Фгунпп «Росгеолфонд» Московский филиал фгунпп «Росгеолфонд» «Научный центр виэмс»

2.2. Нефть и газ

Россия является крупнейшим в мире производителем и экспортером нефти, обеспечивая около 12% мировой добычи. В 2010 г. добыча нефти в России составила более 500 млн. т, а экспорт превысил 246 млн. т. Разведанная сырьевая база нефти обеспечивает современный высокий уровень добычи и является основой ее дальнейшего наращивания.

Высокие темпы развития нефтяной отрасли определены «Энергетической стратегией России на период до 2030 г.» (ЭС-2030), в которой предусмотрена добыча нефти и газового конденсата по Восточной Сибири и Дальнему Востоку на уровне 110 млн. т в год в 2030 г. Еще более оптимистичные цифры озвучены в широко известных прогнозах ИПНГ РАН, где добыча нефти по Восточной Сибири и Дальнему Востоку с учетом шельфа Сахалина оценена в 130 млн. т в 2020 г. и в 165 млн. т - в 2030 г.

В недавно утвержденном стратегическом документе «Генеральная схема развития нефтяной отрасли до 2020 года» приведены три основных сценария добычи нефти с уровнями от 480 до 546 млн. т по России в целом в 2030 г., значительная добыча в Сибирском ФО - от 65,3 до 75 млн. т в 2030 г., а также добыча по Дальневосточному ФО от 1-1,8 до 17,6 млн. т (без учета Сахалинского шельфа). Суммарная добыча нефти в Сибирском и Дальневосточном федеральных округах по (низкому и высокому) вариантам запланирована на уровнях от 45,8 до 78,8 млн. т в 2020 г. и от 77, 1 до 92,6 млн. т в 2030 г.

при условии эффективной доразведки геологических запасов нефти в регионе.

В 2009-2010 гг. на восточные регионы России пришелся наибольший прирост добычи нефти, которая достигла 36,3 и 43,0 млн. т с учетом добычи на Ванкорском месторождении.

В течение 2010-2030 гг. соответственно своему потенциалу роль рассматриваемых регионов в добыче будет существенно меняться. Сибирский ФО к 2030 г. станет вторым по объему добычи нефти после явного лидера - Уральского ФО. В настоящее время он занимает 4-е место после Уральского, Приволжского и Северо-Западного округов. Дальневосточный ФО (без шельфа Сахалина) поднимается с седьмого на шестое место.

Возможности разведанной сырьевой базы страны в целом уже определились и совершенно очевидно, что дальнейшее развитие нефтегазовой промышленности будет зависеть от успешного освоения новых сырьевых баз и центров нефтегазодобычи. Эти центры нефтегазодобычи должны быть созданы, в первую очередь, в Ямало-Ненецком АО Западной Сибири, в Восточной Сибири с Республикой Саха (Якутия), в северной части Тимано-Печорской провинции (Ненецкий АО), в акваториях Баренцева (Печорского), Карского, Охотского морей. В совокупности сырьевой углеводородный потенциал территорий и акваторий Востока России, включая извлекаемые запасы и ресурсы всех категорий, составляет порядка 36 млрд. т нефти и 124 трлн. м³ газа.

В нефтегеологическом отношении Восток России включает пять нефтегазоносных провинций и несколько крупных нефтегазоносных областей самостоятельного значения. В качестве провинций в него включаются Притихоокеанская, Охотская, Восточно-Арктическая, Лено-Тунгусская, Хатангско-Вилюйская НГП. К нефтегазоносным областям вне провинций отнесены Лаптевская, Южно-Чукотская, Усть-Индигирская, Анадыро-Наваринская, Момо-Зырянская и ряд мелких впадин континентальной части Дальнего Востока. В пределах административных границ Красноярского края к территории Восточной Сибири отнесен и Большехетский (Ванкорский) район, в нефтегазоносном плане принадлежащий к Западно-Сибирской НГП.

Общая площадь перспективных земель названных нефтегеологических элементов, охватывающих значительные территории и акватории России составляет немногим более 4 млн. км². Начальные суммарные геологические ресурсы нефти в соответствии с количественной оценкой НСР по состоянию на 01.01.2002 г. оценены в более чем 72 млрд. т.

Исходя из геологических и физико-географических условий их размещения обособляются три природно-ресурсных блока: собственно Восточно-Сибирский с ресурсами нефти 38,2 млрд. т, блок северо-восточных акваторий - 20 млрд. т и Охотско-Беринговский блок, включающий наряду с перспективными шельфами территории о-ва Сахалин, п-ова Камчатка, Хатырского и Анадырского НГБ с ресурсами нефти 14 млрд. т. При этом возможности добычи в северо-восточных акваториях при учете сложной ледовой обстановки могут существенно сократиться.

В соответствии с утвержденной Правительством РФ Генеральной схемой развития нефтяной отрасли главными районами прироста запасов нефти определены Западно-Сибирская, Лено-Тунгусская, Волго-Уральская и Тимано-Печорская НГП. При этом сам прирост запасов в базовом варианте Генсхемы запланирован в Сибирском ФО на уровне 2,32 млрд. т (за весь период 2010-2030 гг.), а в Дальневосточном ФО в 0,22 млрд. т. В ближайшие 10 лет прирост запасов нефти составит 1,1 и 0,1 млрд. т соответственно. Для получения такого прироста запасов нефти предполагается в Сибирском округе 3,9 млн. м глубокого бурения, а в Дальневосточном - 2,26 млн. м. Последние цифры свидетельствуют об использовании оценок эффективности поисково-разведочного бурения на уровне 560 т/м в Сибирском округе и менее 100 т/м в Дальневосточном, что в первом случае соответствует средним показателям по России в последние годы (при очень небольшом объеме глубокого бурения), а во втором - соответствует эффективности по ДФО без учета Якутии. Приведенные показатели инициируют некоторые вопросы, в том числе: если эффективность ГРР низкая и существенный прирост запасов не планируется, почему необходимо размещать объемы бурения в ДФО, а не в Западной Сибири или Тимано-Печорской провинции?

Одним из принципиальных вопросов, позволяющих судить о возможных уровнях добычи нефти, является состояние и изученность запасов нефти в регионе, а также оценка сырьевой базы региона в целом. Последняя позволяет с учетом изученности оценить возможную эффективность геологоразведочных работ и с учетом физических и стоимостных объемов оценить темпы прироста запасов, которые, в свою очередь, позволят нарастить разведанную базу запасов нефти, вовлекаемую в освоение.

Состояние запасов нефти по Восточной Сибири свидетельствует о необходимости проведения большого объема доразведки на уже выявленных месторождениях и неподготовленности сырьевой базы к освоению на большинстве из них (соотношение промышленных категорий С₁ и предварительно оцененных С₂ близко 1:1). При этом собственно в зоне ВСТО объем запасов нефти кат. С₁ оценивается в 680 млн. т и кат. С₂ в 860 млн. т, что естественно требует также концентрации ГРР для ввода их в освоение.

Результаты геологоразведочных работ в зоне ВСТО в существенной мере свидетельствуют об отставании темпов подготовки новых запасов нефти, позволяющих надеяться на существенное увеличение в ближайшие годы запасов вовлеченных в освоение в дополнение к уже разведанным.

Прогноз добычи нефти на базе уже известных месторождений с учетом оценки подтверждаемости запасов кат. С₂, а также соответствующий достигнутым максимальным в последние годы темпам подготовки новых запасов, увеличенным вдвое, выполненный во ВНИГРИ в 2009 г. по Восточной Сибири (без учета Ванкорской группы), гораздо более умеренный, чем во всех вышеуказанных документах, включая Генеральную схему: к 2020 г. 30-32 млн. т, а к 2030 г. - до 35 млн. т. При этом объемы геологоразведочных работ, обеспечивающие подготовку необходимой сырьевой базы нефти в Восточной Сибири для достижения обозначенных целевых ориентиров добычи, должны быть увеличены на порядок.

На севере Красноярского края в настоящее время введено в разработку Ванкорское месторождение. НК Роснефть считает возможным довести годовую добычу до 25 млн. т/год. Наращивание добычи можно связывать с Тагульским, Сузунским и Лодочным месторождениями. Первые два ТНК-ВР планирует ввести в разработку в 2012-2013 гг. Максимальная добыча по ним планируется на уровне 8-9 млн. т/год.

Таким образом, при оценке на базе уже разведанных запасов нефти пока на севере Красноярского края наиболее вероятные уровни добычи нефти: 2010 г. -11 млн. т, 2015 г. - 25 млн. т, 2020 г. - 22-25 млн. т, 2025 г. - 20 млн. т. Новые открытия, безусловно, могут оказать существенное влияние на объемы добычи после 2025 г., но скорее речь пойдет о поддержании добычи на уровне 20-25 млн. т.

При вышеуказанных посылках следует, что даже при благоприятных обстоятельствах на базе уже разведанных месторождений добыча нефти по Восточной Сибири, даже с учетом Ванкорской группы месторождений, не превысит в продолжительный период 50 млн. т, а для достижения добычи 80 млн. т нефти в год потребуется уже в ближайшие 5-10 лет нарастить темпы ГРР на порядок (механизм такого наращивания абсолютно не ясен) и подготовить к 2020 г. новую сырьевую базу нефти, сопоставимую с разведанной.

Прирост запасов в восточных областях России может быть получен в районах двух категорий: в развивающихся и перспективных. К первым можно отнести Анадырско-Наваринский, Северо-Сахалинский, Непско-Ботуобинский, Байкитско-Катанский и Большехетский районы. В первых из них основным содержанием работ является подтверждение и оценка ранее намеченных и выделение новых зон накопления жидких УВ, а также поиски, разведка и освоение месторождений. Общее число открытых в регионе месторождений с существенными запасами нефти достигает 68 единиц, и все они концентрируются в развивающихся районах.

В перспективных районах, где цикл геологоразведки начинается с региональных работ, важнейшее значение имеет их ориентация на базовые перспективные объекты. Необходимо геологическое доизучение северных территорий Восточной Сибири с целью оценки нефтяного потенциала венд-кембрийских и позднепалеозойских отложений и поисков нефтяных месторождений в структурах Лено-Анабарского, Енисей-Хатангского прогибов, Анабаро-Хатангской седловины и т.д.

Следует провести оконтуривание, ресурсную оценку и детализацию предполагаемых зон и мегазон нефтегазонакопления - Байкитско-Собинской, Западно-Якутской, Тынетской, Хантайской, Алдано-Майской и др. Необходимо изучение пояса кембрийских биогермных построек, рассекающих Сибирскую платформу с юго-востока на северо-запад, а затем суб-меридионально простирающегося вдоль ее западного края на юг. Обязательным представляется изучение бортовых зон крупнейших синеклиз региона.

На Дальнем Востоке России по своему значению выделяется задача изучения нефтегазоносности кремнистых толщ на шельфах Сахалина и Камчатки и палеоцен-эоценовых формаций в приморских прогибах островодужной окраины, а также шельфовых районов Камчатки и Хатырского НРБ.

Чрезвычайно важное значение имеют поиски крупнейших месторождений нефти в Восточной Сибири - в Непско-Ботуобинской, Байкитско-Катангской НГО и Большехетском районе уже открыты 8 крупных месторождений с существенным содержанием нефтяных УВ. Три крупных месторождения - Чайво, Аркутун-Дагинское и Пильтун-Астохское установлены и на шельфе Северного Сахалина, где перспективы дальнейших открытий крупных скоплений УВ более сложны.

Прогноз крупных и гигантских скоплений жидких УВ в недрах восточных территорий и акваторий России указывает на возможность открытия еще до 10 месторождений. Половина из них прогнозируется в районах с высокой концентрацией УВ Восточной Сибири - в Непско-Ботуобинской и Байкитско-Катангской НГО. Как минимум одно месторождение прогнозируется в кайнозойском дельтовом комплексе рифтового бассейна моря Лаптевых. Два месторождения, возможное присутствие которых обосновывается недавним открытием в американских водах газоконденсатного месторождения Бургер и высокой ресурсной оценкой недр, предполагаются в Восточно-Сибирском и Чукотском морях. Ожидается, что целенаправленное проведение региональных и регионально-зональных геологоразведочных работ при методическом обеспечении и научном сопровождении ведущих отраслевых организаций в соответствующих объемах сможет обеспечить необходимый прирост запасов и поисковый задел в восточных провинциях и областях России для реализации стратегических задач государства.

Важнейшим ближайшим шагом по созданию плацдарма для разворота геологоразведочных работ является актуализация «Программы геологического изучения и предоставления в пользование недр....» в соответствии с реальными результатами ГРР и парадигмой низкого инвестиционного интереса к новым и удаленным участкам. Для каждого из указанных направлений ГРР следует разработать целевую программу с конкретными задачами, объемами и сроками и распределением роли государства и недропользователей, а также механизмов финансирования [Прищепа О.М., Григоренко Ю.Н., Яшенкова Л.К. Перспективы развития нефтедобычи на Востоке России. //Разведка и охрана недр. -2011. -№ 4, с. 3-6.].

Проект Генеральной схемы развития газовой промышленности до 2030 г. предусматривает вывод отрасли на качественно новый уровень: создание новых базовых центров газодобычи с производством СПГ, новой системы магистральных газопроводов и подземных газохранилищ, центры газопереработки. Решение этих задач повлечет за собой развитие трубной промышленности, машиностроения, судостроения, средств автоматизации. Утверждение Генеральной схемы развития газовой отрасли отразится и на планах ОАО «Газпром» в отношении ООО «Газпром добыча Уренгой», поскольку добыча газа к 2030 г. с разрабатываемых сейчас предприятием площадей упадет почти в 2 раза. Дальнейшие перспективы развития предприятия связаны с разработкой залежей углеводородов в глубоких ачимовских и юрских отложениях Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения и выявлением в ходе геологоразведочных работ сателлитных (сопутствующих) залежей. Работа по этому направлению уже ведется несколько лет в плане освоения и ряда других месторождений с вводом и началом добычи в 2029 г. [Сулейманов Р. Реализация Генеральной схемы газовой отрасли потребует особых усилий. //Газ. бизнес. -2011. -№ 1.].

Россия занимает лидирующее положение в мире по запасам природного газа, нефти, угля и золота. Ее минерально-сырьевые запасы разведаны большей частью еще во времена Советского Союза и составляют фундаментальное значение для российской экономики и политики. Особенно сложное положение в нефтедобывающей отрасли: 70 промышленных запасов нефтяных компаний находится на грани рентабельности, запасы нефти высокопродуктивных месторождений, дающих 60 добычи, выработаны на 50, растет доля трудноизвлекаемых запасов (до 60 от разрабатываемых). Коэффициент извлечения нефти упал до 0,29, в то время как в США разрабатывается программа по его увеличению до 0,5. Мы оставили в недрах в последние двадцать лет не менее 5 млрд. тонн неизвлеченной нефти. При этом активы минерально-сырьевого комплекса России составляют почти 40 всех основных фондов промышленных предприятий и 13 их балансовой стоимости, а его продукция образует не менее трети российского ВВП и около 70 объема экспорта. Е.А. Козловский убежден, что в этих условиях государству необходимо пересмотреть "Основы государственной компании в исследовании недр", более оперативно решать стратегические задачи, стоящие перед отраслью в целом. Советский Союз смог стать державой мирового значения в значительной степени благодаря созданной мощной минерально-сырьевой базы [Козловский Е.А. Не потерять бы ключи от недр. Бурение и нефть. -2009. - № 1.].

В настоящее время Республика Татарстан испытывает недостаток запасов природного газа. Этот дефицит может быть восполнен в связи с открытием залежей сланцевого газа. Методы извлечения этого газа требуют особого подхода. Перспективным месторождением сланцевого газа является Ромашкинское (палеозойские отложения). Определенный интерес может представлять толща «лингуловых» глин. Проведенный анализ позволяет утверждать, что в пределах Ромашкинского нефтяного поля имеется ряд горизонтов, перспективных на наличие промышленных скоплений легких углеводородов, однако, их промышленная оценка (сделали вывод в своем докладе Р.С. Яруллин, Т.М. Акчурин, П.В. Изотов и др. авторы) требует проведения специальных исследований [Яруллин Р.С., Акчурин Т.М., Изотов П.В. и др. Газовый потенциал Республики Татарстан. //Увеличение нефтеотдачи - приоритетное направление воспроизводства запасов углеводородного сырья. Материалы Международной научно-практической конференции, посвященной 100-летию со дня рождения академика А.А. Трофимука, Казань, 7-8 сент., 2011. Фэн. -Казань. -2011.].

Природные богатства, прежде всего минеральные ископаемые, служат источником доходов, весьма необходимых для экономики и социальной сферы России. Из-за интенсивной эксплуатации действующих гигантских и крупных месторождений, в первую очередь Западной Сибири и Ненецкого автономного округа, происходит существенное ухудшение структуры запасов нефти и газа и, как результат, истощение экономически рентабельных запасов. В связи с этим существует необходимость прироста ресурсной базы нефти и газа. Шельф Арктических морей для российского ТЭКа является стратегическим резервом для обеспечения страны энергоносителями в XXI веке [Воронина Е.П. Тенденции освоения углеводородных ресурсов арктического шельфа России. //Экон. и упр. -2011. -№ 9.].

Юго-западная часть Сандивейского поднятия расположена в Усинском районе, который играет значительную роль в топливно-энергетическом комплексе Республики Коми из-за значительного количества разрабатываемых месторождений нефти и развитой инфраструктуры. Рассматриваемая территория, несмотря на низкую степень изученности сейсморазведкой и бурением, обладает высоким ресурсным потенциалом, здесь возможно выявление новых залежей углеводородов и быстрый ввод их в промышленную эксплуатацию [Леонова Е.В. Перспективы нефтегазоносности карбонатных комплексов палеозоя юго-западной части Сандивейского поднятия. //8 Международная молодежная научная конференция "Севергеоэкотех-2007", Ухта, 21-23 марта, 2007. Материалы конференции УГТУ. -Ухта. -2007.].

Снижение прироста запасов углеводородного сырья и сокращение объемов добычи нефти юга Русской плиты обусловлено степенью выработанности нефтяных месторождений, превышающей 80. При этом обеспеченность разведенными запасами нефти при сохранении существующих темпов добычи приближается к 10 годам. Одним из путей обеспечения прироста запасов углеводородного сырья Э.С. Сианисян считает расширение стратиграфического интервала нефтегазоносности разреза за счет включения в число перспективных новых нефтегазоносных комплексов. К их числу в пределах юга Русской плиты следует отнести породы докембрийского фундамента. Эти отложения в южных областях страны залегают на глубинах, доступных для бурения [Сианисян Э.С. Фундамент и кора выветривания - новый этаж нефтегазоносности юга Русской плиты. //Дегазация Земли: геодинамика, геофлюиды, нефть, газ и их парагенезы. Материалы Всероссийской конференции, Москва, 22-25 апр., 2008. -М. -2008.].

В настоящее время у России есть угроза упустить начало освоения Арктики, включившись в него с опозданием, без технологических, финансовых, кадровых ресурсов и без военной мощи. Существует риск вложения крупных ресурсов в развитие отрасли, которая может оказаться «тупиковым направлением». Залог успеха заключается в том, чтобы реалистично спрогнозировать развитие событий, доложил на конференции А.В. Криворотов. Развитие нефтегазовой промышленности на северном шельфе не следует воспринимать как панацею и тем более самоцель. Это лишь средство решения более важных задач (в частности, удержания исконных позиций нашей страны в Арктике), использование которого должно быть и экономически, и политически осмысленно [Криворотов А.К. Северный шельф перед лицом глобальной нестабильности. //Север и Арктика в новой парадигме мирового развития. Лузинские чтения - 2010. Материалы 5 Международной научно-практической конференции, Апатиты, 8-10 апр., 2010. КНЦ РАН. -Апатиты. -2010.].

Западно-арктический шельф России потенциально является крупным резервом для обеспечения углеводородным сырьем энергетических потребностей страны и экспорта нефти и газа. А.Е. Череповицын и А.М. Жуков приводят данные по запасам и перспективным ресурсам углеводородного сырья на месторождениях и подготовленных для глубокого бурения на площадях Западно-арктических морях в процентах. Начальные извлекаемые ресурсы Арктического шельфа составляют 71 млрд. т н.э., в том числе нефти 6,2 млн. т, конденсата 2,2 млн. т, природного газа 63,1 млрд. м³. Реальная добыча УВ в пределах акваторий будет существенно ниже их добычного потенциала в силу целого ряда причин: недостаточная разведанность и, как следствие, надежность полученных оценок уровней возможной добычи по перспективным объектам; суровые природно-климатические условия и наличие нерешенных проблем технологического обеспечения добычных проектов; практически полное отсутствие необходимой производственной и транспортной инфраструктуры (или ее ограниченные объемы, не достаточные для наращивания добычи); отсутствие необходимых материальных и финансовых ресурсов для организации и наращивания добычи [Череповицын А.Е., Жуков А.М. Стратегический анализ возможностей и угроз освоения углеводородных ресурсов Западной Арктики //Север и Арктика в новой парадигме мирового развития. Лузинские чтения - 2010. Материалы 5 Международной научно-практической конференции, Апатиты, 8-10 апр., 2010 КНЦ РАН. -Апатиты. -2010.].

В арктическом регионе России добывается около 80 газа. В дальнейшем роль Арктики возрастет за счет ресурсного потенциала арктического шельфа России, который содержит более 90 млрд. т углеводородов (в нефтяном эквиваленте) - это почти 20 мировых запасов. К месторождениям с запасами в интервале 200-500 млн. т н.э. относятся Ледовое и Лудловское газовые, Долгинское нефтяное месторождение в Баренцевом море; Северо-Каменномысское газовое месторождение в Карском море. При таких запасах арктический шельф обладает реальной перспективой преобразования в регион замещения нефтегазодобычи после 2020 г., с формированием здесь крупных добывающих центров. Задачами государственной политики в Арктике на период до 2020 г. относятся: существенный прирост балансовых запасов полезных ископаемых арктических морских месторождений, а также начало работ по их освоению; разработка и внедрение новых видов техники и технологий для освоения морских месторождений полезных ископаемых, в том числе в покрытых льдом районах; формирование системы комплексной безопасности морских работ в суровых арктических условиях; сохранение ценных природных экосистем в условиях расширения экономической деятельности и глобальных изменений климата. Для эффективного решения государственных задач на континентальном шельфе, подводит итог Ю. Кочемасов, актуальным является участие Российского газового общества в разработке встречных предложений к проектам формируемых стратегических, программных и нормативно-правовых документов [Кочемасов Ю. Перспективы развития нефтегазодобычи на континентальном шельфе (арктическое направление). //Газ. бизнес. -2009. -№ Янв.-февр.].

С точки зрения технологии добычи традиционного природного газа и сланцевого стоимость природного газа всегда будет ниже. По сравнению с СПГ сланцевый газ является более дешевым, поскольку не нуждается в сжижении, танкерной перевозке, регазификации и транспортировке от приемных танкеров. При определенных финансовых, правовых, технологических, экологических и геологических параметрах его разработка может быть важным дополнением к поставкам традиционного природного газа, преимущественно в виде локального использования. Для газовой отрасли в целом он способен сыграть и положительную роль, помогая увеличению доли газа в энергетическом балансе стран, которые испытывают реальные или мнимые проблемы с обеспечением энергобезопасности. Однако революционного, системообразующего сдвига газ из нетрадиционных источников обеспечить в обозримом будущем не сможет [Комлев С. Дешевый газ? //Газпром. -2011. -№ 3.].