ПЕРСПЕКТИВЫ
РАЗВИТИЯ
СЫРЬЕВОЙ БАЗЫ
НЕФТЯНОЙ
ПРОМЫШЛЕННОСТИ
РОССИИ
А. ДМИТРИЕВСКИМ,
академик РАН, директор Института проблем нефти и газа РАН
н
ефтегазовый комплекс России оказывает всестороннее влияние на экономику, социальную сферу и национальную безопасность страны. Несмотря на экономический кризис последнего десятилетия, Россия сохранила ведущее место в мире среди нефтегазодобывающих стран-экспортеров.
На протяжении всей истории формирования российской экономики энергетика была полностью ориентирована на собственные энергоресурсы при незначительной роли импорта нефти, нефтепродуктов и газа, привлекаемого для решения локальных экономических задач. Такой подход сохранится в ходе реализации «Энергетической стратегии России на период до 2020 года». При этом сырьевая база нефтегазового комплекса должна развиваться за счет подготовки запасов как в старых добычных районах, так и открытия новых нефтегазоносных провинций (НГП).
Накопленный опыт подготовки и освоения ресурсной базы углеводородов свидетельствует о возросшей сложности и капиталоемкости этой проблемы, для решения которой необходимы совершенствование методов разработки месторождений нефти и газа, а также концентрация геологоразведочных работ на приоритетных направлениях.
Отечественную сырьевую базу нефтегазового комплекса на современном этапе составляют 2734 нефтяных, нефтегазовых, газовых и газоконденсатных месторождения, открытых в недрах территорий всех федеральных округов, за ис-
ключением Центрального, и на континентальном шельфе. Запасы углеводородов неравномерно распределены на суше и континентальном шельфе России и обуславливаются геологическим строением нефтегазоносных провинций, имеющих общую площадь 10,5 млн. км2. По оценкам специалистов, на долю России приходится 13-15% мировых текущих запасов нефти и газового конденсата и около 35% запасов газа.
Из общего объема разведанных запасов на Западно-Сибирскую НГП приходится 69%, Волго-Уральскую — 17% , Тимано-Печорскую — 7,8%, НГП Восточной Сибири — 3,6%, Северо-Кавказскую НГП — 1%, НГП северных и дальневосточных морей, Прикаспийскую НГП и Балтийскую нефтегазоносную область — около 1% .
По крупности запасов месторождения распределяются следующим образом: 10 уникальных (более 300 млн. т), 139 крупных (30 — 300 млн. т), 219 средних (10 — 30 млн. т), 1238 мелких (менее 10 млн. т). Уникальными по запасам нефти являются месторождения Ромашкинское в Республике Татарстан; Самотлорское, Федоровское, Салымское, Приобское, Приразломное, Тевлинско-Русскинское, Крас-ноленинское, Варьеганское в Ханты-Мансийском АО; Русское в Ямало-Ненецком АО и Юрубчено-Тохомское в Эвенкийском АО. Надо отметить, что Русское месторождение не разрабатывается, а годовая добыча по Приобскому, Юрубчено-Тохомскому и Салымскому месторождениям составляет менее 3% от разведанных запасов каждого.
Большая часть разведанных запасов нефти уже отлицен-зирована, к распределенному фонду недр относится 91%, к нераспределенному — 9%. Ведущими недропользователями в России являются вертикально-интегрированные нефтяные компании — ОАО «ТНК», ОАО НК «ЮКОС», ОАО НК «ЛУКОЙЛ», ОАО «Сургутнефгегаз», ОАО НК Роснефть», ОАО «Татнефть», ОАО «Сибнефть», ОАО «СИДАНКО», ОАО НТК «Славнефть», АНК «Башнефть». На их до-
Рис. 1.
Динамика добычи и прироста запасов нефти и конденсата в Российской Федерации (млн.т)
лю и долю аффилированных предприятий приходится около 77% запасов нефти. Основные запасы конденсата сосредоточены в ЯНАО (60%) и Астраханской области (21%). Доля распределенного фонда составляет 90%.
Начиная с 1994 года прирост запасов нефти устойчиво не компенсирует добычу. Приросты запасов нефти остаются на уровне 200-250 млн. тонн при добыче около 300-340 млн. тонн. В результате обвального спада геологоразведочных работ, начавшегося с 1992 года, разведанные запасы нефти уменьшились в целом по стране на 15%. Продолжает ухудшаться и структура разведанных запасов жидких углеводородов. За последние 15 лет доля низкорентабельных запасов в России возросла с 36 до 55%. Доля запасов вы-работанностью более 80% превышает четверть разрабатываемых нефтяными компаниями, а доля запасов обводненностью свыше 70% составляет более трети.
Качественно оценить состояние нефтяного рынка по степени его дефицитности или избыточности можно с помощью коэффициента обеспеченности (кратности) доказанными запасами. Снижение суммарных текущих запасов жидких углеводородов в России в ближайшие годы станет еще более ощутимым. Стимулы у нефтяных компаний к ведению масштабных геологоразведочных работ в достаточных для страны объемах сегодня отсутствуют. В то же время ситуация на мировом рынке подталкивает нефтяные компании к увеличению экспорта, что возможно только за счет роста добычи.
Последние оценки текущих запасов России разнятся. По опубликованным данным, только в распределенном фонде недр России находится приблизительно 14 — 15 млрд. тонн запасов промышленных категорий и еще 1 — 2 млрд. тонн — в нераспределенном. Доля низкорентабельных запасов — до 55%, а рентабельных — снизится к 2010 году до 30%. Таким образом, обеспеченность (простая кратность) России запасами, которые в ближайшие десять лет могут реально разрабатываться в условиях рынка при ежегодной добыче 400 — 500 млн. тонн, составляет всего 17 — 20 лет, а при добыче 500 — 600 млн. тонн — от 14 до 17 лет. Это означает, что в среднесрочной перспективе вряд ли можно рассчитывать на масштабные иностранные
инвестиции в отечественную нефтяную промышленность. Через 10 — 12 лет следует ожидать ухода из России стратегических иностранных инвесторов, поскольку наши высо-кодебитные запасы к этому времени будут в значительной мере выработаны, и более привлекательными для нефтяных компаний могут оказаться страны Ближнего Востока, где политическая обстановка стабилизируется. Это является вызовом энергетической безопасности страны, поскольку будет выработана наиболее рентабельная часть запасов, а рассчитывать на открытие гигантских месторождений типа Самотлора или Ромашкинского на суше уже нельзя.
Неблагоприятная ситуация сложилась и с достоверностью подготовленных к освоению до 1993 года запасов углеводородного сырья. Так, в 1991 — 1995 гг. списано в качестве неподтвердившихся 1820 млн. тонн нефти и конденсата при приросте — 2080 млн. тонн, добыче — 2267 млн. тонн; в 1996 — 2000 гг. — около 450 млн. тонн при приросте — 1114 млн. тонн, добыче — 1489 млн. тонн.
В государственном балансе доля запасов нефти категории А+В в целом по России составляет 18%, по распределенному фонду — 22%. В связи с невысокой степенью достоверности оценок запасов более низких категорий (О и Сг) объективным показателем состояния сырьевой базы остается только обеспеченность запасами категорий А+В, составляющая в целом по России 14 лет. Наиболее обеспечены доказанными запасами ОАО «ТНК» (27,2 лет), ОАО «СИДАНКО» (20 лет), ОАО НК «ЮКОС» (16,6 лет); наименее — ОАО «Сургутнефтегаз» (10,9 лет), ОАО «ЛУКОЙЛ» (9,4 лет), ОАО «Сибнефть» (8,2 лет), НК «Роснефть» (7,9 лет). Учитывая, что для открытия каждого нового месторождения, разведки и ввода его в разработку требуется 5 — 10 лет, ситуацию с сырьевой базой нефтяного комплекса России следует признать весьма серьезной.
С 80-х годов прошлого столетия по настоящее время заметно ухудшились условия добычи как в целом по России, так и в Западной Сибири. Причины хорошо известны специалистам. Сегодня в среднем по стране начальные запасы месторождений выработаны на 45%. Для длительно разрабатываемых месторождений этот показатель существенно выше по Самотлорскому — 63%, Ромашкинскому — 85%,
600
500
400
300'
I 200
100
2 ш
5' 1 го 520 © 520
О 4 90 50 5 500
34Э 4 15 35 (45 300 \ 370
303,3
V 220 \ 150
II-— ------— 0 ^ (ю
520
450
70
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2040
ГОДЫ
Рис. 2.
Добыча нефти до 2050 года в Российской Федерации
до 2002 года — факт, до 2020 года — оптимистический вариант Энергетической стратегии, до 2050 года — прогноз
2050
1 — добыча из открытых, в том числе разрабатываемых месторождений
Мамонтовскому — 74%. Доля запасов с выработанностью более 80% превышает 1/4 запасов.
Из текущих запасов нефти 19% находятся в подгазовых зонах нефтегазовых залежей, 14% относятся к тяжелым и высоковязким нефтям. Доля активных запасов в балансе большинства нефтяных компаний составляет около 45% и продолжает снижаться. Более 50% разведанных перспективных недоказанных запасов находятся в неосвоенных территориях севера, Восточной Сибири и Дальнего Востока, значительная доля ресурсов — в арктических широтах, освоение которых потребует больших капитальных вложений. Потенциально новые нефтегазоносные провинции Европейского Севера, Восточной Сибири и Дальнего Востока гораздо беднее по запасам, чем Западная Сибирь.
Продолжает снижаться объем разведочного и эксплуатационного бурения. Вклад российских компаний в сохранение фундаментальных показателей отрасли в части воспроизводства ресурсной базы можно оценить по объему разведочного бурения, а в части наращивания основных производств фондов — по объемам эксплуатационного бурения [4] (рис. 1).
Существенно уменьшился суточный дебит скважин. Доля запасов с дебитами менее 25 т/сут достигла сейчас ~ 80%, а с дебитами до 10 т/сут — 55%. Увеличилась обводненность скважин. Доля запасов с обводненностью более 70% составляет 1/3 месторождений, разрабатываемых нефтяными компаниями.
До 2007 года прогнозируется увеличение объема добычи сырой нефти на 8,5% с последующим падением примерно на 1,0 — 1,2% в год в зависимости от развития рынка энергоносителей [З].
Хотя Россия располагает уникальной системой сбора, хранения и транспорта сырой нефти и нефтепродуктов, включающей 68,5 тыс. км нефтепродуктопроводов, дальнейшее ее развитие крайне необходимо по следующим причинам:
■ около 80% экспорта российской нефти реализуется через транзитные территории и морские порты соседних государств;
2 — добыча из новых неоткрытых месторождений
3 — добыча всего
■ слабо развиты трубопрово
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.