Рисковая геология

Рисковая геология

Нефтяные компании, разобрав крупные месторождения в центре Югры, не торопятся развивать геологоразведку на ее окраинах. Причина — отсутствие инфраструктуры. Изменить ситуацию может увеличение федеральных инвестиций в поиск нефтяных залежей.

Прирост запасов нефти в Ханты-Мансийском автономном округе, казалось бы, должен вселять оптимизм. В 2007 году он впервые за несколько лет перекрыл годовые объемы добычи и составил 299 млн тонн, в то время как из недр региона поднято 278,4 млн тонн. В идеале это означает, что прогнозы падения добычи нефти в Западной Сибири преждевременны, так как ее запасы восполняются быстрее, чем ожидалось. Но большой заслуги геологоразведки здесь нет, поскольку основной источник такого восполнения — переоценка старых участков. А такой ресурс быстро себя исчерпает. Выходом из положения может стать увеличение инвестиций в геологоразведку из федерального бюджета.

Иллюзия роста

Период расцвета геологоразведки в Западной Сибири приходится на 60-е годы. Это было время, когда закладывалась база для дальнейшего развития нефтегазовой отрасли страны. Важнейшее значение имело открытие в Югре крупнейшего в мире месторождения — Самотлорского. Наиболее интенсивно, по данным Минприроды РФ, минерально-сырьевая база нефтяного комплекса страны стала развиваться в 1985 — 1991 годах. Прирост разведанных запасов нефти тогда составлял до 1,1 млрд тонн в год, то есть вдвое превышал годовую добычу. В 1991 году с распадом СССР развалилась и отстроенная система. Оборвались связи с геологоразведочными предприятиями из Украины, Белоруссии и Казахстана, работавшими на территории России. Перестали действовать отлаженные механизмы финансирования этих работ.

С 1992 года начался обвал. По подсчетам Минприроды, за десять лет объемы поисково-разведочного бурения на нефть уменьшились более чем в четыре раза, эксплуатационного — в семь раз, произошло пятикратное сокращение ввода новых скважин. Но после 1994 года, рассказывает представитель Территориального агентства по недропользованию Ханты-Мансийского автономного округа Игорь Паромов, наметилась тенденция к увеличению темпов восполнения ресурсной базы углеводородного сырья. Разведка в Югре шла хорошими темпами, много вели поискового и разведочного бурения, открывали новые месторождения и залежи. Это происходило потому, что значительная часть объемов разведочных работ финансировалась за счет средств государства — так называемой ставки на восполнение минерально-сырьевой базы (ВМСБ), и нефтяники готовы были рисковать, пробуривая разведочные скважины в местах, где не было даже потенциальных запасов.

Все изменилось после 2002 года, когда ставка на ВМСБ была отменена. Согласно решению правительства, недропользователи должны были сами восполнять то, что добыли. В итоге за год разведанные запасы нефти уменьшились в целом по стране на 13%, а в Западной Сибири, основном нефтедобывающем регионе, — на 17,5%. По существу в эти годы был упущен важный период подготовки новых регионов к проведению широкомасштабных поисково-оценочных работ, а в дальнейшем — к разработке промышленных запасов нефти.

В 2007 году, казалось бы, ситуация выправилась. Так, формально в Югре прирост запасов нефти превысил ее добычу на 10 млн тонн и достиг порядка 299 млн тонн, отмечает директор департамента по нефти, газу и минеральным ресурсам Вениамин Панов. И тут же сбивает пафос:

— Истинный прирост, полученный именно за счет геологоразведочных работ — сейсморазведки, бурения новых скважин, открытия новых залежей и месторождений, — составляет лишь около 120 млн тонн. Это порядка 40% от общего объема! Остальное получено за счет переоценки уже разрабатываемых месторождений. Чем это плохо?

Компании-недропользователи проводят пересчет запасов по отдельным участкам и месторождениям, уже находящимся в разработке. Но есть месторождения, запасы которых при переоценке оказываются меньше. И эти данные никак не учитываются при оценке объема восполнения запасов. Поэтому, когда мы говорим о приросте запасов, нужно понимать что две трети этой цифры — иллюзия благополучия. Реальный же прирост запасов — только треть. Причем за весь год в округе удалось открыть только одно месторождение, тогда как в период с 1995 года по 2002 год на его территории ежегодно открывалось около 15.

Для Югры это реальная проблема. По оценке специалистов, при текущих разведанных запасах нефти, без прироста, их выработанность к 2020 году составит 76%, к 2030-му — уже более 90%, а годовой уровень добычи будет не более 127 млн тонн. Чтобы резерва хватило надолго, отмечает Вениамин Панов, прирост запасов должен составлять только за счет геологоразведки порядка 300 млн тонн в год, а в целом — в два-три раза превосходить объем добычи.

Объемы поисково-разведочного бурения в Югре 

Ищите деньги, а нефть найдется

Нельзя сказать, что в Югре уже открыты все перспективные месторождения, отмечает Игорь Паромов. Для поиска нефти в Ханты-Мансийском автономном округе перспективы еще есть, и немалые. На сегодняшний день изучено около 45% территории Югры — вблизи месторождений, где отлажена инфраструктура. Эта территория располагается в центре и напоминает лоскутное одеяло из нефтяных участков, разрабатываемых крупными нефтяными компаниями. По бокам же, на запад и восток, — большие белые пятна. И здесь, по словам геофизиков, можно выявить порядка 800 млн тонн извлекаемых запасов нефти. Конечно, открыть там новый Самотлор вряд ли удастся. Но в то, что в недрах Югры еще есть средние месторождения с запасами свыше 20 млн тонн, в региональном правительстве не сомневаются.

Чтобы кривая динамики роста запасов углеводородного сырья после 2012 года не пошла резко вниз, полагает Вениамин Панов, необходимо существенно увеличить инвестиции в геологоразведку. После перераспределения полномочий между уровнями власти и отмены принципа «второго ключа» в сфере недропользования (теперь все права принадлежат центру) объем инвестиций резко сократился и явно недостаточен. Так, в 2007 году на геологоразведку в Югре израсходовано примерно 15 млрд рублей, из которых только 500 млн рублей являются федеральными, еще порядка 1,5 млрд — окружные, остальные — средства недропользователей. «В то же время, по нашим подсчетам, — отмечает глава департамента, — чтобы обеспечить ежегодный прирост запасов нефти на уровне 250 — 300 млн тонн, необходимо вкладывать около 100 млрд рублей».

Конечно, получить из госбюджета такие крупные суммы невозможно. Поэтому, полагает Вениамин Панов, нужно выстраивать нормативно-правовые схемы таким образом, чтобы 10 млрд рублей из 100 необходимых приходились на государство, а остальные 90 — на компании. Периодически инициативы правительства Югры по внесению соответствующих изменений в федеральное законодательство наталкиваются на сопротивление, в частности со стороны бизнеса.

Баш на баш

Сегодня у крупных нефтяных компаний нет стимула вкладывать в геологоразведку. Они не торопятся рисковать и инвестировать собственные средства в участки недр, где официально подтвержденных запасов нефти нет. Так, в последние три года большинство аукционов на право получения лицензии на разведку и добычу нефти в автономном округе не состоялись. Как сообщили в территориальном агентстве по недропользованию Югры, низкий спрос объясняется тем, что запасы сырья там залегают на значительной глубине и это затруднит добычу нефти. Кроме того, по мнению чиновников агентства, свою роль сыграла высокая цена лотов.

Одна из причин отсутствия интереса к малым месторождениям в том, что сейчас на балансе крупных нефтяных компаний числятся серьезные запасы углеводородов. К примеру, «Лукойл», годовая добыча которого превышает 85 млн тонн, обеспечен запасами на 25 лет. Из всех нефтяных компаний лишь Сургутнефтегаз ведет геологоразведку в достаточном объеме. Остальные планируют приращение запасов на уровне 20 — 25% от добычи. Они, конечно, бурят разведочные скважины согласно полученным лицензиям, но только там, где нефть уже точно есть.

Вторая причина — отсутствие на востоке и западе Югры развитой инфраструктуры, затраты на строительство которой могут не окупиться. Специалисты департамента по нефти, газу и минеральным ресурсам отмечают, что вложения в геологоразведку здесь связаны с серьезными рисками. Вероятность открытия месторождения не превышает 20 — 30%: значит, семь-восемь попыток из десяти по статистике обречены на неудачу. «Покупая лицензии в основном с прогнозными ресурсами после доразведки, мы можем ничего не обнаружить на этих участках», — отмечают в Роснефти. При этом ввод в действие новых месторождений требует значительных подготовительных работ и инвестиций. Так, сегодня одна разведочная скважина стоит минимум 2 млн долларов, во столько же оцениваются затраты на организацию сейсморазведочной партии. По этой же причине сюда не стремятся и малые нефтяные компании.

Те же компании, у которых уже наступает ресурсный голод, отмечает Вениамин Панов, готовы бы вкладываться в геологоразведку, но бюрократические механизмы таковы, что от момента, когда компания подала заявку на участок до того, как будет проведен конкурс или аукцион, проходит три-четыре года. Затем еще около года уходит на согласование документов для бурения разведочной скважины. «К сожалению, бюрократический механизм не направлен на вовлечение компаний в геологоразведку», — отмечает он.

Правда, уже в ближайшее время ситуация с инвестированием в эту сферу может измениться. В апреле правительство РФ одобрило предложение Минприроды об увеличении расходов из госбюджета на воспроизводство минерально-сырьевой базы до 2020 года практически вдвое: с планируемого 261 млрд рублей до 544 миллиардов. Из них 253,2 млрд вместо запланированных ранее 190 млрд рублей будут потрачены на геологоразведку нефти и газа.

Директор департамента госполитики и регулирования в области геологии и недропользования Минприроды Сергей Федоров полагает, что такой шаг поможет справиться с угрозой истощения запасов углеводородов: «Увеличение расходов из федерального бюджета на геологоразведку будет стимулировать компании также кратно наращивать инвестиции в воспроизводство запасов».

Нефтяники довольны тем, что государство решило активнее вкладывать в геологоразведку. По мнению представителя «Лукойла», это позволит открывать ежегодно больше месторождений, которые впоследствии можно будет выставлять на конкурсы и аукционы. В компании отмечают, что за последние пять лет было реализовано слишком мало лицензий на средние месторождения нефти и газа, не говоря уже о крупных. Участники рынка полагают, что рост финансирования геологоразведки из бюджета позволит получать недропользователям более качественные запасы топлива — заявленных бюджетных средств вполне хватит на техническое перевооружение государственных геологических ФГУПов.

В случае лучшей первичной разведки стоимость лицензий может кратно возрасти, но нефтяники будут готовы платить больше за сокращение собственных рисков.

Таблица. Прогнозный перечень нефтяных участков в ХМАО-Югра, по которых Министерство природных ресурсов РФ планирует в 2008 году провести аукционы 

Наименование участка Извлекаемые запасы и проннозные ресурсы, млн тонн
Гальнадский нефть: С1 - 0,28; С2 - 0,72; С3 - 1,6
Западно-Ватлорский нефть: С1 - 0,74; С2 - 4,61
Западно-Туманный нефть: С1 - 0,65; С2 - 5,27; С3 - 2,3
Мытаяхинский нефть: С1 - 0,5; С2 - 2,5; С3 - 5,77
Чинатойский нефть: С1 - 0,4; С2 - 2,7; С3 - 0,62
Южно-Санлорский нефть: С1 - 0,6; С2 -7,4; С3 + Д0 - 10,22
Восточно-Каюмовский 1 нефть: С3 - 2,5; Д1 + Д2 - 0,9-2,4
Сабунский 38 нефть: С3 - 0,21; Д1 + Д2 - 3,1-4,6
Сабунский 40 нефть ресурсы
Юганский 4 нефть: С3 - 3,32; Д1 + Д2 - 15,0-21,0
Юганский 8 нефть ресурсы
Малоключевой нефть: С1 - 5,68; С2 - 6,17
Южно-Кусотовой нефть: С1 - 2,51; С2 - 0,86
Вартовский 4 нефть: С3 - 5,683; Д1 - 3,9
Вартовский 5 нефть: С3 - 7,45; Д1 - 13,8
С1 - разведданные запасы, С2 - предварительные оценочные запасы, С3 - потенциальные запасы, Д1, Д- прогнозные ресурсы

 

Комментарии

Материалы по теме

ТНК­ВР инвестирует в разработку месторождений Уватской группы

Старатель на распутье

Химическая защита

Бесполезные ископаемые

От прожекта к проекту

100 тысяч тонн баритовой руды планируется добывать на Войшорском месторождении (Приуральский район, ЯНАО)

 

comments powered by Disqus