В нынешнем году каждый крупный конкурс на право разработки нефтегазовых месторождений (например, Вал Гамбурцева в Ненецком АО и Талаканское месторождение в Эвенкийском АО) сопровождался громкими скандалами и обращениями в суды. Необычный накал страстей в отрасли обусловлен тем, что в России практически не осталось свободных экономически привлекательных месторождений. То, что еще сохранилось в "загашнике" у государства, заметно уступает по качеству распределенным ресурсам.
"У России много запасов нефти и газа, но хороших среди них крайне мало,— утверждает Петр Глаголев, заместитель начальника отдела экспертизы нефти и газа департамента геологии и использования недр Минприроды РФ.— Нелицензированными остались месторождения либо маленькие, либо с глубоко залегающими запасами, либо отдаленные от транспортной инфраструктуры".Общая статистика на первый взгляд говорит об обратном. Нераспределенный фонд недр насчитывает четверть всех месторождений, разведанных в России. Их суммарные запасы составляют примерно 1,4 млрд т углеводородов по категории С1 и 1,9 млрд т по категории С2 (см. справку). Но, как выясняется, далеко не все из этих залежей имеет смысл разрабатывать. Освоение лишь 15% из них может быть признано экономически эффективным.
Как известно, большая часть нефтегазовых ресурсов попала к недропользователям без всякого конкурса после того, как в 1992 году правительство разрешило выдавать создаваемым нефтяным компаниям лицензии на месторождения, числившиеся на их балансе. Все лучшие месторождения разошлись именно таким образом. В результате сейчас российские нефтегазовые компании набиты запасами под завязку.
Скажем, "Газпром" обеспечил себя газовыми ресурсами на 80 лет вперед. Из 126 месторождений, числящихся у него на балансе, 115 были переданы без конкурса. Запасы крупных нефтяных компаний скромнее — на 30-40 лет. Но и этот показатель кажется фантастическим, если учесть, что ведущие западные компании обеспечены ресурсами лишь на 10-15 лет, причем за каждый баррель нефти они заплатили полновесную рыночную цену (5-8 $/бар.). Наши компании приобретали запасы по крайне низким ценам. Например, "ЛУКойл", поглотив "КомиТЭК", заплатил $0,17 за 1 баррель запасов, Тюменская нефтяная компания выложила $0,15 за 1 баррель запасов "Черногорнефти".
И только когда стало видно дно, цены пошли вверх. Например, компания "Саханефтегаз" при содействии ЮКОСа предложила 57 центов за 1 баррель доказанных запасов Талаканского месторождения (хотя еще неизвестно, будет ли эта сумма уплачена в действительности).
С продажей Вала Гамбурцева и Талаканского месторождения практически завершается дележ советских запасов. Сейчас ежегодная добыча опережает прирост ресурсов, новых поступлений крайне мало. Нефтяные компании не видят смысла вкладывать деньги в геологию, так как у них с запасами, как уже говорилось, все в порядке. В прошлом году общие расходы на разведку нефти и газа составили 28,5 млрд руб., из которых компании затратили всего лишь 7 млрд руб.
В ближайшие годы нефтяники намерены поделить остатки свободных ресурсов. Это более 550 месторождений, но далеко не все из них реально будут осваиваться. В прошлом году группа исследователей под руководством заместителя министра энергетики Валерия Гарипова впервые составила прогноз развития нефтедобычи до 2015 года для объектов нераспределенного фонда недр и пришла к неутешительным выводам.
Как выяснилось, разработка лишь 86 из 556 месторождений имеет экономический смысл. Относительно крупные месторождения из нераспределенных содержат, как правило, трудноизвлекаемые запасы. В некоторых случаях эффективная технология их извлечения вообще отсутствует (это касается, например, Баженовской свиты Салымского месторождения, которая вряд ли будет освоена в ближайшие годы).
Суммарные запасы 86 перспективных месторождений составляют всего 247,5 млн т по категории С1 и 274 млн т по категории С2. Добыча на этих месторождениях в 2015 году не превысит 13,3 млн т, что составляет всего 4% от объема прошлогодней российской добычи. Впрочем, еще почти столько же С 12,7 млн т С должны дать месторождения, которые предстоит открыть в период до 2015 года. Если, конечно, на это найдутся деньги.
Тем не менее, если поскрести по сусекам, кое-что ценное все же можно обнаружить. "По целому ряду показателей наиболее перспективными из числа свободных я считаю месторождения Ямало-Ненецкого АО, — утверждает господин Глаголев.— Эти ресурсы наиболее экономически привлекательны, так как достаточно разведаны и расположены в районе с развитой сетью трубопроводов. Внутренняя норма рентабельности таких месторождений, исчисленная по методике Минэкономразвития, достигает 15-20% на срок разработки 20 лет".
Наиболее перспективные месторождения Ямало-Ненецкого АО (ЯНАО) представлены в таблице 1. Из них только одно месторождение — Тазовское — содержит крупные запасы нефти (39,6 млн т по категории С1 и 32,9 млн т по категории С2). Запасы еще шести месторождений находятся в диапазоне от 1 млн до 8 млн т по категории С1. Ямальские ресурсы, объединенные в пять блоков, Минприроды считает наиболее перспективными для проведения конкурса в ближайшем будущем.
Наиболее крупными в нераспределенном фонде являются Крузенштернское, Южно-Тамбейское и Северо-Тамбейское месторождения, которые содержат в основном газ и достанутся, скорее всего, "Газпрому". А 59 нераспределенных нефтяных месторождений имеют весьма скромные запасы — менее 10 млн т.
Западно-Сибирский регион, включающий Ханты-Мансийский и Ямало-Ненецкий АО, был и остается наиболее перспективным источником добычи нефти и газа в России. Там находятся 75% месторождений нераспределенного фонда недр. Более 50% добычи из группы перспективных месторождений в 2015 году также придется на Западную Сибирь (см. таблицу 2). В Ханты-Мансийском АО, как и в Ямало-Ненецком АО, остались неразведанными большие территории, на которых могут быть обнаружены перспективные месторождения нефти и газа — в основном на севере и северо-востоке округа.
На севере Европейской России практически все привлекательные месторождения уже распределены. Мусюршорское месторождение (Ненецкий АО), конкурс по которому недавно также закончился скандалом и не выявил победителя, содержит всего 3 млн т извлекаемых запасов. Даже в Печорском море, по сведениям Минприроды, отлицензированы почти все участки нефтеносного шельфа. Впрочем, как и на российском шельфе Каспия.
Довольно много нераспределенных запасов остается в Урало-Поволжском регионе: группа Гарипова выделила там 37 перспективных месторождений. Но все они маленькие. Если в Западной Сибири запасы 38 нераспределенных перспективных месторождений по категориям С1 и С2 составляют в среднем 9,9 млн т каждое, то в Урало-Поволжском — лишь 2,7 млн т. Причем на категорию С2 приходится всего 6% общих запасов, что свидетельствует о низкой вероятности обнаружения дополнительной нефти.
Особенно много мелких месторождений в Самарской, Пермской, Оренбургской областях. Впрочем, при устойчивых ценах на нефть и такие "заплатки" могут стать рентабельными. Например, СИДАНКО приступила к разработке малодебитных месторождений в Волгоградской области и соседних регионах, рассчитывая увеличить за их счет добычу на 60 тыс. т в год. Это немного, но в нынешних условиях и такими запасами не бросаются. Некоторые российские компании пытаются прикупить месторождения в Ираке, Иране, Ливии, Судане и других странах.
СЕРГЕЙ ЧЕРНЫШОВ, агентство "Прайм-ТАСС"
Неразведанная Эвенкия
Отдельно в списке богатых нефтью территорий стоят Эвенкия и север Красноярского края. По оценкам специалистов Красноярского НИИ геологии и минерального сырья, эти регионы по прогнозным ресурсам нефти занимают второе место после Тюменской области (в состав которой входит Ханты-Мансийский АО — главный нефтяной регион России). В их недрах сосредоточено 8,2 млрд т начальных запасов нефти и 23,6 трлн кубометров природного газа. Между тем отлицензированных участков здесь мало — всего 7 из 28. Они располагаются главным образом в Северо-Тунгусской и Южно-Тунгусских нефтегазоносных областях, их прогнозируемые извлекаемые ресурсы — 20,2 млрд т нефти и 12,9 трлн кубометров газа.Несомненно, эти участки найдут своих хозяев. Однако говорить об их скорой разработке преждевременно. Мелкими месторождениями займутся лишь после начала полноценной добычи нефти на крупнейшем месторождении Эвенкии — Юрубчено-Тахомском, суммарные запасы которого оцениваются в 400 млн т нефти. Но и здесь рано делать положительные прогнозы: нефть Юрубчены труднодоступна, кроме того, для ее транспортировки до сих пор не построен трубопровод.
Ускорить разработку может открытие нового крупного нефтегазового месторождения. Но это пока нереально: за последние десять лет геологические работы в регионе практически не проводились. Существует лишь прогноз о крупном месторождении газа (4 трлн кубометров) к северо-востоку от Норильского промышленного района, однако никаких исследовательских работ там еще не проводилось.
ТАТЬЯНА ГОЛУБОВИЧ
Как считают запасы?
В России действует классификация запасов полезных ископаемых с разделением их на категории А, В, C1 и C2. К категории А относят детально разведанные запасы с точно определенными границами тел полезных ископаемых, их формами и строением, обеспечивающими полное выявление природных типов и промышленных сортов минерального сырья в недрах месторождения, а также геологических факторов, определяющих условия их добычи. Категория В — это предварительно разведанные запасы с примерно определенными контурами тел полезных ископаемых, без точного отображения пространственного положения природных типов минерального сырья. В категорию C1 включают запасы разведанных месторождений сложного геологического строения, а также слабо разведанные запасы на новых площадях или на площадях, непосредственно прилегающих к детально разведанным участкам месторождений; объем запасов подсчитывается с учетом экстраполяции геологических данных детально разведанных участков месторождений. К категории C2 относят перспективные запасы, выявленные за пределами разведанных частей месторождений на основании толкования их геологического строения с учетом аналогии сходных и подробно разведанных тел полезных ископаемых.
Таблица 1. Перспективные ресурсы Ямало-Ненецкого АО
| Месторождение | Запасы | |||
|---|---|---|---|---|
| Нефть (тыс. т) | Газ (млн м3) | |||
| ABC1 | С2 | ABC1 | С2 | |
| Блок #1 | ||||
| Тазовское | 39586 | 32853 | 97997 | 62838 |
| Верхне-Тазовское | 552 | 6260 | 37986 | 27345 |
| Блок #2 | ||||
| Хадырьяхинское | 15912 | 21225 | ||
| Южно-Хадырьяхинское | 1073 | 2662 | 10323 | 15021 |
| Блок #3 | ||||
| Верхне-Харловское | 380 | 7119 | ||
| Южно-Хулымское | 1684 | 3710 | ||
| Блок #4 | ||||
| Ярейское | 838 | 2127 | 39117 | 5468 |
| Блок #5 | ||||
| Северо-Стахановское | 231 | 475 | ||
| Стахановское | 981 | 8515 | ||
| Равнинное | 5443 | 1670 | ||
| Холмистое | 5475 | 4146 | 1083 | 1128 |
| Всего | 56243 | 69537 | 202418 | 133025 |
Таблица 2. Объемы добычи на месторождениях, рекомендуемых к вводу в разработку до 2015 года
| Регион | Число месторож дений | Извлекаемые запасы нефти по категориям (млн т) | Добыча нефти (млн т) | Эксплуатационное бурение в 2000-2015 годах | |||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| С1 | С2 | 2015 год | 2000- 2015 годы | тыс. м | число скважин | ||
| Северный | 5 | 18 | 11 | 0,99 | 5,7 | 600 | 220 |
| Урало-Поволжский | 37 | 93 | 6 | 4,9 | 28,7 | 1530 | 820 |
| Северо-Кавказский | 1 | 1 | 0 | 0,03 | 0,4 | 15 | 10 |
| Западно-Сибирский | 38 | 130 | 248 | 7,03 | 38,6 | 5500 | 2230 |
| Восточно-Сибирский | 2 | 5 | 9 | 0,33 | 1,8 | 220 | 90 |
| Дальневосточный | 3 | 0,5 | 0 | 0,02 | 0,2 | 11 | 6 |
| Всего | 86 | 247,5 | 274 | 13,3 | 75,4 | 7876 | 3376 |