СОСТОЯНИЕ РЕСУРСОВ И ДОБЫЧИ НЕФТИ В РОССИИ

Россия относится к числу стран с наиболее крупной сырьевой базой нефтедобычи.

Согласно государственному докладу «О состоянии минерально-сырьевой базы Российской Федерации», перспективные и прогнозные ресурсы нефти страны составляют 13% мировых.

По величине текущих извлекаемых запасов нефти Россия относится к числу ведущих нефтегазодобывающих стран мира. Её запасы уступают лишь запасам нефти в Саудовской Аравии, и, примерно, в 2,2 раза больше, чем в США [6-9].

Следует отметить, что, по данным различных международных оценок, доля России, как и доля других стран, а также общая величина мировых доказанных запасов нефти различна.

По оценкам компании «DeGolyer and Mac Naughton» совокупные российские запасы нефти (доказанные, вероятные и возможные) составляют приблизительно 21,42 млрд. т.

По оценке «World Oil» Россия занимает шестое место при доле в запасах 6,2% (67,14 млрд, баррелей или 9,2 млрд, т) [10].

По оценке «British Petroleum» - седьмое место при доле в запасах 6,1 % (запасы составляют 72,28 млрд, баррелей или 9,9 млрд, т) [11].

«Oil &. Gas Journal» приводит более низкую оценку - восьмое место, или 4,6 % мировых запасов (60 млрд, баррелей, или 8,2 млрд, т) [12].

По данным счетной палаты Российской Федерации на 2001 год, разведанные извлекаемые запасы нефти в Российской Федерации оцениваются в 25,2 млрд, т [13].

Около 90 % ресурсов страны сосредоточено в Западносибирском, Восточно-сибирском, Дальневосточном нефтегазовых бассейнах и прилегающих к ним шельфовых акваториях (нефтегазоносный бассейн)-рис. 4.1, а.

Суммарные прогнозные ресурсы российского шельфа оцениваются в 15,5 млрд, т [14].

Площадь континентального шельфа России составляет бо лее 6 млн. км²; из них, по оценке «ВНИГНИ» и «ВНИИокеангеоло-гии», перспективными на нефть и газ являются 4 млн. км². Суммарные извлекаемые ресурсы нефти составляют 13,5 млрд, т, газа-73 трлн, м³, т.е. ресурсы весьма значительные.

В настоящее время Госбалансом РФ учтены около 900 млн. извлекаемых запасов:

• - 18 открытых нефтяных месторождений, около 10 трлн, м³ общих запасов;
• - 36 газовых и около 200 млн. т извлекаемых запасов конденсата;
• -18 газоконденсатных месторождений.

Россия находится в числе лидеров не только по величине нефтяных ресурсов, но и по величине извлекаемых запасов разведанных месторождений. Разведанные запасы распределены весьма неравномерно.

Более 90% запасов приходятся на три нефтегазоносных бассейна (рис. 4.1, б):

• - Западно-Сибирский НГБ - 69%;
• - Волго-Уральский НГБ - 17%;
• - Тимано-Печорский НГБ - 8%.

В государственном балансе запасов учтено более 2350 нефтяных, нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений; 1837 месторождений (78,9%) являются чисто нефтяными, а остальные 491(21,1%)- нефтегазовыми, газонефтяными и нефтегазоконденсатными.

Нефтяные месторождения открыты в недрах сорока субъектов Российской Федерации всех федеральных округов, кроме Центрального. Они различаются величиной и структурой запасов нефти, состоянием их разработки [7].

Важной особенностью структуры запасов нефти в России является их значительная концентрация в единичных месторождениях.

Из 2350 нефтяных месторождений, 10 имеют начальные запасы нефти свыше 300 млн. т и классифицируются как уникальные; 139 - с запасами от 30 до 300 млн. т - крупные.

При относительно небольшом числе эти месторождения содержат преобладающую часть разведанных запасов и обеспечивают основную долю добычи нефти в стране. На 57 крупнейших месторождениях страны с начальными запасами нефти более 100 млн. т сосредоточено более 50% разведанных извлекаемых запасов.

Рис. 4.1. Распределение по нефтегазоносным бассейнам России: а - разведанных запасов нефти; б - прогнозных ресурсов нефти и газоконденсата

• ? Западно-Сибирский НГБ ? НГБ Восточной Сибири П НГБ арктическихморей
• ? НГБ Дальнего Востока ? Волго-Уральский НГБ ? Тимано-Печорский НГБ
• ? Северно-кавказский НГБ

Средние запасы нефтяных месторождений, открытых в 1986-1990 гг., составляли примерно 11 млн. т, а в 1991-1999 гг. - около 4 млн. т.

Подавляющее большинство нефтяных месторождений (80%), стоящих в настоящее время на государственном балансе, - это мелкие месторождения с извлекаемыми запасами до 10 млн. т, с долей трудноизвлекаемых запасов до 75%.

Важной особенностью сырьевой базы нефтедобычи является то, что подавляющим большинством нефтяных месторождений России (более 70%), содержащих около 80% разведанных извлекаемых запасов нефти, владеют вертикально-интегрированные нефтяные компании (ВИНК).

На долю малых компаний приходится всего около 10% от общих запасов [15].

Весьма значительна дифференциация открытых месторождений нефти по степени промышленного освоения. К 2001 г. в разработку введено 54% открытых месторождений нефти, в которых сосредоточено 77% текущих разведанных запасов. Резерв отрасли составляет 196 подготовленных к разработке и 659 разведываемых месторождений.

В многолетней консервации по экономическим или иным причинам находятся 253 месторождения.

В основных нефтедобывающих регионах (Западная Сибирь, Урало-Поволжье, Северный Кавказ) в разработку вовлечено свыше 80% запасов, в то время как запасы Красноярского края, Иркутской области и Республики Саха имеют «очаговое» и, в целом, низкое освоение. На территории России разрабатывается 1300 месторождений и почти 80% разведанных запасов нефти приходится на районы суши с развитой нефтедобывающей инфраструктурой. В эксплуатируемых месторождениях сосредоточено 77% всех запасов нефти [15].

На основании статистических данных «ВР Statistical Review» с 1985 по 1991 г. Россия занимала первое место в мире по добыче нефти.

Пик российской добычи нефти пришелся на 1987 г. [16] и составил 569,5 млн. т (рис. 4.2)

В период политического и экономического кризиса добыча нефти упала и к 1995 г. составляла, примерно, 300 млн. т, и держалась на этом уровне до 1999 г.

До 2002 года Россия занимала третье место после Саудовской Аравии и США, несмотря на то, что доля России в мировой добыче нефти выросла от 8,4% в 1998 г. до 11,6% в 2004 г.

С 1999 г. Россия занимает второе место по добыче нефти. В 2013 г. нефтедобывающими предприятиями извлечено 531 млн. т нефти. При этом достигнутый уровень добычи превысил расчетный на этот год показатель оптимистического варианта Энергетической стратегии России на период до 2020 г. [17].

wiHftini

Рис. 4.2. Динамика добычи нефти в России

Основной объем добычи нефти приходится на вертикально-интегрированные нефтяные компании, прежде всего на ОАО «НК «Роснефть», ОАО «ЛУКОЙЛ», ОАО «Газпром» [17].

На их долю приходится 90% всей добычи и 75-80% переработки нефти России.

Наряду с вертикально-интегрированными нефтяными компаниями, добычу нефти в стране осуществляют более 110 малых и средних нефтяных компаний [18,19]-рис. 4.3.

В Энергетической стратегии определены следующие количественные ориентиры увеличения добычи нефти: до 445-490 млн. т в 2010 г. и до 450-520 млн. т в 2020 г.

Рис. 4.3. Добыча нефти российскими компаниями в 2012-2013 гг.

2013г. ? 2012 г. ?

Ряд количественных ориентиров, намеченных в Энергетической стратегии на средне - и долгосрочную перспективу, был превышен уже в первые 2-3 года.

В частности, в результате чрезвычайно благоприятной конъюнктуры мировых цен в 2000-2005 гг. прирост годовой добычи нефти за этот период составил более 170 млн. т, или более 55% [20, 21].

Наращивание добычи нефти в России до начала 1980-х гг. происходило, в основном, за счет расширения масштабов разработки высокопродуктивных месторождений. Потенциал добычи нефти из активных запасов оставался высоким, превышающим до 2000 г. 500-550 млн. т в год (рис. 4.4).

Доля добычи нефти из трудноизвлекаемых запасов до начала 1980-х гг. была незначительна и не превышала 7%. Тем не менее, в период 1981-1991 гг. доля добычи нефти из трудноизвлекаемых запасов наращивалась и увеличилась примерно в 4 раза.

В период 1992-2002 гг. уровень добычи нефти из трудноизвлекаемых запасов практически не менялся и находился в пределах

75-90 млн. т, а рост добычи обеспечивался за счет интенсификации отбора из активной части извлекаемых запасов нефти.

• —о—Годовая добыча, всего
• —•—Годовая добыча, из активных запасов
• -о- Годовая добыча, из трудноизвлекаемых запасов

Рис. 4.4. Динамика структуры добычи нефти

на месторождениях РФ

До 2002 г. доля добычи нефти из трудноизвлекаемых запасов не превышала 30%.

По данным анализа состояния топливно-энергетического комплекса России, наиболее перспективными с точки зрения добычи являются Тимано-Печорская провинция, шельф Каспийского и северных морей, Восточная Сибирь и Дальний Восток (табл. 4.1).

По оценкам, к 2020 г. добыча нефти в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) может быть доведена до 80 млн.т. Всего на Восток России к 2020 г. будет приходиться 15-20% нефтедобычи в стране [22, 23].

Таким образом, в России, как и в мире в целом, рост добычи нефти в долгосрочной перспективе будет связан с введением в разработку новых месторождений в шельфовой зоне, в районах со сложными климатическими условиями и неразвитой инфраструктурой.

Таблица 4.1

Прогноз добычи нефти и газового конденсата ___________по регионам России___________

В ближайшем будущем увеличение объемов добычи может быть обеспечено: увеличением темпов отбора из разрабатываемых месторождений; введением в эксплуатацию малодебитных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами; увеличением нефтеотдачи на старых месторождениях, вступивших в позднюю стадию эксплуатации. Роль таких запасов в общей структуре будет ежегодно возрастать.

К настоящему времени в России в разработку вовлечено более половины открытых месторождений.

Разрабатываемые месторождения страны характеризуются интенсивной тенденцией «старения», т.е. перехода их на зрелые и поздние стадии выработки (рис. 4.5).

В Западной Сибири сосредоточено 52% запасов нефти России, в том числе 9 крупнейших и 77 крупных месторождений.

Важнейшая особенность сырьевой базы нефти Западной Сибири заключается в исключительно благоприятной структуре разведанных запасов, а именно в высокой концентрации запасов в крупных и крупнейших месторождениях - Самотлорском, Федоровском и др. (рис. 4.6).

Добыча нефти в Западной Сибири ведется с 1964 г, причем пик добычи нефти (408,6 млн. т) достигнут в 1988 г.

Основной нефтяной регион Западной Сибири и России в целом -Ханты-Мансийский автономный округ (ХМАО) - Югра, где добывается почти 2/3 российской нефти.

Рис. 4.5. Нефтегазоносные бассейны России

В его пределах открыто 273 месторождения нефти, из которых 120 введено в разработку, в которых заключено 90% разведанных запасов нефти. В результате многолетней интенсивной обработки многие из этих месторождений, в том числе крупнейшее в стране Самотлорское, в значительной степени выработаны и обводнены на 80 4- 90%.

Нефти, добываемые в Ямало-Ненецком автономном округе, по сравнению с Ханты-Мансийским автономным округом, сложнее, так как преобладающую роль имеет нефть с высокими значениями плотности и вязкости (Русское, Северо-Комсомольское, Тазовское, Западно-Мессояховское месторождения).

Рис. 4.6. Западно-Сибирская нефтегазовая провинция

В Томской области в разработку вовлечено 18 из 84 нефтяных месторождений, в том числе крупные: Советское, Первомайское, Лу-гинецкое, Игольско-Талое.

Средняя выработанность начальных запасов открытых месторождений составляет 30%, а перечисленных крупных месторождений - 17-58%. Неразведанные ресурсы нефти в Томской области превышают уже разведанные запасы в 1,8 раза, что создает возможность многолетней сырьевой обеспеченности нефтедобывающих предприятий.

Остальные административно-территориальные субъекты Западной Сибири: юг Тюменской области; Новосибирская и Омская области - играют незначительную роль в региональном балансе запасов и добычи нефти.

В трех областях открыто 16 небольших месторождений, из которых только три находятся в промышленной или опытной разработке: Кальчинское в Тюменской области; Прирахтовское в Омской; Малоичское в Новосибирской. Геологические перспективы развития сырьевой базы в целом незначительны.

Для Урало-Поволжья характерно наличие большой группы крупнейших нефтяных месторождений, включая Ромашкинское, Арланское, Туймазинское, Мухановское, Шкаповское, Кулешовское, Батырбайское и др. (рис. 4.7). В течение длительного времени, начиная с 40 - 50-х гг., они интенсивно вырабатываются с высокой эффективностью.

Республики Татарстан и Башкортостан являются центрами нефтяной промышленности Урала-Поволжья, на долю которых приходится 65% добычи нефти.

По объемам добычи нефти Республика Татарстан устойчиво занимает второе место среди субъектов Российской Федерации и первое место в Приволжском федеральном округе [24, 25].

По данным территориального агентства по недропользованию в республике Татарстан учтено 152 нефтяных месторождения с извлекаемыми запасами нефти в объеме 882 млн. т. Запасы, предварительно оцененные по категории С₂, составляют 124 млн. т, прогнозные (С₃) -134,5 млн. т.

Неразведанная часть начальных суммарных ресурсов нефти остается еще весьма значительной - 41%.

20% перспективных структур размещается в нераспределенном фонде недр западных районов республики.

Рис. 4.7. Волго-Уральская нефтегазовая провинция

В Татарстане в разработку вовлечено 87% разведанных запасов при средней выработанности открытых месторождений на 67%, в том числе по крупнейшим: Ромашкинскому, Ново-Елховскому и Бавлинскому - на 73-85% (рис. 4.8). Несмотря на ухудшение структуры запасов, в 2005 году уровень добычи углеводородного сырья в республике составил 30,7 млн. т (5,6 млн. т на счету малых компаний, остальное-«Татнефти»)-рис. 4.9.

Рис. 4.8. Карта нефтеносности Республики Татарстан

В ближайшие годы намечается довести добычу нефти по всем независимым нефтяным компаниям до 8 млн. т/год [26].

В Башкортостане разрабатываются 146 из 158 открытых месторождений, включающих 98,4% разведанных запасов нефти. За 50 лет в Республике Башкортостан степень выработки запасов достигла 91,2%, коэффициент извлечения нефти равен 45,2%.

120 100 80 60 40 20 0

Обводнённость, %

Ср. дебит 1 скв,, т/сут.

б?Л

’°m^Ws4j⁴t.*^{W ш s;j}* sm *W ^{113 83 83}-' W w _{w lu} ,_{u !U} -

Добыча нефти, млн. т/год

• * 25 24* 24j 24* 24,7 2531 25*
• 23,623 ^{24* 244 243 24* 25J}
• 1943 1948 1953 1958 1963 1968 1973 1978 1983 1988 1993 1998 2003 2008
• 1 млрд. 2 млрд. 3 млрд.
• 1971 г 1981 г. 2007 г.

Рис. 4.9. Показатели добычи нефти по Республике Татарстан

Изменилась структура промышленных запасов: доля трудноизвлекаемых возросла с 9% до 41%, а с учетом запасов в обводненных пластах - до 85%.

В настоящее время основные месторождения (Арланское, Туймазинское и Шкаповское) вступили в завершающую стадию разработки. Объем добычи нефти снизился более чем в 10 раз и в 2004 г. составил 1069 тыс. т. Обводненность добывающих скважин достигла 93,7% [27, 28], а средний дебит нефти на скважину - 2,6 т/сут. (в 1963 г. - 60 т/сут.)

В фонде месторождений преобладают мелкие с остаточными извлекаемыми запасами менее 15 млн. т (90%). 71 месторождение имеет остаточные извлекаемые менее 1 млн. т. На их долю приходится 69,7% суммарных начальных извлекаемых запасов нефти категорий A+B+Ci республики и 64,9% годовой добычи [29].

Потенциал нефтеносности Самарской области реализован почти на 80%.

В разработку вовлечены 101 из 145 месторождений, в которых заключено 92,7% разведанных запасов нефти.

Пермская и Оренбургская области также относятся к «старым» нефтедобывающим районам Урало-Поволжья, но отличаются от рассмотренных выше более благоприятными показателями сырьевой базы. Прежде всего, это относится к Оренбургской области, где запасы открытых месторождений превышают существующий уровень добычи нефти почти в 60 раз, а перспективные и прогнозные ресурсы нефти наиболее значительны в Урало-Поволжье.

К настоящему времени в Оренбургской области открыто 178 нефтяных месторождений, из которых 82 разрабатываются; доля последних в объеме текущих запасов нефти 75%.

Выработанность начальных запасов открытых месторождений составляет 37%, а по отдельным месторождениям она достигает 73% (Бобровское) и 68% (Покровское).

В Пермской области открыто 163 нефтяных месторождений, из которых разрабатываются только 98. В разрабатываемых месторождениях сосредоточено 92% разведанных запасов. Средняя по области выработанность запасов составляет 50%, в том числе по основным месторождениям: Ярино-Каменоложскому-90%; Павловско-му-37%; Батырбайскому-58%; Осинскому-52%.

Республика Удмуртия стала осваиваться значительно позже основных нефтедобывающих центров Урало-Поволжья. Вследствие этого, по данным специалистов Ижевского НТЦ «Сиданко», степень выработки запасов месторождений нефти Удмуртии составляет 44-45%. На долю активных запасов приходится 37%, а на долю трудноизвлекаемых -63%. Разрабатываются 23 из 67 месторождений, в том числе все крупные (Чутырско-Киенгопское газонефтяное месторождение, Мишкин-ское и Ельниковское нефтяные месторождения).

Относительно низкий темп освоения запасов нефти в республике Удмуртия во многом объясняется сложностью структуры запасов, где преобладает тяжелая нефть (83%).

Остальные районы играют резко подчиненную роль в запасах (5%) и добыче (3%) нефти Урало-Поволжья, что связано с отсутствием крупных высококачественных месторождений. Так, в Ульяновской области открыто 41 нефтяное месторождение, но их общий запас составляют лишь 31 млн. т, причем они представлены тяжелой и высоковязкой нефтью.

Для Саратовской и Волгоградской областей характерны трудности «старых» районов, обусловленные физическим исчерпанием основных запасов.

В Саратовской области в разработку вовлечено 92% разведанных запасов, в Волгоградской области - 94%. Выработанность начальных запасов открытых месторождений составляет, соответственно, 62 и 78%, в том числе по наиболее крупным: Соколовогорскому, Коробковскому, Жирновскому и Бахметьевскому-от 90 до 97%.

Обособленное положение в Поволжском районе занимает Республика Калмыкия, которая принадлежит нескольким нефтегазоносным провинциям: Волго-Уральской, Прикаспийской, Северокавказской, Днепровско-Припятской.

За годы проведения геологоразведочных работ (с 1951 г.) в республике открыто 28 и разрабатывается 20 нефтяных месторождений, но объемы подготовленных запасов и добычи нефти небольшие.

Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция занимает третье место по запасам нефти в России после Западно-Сибирского и Волго-Уральского бассейнов (рис. 4.10).

Имеются значительные различия в состояниях сырьевой базы нефтяной промышленности Республики Коми, Архангельской области и Ненецкого автономного округа.

Месторождения Республики Коми достаточно разведаны, а наиболее изученные из них разрабатываются.

Открытые месторождения нефти выработаны, в среднем, на 41%; в том числе крупнейшие: Усинское и Возейское на 61 и 64%, соответственно.

Наиболее «старый» нефтедобывающий район (Ухтинский) находится на юге Республики Коми.

На долю Ненецкого автономного округа сегодня приходится 52,7% начальных суммарных ресурсов Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Ненецкий автономный округ характеризуется существенно меньшей степенью промышленного освоения.

Р Е Н ЦЕ В О МОРЕ

| ТИМАНО-ПЕЧОРСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ

о*

И

*Ор

С

Нарьян-Мар

К

• 3)
• •ю

III

ТЮМЕНСКАЯ

О.БЛ.

Денисовская впадина

Шалкино-ЮрьяхинскиА вал

Сыктывкар

КолвинскиА мегавал

вал Сорокина

А

ВарандеА-Адзьвинская структурная зона

Ижма-Печорская

Цифрами обозначены нефтегазоносные области

Ф

11

IV

Печоро-Кол винская Хоре Авер-Мореюская Ссверо-Предуральская Ухта-ИжемскиА нефтегазоносный район

___ Границы нефтегазоносных областей

Цифрами обозначены структурные элементы

КОМИ-ПЕРМЯЦКИИ АВТ ОКРУГ

Рис. 4.10. Тимано-Печорская нефтегазовая провинция

Из 73 нефтяных месторождений активно разрабатываются лишь два (Хярьягинское и Ардалинское).

Шельфовая зона Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции в прибрежной части Баренцева моря изучена в меньшей степени. Здесь открыты крупные по запасам Приразломное и среднее Севе-ро-Гуляевское месторождения.

В целом по России начальные запасы разрабатываемых месторождений выработаны, в среднем, на 59%, а по ряду длительно эксплуатируемых месторождений степень выработки достигает: в Южном федеральном округе - до 80%; в Приволжском - до 70%; Уральском и Северо-Западном - до 45% [15].

Средняя степень выработки трудноизвлекаемых запасов составляет 19%, а активных - 70% (рис. 4.11). Таким образом, средняя степень выработки активных запасов в 3,7 раза превышает среднюю степень выработки трудноизвлекаемых.

Еще более яркая картина складывается при анализе разработки уникальных месторождений России.

? Активные запасы ? Трудноизвлекаемые запасы

Рис. 4.11. Негативная структура запасов и добычи нефти

Средняя выработанность активных запасов разрабатываемых уникальных месторождений опережает (на 5-8%) выработанность запасов других крупных месторождений.

В то же время средняя выработанность трудноизвлекаемых запасов уникальных месторождений существенно отстает (в 5,5 раз) от выработанности активных запасов [20].

Одним из индикаторов истощения сырьевой базы углеводородов может служить динамика открытий новых месторождений во времени, в их количественном и объемном выражении (табл. 4.2).

По данным «IHS Inc.», международной компании, специализирующейся на формировании баз данных и предоставлении технической информации в области энергетики и инженерии, в 2001-2005 гг. в мире было открыто 2375 новых месторождений углеводородов. Это немного больше, чем за два предыдущих пятилетия, но существенно (на 15-17%) меньше, чем в пиковое десятилетие 1981-1990 гг., когда было открыто более 5500 месторождений - максимальное количество за всю историю.

В последнее пятилетие из всего объема открытых запасов 30% разведано на суше и 70% на шельфовой зоне, причем большая часть -на глубоководной части шельфовой зоны.

Таблица 4.2

Крупнейшие открытия в 2001-2005 гг. (извлекаемые ______запасы более 1 млрд, баррелей н.э.)*________

Примечание: * с использованием данных IHS Energy, USGS, соответствующих компаний

По объему запасов (в млрд, баррелей н.э), открытых в последнее пятилетие, лидируют: Иран - 14; Россия-более 13; Бразилия-10.

Следующую тройку составляют Китай (6 млрд, баррелей), Индия (4,5 млрд, баррелей) и Ангола [30].

По размерам открываемых месторождений пик приходится на 1961-1975 годы. В этот период новое месторождение, в среднем, содержало 240 млн. баррелей нефти и газа в нефтяном эквиваленте.

Ежегодные объемы наращивания разведанных запасов нефти колебались от 7 млрд, т до 18,5 млрд. т. Уже в следующее 15-летие этот показатель сократился втрое, с 90-ых годов и по настоящее время ежегодные темпы наращивания разведанных запасов нефти находятся в пределах только 1,5 4- 3,0 млрд. т.

Таким образом, в связи с ухудшением структуры запасов, в последние годы особое значение приобретает вопрос восполнения запасов в старых нефтедобывающих районах, который решается введением в разработку мелких месторождений.

В структуре извлекаемых запасов число мелких месторождений увеличилось на 40%, в то время как число уникальных и крупных снизилось более чем на 20%.

В целом 80% месторождений, находящихся на государственном балансе России, относятся к категории мелких [18].

Из общего количества открытых месторождений (2232) к мелким, по действующей классификации ресурсов и запасов (извлекаемые запасы нефти 10 млн. т и меньше), относятся 1786. Они суммарно содержат 10% от разведанных запасов, а средние запасы на одно месторождение -1,1 млн. т. Это, в основном, удаленные от основных баз нефтедобычи месторождения, эксплуатация которых будет характеризоваться низкой рентабельностью. Большая их часть не введена в разработку.

Кроме того, имеется около 100 месторождений с забалансовыми запасами (суммарные запасы около 6 млн. т). Среди них объекты, эксплуатация которых прекращена вследствие истощения запасов, ужесточения экологических требований к эксплуатации, затопления площади месторождения водой и других причин.

В целом по России прогнозируется к открытию более 50 тыс. мелких нефтяных месторождений [23]. Для примера, в США общее количество открытых месторождений превысило 35 тыс.

Мировой опыт показывает, что доразведкой и освоением небольших по запасам месторождений нефти занимаются малые и средние нефтяные компании.

Именно мелкие и средние месторождения со сложными горногеологическими условиями, с высокой долей (до 75%) трудноизвлекаемых запасов, на 86% составляют ресурсную базу деятельности таких компаний. Исследования организации «The Interstate Oil and Gas Compact Commission» (IOGCC) показали, что малодебитные скважины, с дебетами соответственно менее 1,37 т/сут. по классификации IOGCC, вносят значительный вклад в добычу нефти и газа США.

Средний дебит малодебитной скважины составляет только 300 кг/сут., однако, в некоторых штатах эксплуатируются скважины со средними дебитами менее 50 кг/сут. Например, в штате Кентукки эксплуатируется 23344 скважины со средним дебитом 45,2 кг/сут., в Западной Вирджинии - 10 тыс. скважин со средним дебитом 34,2 кг/сут., а в Северной Дакоте - 3 602 скважины со средним дебитом 21,9 кг/сут.

По оценке IOGCC, малодебитными скважинами можно извлечь 305 млн. т остаточных запасов. Около половины из них может быть добыто за счет первичных методов разработки; для извлечения второй половины потребуется применение вторичных методов разработки [31].

При общем снижении добычи нефти в США, темп снижения добычи из малодебитных скважин значительно ниже, так как разработка месторождений со снижающейся добычей, доля которой составляет около 15,2%, представляет интерес для независимых нефтяных компаний.

Именно такой бизнес обеспечивает в США более 57% национальной добычи нефти, причем общее число средних (с годовой добычей от 0,25 до 1,5 млн. т) и мелких (менее 250 000 т/год) компаний превышает 80000.

В России число таких компаний в последние годы составляет 110-160.

80% от общего объема добычи нефти независимыми нефтяными компаниями приходится на четыре региона, в который входят Хан-тымансийский автономный округ, Республика Татарстан и Республика Коми, а так же Ямало-Ненецкий автономный округ.

Доля добываемой продукции малыми нефтяными компаниями колебалась в пределах 4-10% за последний 10 лет [32].

Согласно «Энергетической стратегии России на период до 2020 года», для стабильного развития нефтяной промышленности и энергетической безопасности страны малые и средние нефтяные компании должны обеспечивать около 25% всей национальной добычи нефти [18, 33, 34].

В республике Татарстан 32 малых и средних нефтяных компаний разрабатывают порядка 70 низкодебитных месторождений с запасами около 200 млн. т, добыча нефти по которым составляет от 10 тыс. до 500 тыс. т/год. Их доля в добыче в 2005 году составила 18,5% [10].

Таким образом, основными тенденциями, характеризующими современное состояние сырьевой базы, являются:

• 1. Основные крупнейшие месторождения нефти в мире были открыты в 60-80-х годах двадцатого столетия, когда ежегодные объемы наращивания разведанных запасов нефти колебались от 7 млрд, т до 18,5 млрд. т. В 90-е годы и по настоящее время ежегодные темпы наращивания разведанных запасов нефти находятся в пределах только 1,5-3,0 млрд. т.
• 2. Открытые в 20 веке месторождения вступили и вступают в стадию падающей добычи, что создает сложнейшие проблемы поддержания уровня добычи нефти в мире.
• 3. Крайне неравномерное распределение запасов нефти в мире: 69,8% доказанных запасов нефти сосредоточены в странах - членах ОПЕК и только 2,8%-в странах - основных импортерах нефти,что приведет к дальнейшему усилению зависимости стран-импортеров нефти от ее поставок из стран - членов ОПЕК.
• 4. Высокие цены на нефть и газ вынуждают нефтяные компании вести разведку и разработку месторождений в глубоководных шельфах и регионах с суровыми климатическими условиями с большими издержками производства.

Перечисленные факторы в перспективе будут оказывать дестабилизирующее воздействие на объемы потребления нефти в мире и способствовать поддержанию стабильно высоких цен на нефть.