| |
return_links(1); ?> |
return_links(1); ?> |
return_links(); ?> |
|
| |
|
|
| |
Газпром расширяет воспроизводство запасов
|
|
| |
Последние годы уровень производства углеводородов в нашей стране неизменно превосходил объем восполнения их запасов. Поскольку необходимым условием для успешного развития нефтегазовой отрасли является существенное превышение прироста запасов над добычей, такая ситуация представляла серьезную угрозу энергетической безопасности России. Однако положение стало меняться в лучшую сторону благодаря возвращению государством контроля над отечественным нефтегазовым комплексом.
|
|
| |
Денис КИРИЛЛОВ,
заместитель директора Института национальной энергетики
|
|
| |
Энергетическая угроза
С начала 70-х гг. прошлого столетия объемы поисково-разведочных работ постоянно
увеличивались, что было необходимо для воспроизводства запасов углеводородов,
добыча которых поступательно росла. Производство нефти в СССР ежегодно
увеличивалось в среднем на 4—5%, газа — на 6—7%. В 1988 г. в стране было добыто
624 млн т «черного золота», в том числе 570 млн т приходилось на Россию. По
производству «голубого топлива» Советский Союз вышел к 1983 г. на первое место в
мире. Причем рост продолжался вплоть до 1991 г., когда из российских недр было
извлечено 643 млрд м3 газа (в 1990-м — 640 млрд м3 при уровне всесоюзной добычи
815 млрд).
Параллельно велась активная работа по восполнению сырьевой базы. Так, суммарный
объем поисково-разведочного бурения в 1976—1980 гг. составил 16,8 млн м, в
1981—1985 — 21,6, в 1986—1990 — 27,6 млн метров. Таким образом, за пятнадцать
лет этот показатель увеличился более чем в 1,5 раза. Максимального уровня объем
геологоразведочного бурения достиг в 1988 г., что позволило прирастить запасы
«черного золота» на 1,186 млрд т, «голубого топлива» — на 2 трлн м3. Тогда было
открыто 97 нефтяных и 11 газовых месторождений.
Экономический кризис начала 90-х привел к резкому свертыванию поисковых и
геологоразведочных работ в российской нефтегазовой отрасли. Положение
усугублялось тем, что министерства геологии СССР и России, которые обеспечивали
восполнение минерально-сырьевой базы, были ликвидированы.
В результате заниматься этой проблемой должны были появившиеся на рынке
нефтегазовые компании, причем по своему собственному усмотрению. Однако частный
бизнес, за редким исключением, не был заинтересован в инвестициях в
геологоразведку — передел собственности приносил значительно большую, быструю и,
главное, легкую прибыль.
Государственным компаниям, ослабленным корпоративными войнами с «частниками», не
удавалось уделять восполнению запасов должного внимания. Тем более что новая
система распределения лицензий долгое время работала только на обогащение
частного бизнеса, причем практически без всякой отдачи для государства.
Несовершенство законодательной базы страны и мощное влияние частных «инвесторов»
на региональную и федеральную власть приводили к тому, что лицензии на освоение
самых перспективных на нефть и газ участков недр получали предприятия, которые
вовсе не собирались заниматься полноценными поисково-разведочными работами.
Крупные частные компании старались с минимальными затратами увеличить ресурсную
базу полученных участков, например, переводя запасы из категории D в С3, что
автоматически повышало их капитализацию. Правда, на этом их поисково-разведочная
деятельность и заканчивалась. Параллельно с этим лицензии оказывались в
распоряжении фирм с весьма сомнительной репутацией. Доразведка полученных
участков также не входила в их планы — главной задачей была перепродажа лицензий
на право пользования недрами по максимально возможной высокой цене, конечно,
после проведения предварительной предпродажной подготовки (опять же, при помощи
простейших и самых дешевых способов наращивания ресурсной базы).
В результате огромное количество нефтегазовых лицензий просто вылетело из
оборота более чем на десятилетие, оценка промышленной значимости множества
перспективных участков оставалась крайне недостоверной, готовность к разработке
даже уже открытых месторождений оказалась близкой к нулю.
Поэтому ресурсная база страны стала стремительно сокращаться. Так, в 1991 г.
прирост доказанных запасов нефти составил 931 млн т при добыче в 462 млн — то
есть их воспроизводство составило 201,5%. Уже в следующем году коэффициент их
восполнения упал с 2,01 до 1,41, еще через год — до 1,25, а в 1994 добыча
оказалась почти в 1,5 раза выше прироста запасов «черного золота». И вплоть до
2006 г. воспроизводство запасов нефти не компенсировало объемы добычи, при том,
что с 1991 по 1999 г. уровень производства «черного золота» сократился на 34%.
Аналогичная ситуация сложилась и на газовом рынке страны. Если в 1991 г.
коэффициент восполнения запасов «голубого топлива» составлял 2,71 (было
приращено 1,741 трлн м3 газа при добыче 643 млрд м3), а в следующем году достиг
2,83 (1,814 трлн м3 и 641 млрд м3 соответственно), то в 1993 этот показатель
упал до 1,17 и в 1994 уже не превысил и 0,44. Преломить эту ситуацию удалось
только в 2005 г., когда воспроизводство доказанных запасов газа составило около
660 млрд м3 при добыче в 640 млрд (коэффициент восполнения — 1,03). Прежде
всего, это стало возможным благодаря усилению с 2000 г. влияния государства на
отечественный нефтегазовый комплекс.
Подготовка сырьевой базы — не только сложный и длительный, но и весьма
дорогостоящий процесс. Поэтому очевидно, что любые задержки могли привести к
затяжному падению добычи углеводородов, для восстановления уровня производства
которых потребовалось бы длительное время и весьма значительные средства. Любой
сбой в этом сегменте мог стать причиной сложностей с выполнением
межгосударственных экспортных контрактов, появления топливного дефицита на
внутреннем рынке и значительного сокращения поступлений налогов в бюджет страны.
Новая политика государства в отношении нефтегазового сектора оказала
положительное влияние на воспроизводство минерально-сырьевой базы России.
Наглядным примером этого могут служить изменения, произошедшие в Газпроме.
От восполнения — к воспроизводству
До прихода в Газпром нового руководства во главе с нынешним председателем
правления Алексеем Миллером каждая «дочка» корпорации составляла собственный
план развития минерально-сырьевой базы, основанный на геофизическом материале.
Затем он корректировался и одобрялся материнской компанией. Такая система не
отличалась высокой эффективностью: изменение объемов поисково-разведочных работ
шло скачкообразно и достаточно слабо регулировалось. Одно предприятие улучшало
показатели, другое — ухудшало.
Перспективы развития в этом направлении с трудом прогнозировались, деятельность
«дочек» было сложно выстроить в общую стратегию на уровне головной компании.
Поэтому в Газпроме была разработана «Программа развития минерально-сырьевой базы
газовой промышленности на период до 2030 года», которая позволила упорядочить
этот процесс и сделать его значительно более результативным. Она была принята
корпорацией на вооружение в 2002 г., ее реализация предусматривала три этапа.
На первом, который должен был завершиться в 2005 г., нужно было нарастить объемы
поисково-разведочных работ, чтобы достичь паритета между показателями
производства газа и восполнения его запасов. На втором (2006—2010 гг.)
предполагалось закрепить достигнутое: приращивать запасы нефти в объемах не
меньших, чем газа. Стратегическая цель корпорации на этот период — не допустить
сокращения сырьевой базы, а параллельно начать постепенный переход к третьему
этапу — от стабилизации объемов восполнения запасов к их расширенному
воспроизводству. В ходе реализации этой фазы до 2030 г. компания должна
прирастить не менее 23,2 трлн м3 запасов газа. 15 трлн из этого объема
планируется получить за счет работ на континентальном шельфе России, остальное —
на суше.
Результаты перемен не могут не радовать. Газпром нарастил инвестиции в
геологоразведочные работы в 2,3 раза — с 6,5 до 14,9 млрд руб. в 2005 г., а
также серьезно активизировал деятельность в новых для себя регионах.
Поисково-разведочное бурение корпорации повысилось более чем в 2,5 раза — до 136
тыс. метров. Сейсморазведочные работы, особенно по методу 3D, увеличились в 4,5
раза, до 3,2 тыс. км2. Благодаря этому прирост запасов газа по категории С1
составил в 2005 г. 582 млрд м3, тогда как из недр было извлечено 548 млрд м3 «голубого
топлива». Предприятия Газпрома открыли три месторождения — Кутымское в
Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО), Северо-Югидское в Коми и
Западно-Астраханское. Таким образом, первый этап принятой программы развития
сырьевой базы корпорации был успешно завершен в 2005 году.
Ко второй фазе Газпром приступил в позапрошлом году, увеличив вложения в
геологоразведку до 22,4 млрд руб., а в прошлом — до 24,9 миллиардов. Благодаря
этому в 2006 г. прирост запасов газа корпорации по категории С1 составил 588
млрд м3, а в 2007 — 590 млрд м3 при объемах добычи газа в 552 и 548 млрд м3
соответственно. За два последних года «дочками» Газпрома обнаружено пять новых
месторождений углеводородов: Чиканское (Иркутская обл.), Акобинское
(Оренбургская обл.), Кармалиновское (Ставропольский кр.), Камовское (Эвенкия) и
Западно-Песцовое (ЯНАО). В пределах Ямбургского, Тазовского и Западно-Песцового
месторождений в ачимовских отложениях выявлено шесть нефтегазоконденсатных
залежей.
Также Газпром прирастил разведанные запасы Штокмановского месторождения в
Баренцевом море и получил лицензии на открытые ранее месторождения
Северо-Каменномысское и Каменномысское-море, расположенные соответственно на
юго-восточном побережье полуострова Ямал и на приямальском шельфе в Обской губе.
Кроме того, по результатам аукционов Газпром получил право на освоение
Парусового участка, находящегося недалеко от Ямбурга.
Для достижения поставленных на этом этапе целей корпорация планирует значительно
увеличить инвестиции в сектор поиска и разведки. За предстоящие три года
предполагается затратить на геологоразведочные работы свыше 200 млрд рублей.
Ожидаемый прирост разведанных запасов составит в этот период около 1,6 трлн м3
газа. С 2011 г. Газпром должен перейти к третьей фазе программы.
Стратегия развития сырьевой базы
Корпорация будет продолжать поисково-разведочные работы в традиционных регионах
своего присутствия. Однако открытия серьезных запасов газа в Волго-Уральской и
Прикаспийской нефтегазовых провинциях, на Северном Кавказе, в Тимано-Печоре и в
пределах Предуральского краевого прогиба Газпром не ждет. Конечно, прирост
запасов здесь планируется, но небольшой, тактический.
Выявленные на этих территориях месторождения газа будут вовлекаться в разработку
для поддержания уровня добычи на действующих промыслах. Поскольку инфраструктура
там хорошо развита, заниматься этим достаточно выгодно. Освоение мелких
месторождений в данных регионах нет смысла откладывать, поэтому многие из них
запускаются в разработку буквально в том же году, когда были открыты. Основой же
развития сырьевой базы корпорации в «старых» районах станут глубокие горизонты
Надым —Пур-Тазовского региона. Здесь еще можно прирастить достаточно большие
объемы запасов газа. Каждое из расположенных в этом районе предприятий Газпрома
практически ежегодно выявляет новые залежи по 30—40 млрд м3.
До последнего времени корпорация концентрировала внимание на освоении в Западной
Сибири сеноманских и нижнемеловых залежей газа. Это так называемый
«энергетический» газ, содержание метана в котором составляет 97—99%. Остальное
приходится на примеси — этан, углекислый газ и газообразный азот. Ниже сеномана
находятся неокомские (валанжинские), а под ними — ачимовские и юрские залежи «голубого
топлива». Это уже «жирный» газ с содержанием ценных компонентов до 12—18%.
Кроме того, в глубоких горизонтах газовых месторождений находится значительно
больше жидких углеводородов. Например, если содержание конденсата в сеноманских
залежах не превышает 1 г/м3, то в валанжинских составляет 100—200 г/м3, а в
ачимовских и юрских доходит уже до 250 граммов. Интенсивной разработкой этих
горизонтов теперь и планирует заняться Газпром. Конечно, запасы этих объектов
меньше, чем расположенных над ними сеноманских, и добыча углеводородов из них
будет более скромная. Тем не менее, на глубинах в 3,5—4,5 км под теми же
Уренгойским, Медвежьим, Заполярным и Ямбургским месторождениями залегают очень
большие ресурсы газа в плотных низкопроницаемых коллекторах. Этих ресурсов
хватит еще не на одно десятилетие.
Газпром с доразведкой полуострова Ямал и прилегающего к нему шельфа также
связывает серьезные перспективы. С началом активной добычи газа для восполнения
отбираемых запасов здесь будут развернуты широкомасштабные поисково-разведочные
работы. Прежде всего речь идет о малоизученных зонах на юго-западе и севере этой
территории. В период с 2011 по 2030 г. за счет этого региона планируется
прирастить около 3 трлн м3 запасов, правда, не сеноманского, а неокомского и
юрского газа. Новые крупные залежи предполагается открыть в Обской губе и на
приямальском шельфе Карского моря.
Параллельно, после 2010 г., начнется геологоразведка на соседнем Гыданском
полуострове — он расположен восточнее Ямала и отделен от него Обской губой (от
Надым — Пур-Тазовского региона — Тазовской губой). На территории Гыданской
нефтегазоносной провинции еще в советские времена было разведано около 1 трлн м3
запасов газа, открыто 12 месторождений, которые пока находятся в
нераспределенном фонде. В целом же потенциал полуострова с учетом всех
существующих прогнозов можно оценить в 7—10 трлн м3 газа.
В более отдаленной перспективе, после 2020—2025 гг., геологи Газпрома
переместятся с Гыдана на северо-восток и начнут поисково-разведочные работы в
Енисей-Хатангском мегапрогибе, который простирается от Енисейского залива
(разделяет Гыдан и полуостров Таймыр) в Карском море до Хатангского залива в
море Лаптевых. Пока этот район слабо изучен, но существует достаточно высокая
вероятность совершить здесь неплохие открытия. Общий прирост запасов может
составить тут 2—3 трлн м3 газа. Впрочем, пока это перспективы далекого будущего,
а в ближайшее время, помимо Ямала и Гыдана, активность поисково-разведочных
работ на газ будет расти на территории южных и восточных районов Сибирской
платформы.
По существующим оценкам, потенциал Восточной Сибири достигает 40 трлн м3 газа,
но есть и более осторожные прогнозы — 25—28 триллионов. Повод для такого
разброса мнений дает слабая изученность недр Красноярского края, Эвенкии,
Иркутской области и Якутии. Активное освоение этих территорий, характеризующихся
сложностью эколого-геологических условий, природного ландшафта и рельефа
местности, началось совсем недавно. Здесь практически полностью отсутствует
какая-либо инфраструктура.
А соответственно, разведывать и осваивать газовые ресурсы Восточной Сибири будет
труднее, чем в традиционных регионах добычи. Причем и времени на это потребуется
значительно больше. Именно поэтому поисково-разведочные работы, начатые на юге и
востоке Сибирской платформы еще в советский период, будут активно развиваться.
Прежде всего здесь будет идти доразведка уже открытых залежей, а также
прилегающих к ним районов, на что уйдет, по существующим оценкам, не менее
десяти лет. Затем границы поисковых работ будут расширяться, начнется
исследование северной части Сибирской платформы. Газпром надеется прирастить за
счет геологоразведки в Восточной Сибири до 2030 г. около 4—5 трлн м3 газа.
На Дальнем Востоке, если не брать в расчет шельфовый ареал Сахалина,
предполагается открытие небольших и средних месторождений, хотя не исключено
обнаружение нескольких крупных залежей до 100 млрд м3 газа каждая. Поэтому
полноценное освоение ресурсов региона, инфраструктура которого развита почти
также слабо, как и в Восточной Сибири, потребует параллельной разработки вместе
с «сухопутными» и ресурсов, залегающих на сахалинском, примагаданском и
прикамчатском шельфах. Возможности открытия здесь крупных и даже гигантских
морских месторождений весьма высоки.
Поскольку наиболее серьезные перспективы открытия крупных запасов «голубого
топлива» во всем мире и в нашей стране связаны с освоением шельфовых ресурсов,
Газпром активизирует свою деятельность на данном направлении. Так, до 2030 г.
корпорация рассчитывает выявить на шельфе России, помимо значительного числа
средних и крупных нефтегазоносных структур, два-три газовых
месторождения-гиганта с запасами по 2—3 трлн м3 каждое. Всего за этот период
Газпром планирует прирастить за счет поисково-разведочных работ на российском
шельфе около 15 трлн м3 запасов газа. Для сравнения: показатель воспроизводства
минерально-сырьевой базы компании от геологоразведки на суше к 2030 г. должен
составить около 8,2 трлн м3.
Кроме реализации отечественных проектов, Газпром намерен наращивать присутствие
и за пределами нашей страны. Однако основное внимание будет уделяться
восполнению и увеличению минерально-сырьевой базы на территории России. Тем
более что политика государства в области лицензирования недр постепенно начала
меняться в лучшую сторону. Право на освоение стратегических ресурсов теперь
предоставляется правительством компаниям, которые четко планируют свою работу,
надежны, объективны в оценках запасов, обладают достаточными финансовыми
средствами, чтобы инвестировать в геологоразведку, и, главное, занимаются
воспроизводством запасов.
В частности, в этом году Газпрому передано десять месторождений федерального
значения: Чаяндинское, Западно-Тамбейское, Семаковское, Тота-Яхинское,
Антипаютинское, Крузенштернское, Северо-Тамбейское, Тасийское, Киринское и
Малыгинское. Таким образом, проблему с восполнением запасов углеводородов в
России можно считать решенной, что будет способствовать усилению позиций
государства в нефтегазовой отрасли. |
|
| |
|
|
| |
|
|
|
|
