ГОД, может обеспечить годовую добычу нефти в период после 2005 г. не менее 290-300 млн.т и газа - 550-600 млрд.м.

Разведочные работы в этом регионе должны быть направлены прежде всего на слабо изученные районы верхнего нефтегазоносного комплекса (мел, верхняя юра), охватывающие северную и восточную (прилегающую к р.Енисею) области Западной Сибири, а также на нижний нефтегазоносный комплекс (нижний мел, средняя и нижняя юра), характеризующийся низким уровнем изученности и опоискованности (почти на всей территории этого региона). Преобладающие разведанные запасы нефти и газа, а таюке добыча и геологоразведочные работы до настоящего времени были сосредоточены на верхнем комплексе. В тоже время нижний более глубокий продуктивный комплекс, зак;пючающий не менее одной трети всех ресурсов Западной Сибири, в 90-х годах практически не разведывался. До начала 90-х годов в этом комплексе был открыт ряд .месторождений, в том числе уникальные (Приобское, Таллинское и др.).

В нефтегазоносных регионах Европейской части России в последние годы добывается около 90 млн.т (более 27% от общей добычи в стране) нефти и около 42 млрд.м * (16.3%) газа. За последнее десятилетие объем добычи здесь уменьшился: нефти на одну треть и газа -почти наполовину.

В наиболее крупном по запасам и добыче Европейской части и вторым в России после Западной Сибири Урало-Поволжском регионе, где сосредоточено 17.4% запасов нефти и 8.3% газа и соответственно 22% и 6.7% их добычи от общих в стране, за последнее десятилетнее падение добычи составило по нефти на 30% и газу на 20%. Сохраняется тенденция к сокращению запасов. Регион характеризуется высокой степенью разведанности и реализации начальных ресурсов, достигнувшей более 70% по нефти и более 37% по газу. Тем не менее остаточные ресурсы в недрах значительны; по нефти они составляют более 4 млрд.т и газу около 7.5 трлн.м *, что позволяет при увеличении объемов геологоразведочных работ оценивать возможные приросты запасов в перспективе до 2010 г.г. соответственно до 70-80 млн.т и 40-50 млрд.м * в год и тем самым поддерживать объем добычи близким к современному уровню. Первоочередными в этом регионе для усиления геологоразведочных работ являются перспективные и недостаточно изученные Прикаспийская впадина и прилегающий к ней российский морской сектор Каспия.

Из всех промышленно освоенных нефтегазоносных регионов в Европейской части страны Тимано-Печорская провинция, располагая разведанными запасами нефти 7.8% от общероссийских и невысокой (27%) степенью выработанности их начального количества, имеет значительные возможности наращивания добычи - не менее чем в 2 раза против фактической - 14.5 млн.т в 2000 г. Остаточные ресурсы нефти в недрах (около 2.3 млрд.т) позволяют обеспечивать ежегодный прирост запасов не менее 40-50 млн.т.

Для выполнения предусматриваемых задач по приростам запасов во всех известных нефтедобывающих регионах Европейской территории России (нефти - 110-130 млн.т и газа -60-70 млрд.м в год в перспективе до 2005 г.), а также в целях более достоверной оценки прогнозных ресурсов и перспектив центральных европейских районов, годовой объем разведочного глубокого бурения оценивается не менее 0.5-0.55 млн.м.

Крупные начальные прогнозные ресурсы Восточной Сибири и Дальнего Востока (нефти более 15% и газа более 18% от общероссийских) характеризуются весьма низкой степенью разведанности, составляющей соответственно (с учетом запасов категории С1+С2) 0.11% и 11.9%. Перспективы этих регионов подтверждены открытием до начала 90-х годов ряда месторождений, в том числе уникальных Юробчено-Тахомского нефтяного в Красноярском крае и Кавыктинского газового в Иркутской области. Здесь пока ведется в незначительных объемах добыча на отдельных небольших месторождениях нефти и газа в

Норильском районе и Республике Саха (Якутия). Подготовленные для промышленного освоения запасы по категориям Ci и Сг составляют от начальных ресурсов регионов соответственно нефти - 3.5% и 10.9%) и газа - 6%) и 15.5%). Низкая степень геологической изученности данной территории и значительные прогнозные ресурсы предопределяют оценивать оптимальные объемы поисково-разведочного и параметрического бурения на уровне 0.45-0.5 млн.м, а также кратное увеличение геофизических работ. Эти работы должны быть направлены на первом этапе в период до 2005-2010 г.г. на изучение и подтверждение прогнозных ресурсов и выделение на этой огромной территории наиболее перспективных районов и структур, а в его внеарктической части на доразведку выявленных месторождений и открытие новых крупных месторождений нефти и газа.

Актуальную, можно сказать стратегическую, научно-практическую проблему представляет исследование практически неизученных перспектив нефтегазоносности крупной по территории внутренней области Тунгусской синеклизы Восточно-Сибирской платформы, характеризующейся особо мощным позднерифейско-мезозойским осадочным чехлом. Здесь следовало бы на начальном этапе пробурить 1-2 опорные глубокие скважины провести комплекс геофизических работ в целях изучения разреза осадочного чехла на всю его мощность и определения возможной его нефтегазоносности.

Подготовка новых сырьевых баз в пределах шельфа России и повышение достоверности прогнозных оценок его крупных ресурсов углеводородов является одной из главнейших задач геологоразведочных работ в перспективе до 2010 года. Степень геолого-геофизической изученности шельфа России характеризуется низким уровнем. За весь период суммарный объем морского бурения не превышает 380 тыс.м, который выполнен в основном до 1991 г. главным образом на шельфах Сахалина и Западной Арктики. Выявлены десятки газоконденсатных и нефтегазовых бассейнов, из которых в Баренцевом, Карском, Печорском и Охотском (северо-восточный шельф Сахалина) морях являются уникальными и крупными. Остальное огромное пространство северного и дальневосточного шельфа исследовано лишь небольшими объемами сейсмических работ. Слабую геолого-геофизическую изученность имеет также российский сектор Каспия.

Оцененные начальные прогнозные ресурсы нефти с конденсатом и газа всего континентального шельфа и южных морей составляют соответственно около 12% и 34.5% от суммарных в стране. Их реализация (с учетом запасов категорий с1+с2) незначительна - по нефти с конденсатом - 3.4%о и по газу - 8.2%. В среднесрочной, а главным образом в дальней перспективе шельф безусловно будет играть крупную роль в обеспечении страны углеводородным сырьем и в его экспорте.

Решение этой сложнейшей стратегической проблемы, требующей крупных инвестиций, создания технического обеспечения и длительных сроков, должно получить активное развитие уже в ближайшие годы. Оптимальный годовой объем на первом этапе (2003-2005 г.г.) работ оценивается в пределах 0.45 млн.м параметрического и поисково-разведочного бурения, а также необходимо проведение крупномасштабных сейсмических исследований.

Особое внимание в новых перспективных нефтегазоносных районах (Восточная Сибирь, Дальний Восток, Шельф) должно быть уделено выявлению крупных и уникальных месторождений нефти и газа, промышленное освоение которых могло бы быть экономически эффективным в сложных географо-климатических и труднодоступных условиях.

При существующей раздробленности в проведении геологической разведки и поисков по отдельным лицензионным участкам многочисленными недропользователями представляется целесообразным в целях повышения их эффективности разрабатывать единые проекты геологоразведочных работ на срок 3-5 лет по отдельным нефтегазоносным

регионам и шельфу, определяющие первоочередные задачи и наиболее перспективные направления, методы и объемы работ и в целом общую стратегию их проведения с учетом геологических особенностей каждого региона.

Наряду с этим, следовало бы разработать комплекс мер, в том числе законодательного порядка, направленных на повышение недропользователями уровня рационального использования сырьевой базы, а также на ужесточение государственного контроля в этой области.

Уголь

Проектом энергетической стратегии России предусмотрено к 2020 г. довести объем добычи угля не менее 430 млн.т. Разведанные запасы угля в важнейших угледобывающих районах и бассейнах вполне способны обеспечить значительно большие объемы добычи относительно определенных стратегией на срок, измеряемый сотнями лет. Наибольшее развитие добычи намечено осуществить в Кузнецком и Канско-Ачинском бассейнах, имеющих федеральное значение. Значительные возможности по разведанным и перспективным запасам угля для наращивания добычи имеются в угленосных районах Восточной Сибири и бассейнах регионального и межрегионального значения: Печерском, Донецком и Южно-Якутском.

Разведанные запасы в указанных бассейнах и районах позволяют увеличить в общем объеме добычи угля долю открытым способом с 65% в 2000 г. до 85% в 2020 г. По альтернативным (относительно Проекту энергетической стратегии) расчетам в стране к 2020 г. потребуется довести добычу угля до 615 млн.т. Это возможно осуществить в основном за счет развития Кузнецкого и Капско-Ачинского бассейнов до уровней по добыче соответственно 250-270 млн.т (в 2000 г. добыто 111.4 млн.т) и 180-200 млн.т (39.9 млп.т). Эти уровни добычи, исходя из запасов угля, вполне реальны. Примерно такие объемы добычи угля по этим бассейнам намечалось еще в средине 80-х годов достичь к 2010 году. Увеличение объема добычи угля до 615 млн.т с учетом роста ВВП 6-8% в год дает возможность снизить долю газа в современной структуре энергобаланса до 38-39% к 2020 году. Решение этой проблемы всецело взаимосвязано с общим прогрессом экономики и инвестиционными возможностями.

Уран

Разведанные запасы и уровень добычи урана в России по состоянию на начало нового столетия, как отмечалось ранее, далеко недостаточны и обеспечивают лишь около половины потребности в этом сырье действующих в стране АЭС, составляющей сейчас около 4 тыс.т в год. Восполнение внутреннего дефицита и масштабный экспорт урана осуществляется за счет накопленных до начала 90-х годов складских резервов, которые до 2010 г. могут быть исчерпаны. Для определения задач по развитию МСБ урана необходимо также учитывать темп роста атомной энергетики, который в 90-х годах в России был низок и составил в среднем за год 0.5-0.6%, в то время как в остальном мире - 1.8%. На первом этапе к 2010-2015 Г.Г., потребность России в уране (с учетом обеспечения собственных и построенных Россией за рубежом АЭС) оценивается на уровне 11-12 тыс.т в год. Следовательно, стоит задача по созданию новых добывающих мощностей (с учетом исчерпания госрезерва урана до 2010 г.), превышающих современный уровень добычи в 5-6 раз, в период до 2015-2020 годов и подготовки соответствующих им новых разведанных запасов. В стране определен ряд перспективных ураноносных районов. К первоочередным из них для проведения