 млрд м³ и 7,7 млн тонн газового конденсата) месторождения.

Восточная Сибирь — новый центр газодобычи

Ещё один перспективный район — Восточная Сибирь. Уже ведётся добыча на Чаяндинском и Ковыктинском месторождениях. Их совокупная мощность — 3 трлн м³. Газ отсюда по «Силе Сибири» идёт на экспорт в Китай.

Кроме этого в Республике Якутия находятся Соболох-Неджелинское, Верхневилючанское, Тас-Юряхское и Среднетюнгское, а в Иркутской области — Чиканское месторождение. Ряд перспективных участков находится на севере Красноярского края, их в перспективе планирует разрабатывать ПАО «Газпром».

Однако и здесь свои сложности. В первую очередь они связаны с геологическим строением (сырьё находится на глубине более трёх километров), сложным строением геологических пластов. Отличается и состав самого газа. Если в Западной Сибири это в основном метан, то в Восточной Сибири много примесей (гелий, жирные газы). Всё это делает его ценным сырьём для газохимии, но одновременно означает большие расходы на очистку и подготовку.

Важно, что в Восточной Сибири преобладают средние и небольшие месторождения. Принципы и подходы, которые были разработаны для проектов-гигантов, здесь не эффективны. Нужны технологии, которые позволят быстро начинать добычу, минимизировать издержки и повысить эффективность. При этом необходимую инфраструктуру, как правило, необходимо создавать с нуля. Всё это опять-таки требует больших инвестиций.

Газовые гидраты и метан угольных пластов — далёкое будущее отрасли?

Наконец, обязательно стоит упомянуть нетрадиционные источники. В первую очередь — это газовые гидраты. В твёрдом агрегатном состоянии содержатся колоссальные запасы «голубого топлива». В статье «Оценки ресурсов фильтрогенных газовых гидратов и характеристика гидратных резервуаров морей России», которая вышла в научно-техническом журнале «Георесурсы» в 2025 году, отмечено, что доля метана в общем объёме газогидратов превышает 10%. Это около 147,6 трлн м³. Ценные ресурсы сосредоточены в Северном Ледовитом океане, Чёрном море, озере Байкал.

Тем не менее промышленная добыча газа из гидратов на данный момент не ведётся. Более того, как отмечается в статье, они даже не относятся официально к полезным ископаемым. С чем это связано?

Для того, чтобы наладить промышленную добычу метана из гидратов, нужно решить сразу несколько технических вызовов. Сегодня это энергозатратный дорогостоящий метод, сопряженный с серьёзными рисками для безопасности людей и окружающей среды. Разработки ведутся, но пока есть возможность осваивать традиционные запасы газа, маловероятно, что крупные корпорации будут инвестировать в это направление.

Ещё один нетрадиционный источник — метан угольных пластов. Дегазация шахт — одна из важнейших задач, стоящих перед недропользователями. Утечка метана может привести к трагическим последствиям. Однако газ, содержащийся в угольных пластах, может быть не только опасной помехой, но и ценным сырьём. По подсчётам ПАО «Газпром», речь идёт о 83,7 трлн м³.

Важно, что технология извлечения метана из шахт уже отлажена: на Талдинском месторождении «Газпром добыча Кузнецк» с 2010 года ведёт промышленную разработку угольного газа. На сайте компании указано, что в долгосрочной перспективе здесь рассчитывают выйти на показатели 18-21 млрд м³ в год.

Тем не менее этот опыт не получил дальнейшего широкого распространения. Ключевая причина — высокая себестоимость технологического процесса и высокие риски.

Таким образом, газовые гидраты и метан угольных пластов имеют хорошие перспективы, но их промышленное освоение в ближайшие 10-15 лет маловероятно. Пока они проигрывают в конкуренции традиционным способам добычи.

Резюмируем: легкодоступные запасы природного газа действительно постепенно подходят к концу. Однако это не означает, что скоро в России негде будет добывать «голубое топливо». Залежей на шельфе, трудноизвлекаемых запасов в Западной Сибири и месторождений в Восточной Сибири хватит ещё на десятилетия промышленного освоения. И даже если они иссякнут, есть ещё нетрадиционные источники метана. Другое дело, что их освоение потребует разработки новых технологий и колоссальных инвестиций в создание инфраструктуры.