Запасы нефти в России и недропользование: как нам повысить КИН?

Несмотря на значительные запасы нефти. Россия сталкивается с постоянным ухудшением их качества, что в условиях низкой эффективности недропользования и падающего коэффициента извлечения нефти ведет к росту издержек и сдерживает рост добычи нефти.

Положение с воспроизводством запасов нефти в России весьма неоднозначно.

С одной стороны, Россия входит в число стран, располагающих крупнейшими в мире ресурсами нефти. На ее территории разведано около 8 % суммарных запасов нефти планеты, что, по открытым данным BP Statistical Review of World Energy 2010, составляет 10,2 млрд т. Что же касается перспективных и прогнозных ресурсов нефти (без газового конденсата), то они, по данным Государственного доклада «О состоянии и использовании минерально-сырьевых ресурсов Российской Федерации в 2010 году», составляют 57,7 млрд т.

В последнее время в мире все большее внимание уделяется нетрадиционным ресурсам нефти, сосредоточенным в нефтеносных песчаниках и битуминозных породах. Значительные ресурсы природных битумов (более 17 млрд т) имеются и в России, главным образом в Волго-Уральской и Восточно-Сибирской нефтегазоносных провинциях (НГП) - 36 и 52 % соответственно.

С другой стороны, в связи с систематическим недофинансированием поисковых и разведочных работ, при больших геологических ресурсах обеспеченность разведанными запасами не превышает 25 лет. Кроме того, в развитии сырьевой базы нефтедобывающей промышленности России наблюдается устойчивая тенденция ухудшения ее качества. При этом в структуре запасов имеется ряд острых проблем.

  • 1. Две трети запасов сосредоточено в Западно-Сибирской НГП, высокопродуктивные нефтяные залежи которой находятся в эксплуатации много десятилетий и выработаны на 75 % и более. Уже 30 % запасов нефти бассейна относятся к трудноизвлекаемым: они находятся либо в коллекторах с низкой пористостью и проницаемостью, либо в осложненных тектоническими нарушениям залежах, при разработке которых требуется применение сложных технологий, значительно удорожающих добычу.
  • 2. На территориях с развитой промышленностью и существенными объемами потребления значительные запасы нефти разведаны только в Волго-Уральской НГП. Количество крупных и уникальных месторождений здесь несравнимо меньше, чем в Западно-Сибирской НГП. Нефтяные месторождения провинции эксплуатируются с 1945 году. Подавляющая часть сырья заключена в мелких объектах. Выработанность разведанных запасов здесь очень высока. В Башкирии она составляет 82,9 %, в Татарстане — 77,5 %, в Самарской обл. — 74 %.
  • 3. Значительные ресурсы углеводородов имеются в НГП Восточной Сибири, а также на шельфах Арктики, Каспийского и Охотского морей. Однако степень разведанности этих регионов не превышает 10 %. Особенно низкой является общая геолого-геофизическая изученность арктического шельфа. Кроме того, в Восточной Сибири освоение месторождений нефти до последнего времени сдерживалось отсутствием транспортной инфраструктуры. В ближайшие годы в связи с пуском нефтепровода Восточная Сибирь — Тихий океан ожидаются интенсификация геолого-разведочных работ и рост добычи в этом регионе. Однако в связи со слабой освоенностью перспективных нефтегазоносных регионов это потребует огромных вложений, как в свое время (1960-1980-е гг.) огромных ресурсов (до 9 % валовых инвестиций в СССР!) потребовало освоение Западно-Сибирской НГП. Совершенно неочевидно, что такие инвестиции могут быть мобилизованы в условиях рыночной экономики и что они вообще экономически эффективны и необходимы.
  • 4. Существенная часть месторождений, ожидающих освоения, содержит трудноизвлскасмыс запасы (ТИЗ), либо относится к разряду мелких, либо расположена в удаленных регионах с суровыми климатическими условиями (в том числе на шельфе) и неразвитой инфраструктурой.

В целом же в общем балансе запасов нефти доля ТИЗ постоянно растет. ТИЗ включают запасы с низкими темпами отбора (в 2-5 раз и более низкими по сравнению с благоприятными для извлечения запасами) при применении стандартных методов разработки. Основными критериями выделения трудноизвлекаемых запасов являются повышенная вязкость нефти (более 30 мПа*с), низкая проницаемость коллектора (менее 0,05 кв. мкм), малая мощность нефтяного пласта, наличие газовой шапки, выработанность запасов более чем на 80 %. На долю ТИЗ приходится не менее 55-58 % разведанных запасов России, три четверти которых сосредоточено в Западной Сибири. В частности, на запасы в низкопроницаемых коллекторах приходится 41 %, на долю тяжелых и высоковязких нефтей - 7 10 % всех ТИЗ страны, еще около 11 % запасов приурочено к подгазовым залежам.

Таким образом, доля активных запасов составляет менее половины российских разведанных запасов нефти. Активные запасы нефти России характеризуется высокой степенью выработанности, которая для эксплуатируемых месторождений в среднем превысила 50 %, и обводненностью продуктивных пластов (в среднем 70 %). Ежегодно качество запасов нефти ухудшается из-за преимущественного отбора высококачественной легкоизвлекаемой нефти.

Помимо объективных, геологически заданных проблем со структурой запасов существуют острые проблемы, связанные с недостатками в сфере недропользования.

Во-первых, на большинстве российских месторождений коэффициент извлечения нефти (КИН) нс достигает даже 0,4. Лишь на отдельных крупных месторождениях КИН превышает 0,5, а более высокие значения достигаются только на отдельных горизонтах с исключительными коллекторскими свойствами. За рубежом ведущие нефтяные компании, как правило, имеют КИН не меньше 0,4-0,45, а на крупных месторождениях - 0,5 и выше. КИН в целом по стране в 1990-2009 гг. неуклонно снижался вследствие выборочной отработки месторождений, сверхнормативных отборов, прироста новых открытий с ТИЗ нефти, в то время как в мире он существенно возрос. Только в последние годы в связи с внедрением вторичных и третичных методов повышения нефтеотдачи фиксируются приросты запасов за счет повышения КИН. Между тем повышение КИН на уже открытых месторождениях только на 5 % может обеспечить дополнительный прирост промышленных запасов нефти в объеме не менее 4,0 млрд т. Для перелома указанных тенденций необходимо изменение налогового режима таким образом, чтобы он стимулировал более полное использование нефтяных запасов.

Во-вторых, остро стоит проблема воспроизводства запасов. В 1990-е гг. в связи с обвалом финансирования геологоразведочных работ (ГРР), а также высокой изученностью крупнейшей Западно-Сибирской НГП резко снизилось открытие новых запасов. В России с 2000 по 2009 г. «проедание» запасов нефти (без учета списаний) составило 406,2 млн т (рис. 6.10)[1]. Наибольшие объемы «проедания» запасов были зафиксированы в 2003-2005 гг. вследствие существенного увеличения добычи при сравнительно неизменном объеме ГРР. Прямое воспроизводство запасов нефти стало вновь обеспечиваться, начиная с 2006 года. Но прирост запасов в 2000-е гг. в значительной степени формиро-

вался за счет переоценки запасов, причем весьма часто не в связи с реальным изменением технологических возможностей, а «на бумаге». Собственно новые геологические открытия покрывали примерно 20-25 % добычи. Таким образом, в реальности можно говорить о кризисе в отраслевой геологоразведке.

Отсутствие необходимости проведения геологоразведочных работ было обусловлено тем, что нефтегазовым компаниям государством было передано в пользование 92 % запасов нефти91. В результате они получили права на разработку углеводородных запасов, сравнимых по своим объемам с запасами ведущих нефтяных ТНК. Так, запасы Роснефти и ЛУКОЙЛа на начало 2009 г. были сравнимы с запасами ExxonMobil и Petrochina, ТНК-ВР и Сургутнефтегаза - с Total и ConocoPhillips, Татнефти - с ONGC. Причем, основные из существующих прав на разработку нефтяных месторождений, ведущие российские компании получили вне состязательных процедур в 1992 г. в соответствии с пунктом 19.1 постановления Верховного Совета РСФСР от 15 июля 1992 г. № 3314-1 «О порядке введения в действие Положения о порядке лицензирования пользования недрами».

ТОТ -1

  • 2OW Э001 ZW3 sew 20М 7W5 ДО9 2-07* 2<ик 3PW
  • ?в Досыча мефп» млн т

Пр л рост аапас-овы^ф’н. млн т

* "Проедание*1 |'рапдире**ле запасов кеф-v (прирост минус добьча. без учета списания затасое • мли т

Источник: Институт энергетической стратегии ио данным Минприроды России.

Рис. 6.10. Соотношение прироста запасов и добычи нефти в 2000-2009 гг.

91 Нефть России. Отраслевой обзор И Нефтегазовая вертикаль. 2005. № 8-9. С. 64.

|| 230

Наличие значительных запасов позволяет выборочно разрабатывать наиболее рентабельные месторождения, на что указывает высокая доля простаивающих скважин у многих крупнейших отечественных компаний.

Снижение прироста запасов и добычи нефти во многом было также обусловлено снижением буровых работ. Так, по сравнению с 1990 г. объем эксплуатационного бурения уменьшился в 2008 г. в 2,2 раза, разведочного — в 4,7 раза. Не было открыто ни одного нового крупного нефтяного месторождения, в потенциальных новых, неосвоенных крупных регионах нефтедобычи (Восточная Сибирь, континентальный Дальний Восток), хотя разница между начальными извлекаемыми ресурсами (8-10 млрд т нефти) и подтвержденными запасами нефти (менее 1,5 млрд т) свидетельствует о высоком неразведанном потенциале этого региона. Крупные месторождения в 2000-е гг. были открыты только в акватории Каспийского моря.

Самос критическое положение с приростом запасов складывается в ключевой Западно-Сибирской НГП, где весь прирост запасов нефти, несмотря на открытие более 200 новых месторождений, смог компенсировать лишь текущее списание запасов. При этом если в первой половине 1970-х гг. открытое месторождение в Западной Сибири в среднем содержало 77 млн т запасов нефти, в первой половине 1980-х гг. - 34 млн т, в первой половине 1990-х гг. - 7 млн т., то в начале 2000-х гг. — 3 млн т (для России в целом - 27, 17, 3 и 1,5 млн т соответственно).

Такое положение обусловлено, в частности, действующим режимом недропользования, предоставления лицензий на разведку и добычу, распространения геологической информации, что требует реформирования этой сферы. Отмена принципа «двойного ключа», действовавшего до начала 2000-х гг., способствовала упорядочиванию недропользования, но и на федеральном уровне существуют значительные управленческие проблемы, связанные с несправедливым распределением лицензий, искажением условий конкурсов или внеконкурсным распределением для стратегически значимых месторождений и пр.

Определенные меры реструктуризации геологической отрасли и совершенствования системы недропользования намечены в уже упоминавшейся Стратегии развития геологической отрасли РФ.

В соответствии с протокольным решением Правительства РФ № 12 от 27 марта 2008 г. по рассмотрению мер по воспроизводству МСБ приказом № 151 Минприроды России от 16 июля 2008 г. была утверждена новая редакция «Долгосрочной государственной программы изучения недр и воспроизводства минерально-сырьевой базы России на основе баланса потребления и воспроизводства минерального сырья». В соответствии с этой программой объем средств из федерального бюджета на реализацию мероприятий по воспроизводству минерально-сырьевой базы нефтегазовой отрасли (углеводородного сырья) в 2008-2020 гг. должен составить 232,5 млрд руб. (в ценах 2008 г.). Главное - не допустить отклонений от этих параметров.

  • [1] Необходимо отметить, что достаточно достоверных данных о воспроизводстве минерально-сырьевой базы (МСБ) нефтяной отрасли в стране нет. Официально публикуемые МПР РФ данные противоречивы, в том числе в связи с применяемой методикой их оценки (по результатам ГРР, с учетом списания и переоценки, с учетом КИН или без него и др.). В разных официальных материалах приводятся различные данные (напр., совершенно не стыкуются данные, приведенные в Стратегии развития геологической отрасли Российской Федерации до 2030 года, утвержденные распоряжением Правительства РФ 21 июня 2010 г., и цифры официальных отчетов министерства), которые, вполне естественно, подвергаются критике ведущими специалистами отрасли. (Подробнее об этих проблемах отрасли см. специальную подборку материалов, опубликованных в журнале «Нефтегазовая вертикаль» № 19 за 2010 г.)
 
Посмотреть оригинал
< Пред   СОДЕРЖАНИЕ ОРИГИНАЛ   След >