Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Мирнинском районе Республики Саха (Якутия), примерно в 130 км юго-западнее города Мирный, в междуречье Лены и Вилюя, в бассейне среднего течения реки Улахан-Ботуобуя. Месторождение относится к Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции и приурочено к Среднеботуобинской и Курунгской структурам северо-восточного склона Непско-Ботуобинской антеклизы. По фазовому состоянию это крупное нефтегазоконденсатное месторождение с промышленными притоками углеводородов из ботуобинского и осинского горизонтов, а также из терригенных коллекторов нижнемотской подсвиты.
Месторождение открыто в 1970 году параметрической скважиной Сбт-1, пробуренной на Среднеботуобинском поднятии рядом с селом Таас-Юрях; при испытании были получены промышленные притоки газа из отложений венда и нижнего кембрия. В 1980 году государственная комиссия по запасам утвердила запасы газа Среднеботуобинского месторождения (протокол № 8663 от 19 декабря 1980 года), что закрепило его статус крупного объекта газодобычи в Западной Якутии. Согласно пересчёту начальных извлекаемых запасов на 1 января 2019 года, в пределах Центрального блока и Курунгского лицензионного участка суммарные начальные извлекаемые запасы оцениваются в 169 млн т нефти и более 190 млрд м³ газа по категориям А+В1+В2.
По строению месторождение разделено на Центральный, Северный и Восточные блоки, дробящиеся на несколько лицензионных участков. Центральный нефтяной блок и Курунгский лицензионный участок разрабатываются обществом с ограниченной ответственностью «Таас-Юрях Нефтегазодобыча» по лицензиям ЯКУ11-143НЭ (срок действия до 25.02.2041) и ЯКУ14-004НР (до 25.02.2032) соответственно. Восточные блоки Среднеботуобинского НГКМ находятся в пользовании акционерного общества «РНГ», владеющего лицензией ЯКУ04-493НЭ (переоформление лицензии ЯКУ14-867НЭ) с окончанием срока действия 31.12.2117. Северный блок и Восточный блок III находятся в пользовании акционерного общества «АЛРОСА-Газ» по лицензии ЯКУ11-144НЭ (в государственном реестре — ЯКУ11144НЭ), предназначенной для разведки и добычи углеводородов на территории Республики Саха (Якутия).
Газовая часть месторождения была введена в промышленную эксплуатацию в конце 1980-х годов, когда предприятие «Якутгазпром» развернуло добычу объёмом до 100 тыс. т нефти и около 1,8 млрд м³ газа в год. Промышленная разработка нефтяной части Центрального блока под операторством «Таас-Юрях Нефтегазодобыча» началась в 2013 году с запуском первой очереди обустройства и подачей нефти в магистральную трубопроводную систему восточного направления; к 2014 году годовой уровень добычи на этом блоке достиг 1 млн т.
Роль в отрасли и инфраструктуре
Среднеботуобинское месторождение является одним из крупнейших активов нефтегазового комплекса Западной Якутии и входит в число ключевых месторождений Восточно-Сибирского нефтяного кластера компании-оператора Центрального блока. За счёт высоких начальных извлекаемых запасов и подтверждённой ресурсной базы ботуобинского горизонта месторождение формирует существенную часть добычи нефти и попутного нефтяного газа в регионе, обеспечивая сырьём экспортно-ориентированные потоки через систему трубопроводов восточного направления.
Нефть, добываемая на Центральном блоке и Восточных блоках, после сбора по кустовым площадкам и межпромысловым нефтепроводам поступает на установки подготовки нефти и центральные пункты сбора, откуда по напорным трубопроводам подключается к магистральной системе, обеспечивающей транспорт в сторону ВСТО и далее к дальневосточным экспортным терминалам. Газовая добыча АО «АЛРОСА-Газ» с Северного блока Среднеботуобинского месторождения транспортируется по магистральному газопроводу Таас-Юрях – Мирный – Айхал протяжённостью порядка 600 км, обеспечивая топливом промышленные предприятия и населённые пункты Западного региона Якутии.
Благодаря сочетанию нефтяной и газовой составляющих, а также действующей магистральной нефтегазотранспортной инфраструктуре, Среднеботуобинское месторождение служит базой для устойчивого энергоснабжения алмазодобывающего и нефтегазового кластеров Мирнинского района, одновременно оставаясь точкой роста для регионального бюджета и занятости.
Производственные показатели
К 2023 году совокупная добыча нефти на Центральном блоке Среднеботуобинского месторождения достигла 35 млн т с начала промышленной разработки, что отражает поэтапный ввод мощностей обустройства и стабильно растущий уровень загрузки добывающего фонда. В 2023 году добыча нефти с газовым конденсатом на Центральном блоке составила 5 112,1 тыс. т, что на 75,7 тыс. т больше, чем в 2022 году; добыча попутного нефтяного газа достигла 2 025,4 млн м³, а добыча природного газа — около 0,7 млн м³.
На Восточных блоках Среднеботуобинского месторождения в 2023 году добыто 1 284,8 тыс. т нефти, что на 19,2 тыс. т превышает уровень 2022 года; добыча попутного нефтяного газа составила 618,0 млн м³, а природного газа — около 1,4 млн м³. Компания-оператор Восточных блоков оценивает начальные извлекаемые запасы этих участков (по состоянию на 01.01.2022) в десятки миллионов тонн нефти и значительные объёмы газа, подтверждённые решениями государственной комиссии по запасам.
АО «АЛРОСА-Газ», разрабатывающее Северный блок и Восточный блок III Среднеботуобинского месторождения, в 2023 году добыло 2,2 тыс. т нефти на этих участках и 0,9 тыс. т на Тектюйском участке, при этом газовая добыча компании достигла 217,5 млн м³, что на 15,4 млн м³ больше, чем в 2022 году. Суммарная добыча нефти (с конденсатом) по всем операторам Среднеботуобинского месторождения в 2023 году оценивается примерно в 6,4 млн т как сумма добычи Центрального, Восточных и Северного блоков.
Ключевые этапы освоения
1970 — открытие Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения параметрической скважиной Сбт-1, получившей промышленные притоки газа из венд-кембрийских отложений, что подтвердило перспективность Непско-Ботуобинской антеклизы на нефть и газ.
1980 — утверждение запасов газа месторождения государственной комиссией по запасам (протокол № 8663 от 19 декабря 1980 года) и подготовка проекта опытно-промышленной эксплуатации северной части месторождения с расчётным годовым объёмом добычи газа 300 млн м³ для газоснабжения Мирнинского промышленного узла.
Конец 1980-х — ввод месторождения в эксплуатацию в интересах газоснабжения Мирнинского узла: добыча нефти достигала порядка 100 тыс. т в год, газа — до 1,8 млрд м³, при этом нефть вывозилась в Ленск, а газ направлялся на снабжение города Мирный.
15.04.2002 — выдача лицензии ЯКУ11144НЭ акционерному обществу «АЛРОСА-Газ» на разведку и добычу углеводородов в пределах Северного блока Среднеботуобинского месторождения, с оформлением горного отвода и закреплением статуса ресурса как углеводородного.
2013 — начало промышленной разработки нефтяной части Центрального блока под операторством «Таас-Юрях Нефтегазодобыча» с вводом первой очереди обустройства и запуском поставок нефти в магистральную трубопроводную систему восточного направления.
2014–2018 — наращивание мощности Центрального блока: достижение годовой добычи нефти на уровне 1 млн т и ввод последующих очередей обустройства, что позволило войти в число крупнейших добывающих активов Восточно-Сибирского кластера.
03.09.2015 — оформление лицензии ЯКУ04-493НЭ (на базе ранее выданной ЯКУ14-867НЭ) на Восточные блоки Среднеботуобинского месторождения в пользу АО «РНГ» со сроком действия до 31.12.2117, что обеспечило правовую базу для долгосрочной разработки запасов нефти и газа на этих участках.
2018 — внесение изменений в лицензию АО «РНГ» и официальное продление срока её действия по Восточным блокам до конца 2117 года, что закрепило стратегический характер проекта и позволило планировать многостадийное освоение.
2023 — достижение совокупной добычи 35 млн т нефти на Центральном блоке с начала промышленной разработки и рост годовой добычи нефти с конденсатом до 5 112,1 тыс. т, попутного нефтяного газа — до 2 025,4 млн м³ и природного газа — до 0,7 млн м³; одновременный рост добычи на Восточных блоках до 1 284,8 тыс. т и ПНГ до 618,0 млн м³.
2023 — добыча нефти на Северном блоке и Восточном блоке III силами АО «АЛРОСА-Газ» на уровне 2,2 тыс. т и газовая добыча 217,5 млн м³ по компании в целом, что подтверждает профильное значение газовой составляющей проекта.
Планируемые этапы освоения
2024–2026 (по плану) — реализация проекта строительства установки комплексной подготовки газа (УКПГ) СБ НГКМ для обеспечения надёжной подготовки и транспорта газа с Северного блока и сопредельных участков, находящегося на стадии государственной экологической экспертизы и общественных обсуждений.
Среднесрочная перспектива (до 2032 года) — дальнейшее освоение Центрального блока и Курунгского участка в рамках действующих лицензий ЯКУ11-143НЭ и ЯКУ14-004НР, предусматривающее поддержание добычи нефти на достигнутых уровнях и вовлечение дополнительных запасов ботуобинского и осинского горизонтов через бурение новых скважин.
Долгосрочная перспектива (до 2050–2117 годов) — развитие газовой и нефтяной составляющих Северного блока и Восточного блока III под лицензией ЯКУ11-144НЭ, а также многостадийное освоение Восточных блоков под лицензией ЯКУ04-493НЭ, что формирует задел для долгосрочного поддержания добычи нефти и газа на Среднеботуобинском месторождении.
