РЕКОМЕНДАЦИИ "круглого стола"Комитета Государственной Думы по энергетике
"Воспроизводство минерально-сырьевой базы, включающее поиски и разведку новых месторождений нефтяных и газовых ископаемых для нужд народного хозяйства"
Малый зал
12 марта 2015 г. (Охотный ряд, д.1)
Заслушав и обсудив выступления депутатов Государственной Думы, представителей федеральных органов власти, а также вертикально-интегрированных нефтегазовых компаний, отраслевых научных институтов и др., участники "круглого стола"отмечают следующее.
Несмотря на углубление диверсификации экономики, минерально-сырьевой комплекс России продолжает играть значительную роль в развитии страны, обеспечивая около 50% доходов бюджета Российской Федерации, более 70% экспортных поступлений, рабочие места для миллионов россиян в добывающих и смежных отраслях промышленности. Минерально-сырьевая база была и остается основой для формирования бюджета страны и сохранения экспортного потенциала как минимум на среднесрочную перспективу.
По запасам в недрах углеводородного сырья Россия занимает весомые позиции в мире. По данным Госбаланса, запасы нефти и конденсата на начало 2013 года составляют 20,1 млрд тонн, что обеспечивает стране пятое место в мировом рейтинге с долей около 3% мировых запасов. При этом на долю России приходится примерно 12,8% мировой добычи нефти. То есть имеющиеся запасы нефти страна использует куда как более интенсивно, чем многие другие крупные поставщики мирового рынка нефти. Как следствие, удерживать достигнутые уровни добычи российским нефтяникам становится все труднее.
Принципиально иная ситуация с природным газом. Россия является безусловным мировым лидером по его запасам. Дистанция между Россией и ее ближайшими соседями в рейтинговом списке столь велика, что расхождения в методиках оценки запасов уже не играют принципиальной роли. В составе запасов природного горючего газа доминирует газ самостоятельных залежей и газовых шапок (свободный газ). Немногим более половины запасов свободного газа представлено в России сухим газом, другая часть запасов газа содержит этан. Примерно 2/3 запасов свободного газа содержат тяжелые углеводороды (нестабильный конденсат).
Доля растворенного в нефти попутного газа незначительна и составляет порядка 4%, при общем объеме - более 2,8 трлн м3. По официальным российским оценкам, разведанные запасы свободного газа составляют 49,057 трлн м3. Это почти 1/4 мировых запасов. Но при этом Россия уступает США по объемам добычи газа и менее активно, чем другие ведущие производители газа, использует природный потенциал.
Россия могла бы добывать значительно больше газа, но не имеет для этого сбытовых возможностей. Проблемы с расширением рыночной ниши особенно обострились в последние годы - из-за снижения экономической активности в европейских странах, обострения конкуренции на газовых рынках в силу "сланцевого фактора", а также новых политических барьеров в связи с особой позицией России по отношению к украинским событиям.
Современные нефтегазовые месторождения России. Всего Государственным балансом РФ учтено 2923 месторождения с запасами нефти и 923 месторождения свободного газа (на начало 2013 года). По данным Минприроды РФ, в пользование компаниям нефтегазового сектора переданы 94,6% разведанных и 86,6% предварительно оцененных запасов нефти.
Важной особенностью российской сырьевой базы является высокая концентрация запасов углеводородного сырья. Государственным балансом учтены 12 уникальных месторождений нефти с запасами более 300 млн тонн каждое. К ним относятся, в частности, такие месторождения как Приобское нефтяное, Самоглорское нефтегазоконденсатное и Приразломное нефтяное в ХМАО, Ванкорское нефтегазоконденсатное в Красноярском крае, Ромашкинское нефтяное в Татарстане и др. Еще 83 месторождения с запасами от 60 до 300 млн тонн относятся к категории крупных. В России на долю уникальных и крупных месторождений нефти приходится 57% разведанных запасов, которые обеспечивают 58% национальной нефтедобычи.
Запасы свободного газа России учтены в 923 месторождениях, из которых 29 являются уникальными (запасы каждого - более 500 млрд М ), а 81 месторождение относится к крупным (запасы от 75 до 500 млрд м3). К уникальным газовым месторождениям относятся, в частности. Уренгойское, Бованенкойское и Медвежье нефтегазоконденсатные в ЯНАО, Ковыктинское газоконденсатное в Иркутской области, Оренбургское нефтегазоконденсатное и др. Примерно 71% разведанных запасов российского газа содержится в уникальных месторождениях, почти 22% - в крупных. Это означает, что роль средних и небольших месторождений в российской добыче газа незначительна - газовая отрасль здесь фокусируется на разработке крупных или очень крупных месторождений.
Более четверти российских месторождений газа все еще находится в нераспределенном фонде, однако практически все заслуживающие внимания месторождения газа уже распределены между недропользователями. Из 2,5 сотен остающихся в нераспределенном фонде месторождений газа нет ни одного крупного и тем более уникального.
Государственным балансом РФ учтено свыше 450 месторождений, содержащих запасы газового конденсата. Почти 60% запасов конденсата заключено в 10 наиболее крупных месторождениях.
О региональном размещении месторождений УВС. Ключевым звеном сырьевой базы нефтегазовой отрасли России является Западно-Сибирский нефтегазоносный бассейн, по масштабам он уступает в мире только нефтегазоносному бассейну в Персидском заливе. В Западной Сибири сконцентрировано 2/3 российских запасов нефти и газа, около 60% запасов конденсата. Здесь находятся девять уникальных и 56 крупных месторождений нефти. Из примерно 250 месторождений с запасами свободного газа к уникальным относится 21 месторождение. Также здесь сосредоточены основные объемы попутного нефтяного газа.
В последние годы внимание государства приковано к развитию работ, направленных на раскрытие и освоение углеводородного потенциала нефтегазоносных бассейнов Восточной Сибири. Однако пока по запасам углеводородного сырья новый регион значительно уступает Западной Сибири. Кроме того зачастую приходится работать в экстремальных природных условиях и в отсутствие даже минимально необходимой производственной инфраструктуры.
Сейчас на территории Восточной Сибири учтено порядка 11% российских запасов свободного газа. Практически весь газ - этаносодержащий. К тому же попутным компонентом часто является гелий (в регионе сконцентрировано свыше 90% российских запасов гелия), что создает дополнительные сложности при разработке месторождений.
В числе 70 известных газосодержащих месторождений Восточной Сибири есть несколько крупных и три уникальных - Ковыктинское, Ангаро-Ленское и Чаяндинскос. А перспективы новых открытий весьма оптимистичны: начальные суммарные ресурсы свободного газа разведаны здесь менее чем на 10%.
Все разведанные в настоящее время в Восточной Сибири запасы нефти (около 8% общероссийских) сосредоточены на юге региона. Разведано около 50 месторождений нефти, в том числе два уникальных (Юрубчено-Тохомекое и Куюмбинское) и девять крупных объектов. Зачастую месторождения имеют сложное строение. Нефть преимущественно легкая, с низким или средним содержанием серы. Хотя сейчас запасы нефти в регионе не выглядят впечатляющими, значительный ресурсный потенциал позволяет рассчитывать на новые открытия. На территории Восточной Сибири локализовано около 2 млрд тонн перспективных и более 7,5 млрд тонн прогнозных ресурсов нефти.
В недрах Восточной Сибири заключено также около 5% российских разведанных запасов конденсата. Более половины этих запасов приходится на Ковыктинское газоконденсатное месторождение. На территории региона локализовано более 2 млрд тони ресурсов конденсата.
Существенную роль в российской нефтедобыче играют запасы Волго-Уральского нефтегазового бассейна. Здесь сосредоточено порядка 14% извлекаемых запасов российской нефти и около 2% запасов конденсата. Регион характеризуется высокой разведанностью начальных суммарных ресурсов (до 70%), но и здесь есть возможности для дальнейшего расширение запасов.
Еще одним значимым для отрасли регионом является Тимапо-11счорский нефтегазовый бассейн с запасами нефти около 8% общероссийского объема. Местная нефть характеризуется высокой сернистостью и вязкостью. Из 225 месторождений с запасами нефти только шесть являются крупными. В состав бассейна входят также шельфовыс месторождения Печорского моря, из которых три относятся к крупным. Начальные суммарные ресурсы бассейна разведаны примерно на четверть.
Для Прикаспийского нефтегазоносного бассейна характерен газовый акцент. Здесь сосредоточено около 7% учтенного Госбалансом РФ свободного газа и почти 20% запасов конденсата — главным образом, в уникальных по масштабам Астраханском и Центрально-Астраханском газоконденсатном месторождениях. Извлекаемые запасы нефти незначительны - около 85 млн тонн, или менее 0,5% общероссийского объема. В то же время невысокая разведанность начальных суммарных ресурсов нефти (немногим более 4%) позволяет рассчитывать на новые значимые открытия.
В настоящее время активизировались работы на континентальном шельфе. Однако пока уровень изученности и тем более промышленного освоения морских месторождений невысок. На Востоке России наиболее изученным и перспективным считается бассейн Охотского моря. Здесь разведано девять нефтегазоконденсатных месторождений, в том числе три крупных. Нефть преимущественно легкая, малосернистая. Запасы нефти бассейна учтены в объеме 0,4 млрд тонн, ресурсы оцениваются на уровне 1,5 млрд тонн. Регион имеет хорошие перспективы развития сырьевого потенциала газодобычи.
Суммарные прогнозные ресурсы Восточно-Арктического шельфа невелики: порядка 4,2 млрд тонн нефти и 0,7 млрд тонн конденсата. На Западно-Арктическом шельфе единственным значительным открытием является Штокмановское газоконденсатное месторождение.
Следует отметить, что наиболее привлекательные участки недр российского континентального шельфа распределены правительством между "Роснефтью"и "Газпромом". На середину октября 2014 года эти компании имеют в пользовании 116 шельфовых участков недр.
О ресурсном потенциале углеводородов. В нераспределенном фонде недр России все еще остаются значительные объемы прогнозных ресурсов нефти категорий Di+D2, которые, по оценкам российских ученых-геологов, превышают 35 млрд тонн.
В распределенном фонде находится немалое количество участков недр, ждущих своего часа. В целом по стране доля разведанных запасов в структуре начальных суммарных ресурсов нефти составляет около 15,5%. По газу - 16,7%. При этом за время добычи из недр отобрано 17,3% начальных суммарных ресурсов нефти, газа - 6%. К настоящему времени в России разведано чуть больше половины начальных суммарных ресурсов нефти и менее 42% ресурсов газа. За полвека по нефти этот показатель улучшен в шесть раз, по газу - в 52 раза.
В территориальном разрезе наиболее разведанными являются ресурсы Волго-Уральской нефтегазовой провинции (72% начальных суммарных ресурсов нефти и 56% газа). Слабо разведана Лено-Тунгусская нефтегазовая провинция (19% и 18%), а по плотности бурения разница между Волго-Уральской и Лено-Тунгусской провинциями 18-кратная, то есть неоднородность в изученности различных географических сегментов в России колоссальная.
Между тем, по оценкам российских ученых-геологов, оставшийся объем неразведанных ресурсов углеводородов в основных нефтегазовых провинций России и на ее континентальном шельфе позволяет надеяться на открытие новых зон нефтегазонакопления и месторождений нефти и газа. Причем предпосылки подготовки подобных зон существуют как в пределах "старых", в значительной степени освоенных территорий, так и в новых слабоосвоенных провинциях Восточной Сибири и континентального шельфа, в пределах которых оценены крупные ресурсы нефти и газа.
Так, в 2012 году в России согласно проведенным исследованиям по количественной оценке углеводородных ресурсов страны и ее континентального шельфа за 10 лет начальные суммарные ресурсы нефти выросли на 7,4 млрд тонн, свободного газа - на 38,8 трлн м3. Это увеличение произошло за счет включения в оценку новых комплексов, расширения границ перспективных территорий и переоценки некоторых продуктивных комплексов ряда нефтегазоносных провинций (прежде всего континентального шельфа, Восточной и Западной Сибири).
Выполненный по инициативе Роснедр анализ современного состояния ресурсного потенциала нефти и газа регионов России позволил выявить ключевые элементы будущей программы геологического изучения нефтеперспективных зон на территории России, в пределах которых возможно создание новых центров нефтедобычи. В большой перечень были включены 29 территорий с перспективными ресурсами нефти категории Сз в объеме 1,075 млрд тонн и локализованными ресурсами в объеме более 780 млн тонн. В дальнейшем этот список был сокращен до пяти первоочередных нефтеперспективных зон, которые располагаются в пределах Прикаспийской, Западно-Сибирской и Лено-Тунгусской нефтегазовых провинций. Решено в ближайшие годы сконцентрировать финансовые ресурсы, выделяемые из федерального бюджета, на следующие зоны поисково-оценочных работ: Озинско-Алтатинская, Карабашская, Юганско-Колтогорская, Гыданско-Хатангская и Аргишско-Чунская.
Ожидается, что такой подход позволит достичь максимального результата и организовать эффективный контроль. В частности, Роснедра прогнозируют выявление на этих пяти территориях около 1,8 млрд тонн запасов нефти категорий С1+С2 и 1,7 млрд тонн ресурсов категории С> Это позволит дополнительно добывать ежегодно порядка 60 млн тонн нефти.
Минерально-сырьевая база. При всем внешнем благообразии статистики по запасам УВС, реальная ситуация с сырьевой базой нефтедобычи в России достаточно тревожна. По оценкам Минэнерго РФ, 2/3 разведанных запасов нефти относится к трудноизвлекаемым. В том числе 13% - высоковязкие нефти, 36% - малопроницательные коллектора, 14% - подгазовые зоны, 4% - малые толщины пластов. В прежние годы доля трудноизвлекаемых запасов нефти не превышала 45%.
В настоящее время большая часть нефтяных месторождений России, включая уникальные месторождения нефти (Самотлорское, Ромашкинское, Мамонтовское, Федоровское и др.) характеризуется высокой и постоянно увеличивающейся обводненностью добываемой продукции. Обводнение ставит под угрозу продолжение рентабельной эксплуатации основных обустроенных объектов добычи нефти, дающих сравнительно невысокий коэффициент нефтеизвлечения. Большое количество скважин, достигнув предела рентабельности, уходит из действующего фонда или эксплуатируется на пороге рентабельности.
Применение современных технологий интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов в своем традиционном представлении на объектах, находящихся на поздней стадии, оказываются малоэффективными, зачастую экономически нецелесообразными, рискованными. Поэтому вопрос внедрения низкозатратных методов увеличения добычи нефти с целью доизвлечения остаточных запасов высокообводненных объектов на сегодняшний день является актуальным. Одним из таких методов, безусловно, можно считать возврат в действующий фонд длительно бездействующих по причине высокого уровня обводнения скважин. Данные работы должны проводиться на основе всестороннего многофакторного анализа.
Несколько месторождений-гигантов (таких как Усинское) вышли на стабильный максимум разработки. И лишь небольшая группа уникальных месторождений, составляющих основу отечественной нефтедобычи, еще не в полной мере раскрыла свой потенциал (в частности, Ванкорское, Красноленинское, Приобское, Уренгойское). Но и эти месторождения достаточно проблемны в разработке, они требуют либо уникальных технологий, либо налоговых послаблений, покрывающих иные дополнительные издержки (часто — и то и другое вместе).
Своей очереди на разработку ждут многочисленные мелкие и средние месторождения (их более тысячи). Однако чаще всего они удалены от инфраструктуры, сложны в разработке, требуют чрезмерного финансирования. Потому перспективы разработки таких месторождений в значительной степени неоднозначны.
Количество участков недр, переданных в пользование нефтегазовым компаниям, неуклонно растет. За последние 10 лет их число увеличилось почти на треть и достигло к началу 2014 года 3383. Ежегодно государство выдает от 150 до 200 лицензий на пользование участками недр, содержащими углеводородное сырье. При этом количество лицензий, выдаваемых по результатам открытых состязательных процедур, неуклонно идет на спад.
К настоящему времени в нераспределенном фонде недр не осталось крупных разведанных месторождений углеводородного сырья и очень редко попадаются месторождения с небольшими, но необременительными в разработке запасами. Все труднее стало находить участки недр, за которые недропользователи готовы бороться. Значительная часть конкурсных предложений игнорируется недропользователями.
В известном смысле можно говорить о новом этапе в отраслевом недропользовании. Раньше, на протяжении двух предыдущих десятилетий, компании занимались преимущественно распределением богатого советского наследия. Поскольку этот источник пополнения сырьевой базы в настоящее время оказался практически исчерпан, что вынуждает переходить на самообеспечение: самостоятельно формировать поисковые заделы, развивать геологоразведку, вкладывать больше сил и денег в воспроизводство минерально-сырьевой базы.
Ситуация усугубляется падением цен на мировом рынке нефти, весьма чувствительными для отрасли экономическими санкциями со стороны Европы и Америки и ограничениями привлечения финансирования со стороны западных банков и других источников. Учитывая возрастающие темпы потребления невозобновляемых ресурсов недр в мире, по мнению специалистов, борьба за ресурсы становится одной из главных причин международных конфликтов в XXI веке. В тоже время одновременно с конкуренцией за право владения ресурсным потенциалом ужесточается борьба и за рынки сбыта сырья. Оба фактора (ресурсы и рынки) определяют главные конкурентные преимущества сырьевых государств, включая Россию, Канаду, США, Китай, Австралию, Бразилию, и имеют для них важнейшее геополитическое значение.
Особое внимание привлекает вопрос о глубине переработке сырья. Не смотря на то, что в настоящее время на мировом рынке пока преобладает спрос на первичное сырье и на продукты начальных стадий его технологического передела, качественная структура и уровень переработанности торгуемых сырьевых товаров постепенно повышаются. В связи с этим следует отметить высокую межстрановую конкуренцию за добавленную стоимость, получаемую в процессе переработки сырья, сложившуюся специализацию в этой сфере промышленности стран-импортеров, а также значительную роль мировой политики, проводимую странами-сторонниками однополярного устройства мира, которую можно охарактеризовать как политику дозируемого доступа, особенно к рынкам сбыта и новейшим технологиям.
При отсутствии упреждающих мер с нашей стороны такая политика направлена и ведет к поэтапному снижению роли России в сырьевом секторе мировой экономики и обеспечении энергетической безопасности.
Россия пока сохраняет первенство в мире по добыче нефти, но уже давно отстает по темпам воспроизводства минерально-сырьевой базы и сдает позиции как по участию в мировой добыче, так и по воспроизводству запасов полезных ископаемых. За предыдущие 20 лет доля России в мировых запасах нефти снизилась с 13% до 8%, а в запасах газа с 34% до 25%, в добыче нефти с 16% до 13%, в добыче газа с 30% до 19%. Нельзя не отметить, что именно в эти же годы Китай стал абсолютным мировым лидером (более 90%) в области развития МСБ и производства редких металлов и редкоземельных элементов, планомерно шла подготовка сланцевой сырьевой революции в США и Канаде, наблюдался взлет технологии и объемов производства сжиженного природного газа (СПГ), осуществлялась активная экспансия мировых компаний на шельфе, что в совокупности практически привело к новой научно-технической революции в разведке, добыче, переработке и сбыте сырья в мире и к отставанию России по ряду стратегических направлений.
Разработка современной российской минерально-сырьевой политики, ее стратегии и программы реализации должны сопровождаться анализом реального состояния МСБ России и происходящих в ней изменений на фоне мировых трендов, а также оценкой наличия природного, научного, производственного, кадрового потенциала и нормативно-правовых условий ее поддержания или развития. По мнению экспертов, необходимый для этого системный анализ по совокупности указанных направлений отсутствует. Следует констатировать отсутствие в настоящее время полноценных информационных и аналитических баз, необходимых для оценки эффективности геолого-разведочных работ (далее - ГРР), складывающихся тенденций в воспроизводстве минерально-сырьевой базы (далее - ВМСБ) и состоянии геологоразведки, а также для выработки управленческих решений на этапах текущего и перспективного планирования.
По данным официальных источников, расходы на поиски и разведку месторождений нефти и газа в последнем десятилетии в среднем составляли 85% суммарных инвестиций в геологическое изучение недр России. Из них лишь около 7% приходились на долю государственного бюджета, остальные средства вложены недропользователями. При этом бюджетные ассигнования направлялись преимущественно на региональные работы, завершающиеся приростом прогнозных ресурсов низкой степени изученности и достоверности (категории Д2 и Д,). Работы на распределенном фонде недр, завершающиеся приростом запасов углеводородного сырья (далее - УВС) категорий Ci+C2, перспективных ресурсов категории С3, а также открытием новых месторождений, выполнялись за счет недропользователей.
Поиск и разведка. Если рассматривать эффективность ГРР с позиций затрат, объемов бурения и прироста запасов по промышленным категориям, то она за последние 9 лет оказывается достаточно высокой. Даже если исключить приросты запасов, получаемые в последние годы в результате переоценки, повышения коэффициента извлечения нефти (КИН) и эксплуатационного бурения, то и в этом случае нужно признать, что выделяемые недропользователями инвестиции и выполняемые физические объемы ГРР используются сегодня не менее, а может быть, и более эффективно, чем до 1992 г. И все же ощущение тревоги за будущее МСБ не покидает многих специалистов.
Существенная особенность при оценке эффективности ГРР в последнем десятилетии заключается в принципиальном изменении структуры прироста запасов УВС. Снизилась роль традиционных способов его получения в основном за счет разведочного и поисково-оценочного бурения. Важную роль стало играть эксплуатационное бурение, в ходе которого происходят открытие ранее пропущенных или неучтенных залежей и расширение контуров подсчета запасов известных залежей, стал регулярным, но непредсказуемым по объемам, камеральный ("кабинетный") прирост запасов путем переоценки известных запасов, повышения КИН на основании новых материалов, получаемых в результате массового внедрения сейсморазведки 3D и гидродинамического моделирования, горизонтального бурения, гидроразрыва пласта, применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН), т.е. в основном методов и способов интенсификации и повышения рационального использования уже известного минерально-сырьевого потенциала.
В текущем периоде существенно изменилось отношение к поисково-оценочным работам на новых месторождениях. Открытия, особенно крупные и средние, стали декларироваться и учитываться по единичным скважинам и на основании экстраполированных на большие площади запасов категории С2. Доля запасов категории Ci на вновь открываемых и учитываемых в Госбалансе месторождениях нередко составляет не более 1-2% суммы запасов категорий Ci+C2, тогда как ранее важнейшим условием постановки нового месторождения на Госбаланс было доведение доли запасов категории Ci до 15-20% и более.
В итоге на ежегодно открываемые месторождения нефти приходится не более 5% общего прироста "свежих"запасов категории С). Это означает, что оценочная стадия практически выпадает из поискового этапа ГРР и переносится на разведочный этап. Соответственно меняется классическое (2:1) соотношение объемов поискового и разведочного бурения, а в связи с низкой обоснованностью запасов категории Сг в разведочном бурении снижается и доля продуктивных скважин. К 2013 г. она упала уже до 74% и ненамного превышает успешность поискового бурения, которая составляет в последние годы 66-68%. Но если для поисковой стадии это еще неплохой показатель, то для разведочной стадии - крайне низкий.
Отсутствие аналитических данных о детальной структуре прироста запасов, подтверждаемое™ запасов, реальном КИН крайне затрудняет оценку и управление эффективностью разведочных работ. К тому же некоторые традиционные показатели (например, прирост запасов на 1 м бурения) уже не являются базовыми для прогнозирования и планирования развития МСБ. Разведочное бурение, хотя пока и остается основным способом достижения конечного результата, дополняется другими вероятностными способами и методами, влияние которых настолько непредсказуемо и велико, что нарушает привычные связи в геолого-разведочном процессе и лишает планирующие органы рычагов управления приростом запасов. Например, в 2012 - за счет ГРР было получено всего 55% прироста запасов нефти, в том числе 4% - на новых месторождениях, за счет эксплуатационного бурения - 24% и за счет переоценки - 21%.
В то же время в поисковом процессе пока еще сохраняется прямая связь числа открытий с физическими объемами поискового бурения и площадной сейсморазведки 2D.
На это следует обратить особое внимание, поскольку эффективность ГРР оценивается по восполнению не только разведанной части МСБ, но и двух других частей -предварительно оцененной и прогнозной. Однако, несмотря на рост общего объема инвестиций в ГРР, объемы поисковых работ снижаются. В 2013 г. недропользователи
увеличили расходы на ГРР на 19% по сравнению с 2012 г. При этом объемы финансирования поискового бурения снизились на 14%, а площадной сейсморазведки - на 13%; увеличение же произошло по статьям "разведочное бурение" (на 55%) и "сейсморазведка 3D" (на 10%). В результате соотношение физических объемов поискового бурения к разведочному упало до 0,8:1,0 и достигло самых низких значений за последние 20 лет. Соответственно ухудшаются показатели восполнения резервных частей МСБ. В частности, в 2012-2013 гг. с учетом выбытия в процессе разведки приращено запасов категории Сг. нефти - 234 млн т, газа - 300 млрд м .
Сейсморазведкой подготовлено 490 перспективных структур на нефть с ресурсами категории С3 в объеме 988 млн т (средний размер ресурсов одной структуры - 2,0 млн т); кроме того, 93 структуры на газ с ресурсами категории С3 - 1926 млрд м- (средний размер одной структуры - 21 млрд м3).
Если ввести поправочные коэффициенты на подтверждаемость структур (не выше 0,5), на перевод запасов категории С2 и ресурсов категории С3 в запасы категории С, (тоже не выше 0,5), то в активе останется всего около 860 млн г у.т., при объеме добычи за то же время - 2,3 млрд тут.
В последнем десятилетии в исполнении ежегодно находилось около 1100-1200 лицензий (совмещенных и поисковых), начинающихся с поисковой стадии, а открывалось в год в среднем всего по 50-55 месторождений. Однако в 2012 г. открыто 49, а в 2013 г. -33 новых месторождения нефти и газа. В большинстве (90%) случаев это мелкие и очень мелкие объекты. Чтобы достичь уровня восполнения выбываемых запасов (прежде всего по нефти), открытий должно быть не менее чем в 3 раза больше. Следовательно, необходимо либо вводить в поисковый процесс значительно большее число участков, либо повышать надежность прогнозирования и эффективность всего комплекса поисковых работ. Скорее всего, надо учесть и то, и другое. Однако с 2010 г. число объявленных аукционов на право получения совмещенных лицензий снизилось с 320 до 90 (из них состоялось всего около 50% аукционов).
Число же выдаваемых поисковых лицензий держится на уровне около 100 в год, т.е. всего с учетом совмещенных лицензий в поисковый процесс в последние годы вводится около 150-200 новых участков недр при оптимальной потребности в 450-500 участков.
Таким образом, сегодня наиболее проблемной стороной геологоразведки являются объемы и эффективность поисковых работ, которые длительное время находятся в тени "успокаивающих"показателей прироста запасов. Чтобы поправить ситуацию, нужно принципиально менять не только систему лицензирования и систему налогообложения, но и систему государственного регулирования и управления результатом.
В связи с истощением поискового задела и объема локализованных прогнозных ресурсов нарушена сбалансированность минерально-сырьевой базы.
Основные проблемы и вызовы в сфере геологического изучения недр и воспроизводства минерально-сырьевой базы России, которые стоят перед отраслью и Росгеологией сегодня, обусловлены:
- исчерпанием поискового задела и, как следствие, существенным отставанием регионального (общегеологического) изучения и раннепоисковых работ, что уже привело к хроническому и усиливающемуся дефициту востребованных бизнесом объектов, сокращению объема локализованных прогнозных ресурсов и снижению инвестиционной привлекательности участков недр, выставляемых государством на аукционы;
-низким коэффициентом извлечения нефти (КИН) и нерациональным использованием попутного газа;
- высоким износом основных фондов предприятий государственного сектора геологической отрасли, сокращением и старением кадрового состава, что приводит к снижению конкурентоспособности предприятий;
-низкими, а по ряду видов полезных ископаемых отрицательными темпами прироста запасов из-за нарушения соотношений составляющих МСБ блоков (прогнозные ресурсы, оцененные и разведанные запасы);
- крайне недостаточным количеством открытий за последние годы новых месторождений стратегических и остро дефицитных видов полезных ископаемых, прежде всего нефти, недопустимо низкой долей "свежих"запасов нефти открываемых месторождений в ежегодных приростах запасов;
- наличием ограничений доступа к участкам недр федеральною значения, отсутствием экономических, налоговых и других стимулов развития поисковых работ в труднодоступных регионах;
- структурной разобщенностью геологоразведочных предприятий и научных организаций государственного сектора геологической отрасли, незавершенностью его формирования и чрезмерной коммерциализацией;
- практически недостаточным изучением и отсутствием поисковых работ нетрадиционных и трудноизвлекаемых видов и источников углеводородного сырья. Отсутствует система геолого-технологического доизучения и вовлечения в промышленное использование огромных объемов накопленных отходов горнообогатительного производства;
- неэффективностью вложения инвестиций в поиск, разведку и разработку месторождений нефти и газа без наличия достоверной геологической информации. Цена ошибочных решений, принятых на основе неполных или некачественных исследований, может выражаться сотнями миллиардов рублей.
Поскольку структура мощного геологического комплекса, созданная во времена СССР, была дезинтегрирована и разрушена, возникло большое количество средних и малых компаний с ограниченными финансовыми и техническими возможностями, вступивших в острую конкурентную борьбу не только между собой, но и с мировыми лидерами сервисного бизнеса, допущенными на отечественный рынок.
Это позволило иностранным компаниям начать агрессивную политику по захвату многомиллиардного внутрироссийского рынка. В то время как США и Китай фактически закрыли внутренние рынки для иностранных геофизических компаний, в России до введения санкций активно работали американские и западноевропейские компании Schlumberger, Halliburton, Baker Hughes, Weatherford и др.
Компании с иностранным капиталом расширяют свое присутствие в России путем поглощения профильных российских или создания совместных предприятий. Доля компаний с иностранным участием на сервисном рынке ГРР, и особенно в высокотехнологичном сегменте растет. В 2000 г. на них приходилось лишь 5% отечественного рынка геологоразведочных работ, в 2012 - 27%, а при отсутствии должного противодействия (например, развития государственного холдинга "Росгеология") рост иностранного присутствия может привести к 2020 году к контролю 50-60% рынка зарубежными концернами.
Соотношение финансовых возможностей иностранных компаний и самых крупных российских представителей геологоразведочного сервиса складывается далеко не в пользу последних. Происходит постепенное и неуклонное вытеснение с рынка непосредственно российских предприятий.
Крупные отечественные компании, теряя значительные объемы заказов, лишаются возможности инвестирования в развитие новой техники и технологий, теряются конкурентные преимущества. Далее, российские предприятия, занимающиеся разработкой наукоемкой аппаратуры, инструментов и программного обеспечения, лишаются источников финансирования.
Постоянная экспансия иностранных игроков представляет угрозу национальной безопасности в части ослабления и потери контроля достоверности информации о геологической изученности недр.
окончание в след файле
"Воспроизводство минерально-сырьевой базы, включающее поиски и разведку новых месторождений нефтяных и газовых ископаемых для нужд народного хозяйства"
Малый зал
12 марта 2015 г. (Охотный ряд, д.1)
Заслушав и обсудив выступления депутатов Государственной Думы, представителей федеральных органов власти, а также вертикально-интегрированных нефтегазовых компаний, отраслевых научных институтов и др., участники "круглого стола"отмечают следующее.
Несмотря на углубление диверсификации экономики, минерально-сырьевой комплекс России продолжает играть значительную роль в развитии страны, обеспечивая около 50% доходов бюджета Российской Федерации, более 70% экспортных поступлений, рабочие места для миллионов россиян в добывающих и смежных отраслях промышленности. Минерально-сырьевая база была и остается основой для формирования бюджета страны и сохранения экспортного потенциала как минимум на среднесрочную перспективу.
По запасам в недрах углеводородного сырья Россия занимает весомые позиции в мире. По данным Госбаланса, запасы нефти и конденсата на начало 2013 года составляют 20,1 млрд тонн, что обеспечивает стране пятое место в мировом рейтинге с долей около 3% мировых запасов. При этом на долю России приходится примерно 12,8% мировой добычи нефти. То есть имеющиеся запасы нефти страна использует куда как более интенсивно, чем многие другие крупные поставщики мирового рынка нефти. Как следствие, удерживать достигнутые уровни добычи российским нефтяникам становится все труднее.
Принципиально иная ситуация с природным газом. Россия является безусловным мировым лидером по его запасам. Дистанция между Россией и ее ближайшими соседями в рейтинговом списке столь велика, что расхождения в методиках оценки запасов уже не играют принципиальной роли. В составе запасов природного горючего газа доминирует газ самостоятельных залежей и газовых шапок (свободный газ). Немногим более половины запасов свободного газа представлено в России сухим газом, другая часть запасов газа содержит этан. Примерно 2/3 запасов свободного газа содержат тяжелые углеводороды (нестабильный конденсат).
Доля растворенного в нефти попутного газа незначительна и составляет порядка 4%, при общем объеме - более 2,8 трлн м3. По официальным российским оценкам, разведанные запасы свободного газа составляют 49,057 трлн м3. Это почти 1/4 мировых запасов. Но при этом Россия уступает США по объемам добычи газа и менее активно, чем другие ведущие производители газа, использует природный потенциал.
Россия могла бы добывать значительно больше газа, но не имеет для этого сбытовых возможностей. Проблемы с расширением рыночной ниши особенно обострились в последние годы - из-за снижения экономической активности в европейских странах, обострения конкуренции на газовых рынках в силу "сланцевого фактора", а также новых политических барьеров в связи с особой позицией России по отношению к украинским событиям.
Современные нефтегазовые месторождения России. Всего Государственным балансом РФ учтено 2923 месторождения с запасами нефти и 923 месторождения свободного газа (на начало 2013 года). По данным Минприроды РФ, в пользование компаниям нефтегазового сектора переданы 94,6% разведанных и 86,6% предварительно оцененных запасов нефти.
Важной особенностью российской сырьевой базы является высокая концентрация запасов углеводородного сырья. Государственным балансом учтены 12 уникальных месторождений нефти с запасами более 300 млн тонн каждое. К ним относятся, в частности, такие месторождения как Приобское нефтяное, Самоглорское нефтегазоконденсатное и Приразломное нефтяное в ХМАО, Ванкорское нефтегазоконденсатное в Красноярском крае, Ромашкинское нефтяное в Татарстане и др. Еще 83 месторождения с запасами от 60 до 300 млн тонн относятся к категории крупных. В России на долю уникальных и крупных месторождений нефти приходится 57% разведанных запасов, которые обеспечивают 58% национальной нефтедобычи.
Запасы свободного газа России учтены в 923 месторождениях, из которых 29 являются уникальными (запасы каждого - более 500 млрд М ), а 81 месторождение относится к крупным (запасы от 75 до 500 млрд м3). К уникальным газовым месторождениям относятся, в частности. Уренгойское, Бованенкойское и Медвежье нефтегазоконденсатные в ЯНАО, Ковыктинское газоконденсатное в Иркутской области, Оренбургское нефтегазоконденсатное и др. Примерно 71% разведанных запасов российского газа содержится в уникальных месторождениях, почти 22% - в крупных. Это означает, что роль средних и небольших месторождений в российской добыче газа незначительна - газовая отрасль здесь фокусируется на разработке крупных или очень крупных месторождений.
Более четверти российских месторождений газа все еще находится в нераспределенном фонде, однако практически все заслуживающие внимания месторождения газа уже распределены между недропользователями. Из 2,5 сотен остающихся в нераспределенном фонде месторождений газа нет ни одного крупного и тем более уникального.
Государственным балансом РФ учтено свыше 450 месторождений, содержащих запасы газового конденсата. Почти 60% запасов конденсата заключено в 10 наиболее крупных месторождениях.
О региональном размещении месторождений УВС. Ключевым звеном сырьевой базы нефтегазовой отрасли России является Западно-Сибирский нефтегазоносный бассейн, по масштабам он уступает в мире только нефтегазоносному бассейну в Персидском заливе. В Западной Сибири сконцентрировано 2/3 российских запасов нефти и газа, около 60% запасов конденсата. Здесь находятся девять уникальных и 56 крупных месторождений нефти. Из примерно 250 месторождений с запасами свободного газа к уникальным относится 21 месторождение. Также здесь сосредоточены основные объемы попутного нефтяного газа.
В последние годы внимание государства приковано к развитию работ, направленных на раскрытие и освоение углеводородного потенциала нефтегазоносных бассейнов Восточной Сибири. Однако пока по запасам углеводородного сырья новый регион значительно уступает Западной Сибири. Кроме того зачастую приходится работать в экстремальных природных условиях и в отсутствие даже минимально необходимой производственной инфраструктуры.
Сейчас на территории Восточной Сибири учтено порядка 11% российских запасов свободного газа. Практически весь газ - этаносодержащий. К тому же попутным компонентом часто является гелий (в регионе сконцентрировано свыше 90% российских запасов гелия), что создает дополнительные сложности при разработке месторождений.
В числе 70 известных газосодержащих месторождений Восточной Сибири есть несколько крупных и три уникальных - Ковыктинское, Ангаро-Ленское и Чаяндинскос. А перспективы новых открытий весьма оптимистичны: начальные суммарные ресурсы свободного газа разведаны здесь менее чем на 10%.
Все разведанные в настоящее время в Восточной Сибири запасы нефти (около 8% общероссийских) сосредоточены на юге региона. Разведано около 50 месторождений нефти, в том числе два уникальных (Юрубчено-Тохомекое и Куюмбинское) и девять крупных объектов. Зачастую месторождения имеют сложное строение. Нефть преимущественно легкая, с низким или средним содержанием серы. Хотя сейчас запасы нефти в регионе не выглядят впечатляющими, значительный ресурсный потенциал позволяет рассчитывать на новые открытия. На территории Восточной Сибири локализовано около 2 млрд тонн перспективных и более 7,5 млрд тонн прогнозных ресурсов нефти.
В недрах Восточной Сибири заключено также около 5% российских разведанных запасов конденсата. Более половины этих запасов приходится на Ковыктинское газоконденсатное месторождение. На территории региона локализовано более 2 млрд тони ресурсов конденсата.
Существенную роль в российской нефтедобыче играют запасы Волго-Уральского нефтегазового бассейна. Здесь сосредоточено порядка 14% извлекаемых запасов российской нефти и около 2% запасов конденсата. Регион характеризуется высокой разведанностью начальных суммарных ресурсов (до 70%), но и здесь есть возможности для дальнейшего расширение запасов.
Еще одним значимым для отрасли регионом является Тимапо-11счорский нефтегазовый бассейн с запасами нефти около 8% общероссийского объема. Местная нефть характеризуется высокой сернистостью и вязкостью. Из 225 месторождений с запасами нефти только шесть являются крупными. В состав бассейна входят также шельфовыс месторождения Печорского моря, из которых три относятся к крупным. Начальные суммарные ресурсы бассейна разведаны примерно на четверть.
Для Прикаспийского нефтегазоносного бассейна характерен газовый акцент. Здесь сосредоточено около 7% учтенного Госбалансом РФ свободного газа и почти 20% запасов конденсата — главным образом, в уникальных по масштабам Астраханском и Центрально-Астраханском газоконденсатном месторождениях. Извлекаемые запасы нефти незначительны - около 85 млн тонн, или менее 0,5% общероссийского объема. В то же время невысокая разведанность начальных суммарных ресурсов нефти (немногим более 4%) позволяет рассчитывать на новые значимые открытия.
В настоящее время активизировались работы на континентальном шельфе. Однако пока уровень изученности и тем более промышленного освоения морских месторождений невысок. На Востоке России наиболее изученным и перспективным считается бассейн Охотского моря. Здесь разведано девять нефтегазоконденсатных месторождений, в том числе три крупных. Нефть преимущественно легкая, малосернистая. Запасы нефти бассейна учтены в объеме 0,4 млрд тонн, ресурсы оцениваются на уровне 1,5 млрд тонн. Регион имеет хорошие перспективы развития сырьевого потенциала газодобычи.
Суммарные прогнозные ресурсы Восточно-Арктического шельфа невелики: порядка 4,2 млрд тонн нефти и 0,7 млрд тонн конденсата. На Западно-Арктическом шельфе единственным значительным открытием является Штокмановское газоконденсатное месторождение.
Следует отметить, что наиболее привлекательные участки недр российского континентального шельфа распределены правительством между "Роснефтью"и "Газпромом". На середину октября 2014 года эти компании имеют в пользовании 116 шельфовых участков недр.
О ресурсном потенциале углеводородов. В нераспределенном фонде недр России все еще остаются значительные объемы прогнозных ресурсов нефти категорий Di+D2, которые, по оценкам российских ученых-геологов, превышают 35 млрд тонн.
В распределенном фонде находится немалое количество участков недр, ждущих своего часа. В целом по стране доля разведанных запасов в структуре начальных суммарных ресурсов нефти составляет около 15,5%. По газу - 16,7%. При этом за время добычи из недр отобрано 17,3% начальных суммарных ресурсов нефти, газа - 6%. К настоящему времени в России разведано чуть больше половины начальных суммарных ресурсов нефти и менее 42% ресурсов газа. За полвека по нефти этот показатель улучшен в шесть раз, по газу - в 52 раза.
В территориальном разрезе наиболее разведанными являются ресурсы Волго-Уральской нефтегазовой провинции (72% начальных суммарных ресурсов нефти и 56% газа). Слабо разведана Лено-Тунгусская нефтегазовая провинция (19% и 18%), а по плотности бурения разница между Волго-Уральской и Лено-Тунгусской провинциями 18-кратная, то есть неоднородность в изученности различных географических сегментов в России колоссальная.
Между тем, по оценкам российских ученых-геологов, оставшийся объем неразведанных ресурсов углеводородов в основных нефтегазовых провинций России и на ее континентальном шельфе позволяет надеяться на открытие новых зон нефтегазонакопления и месторождений нефти и газа. Причем предпосылки подготовки подобных зон существуют как в пределах "старых", в значительной степени освоенных территорий, так и в новых слабоосвоенных провинциях Восточной Сибири и континентального шельфа, в пределах которых оценены крупные ресурсы нефти и газа.
Так, в 2012 году в России согласно проведенным исследованиям по количественной оценке углеводородных ресурсов страны и ее континентального шельфа за 10 лет начальные суммарные ресурсы нефти выросли на 7,4 млрд тонн, свободного газа - на 38,8 трлн м3. Это увеличение произошло за счет включения в оценку новых комплексов, расширения границ перспективных территорий и переоценки некоторых продуктивных комплексов ряда нефтегазоносных провинций (прежде всего континентального шельфа, Восточной и Западной Сибири).
Выполненный по инициативе Роснедр анализ современного состояния ресурсного потенциала нефти и газа регионов России позволил выявить ключевые элементы будущей программы геологического изучения нефтеперспективных зон на территории России, в пределах которых возможно создание новых центров нефтедобычи. В большой перечень были включены 29 территорий с перспективными ресурсами нефти категории Сз в объеме 1,075 млрд тонн и локализованными ресурсами в объеме более 780 млн тонн. В дальнейшем этот список был сокращен до пяти первоочередных нефтеперспективных зон, которые располагаются в пределах Прикаспийской, Западно-Сибирской и Лено-Тунгусской нефтегазовых провинций. Решено в ближайшие годы сконцентрировать финансовые ресурсы, выделяемые из федерального бюджета, на следующие зоны поисково-оценочных работ: Озинско-Алтатинская, Карабашская, Юганско-Колтогорская, Гыданско-Хатангская и Аргишско-Чунская.
Ожидается, что такой подход позволит достичь максимального результата и организовать эффективный контроль. В частности, Роснедра прогнозируют выявление на этих пяти территориях около 1,8 млрд тонн запасов нефти категорий С1+С2 и 1,7 млрд тонн ресурсов категории С> Это позволит дополнительно добывать ежегодно порядка 60 млн тонн нефти.
Минерально-сырьевая база. При всем внешнем благообразии статистики по запасам УВС, реальная ситуация с сырьевой базой нефтедобычи в России достаточно тревожна. По оценкам Минэнерго РФ, 2/3 разведанных запасов нефти относится к трудноизвлекаемым. В том числе 13% - высоковязкие нефти, 36% - малопроницательные коллектора, 14% - подгазовые зоны, 4% - малые толщины пластов. В прежние годы доля трудноизвлекаемых запасов нефти не превышала 45%.
В настоящее время большая часть нефтяных месторождений России, включая уникальные месторождения нефти (Самотлорское, Ромашкинское, Мамонтовское, Федоровское и др.) характеризуется высокой и постоянно увеличивающейся обводненностью добываемой продукции. Обводнение ставит под угрозу продолжение рентабельной эксплуатации основных обустроенных объектов добычи нефти, дающих сравнительно невысокий коэффициент нефтеизвлечения. Большое количество скважин, достигнув предела рентабельности, уходит из действующего фонда или эксплуатируется на пороге рентабельности.
Применение современных технологий интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов в своем традиционном представлении на объектах, находящихся на поздней стадии, оказываются малоэффективными, зачастую экономически нецелесообразными, рискованными. Поэтому вопрос внедрения низкозатратных методов увеличения добычи нефти с целью доизвлечения остаточных запасов высокообводненных объектов на сегодняшний день является актуальным. Одним из таких методов, безусловно, можно считать возврат в действующий фонд длительно бездействующих по причине высокого уровня обводнения скважин. Данные работы должны проводиться на основе всестороннего многофакторного анализа.
Несколько месторождений-гигантов (таких как Усинское) вышли на стабильный максимум разработки. И лишь небольшая группа уникальных месторождений, составляющих основу отечественной нефтедобычи, еще не в полной мере раскрыла свой потенциал (в частности, Ванкорское, Красноленинское, Приобское, Уренгойское). Но и эти месторождения достаточно проблемны в разработке, они требуют либо уникальных технологий, либо налоговых послаблений, покрывающих иные дополнительные издержки (часто — и то и другое вместе).
Своей очереди на разработку ждут многочисленные мелкие и средние месторождения (их более тысячи). Однако чаще всего они удалены от инфраструктуры, сложны в разработке, требуют чрезмерного финансирования. Потому перспективы разработки таких месторождений в значительной степени неоднозначны.
Количество участков недр, переданных в пользование нефтегазовым компаниям, неуклонно растет. За последние 10 лет их число увеличилось почти на треть и достигло к началу 2014 года 3383. Ежегодно государство выдает от 150 до 200 лицензий на пользование участками недр, содержащими углеводородное сырье. При этом количество лицензий, выдаваемых по результатам открытых состязательных процедур, неуклонно идет на спад.
К настоящему времени в нераспределенном фонде недр не осталось крупных разведанных месторождений углеводородного сырья и очень редко попадаются месторождения с небольшими, но необременительными в разработке запасами. Все труднее стало находить участки недр, за которые недропользователи готовы бороться. Значительная часть конкурсных предложений игнорируется недропользователями.
В известном смысле можно говорить о новом этапе в отраслевом недропользовании. Раньше, на протяжении двух предыдущих десятилетий, компании занимались преимущественно распределением богатого советского наследия. Поскольку этот источник пополнения сырьевой базы в настоящее время оказался практически исчерпан, что вынуждает переходить на самообеспечение: самостоятельно формировать поисковые заделы, развивать геологоразведку, вкладывать больше сил и денег в воспроизводство минерально-сырьевой базы.
Ситуация усугубляется падением цен на мировом рынке нефти, весьма чувствительными для отрасли экономическими санкциями со стороны Европы и Америки и ограничениями привлечения финансирования со стороны западных банков и других источников. Учитывая возрастающие темпы потребления невозобновляемых ресурсов недр в мире, по мнению специалистов, борьба за ресурсы становится одной из главных причин международных конфликтов в XXI веке. В тоже время одновременно с конкуренцией за право владения ресурсным потенциалом ужесточается борьба и за рынки сбыта сырья. Оба фактора (ресурсы и рынки) определяют главные конкурентные преимущества сырьевых государств, включая Россию, Канаду, США, Китай, Австралию, Бразилию, и имеют для них важнейшее геополитическое значение.
Особое внимание привлекает вопрос о глубине переработке сырья. Не смотря на то, что в настоящее время на мировом рынке пока преобладает спрос на первичное сырье и на продукты начальных стадий его технологического передела, качественная структура и уровень переработанности торгуемых сырьевых товаров постепенно повышаются. В связи с этим следует отметить высокую межстрановую конкуренцию за добавленную стоимость, получаемую в процессе переработки сырья, сложившуюся специализацию в этой сфере промышленности стран-импортеров, а также значительную роль мировой политики, проводимую странами-сторонниками однополярного устройства мира, которую можно охарактеризовать как политику дозируемого доступа, особенно к рынкам сбыта и новейшим технологиям.
При отсутствии упреждающих мер с нашей стороны такая политика направлена и ведет к поэтапному снижению роли России в сырьевом секторе мировой экономики и обеспечении энергетической безопасности.
Россия пока сохраняет первенство в мире по добыче нефти, но уже давно отстает по темпам воспроизводства минерально-сырьевой базы и сдает позиции как по участию в мировой добыче, так и по воспроизводству запасов полезных ископаемых. За предыдущие 20 лет доля России в мировых запасах нефти снизилась с 13% до 8%, а в запасах газа с 34% до 25%, в добыче нефти с 16% до 13%, в добыче газа с 30% до 19%. Нельзя не отметить, что именно в эти же годы Китай стал абсолютным мировым лидером (более 90%) в области развития МСБ и производства редких металлов и редкоземельных элементов, планомерно шла подготовка сланцевой сырьевой революции в США и Канаде, наблюдался взлет технологии и объемов производства сжиженного природного газа (СПГ), осуществлялась активная экспансия мировых компаний на шельфе, что в совокупности практически привело к новой научно-технической революции в разведке, добыче, переработке и сбыте сырья в мире и к отставанию России по ряду стратегических направлений.
Разработка современной российской минерально-сырьевой политики, ее стратегии и программы реализации должны сопровождаться анализом реального состояния МСБ России и происходящих в ней изменений на фоне мировых трендов, а также оценкой наличия природного, научного, производственного, кадрового потенциала и нормативно-правовых условий ее поддержания или развития. По мнению экспертов, необходимый для этого системный анализ по совокупности указанных направлений отсутствует. Следует констатировать отсутствие в настоящее время полноценных информационных и аналитических баз, необходимых для оценки эффективности геолого-разведочных работ (далее - ГРР), складывающихся тенденций в воспроизводстве минерально-сырьевой базы (далее - ВМСБ) и состоянии геологоразведки, а также для выработки управленческих решений на этапах текущего и перспективного планирования.
По данным официальных источников, расходы на поиски и разведку месторождений нефти и газа в последнем десятилетии в среднем составляли 85% суммарных инвестиций в геологическое изучение недр России. Из них лишь около 7% приходились на долю государственного бюджета, остальные средства вложены недропользователями. При этом бюджетные ассигнования направлялись преимущественно на региональные работы, завершающиеся приростом прогнозных ресурсов низкой степени изученности и достоверности (категории Д2 и Д,). Работы на распределенном фонде недр, завершающиеся приростом запасов углеводородного сырья (далее - УВС) категорий Ci+C2, перспективных ресурсов категории С3, а также открытием новых месторождений, выполнялись за счет недропользователей.
Поиск и разведка. Если рассматривать эффективность ГРР с позиций затрат, объемов бурения и прироста запасов по промышленным категориям, то она за последние 9 лет оказывается достаточно высокой. Даже если исключить приросты запасов, получаемые в последние годы в результате переоценки, повышения коэффициента извлечения нефти (КИН) и эксплуатационного бурения, то и в этом случае нужно признать, что выделяемые недропользователями инвестиции и выполняемые физические объемы ГРР используются сегодня не менее, а может быть, и более эффективно, чем до 1992 г. И все же ощущение тревоги за будущее МСБ не покидает многих специалистов.
Существенная особенность при оценке эффективности ГРР в последнем десятилетии заключается в принципиальном изменении структуры прироста запасов УВС. Снизилась роль традиционных способов его получения в основном за счет разведочного и поисково-оценочного бурения. Важную роль стало играть эксплуатационное бурение, в ходе которого происходят открытие ранее пропущенных или неучтенных залежей и расширение контуров подсчета запасов известных залежей, стал регулярным, но непредсказуемым по объемам, камеральный ("кабинетный") прирост запасов путем переоценки известных запасов, повышения КИН на основании новых материалов, получаемых в результате массового внедрения сейсморазведки 3D и гидродинамического моделирования, горизонтального бурения, гидроразрыва пласта, применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН), т.е. в основном методов и способов интенсификации и повышения рационального использования уже известного минерально-сырьевого потенциала.
В текущем периоде существенно изменилось отношение к поисково-оценочным работам на новых месторождениях. Открытия, особенно крупные и средние, стали декларироваться и учитываться по единичным скважинам и на основании экстраполированных на большие площади запасов категории С2. Доля запасов категории Ci на вновь открываемых и учитываемых в Госбалансе месторождениях нередко составляет не более 1-2% суммы запасов категорий Ci+C2, тогда как ранее важнейшим условием постановки нового месторождения на Госбаланс было доведение доли запасов категории Ci до 15-20% и более.
В итоге на ежегодно открываемые месторождения нефти приходится не более 5% общего прироста "свежих"запасов категории С). Это означает, что оценочная стадия практически выпадает из поискового этапа ГРР и переносится на разведочный этап. Соответственно меняется классическое (2:1) соотношение объемов поискового и разведочного бурения, а в связи с низкой обоснованностью запасов категории Сг в разведочном бурении снижается и доля продуктивных скважин. К 2013 г. она упала уже до 74% и ненамного превышает успешность поискового бурения, которая составляет в последние годы 66-68%. Но если для поисковой стадии это еще неплохой показатель, то для разведочной стадии - крайне низкий.
Отсутствие аналитических данных о детальной структуре прироста запасов, подтверждаемое™ запасов, реальном КИН крайне затрудняет оценку и управление эффективностью разведочных работ. К тому же некоторые традиционные показатели (например, прирост запасов на 1 м бурения) уже не являются базовыми для прогнозирования и планирования развития МСБ. Разведочное бурение, хотя пока и остается основным способом достижения конечного результата, дополняется другими вероятностными способами и методами, влияние которых настолько непредсказуемо и велико, что нарушает привычные связи в геолого-разведочном процессе и лишает планирующие органы рычагов управления приростом запасов. Например, в 2012 - за счет ГРР было получено всего 55% прироста запасов нефти, в том числе 4% - на новых месторождениях, за счет эксплуатационного бурения - 24% и за счет переоценки - 21%.
В то же время в поисковом процессе пока еще сохраняется прямая связь числа открытий с физическими объемами поискового бурения и площадной сейсморазведки 2D.
На это следует обратить особое внимание, поскольку эффективность ГРР оценивается по восполнению не только разведанной части МСБ, но и двух других частей -предварительно оцененной и прогнозной. Однако, несмотря на рост общего объема инвестиций в ГРР, объемы поисковых работ снижаются. В 2013 г. недропользователи
увеличили расходы на ГРР на 19% по сравнению с 2012 г. При этом объемы финансирования поискового бурения снизились на 14%, а площадной сейсморазведки - на 13%; увеличение же произошло по статьям "разведочное бурение" (на 55%) и "сейсморазведка 3D" (на 10%). В результате соотношение физических объемов поискового бурения к разведочному упало до 0,8:1,0 и достигло самых низких значений за последние 20 лет. Соответственно ухудшаются показатели восполнения резервных частей МСБ. В частности, в 2012-2013 гг. с учетом выбытия в процессе разведки приращено запасов категории Сг. нефти - 234 млн т, газа - 300 млрд м .
Сейсморазведкой подготовлено 490 перспективных структур на нефть с ресурсами категории С3 в объеме 988 млн т (средний размер ресурсов одной структуры - 2,0 млн т); кроме того, 93 структуры на газ с ресурсами категории С3 - 1926 млрд м- (средний размер одной структуры - 21 млрд м3).
Если ввести поправочные коэффициенты на подтверждаемость структур (не выше 0,5), на перевод запасов категории С2 и ресурсов категории С3 в запасы категории С, (тоже не выше 0,5), то в активе останется всего около 860 млн г у.т., при объеме добычи за то же время - 2,3 млрд тут.
В последнем десятилетии в исполнении ежегодно находилось около 1100-1200 лицензий (совмещенных и поисковых), начинающихся с поисковой стадии, а открывалось в год в среднем всего по 50-55 месторождений. Однако в 2012 г. открыто 49, а в 2013 г. -33 новых месторождения нефти и газа. В большинстве (90%) случаев это мелкие и очень мелкие объекты. Чтобы достичь уровня восполнения выбываемых запасов (прежде всего по нефти), открытий должно быть не менее чем в 3 раза больше. Следовательно, необходимо либо вводить в поисковый процесс значительно большее число участков, либо повышать надежность прогнозирования и эффективность всего комплекса поисковых работ. Скорее всего, надо учесть и то, и другое. Однако с 2010 г. число объявленных аукционов на право получения совмещенных лицензий снизилось с 320 до 90 (из них состоялось всего около 50% аукционов).
Число же выдаваемых поисковых лицензий держится на уровне около 100 в год, т.е. всего с учетом совмещенных лицензий в поисковый процесс в последние годы вводится около 150-200 новых участков недр при оптимальной потребности в 450-500 участков.
Таким образом, сегодня наиболее проблемной стороной геологоразведки являются объемы и эффективность поисковых работ, которые длительное время находятся в тени "успокаивающих"показателей прироста запасов. Чтобы поправить ситуацию, нужно принципиально менять не только систему лицензирования и систему налогообложения, но и систему государственного регулирования и управления результатом.
В связи с истощением поискового задела и объема локализованных прогнозных ресурсов нарушена сбалансированность минерально-сырьевой базы.
Основные проблемы и вызовы в сфере геологического изучения недр и воспроизводства минерально-сырьевой базы России, которые стоят перед отраслью и Росгеологией сегодня, обусловлены:
- исчерпанием поискового задела и, как следствие, существенным отставанием регионального (общегеологического) изучения и раннепоисковых работ, что уже привело к хроническому и усиливающемуся дефициту востребованных бизнесом объектов, сокращению объема локализованных прогнозных ресурсов и снижению инвестиционной привлекательности участков недр, выставляемых государством на аукционы;
-низким коэффициентом извлечения нефти (КИН) и нерациональным использованием попутного газа;
- высоким износом основных фондов предприятий государственного сектора геологической отрасли, сокращением и старением кадрового состава, что приводит к снижению конкурентоспособности предприятий;
-низкими, а по ряду видов полезных ископаемых отрицательными темпами прироста запасов из-за нарушения соотношений составляющих МСБ блоков (прогнозные ресурсы, оцененные и разведанные запасы);
- крайне недостаточным количеством открытий за последние годы новых месторождений стратегических и остро дефицитных видов полезных ископаемых, прежде всего нефти, недопустимо низкой долей "свежих"запасов нефти открываемых месторождений в ежегодных приростах запасов;
- наличием ограничений доступа к участкам недр федеральною значения, отсутствием экономических, налоговых и других стимулов развития поисковых работ в труднодоступных регионах;
- структурной разобщенностью геологоразведочных предприятий и научных организаций государственного сектора геологической отрасли, незавершенностью его формирования и чрезмерной коммерциализацией;
- практически недостаточным изучением и отсутствием поисковых работ нетрадиционных и трудноизвлекаемых видов и источников углеводородного сырья. Отсутствует система геолого-технологического доизучения и вовлечения в промышленное использование огромных объемов накопленных отходов горнообогатительного производства;
- неэффективностью вложения инвестиций в поиск, разведку и разработку месторождений нефти и газа без наличия достоверной геологической информации. Цена ошибочных решений, принятых на основе неполных или некачественных исследований, может выражаться сотнями миллиардов рублей.
Поскольку структура мощного геологического комплекса, созданная во времена СССР, была дезинтегрирована и разрушена, возникло большое количество средних и малых компаний с ограниченными финансовыми и техническими возможностями, вступивших в острую конкурентную борьбу не только между собой, но и с мировыми лидерами сервисного бизнеса, допущенными на отечественный рынок.
Это позволило иностранным компаниям начать агрессивную политику по захвату многомиллиардного внутрироссийского рынка. В то время как США и Китай фактически закрыли внутренние рынки для иностранных геофизических компаний, в России до введения санкций активно работали американские и западноевропейские компании Schlumberger, Halliburton, Baker Hughes, Weatherford и др.
Компании с иностранным капиталом расширяют свое присутствие в России путем поглощения профильных российских или создания совместных предприятий. Доля компаний с иностранным участием на сервисном рынке ГРР, и особенно в высокотехнологичном сегменте растет. В 2000 г. на них приходилось лишь 5% отечественного рынка геологоразведочных работ, в 2012 - 27%, а при отсутствии должного противодействия (например, развития государственного холдинга "Росгеология") рост иностранного присутствия может привести к 2020 году к контролю 50-60% рынка зарубежными концернами.
Соотношение финансовых возможностей иностранных компаний и самых крупных российских представителей геологоразведочного сервиса складывается далеко не в пользу последних. Происходит постепенное и неуклонное вытеснение с рынка непосредственно российских предприятий.
Крупные отечественные компании, теряя значительные объемы заказов, лишаются возможности инвестирования в развитие новой техники и технологий, теряются конкурентные преимущества. Далее, российские предприятия, занимающиеся разработкой наукоемкой аппаратуры, инструментов и программного обеспечения, лишаются источников финансирования.
Постоянная экспансия иностранных игроков представляет угрозу национальной безопасности в части ослабления и потери контроля достоверности информации о геологической изученности недр.
окончание в след файле