Где находятся крупные месторождения нефти россии

Где находятся крупные месторождения нефти россии

Где находятся крупные месторождения нефти россии

Где находятся крупные месторождения нефти россии

Выделение в отдельную главу отчета общей информации по запасам газа, вопросов поиска и разведки носит достаточно условный характер, т.к. вопросы добычи неотделимы от вопросов запасов, разработке любого месторождения предшествует его доразведка, которая продолжается и во время промышленной эксплуатации месторождения (можно сказать, что максимум геологической информации о месторождении имеют после того, как заканчивают его разработку), а стоимость поиска и разведки месторождения обычно учитывают при расчете полных затрат на организацию добычи газа. Однако поскольку такое большое количество информации трудно изложить и воспринять в рамках одной главы и, поскольку в последнее время часто ставится вопрос о цене покупки уже разведанных месторождений, либо о величине затрат на поиск новых месторождений, то мы все-таки выделили вопросы запасов, поиска и разведки в отдельную главу.

Характеристики месторождений и запасы газа

Нефть вместе с газом относят к тому же классу горных пород, что и уголь (антрацит, каменный и бурый), торф и сланцы, а именно-к классу каустобиолитов. Это замысловатое слово составлено из трех греческих слов: kaustikos-жгучий, bios-жизнь и lithos-камень. Более того, нефть геологи относят к минералам (хотя латинское слово minera означает «руда»). Вместе с газом она относится к числу горючих полезных ископаемых, так сложилось исторически. В химическом отношении газ – достаточно сложная смесь углеводородов, а краткое описание состава нефти и газа могло бы существенно увеличить объем настоящего Отчета. Больше всего-до 95% по объему-в природном газе метана. Присутствуют также этан, , бутаны и другие алканы (нециклические углеводороды) -от C5 и выше, могут присутствовать в небольших количествах инертные газы и другие примеси.

Природный газ добывают из расположенных под землей месторождений. Эта фраза не является совсем банальной, если учесть, что метан добывают и на угольных месторождениях (подобный проект реализуется в России – в Кузбассе) и обсуждаются проекты добычи метана из газогидратов (в основном это – метан в связанном с водой состоянии в твердой фазе). ). Еще одним экзотическим видом получения метана является переработка промышленных отходов (выход его при таком процессе, однако, не велик).

Классическое месторождение газа представляет из себя геологическую структуру, основными элементами которой являются куполообразный слой непроницаемых для газа пород (антиклиналь), с расположенными под ним проницаемыми породами, насыщенными газом. Месторождения в большинстве случаев содержат несколько залежей (расположенных на различных глубинах). Залежь может быть приурочена к одному или нескольким пластам-коллекторам с единой гидродинамический системой (отметим, что российское законодательство, в отличие, например, от законодательства США, допускает работу нескольких недропользователей в границах одного геологического отвода, они, например, могут вести добычу из разных залежей или пластов). Реальные месторождения имеют самую различную структуру, глубины залегания пластов и их мощность (от нескольких сантиметров до сотен метров), коллекторские свойства (в частности – пористость), газонасыщенность пород, состав газа и другие эксплуатационные характеристики продуктивных пластов и т.д. и т.п. Нечасто встречаются чисто газовые месторождения (когда пласты-коллекторы содержат в основном свободный газ). Нефть нефтяного месторождения может содержать растворенный в ней газ (выделяется при добыче нефти в виде попутного нефтяного газа). В нефтегазовых месторождениях пласты-коллекторы содержат нефть с растворенным в ней газом и свободный газ над нефтью (газовую шапку) или газовые залежи окаймлены нефтью (нефтяная оторочка). В газе газоконденсатных месторождениях содержится конденсат (смесь жидких углеводородов (в основном С5Н12 и выше), выделяющихся при добыче из газа в результате снижения пластового давления (ниже давления начала конденсации) и температуры). Свойства месторождения определяют сложность извлечения газа из него (прежде всего, это конечно глубина залегания газа, а так же пространственная структура месторождения, оно может быть, например, многолинзовым), а также необходимую степень подготовки газа для использования или дальнейшей транспортировки. Очевидно, что со временем, в ходе добычи, происходят изменения месторождений, которые прежде всего характеризуются падением дебитов (удельного отбора газа) скважин и давления добываемого газа. Необходимо отметить, что в отличие от нефти, газ идет всегда под собственным давлением и в выкачивании не нуждается.

Месторождения нефти и газа по величине извлекаемых запасов подразделяются на:

· уникальные – более 300 млн.т нефти или 500 млдр.куб.м газа;

· крупные – от 30 до 300 млн.т нефти или от 30 до 500 млрд.куб.м газа;

· средние – от 10 до 30 млн.т нефти и от 10 до 30 млрд.куб.м газа;

· мелкие – менее 10 млн.т нефти или 10 млрд.куб.м. газа.

(Постановление Совмина СССР от 08.04.1983г. № 299 «Об утверждении классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов»).

Нефтегазоносные провинции и газоносные районы

Российская Федерация характеризуется широким и неравномерным распространением газовых месторождений, которые обладают разной экономической ценностью и в различной степени освоены. На территории Российской Федерации с геологической точки зрения выделены следующие перспективные на предмет наличия в недрах углеводородного сырья образования – нефтегазоносные провинции (НГП) и газоносные районы (области):

I. Баренцево-Карская нефтегазоносная провинция

1 – Штокмановский район

II. Волго-Уральская нефтегазоносная провинция

2 – Нижневолжский район, 3 – Оренбургский район

III. Енисейско-Лаптевская нефтегазоносная провинция

4 – Енисейско-Хатангинский район

IV. Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция

5 – Гыданский район, 6 – Надым-Пуртазовский район,

7 – Южно-Карский (Русановско-Ленинградский) район , 8 – Ямальский район

V. Индигиро-Чукотская нефтегазоносная провинция

VI. Лено-Вилюйская нефтегазоносная провинция

9 – Хапчагайский район

VII. Лено-Тунгусская нефтегазоносная провинция

10 – Ковыктинский район, 11 – Непско-Ботуобинский район,

12 – Юрубчено-Тахомский район

VIII. Охотская нефтегазоносная провинция

13 – Западнокамчатский район, 14 – Сахалинский район

IX. Прикаспийская нефтегазоносная провинция

15 – Астраханский район

X. Притихоокеанская нефтегазоносная провинция

16 – Анадырский район

XI. Северо-Кавказско-Мангышлакская нефтегазоносная провинция

XII. Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция

17 – Вуктыльский район, 18 – Лачвожский район

Отдельные нефтегазоносные области

1 – Балтийская область, 2 – Южно-Чукотская область

Отдельные газоносные районы

19 – Верхнебуреинский район

Существуют различной степени подробности с указанием нефтегазоносных провинций, газоносных районов и месторождений. В [ЗАПАСЫ-1] приведен пример такой карты.

Запасы газа и месторождения

По принятой в России методологии, для оценки начальной величины природного богатства недр газом (как и нефтью, конденсатом и сопутствующими им полезными ископаемыми) используется понятие «суммарные начальные » (СНР), которые включают уже накопленную добычу (к моменту проведения оценки), разведанные запасы категорий A+B+C1 и предварительно оцененные запасы категории С2, а также перспективные (категория С3) и прогнозные (категории Д1 и Д2) ресурсы газа, определяемые на основе геологической оценки. СНР тем достовернее, чем больше в них доля запасов и меньше доля прогнозных ресурсов, в особенности категории Д2.

При оценке запасов и потенциала добычи конкретного месторождения обычно используют категории А+В+С1 и С2.

Согласно последней научной оценке суммарные начальные ресурсы газа в России составляют 235,6 трлн.куб.м, из которых почти 100 трлн.куб.м приходится на Западную Сибирь, 60 трлн.куб.м на остальные районы суши и 75 трлн.куб.м на континентальный шельф окраинных и внутренних морей страны, главным образом Арктических – Карского и Баренцева. В России открыто около 750 газовых (газоконденсатных, газонефтяных) месторождений с общими разведанными запасами газа около 46,9 трлн.куб.м . По оценке зарубежных экспертов, мировые разведанные запасы газа составляют 150,2 трлн.куб.м доля стран СНГ в которых близка к 37,8%, в том числе России – 32,1%. Следующими, крупнейшими после России запасами газа обладают Иран – около 15,3% мировых запасов, Катар – около 7,4%. Туркмения занимает 11 место в мире с 1,9% запасов.

В распределении запасов и ресурсов газа всех категорий главенствующая роль принадлежит Западной Сибири. Из около 46,9 трлн.куб.м разведанных запасов России в Западной Сибири, преимущественно в ее северных районах, сосредоточено 36,9 трлн.куб.м. Крупные запасы газа разведаны также в Астраханской, Оренбургской и Иркутской областях, Ненецком автономном округе, республике Саха, Красноярском крае, в акваториях Баренцева, Карского и Охотского морей.

За все годы разработки из газовых месторождений России уже извлечено около 9,5 трлн.куб.м природного газа. В разрабатываемых месторождениях заключены 42% разведанных запасов газа страны. В наибольшей степени использованы начальные запасы газа Вуктыльского (79,3%), Оренбургского (45,6%) и группы крупных северокавказских месторождений (80-100%). В главном газодобывающем районе страны – Надым-Пуртазовском ведется интенсивная отработка наиболее эффективных сеноманских залежей Вынгапуровского (степень выработки – 66,2%), Медвежьего (62,6%), Уренгойского (44,4%), Ямбургского (25,5%) месторождений.

Для справки

Запасы сеноманского комплекса характеризуются высокой продуктивностью, себестоимостью добычи. (Отзыв газодобытчика: «Пробурил неглубоко, а там – чистейший природный газ. Только отчистить его от воды и песка, и – в трубу. Так он по трубе без всякой ДКС еще под собственным давление 100 км прет.»). Месторождения сеноманских залежей являются уникальным геологическим явлением в мире и составляют основу разрабатываемых ныне в Западной Сибири месторождений. Для сравнения, запасы, сосредоточенные в юрских отложениях, отличаются меньшей продуктивностью и большей (в 2-2,5 раза) глубиной залегания.

Перечисленные выше базовые месторождения, исключая Ямбургское, уже вступили в стадию падающей добычи (т.е. выработано более 50% промышленных запасов месторождения или произошло существенное падении общего дебита скважин месторождения), с 2003г. ожидается падение объема добычи и на Ямбургском месторождении. Высокая степень отработанности запасов важнейших месторождений создает напряженность в обеспечении планируемых уровней добычи газа по основным газодобывающим районам уже на ближайшие годы.

Важнейшей геологической особенностью разведанных запасов газа Российской Федерации является их высокая концентрация в ограниченном количестве месторождений. Основным районом сосредоточения запасов (37 трлн.куб.м или 77% от общего размера запасов) являются северные районы Западной Сибири – территория ЯНАО. Три четверти от разведанных запасов газа сосредоточены в 21 уникальном (свыше 500 млрд.куб.м запасов), а с учётом 118 крупных (от 30 до 500 млрд.куб.м запасов) месторожденияй этот показатель возрастает до 97%. Уникальные и крупные месторождения обеспечивают почти всю текущую добычу газа в России.

Группы Количество месторождений Запасы, % А+В+С1 С2 Крупнейшие 23 74,4 62,3 Крупные 118 23,0 32,2 Средние 63 1,3 3,3 Мелкие 545 1,3 2,2 ИТОГО 749 100 100

Запасы второго в мире Уренгойского месторождения оцениваются в 6,4 трлн.куб.м, Ямбургского – 4 трлн.куб.м, Бованенковского – 4,4 трлн.куб.м. Основные запасы (80%) размещаются на глубинах до 3 км и характеризуются высокими дебитами скважин. В многочисленных более мелких месторождениях заключено лишь 2,3% запасов газа страны.

Самым крупной компанией в газовой отрасли России является ОАО «Газпром». Предприятия ОАО «Газпром» имеют лицензии на геологическое изучение и разработку месторождений, в которых сосредоточено 65% российских или более 20% мировых запасов. На начало 2000г. запасы газа ОАО «Газпром» составляют 30,4 трн.куб.м, из них 27,0 трлн.куб.м на 116 месторождениях принадлежат предприятиям со 100% участием ОАО «Газпром». Акционер общества в которых ОАО «Газпром» имеет более 50% акций владеют запасами 3,4 трлн.куб.м. Ресурсная база ОАО «Газпром» в 13 раз превышает запасы основного Европейского поставщика газа – Норвегии. В пересчете на нефтяной эквивалент запасы углеводородов, контролируемые ОАО «Газпром» превышают запасы Саудовской Аравии. Ведущее место в разведанных запасах занимает Ямало-Ненецкий Автономный Округ, запасы которого составляют 35,3 трлн.куб.м (по категории С1+С2). Предприятия ОАО «Газпром» имеют лицензии в этом регионе на месторождения с разведанными запасами газа 23,0 трлн.куб.м или 65 % от запасов округа.

Недавно введены в разработку новые месторождения разрабатываемые предприятиями ОАО «Газпром»: Западно-Таркосалинское, и Ямсовейское, открыто Северо-Самбургское. В 2001г. начинается эксплуатация Заполярного месторождения.

Распеределение запасов газа по России по недропользователям, трлн.куб.м:

Недропользователи Запасы ОАО «Газпром»(предприятия ОАО «Газпром» -27,0 и АО с участием ОАО «Газпром» более 50%- 3,4) 30,4 АО с участием ОАО «Газпром» менее 50% 2,2 Другие недропользователи 6,4 Нераспределённый фонд 7,9 Россия, всего 46,9

Подавляющее большинство крупнейших и крупных месторождений открыто 10-20 лет назад. В последние годы такие месторождения открыты преимущественно в новых отдаленных районах Восточной Сибири, Дальнего Востока и на арктическом шельфе (Штокмановское, Русановское, Ленинградское, , Ковыктинское и др.), а в сложившихся добывающих районах европейской части страны пополнение фонда газовых месторождений происходит за счет средних и мелких месторождений.

Сложным является распределение запасов в зависимости от химического состава газа, с чем связаны некоторые специфические условия использования открытых месторождений. В большинстве районов газы имеют многокомпонентный состав, включающий в разных сочетаниях углеводородные и неуглеводородные соединения. По оценке специалистов ВНИИгаза, на долю метановых бессернистых газов, являющихся основным топливным компонентом, приходятся 57% разведанных запасов. Такие газы сосредоточены в основном в сеноманских отложениях Западной Сибири и на Штокмановском месторождении в Баренцевом море. Остальные запасы газа усложнены за счет примесей этана, сероводорода, углекислого газа, азота, гелия и т.д. Однако при этом запасы газа с большим содержанием этана могут рассматриваться как самостоятельное углеводородное сырье для комплексной газохимической переработки. Наличие же в запасах кислых газов (сероводорода, углекислого газа) является в целом негативным фактором, затрудняющим процесс разведки и освоения месторождений. Основная часть кислых газов приходится на Астраханское и Оренбургское месторождения. Значительная часть запасов газа содержит конденсат. В целом по стране открыто около 300 газоконденсатных месторождений, из которых разрабатываются с отбором конденсата около 100 месторождений. В отдельных залежах содержание конденсата в газе превышает 500 г/ м3. Отбор конденсата связан с некоторым изменением технологии добычи, и транспортировки данного ценного сырья для газоперерабатывающей промышленности.

Ресурсы газа в акваториях морского шельфа РФ

Сложные проблемы связаны с освоением ресурсов газа в акваториях морей, особенно в их глубоководных зонах. Россия обладает крупнейшим в мире шельфом внутренних и окраинных морей общей площадью 5,2 млн.км2 , из которой около 4 млн.км2 (77%) перспективны на нефть и газ. Геологическая изученность этой территории крайне неравномерна и значительно ниже, чем за рубежом.

Повсеместно в мире развитие морских поисковых и разведочных работ зависит от экономики, техники и факторов экологии. Из-за возрастания этих трудностей по мере удаления от берега и увеличения глубин моря работы концентрируются главным образом в пределах континентального шельфа с глубиной воды до 200- 300 м. Для России эта зона является сейчас экономическим пределом. В то же время за рубежом (США, Бразилия и др.) активно изучаются более глубоководные зоны вплоть до изобаты 1-2 км, где уже открыты отдельные месторождения.

В целом акватории морей – крупнейший резерв сырьевой базы газовой промышленности России, который будет использоваться по мере роста технических возможностей. Объективно необходимо учитывать, что значительная часть акваторий России принадлежит Арктике, отличающейся наибольшей сложностью природных условий (в частности – замерзающие моря, зоны паковых льдов).

К наиболее приоритетным для освоения в ближайшее десятилетие относят объекты мелководного континентального шельфа Печороморского сектора Баренцева моря, заливы Карского моря, Тазовской губы.

В Баренцевом море наиболее изучен район, прилегающий к уникальному Штокмановскому ГКМ, лицензия на освоение углеводородов по которому получена в 1993г. АО «Росшельф», контролируемому ОАО «Газпром». Запасы газа на Штокмановском месторождении оцениваются в 2,9 трлн.куб.м. Перспективными площадями этой зоны являются Териберская, Терская, Бритвинская, Лудловская, Туломская и Ледовая, которые могут осваиваться как сателлиты Штокмановского месторождения.

В Печороморском шельфе открыто Приразломное нефтяное месторождение (лицензия так же принадлежит АО «Росшельф»). Его сателлитами можно рассматривать НГКМ Варандей-море, а также Южно-Долгинскую и Алексеевскую площади. В числе приоритетных в геологическом отношении – Русановско-Ленинградская зона поднятий в Карском море (ресурсы оцениваются в 8,8 трлн.куб.м), приямальский шельф, Тазовская губа, Обская губа с высокой концентрацией как выявленных запасов, так и ресурсов категорий С3 и Д1. В южных морях перспективными направлениями можно считать месторождения Темркжского залива Азовского моря на Геленжикской, Западно- и Центрально-Прибрежной структурах, а в пределах Российской части Прикаспия – Прикумско-Тюленевскую зону поднятий.

На сахалинском шельфе Охотского моря открыто шесть крупных месторождений – пять нефтеконденсатных и одно газоконденсатное; например запасы Лунского месторождения оцениваются в 400 млрд.куб.м газа и 50 млн.т конденсата.

История поиска и разведки газовых месторождений в РФ

Геологоразведочные работы в комплексе глубокого бурения, геофизических, геологических, геохимических, аэрокосмогеологических исследований проводятся в нефтегазоносных и перспективных районах для изучения глубинного геологического строения, оценки ресурсов, поисков и разведки газовых и нефтяных месторождений. Целевые работы на газ являются частью указанного комплекса и осуществляются в приоритетных районах преимущественного газонакопления для ускорения их разведки и подготовки к промышленному освоению. Глубокое бурение в России ведется с 1864г., но весь длительный начальный период – вплоть до Великой Оте­чественной войны – оно было направлено на изучение нефтеносных районов, что не только сдерживало подготовку запасов газа, но и создавало искаженное представление об обедненности недр России природным газом. К 1940г. было открыто только восемь небольших газовых месторождений, из которых за тот год было добыто 53 млн.куб.м газа (это примерно в 10 000 раз меньше сегодняшнего уровня добычи газа в России). Переломом в развитии геологоразведочных работ на газ и понимании значения природного газа как самостоятельного полезного ископаемого произошел после открытия в 1941г. первого относительно крупного Курдюмо-Елшанского газового месторождения в Саратовской области и строительства на его сырьевой базе первого магистрального газопровода до Москвы. По времени это совпало с открытием первых крупных нефтяных месторождений в Урало-Поволжье, что в целом способствовало созданию новой обстановки в сфере геологоразведочных работ, их резкой активизации и переходу к направленной государственной политике по изучению нефтяных и газовых ресурсов новых районов.

Если за начальный период (1864- 1940 гг.) на территории России было пробурено около 3 млн.м глубоких скважин, то в течение 1941 – 1950 гг. объем бурения составил 4,5 млн.м, а в следующем десятилетии 19,2 млн.м. По экспертным оценкам, около 8% объема бурения за 1940-е годы и 25% – за 1950-е имели целевое назначение на газ . Изменение объемов и общей стратегии геологоразведочных работ принципиально улучшило состояние сырьевой базы газовой промышленности. За 20 лет, с 1941 по 1960 гг., в России было открыто 104 газовых месторождения, в том числе крупные месторождения в Краснодарском и Ставропольском краях (Северо-Ставропольское, Пелагиадинское, Майкопское, Березанское, Ленинградское), Саратовской и Волгоградской областях (Степановское, Коробковское). Принципиальное значение имело открытие первых газовых месторождений в Западной Сибири (1953г. – Березовское) и Якутии (1956г. – Усть-Вилюйское), ознаменовавших открытие Западно-Сибирской и Лено-Вилюйской нефтегазоносных провинций.

С начала 1960-х годов геологоразведочные работы на газ приобретают целенаправленный характер с приоритетом изучения новых территорий (Западная и Восточная Сибирь, Дальний Восток, Прикаспий, Европейский Север) и преимущественной ориентировкой на поиски и разведку крупных месторождений. Это позволило в короткие сроки открыть и подготовить к разработке Вуктыльское (1964г.), Оренбургское (1965г.), Уренгойское (1966г.), Медвежье (1967г.), Ямбургское (1969г.), Астраханское (1976г.) и другие месторождения, которые стали базовыми центрами газовой промышленности. В последние годы социалистического хозяйствования выдающееся значение имело открытие Штокмановского (1988г.), Русаковского (1989г.), Ленинградского (1991г.) месторождений, что показало реальные перспективы крупнейшей по ресурсам газа Баренцево-Карской нефтегазоносной провинции. Таким образом, расширилась география сырьевой базы, был обеспечен крупномасштабный рост запасов, выведший Россию на первое место в мире по уровню сырьевой обеспеченности газовой промышленности.

Всего за период с 1961 по 1990 гг. в России было открыто 591 газовое месторождение, а заключенные в них разведанные запасы природного газа возросли в 42 раза – с 1,1 до 46,9 трлн.куб.м при росте добычи газа за тот же период с 18,8 до 612 млрд.куб.м, или в 32 раза. Основной прирост запасов газа получен на месторождениях Западной Сибири, которая в короткий срок превратилась в главную сырьевую базу газовой промышленности страны (см. табл.).

Прирост запасов газа категорий A+B+C1, млрд.куб.м

Регионы

 

1961 – 1970 гг.

 

1971 – 1980 гг.

 

1981 – 1990 гг.

 

1991 – 1995 гг.

 

Российская Федерация 11125

 

20573

 

20234

 

4730

 

Суша 11124

 

20506

 

18215

 

2864

 

Европейский Север 410

 

492

 

105

 

8

 

Урало-Поволжье 1253

 

1070

 

2560

 

25

 

Северный Кавказ 223

 

41

 

90

 

56

 

Западная Сибирь 8814

 

18334

 

14648

 

2317

 

Восточная Сибирь 136

 

135

 

487

 

302

 

Дальний Восток 288

 

434

 

325

 

156

 

Шельф 1

 

67

 

2019

 

1867 

 

Для начала 1990-х годов из-за прекращения централизованного бюджетного финансирования характерны значительное замедление темпов развития сырьевой базы и резкий спад активности геологоразведочных работ в нефтегазоносных и перспективных районах. Сокращение инвестиций, ухудшение материально-технического обеспечения, ослабление развития социальной сферы послужили причиной быстрого уменьшения объемов работ всех видов и свертывания большинства программ по воспроизводству запасов и подготовке геологического задела сырьевой базы в новых перспективных районах. В результате впервые за всю историю газодобычи в России прирост запасов не компенсировал уровня добычи, а по Надым-Пуртазовскому району превышение добычи над приростом запасов газа происходит с 1992г. В 1981-1990 гг. ежегодный прирост запасов составлял в среднем 2 трлн.куб.м, а за последние 7 лет из-за изменения схемы финансирования геологоразведочных работ на нефть и газ было приращено всего 2,2 трлн.куб.м газа, в то время как накопленная добыча за это же время составила 4,1 трлн.куб.м.

В связи с открытием больших и уникальных месторождений, особенно в Западной Сибири и Урало-Поволжье, разведанные запасы газа до 1991г. возрастали исключительно высокими темпами и к 1994г. по сравнению с 1951г. увеличились в 540 раз. К началу 1996г. разведанные запасы незначительно уменьшились (до 47,7 трлн.куб.м), в основном за счет добычи газа из месторождений Западно-Сибирского региона, в котором сосредоточено 78% всех разведанных запасов России.

Развитие и воспроизводство сырьевой базы

Основой долгосрочной экономической политики при использования любого минерального сырья является воспроизводство запасов (минерально-сырьевой базы). Очевидно, что по мере добычи полезных ископаемых из ранее разведанных запасов объем этих запасов уменьшается и для обеспечения добычи не только в данный момент, но и в будущем, необходимо постоянно вести поиск новых месторождений и восстанавливать (либо увеличивать) размеры разведанных запасов.

В сложившихся условиях, когда газ является главным энергоносителем в России, необходимо дальнейшее развитие сырьевой базы газовой промышленности. Исходить при этом необходимо из наиболее вероятных соотношений добычи и прироста запасов газа и на основе долгосрочных прогнозов спроса на газ в России, других странах СНГ и в дальнем зарубежье, определяющих необходимый уровень добычи газа в 650 млрд.куб.м в 2010г. и 800 млрд.куб.м – в 2020г. Это может быть обеспечено за счет запасов уже открытых крупных месторождений при условии их адекватного воспроизводства при соответствующем развитии геологоразведочных работ.

В целом же, из-за общего дефицита инвестиционных ресурсов, начиная с 1994г. прирост разведанных запасов газа и нефти не компенсирует их промышленную добычу. Вплоть до 1999г. пророст запасов газа составлял 60% от его добычи. Это, по сути, означало, что развитие энергоресрурсной базы национальной экономики приобрело в девяностые годы экстенсивный характер. По данным Фонда развития энергетической и инвестиционной политики и проектного финансирования, за девяностые годы объем геолого-разведочных работ на нефть и газ сократился в 3,5 раза.

Из 755 открытых в России месторождений газа более половины уже разрабатываются или подготовлены к промышленному освоению. Степень выработанности разведанных запасов газа в среднем по России составляет 15,5%. В европейской части страны она достигает 70%, а в Восточной Сибири – лишь около 1%.

Степень разведанности потенциальных ресурсов газа в России составляет лишь 24,5%. Очень низкими показателями разведанности и выработанности газовых ресурсов характеризуются Восточно-Сибирский и Дальневосточный регионы, а также шельфы морей. Это указывает на большие возможности дальнейшего расширения и освоения сырьевой базы газовой промышленности.

Перспективы развития сырьевой базы газовой промышленности связаны с реализацией прогнозных (неразведанных) ресурсов газа России, которые оцениваются величиной 166,8 трлн.куб.м. По сути, ни один из известных газоносных районов страны не исчерпал полностью своих потенциальных возможностей, но преобладающая часть неразведанных ресурсов (68,3%) приходится на отдаленные районы, не обеспеченные необходимой инфраструктурой. По величине неразведанных ресурсов газа среди районов суши доминирует Западная Сибирь, за ней следуют Восточная Сибирь и Дальний Восток. Свыше 42% ресурсов связано с акваториями морей, прежде всего Карского и Баренцева. В то же время геологическая структура неразведанных ресурсов газа не идентична разведанным запасам и менее благоприятна по экономической оценке. Уже известные тенденции и закономерности геологоразведочного процесса позволяют прогнозировать дальнейшее снижение масштабов открытий месторождений и массовый переход во многих районах на поиски и разведку мелких и средних по запасам месторождений. Всевозрастающее значение будут иметь рифы, бары, эрозионные врезы и другие сложные формы литологического и тектонического экранирования, которые дают большое разнообразие типов месторождений, в том числе и не имеющих аналогов. Их выявление и изучение требуют более совершенных методов геолого-поисковых работ, прежде всего сейсморазведки. Кроме того, основная часть неразведанных ресурсов газа связана с комплексами пород, залегающих на больших, в сравнении с разведанными запасами, глубинах.

Необходимо отметить также, что по оценкам специалистов разработку только 15% нераспределенных запасов по стране (86 месторождений из 556) можно признать экономически эффективной.

Самыми крупными газовыми месторождениями в нераспределенном фонде являются Крузенштернское, Южно-Тамбейское и Северо-Тамбейское месторождения. В ЯНАО запасами газа обладают следующие перспективные месторождения: Тазовское (около 17 млрд.куб.м запасов категории С1+С2), Верхне-Тазовское (около 65 млрд.куб.м), Хадырьяхинское (около 37 млрд.куб.м), Южно-Хадырьяхинское (около 25 млрд.куб.м) и Ярейское (около 45 млрд.куб.м). Имеются данные о наличии крупных запасов газа в Красноярском крае (на севере – в Долгано-Ненецком АО, и в центральной части – в Эвенкийском АО) – около 24 трлн.куб.м начальных запасов. В частности, существует прогноз о наличии уникального месторождения газа (4 трлн.куб.м) к северо-востоку от Норильского промышленного района.

Согласно оптимизационным расчетам баланса запасов газа на 1996-2010 гг. в России для обеспечения устойчивого развития газовой промышленности должно быть подготовлено 11-12 трлн.куб.м запасов газа разведанных категорий, в том числе 2,3-2,5 трлн.куб.м в ближайшие 5 лет. В сложившейся структуре газовой промышленности роль основных газоносных районов России в формировании сырьевой базы должна быть дифференцированной и в принципиальном плане соответствовать следующим задачам:

  • дальнейшее крупномасштабное развитие сырьевой базы в Западной Сибири с целью обеспечения повышенной надежности функционирования действующих и проектируемых систем дальних магистральных газопроводов в западном направлении;
  • интенсификация подготовки резервов сырьевой базы Урало-Поволжья, Европейского Севера и Северного Кавказа для увеличения разведанных запасов и на этой основе снижения темпов падения добычи газа в европейской экономической зоне;
  • ускорение подготовки запасов и вовлечение в разработку газовых месторождений Баренцева моря и южных морей России как важного резерва усиления сырьевой базы европейской зоны;
  • рациональное накопление запасов в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, контролируемое экономически обоснованными проектами и расчетами реальных потребностей местных газопотребителей и экспорта в страны АТР.

Соответственно с этим в прогнозе приростов запасов доля крупных месторождений снижается и преобладает доля мелких и средних месторождений. Реальные перспективы крупных открытий в ближайшие 20 лет остаются в Западной и Восточной Сибири, в Прикаспии и акваториях Баренцева, Карского и Охотского морей. При этом с экономической точки зрения Россия заинтересована в поиске, разведке и эксплуатации газовых месторождений, обладающих крупными и уникальными по величине запасами.

Для реализации перспектив подготовки запасов газа потребуется осуществить в крупном объеме глубокое бурение, геофизические и другие виды работ на современном аппаратурно-технологическом уровне, необходимом для решения геологических задач в сложных условиях. Преодоление существующего спада объемов бурения является первоочередным условием реализации будущих программ подготовки запасов.

Чтобы «воспроизводить» сырьевую базу, поддерживать массу запасов в недрах на уровне, обеспечивающем требуемый объем добычи, необходимо вовлекать в поисковый процесс все большее количество перспективных структур, а в разведку – все большее количество открываемых месторождений. Для этого необходимо усовершенствовать схему финансирования геологоразведочных работ (см. об этом далее в подразделе «Налоги и платежы» раздела «Нормативно-правовое регулирование …» и в разделе «Некоторые финансово-экономические оценки» настоящей главы).

Таким образом, при всей очевидности геологических перспектив, задача подготовки в будущем крупных запасов газа будет гораздо более сложной, чем сейчас, а структура прогнозируемых запасов – неадекватной уже разведанным запасам. Преодолеть указанные сложности можно только на основе решения вопроса создания благоприятных условий для привлечения финансирования в описываемую сферу газодобычи, внедрение научно-технического прогресса во всех сферах геологоразведочного производства, так как только это может снизить темп падения эффективности по мере роста сложности работ.

С другой стороны необходимо отметить, что хотя безусловно все высказанные выше соображения о проблемах воспроизводства запасов газа в долгосрочном, стратегическом, плане не вызывают сомнения, в краткосрочном, тактическом плане наблюдается высокая (по сравнению со многими другими газодобывающими странами) обеспеченность запасами газа как страны, так и добывающих компаний (фактически – ОАО «Газпром»). Поэтому можно допустить, что в ближайшее время, в условиях падения добычи газа в стране при росте спроса на него в стране и за рубежем, приоритетным является вложение средств в разработку уже разведанных месторождений и разработка механизмов, стимулирующих эти процессы (из этого не следует, что средства в перспективный поиск и разведку не надо направлять, разговор идет о приооооооритетах). Отметим, при этом, что разработка любого нового месторождения начинается с его доразведки, детального уточнения запасов, структуры и прочих характеристик месторождения, поэтому можно ожидать, что в условиях падения объемов добычи газа в ближайшее время основные средства будут вкладываться именно в разведку (доразведку).

Если в зарубежных компаниях нормой является обеспеченность запасами на 15-30 лет добычи, то у ОАО «Газпром» этот показатель в несколько раз больше (около 80 лет). Предприятия системы ОАО «Газпром» в настоящий момент имеют лицензии на разработку 128 (115 из них были получены ими в 1992г. без конкурса) месторождений газа, однако реально разрабатываются только 59. Есть лицензии на месторождения, которые реально не разрабатываются, и у ряда других компаний. Имеются неразрабатываемые месторождения газа у нефтяных компаний, которые ждут благоприятных условий для разработки этих месторождений, возможности реализации газа по приемлемой цене и прояснения ситуации с доступом к магистральным газопроводам ОАО «Газпром». Имеются лицензии и у ряда мелких компаний, как правило созданных при участии структур, близких с Администрациями регионов, и не имеющих средств на организацию доразведки и разработки месторождения, они пытаются, получив лицензию на перспективное месторождение, привлечь на выгодных для себя условиях инвесторов для организации работ. В качестве примера приведем 2 документа, имеющихся у нас, с информацией о поиске небольшими компаниями партнеров (покупателей, инвесторов) для разведки и освоения месторождений [ЗАПАСЫ-2] и [ЗАПАСЫ-3]. В первом случае компания «Петромир» получила в результате конкурса совмещенную лицензию на геологическое изучение и добычу нефти и газа. Основными аргументами в пользу нахождения месторождений углеводородов на лицензионной участке является – «на соседней Ковыкте нашли, а у нас все похоже и тоже должны быть запасы углеводородов». Во втором случае информацию предоставляют посредники (этим вызвано отсутствие названий организаций и месторождений), которые попытались навести некоторое наукообразие на делаемое предложение и сделали собственную оценку инвестиционной привлекательности проекта разработки месторождений.

В [ЗАПАСЫ-11] приведены потенциальные извлекаемые ресурсы углеводородов в пределах первоочередных поисковых зон по ЯНАО по состоянию на 1999г.

О технологиях поиска и разведки газовых месторождений

Геология – это большая область знания, наука, целый ряд специальностей, своя система подготовки кадров и т.д. и т.п. В геологической науке существует ряд (больше, чем одна) теорий, объясняющих формирование тех или иных геологических структур (отметим например, что общепринятая «биогенная» теория формирования месторождений углеводородов из органических остатков растений и животных в осадочных породах не дает четкого ответа на вопрос о происхождении уже обнаруженных глубокозалегающих месторождений, но существует и «абиогенная» теория, предполагающая, что нефть в природе может синтезироваться из неорганических соединений). На основании этих теорий и имеющейся предварительной геологической информации делаются предположения о возможных регионах нахождения месторождений углеводородов и в этих регионах проводятся геологоразведочные работы. Очень грубо геологоразведочные работы можно разделить на поисковые и разведочные. Поисковые работы включают в себя очень широкий круг работ: начиная с топографо-геодезических работ и, далее, геохимическое газовое опробование грунтов и воды, геофизические работы (магнитная съемка и радиометрия), опробование точечно-штуфное и керновое и т.д и т.п. Поисковые работы (особенно их начальные стадии) в основном выполняются геофизическими предприятиями в рамках общих работ по исследованию недр (не только поиск углеводородов). Поисковые работы ведутся по территориям (районам), что естественно, ведь на этом этапе месторождение еще не найдено. Завершением поисковых работ можно считать проведение региональной сейсморазведки (для выявления характерных геологических структур) и бурение параметрических скважин. Если параметрическая скважина дала положительные результаты на газ, то можно считать, что структура выявлена и далее уже ведутся разведочные работы по найденной структуре, которые ведут специализированные «нефтегазоразведочные» компании (как правило, они проводят и последние стадии поисковых работ). В ходе разведочных работ выявляются основные свойства пород месторождений (коллекторские свойства – пористость, проницаемость, трещиноватость, гидропроводность и т.д., неоднородность пород), условия залегания и свойства газа, нефти и воды в пластовых условиях, энергетические свойства нефтегазоносных пластов (пластовое давление и режимы пластов), осуществляется оконтуривание залежей, уточнение запасов и подготовка месторождения к разработке, т.е. создается система разработки месторождения. При бурении разведочных скважин проводятся геологическое и геохимическое изучение (отбор и изучение керна, анализ шлама) и ГИС (здесь широко применяются различные методы каротажа – замера по длине скважины различных физических характеристик различными датчиками, например – акустический, термо, фото-, газовый, механический, электро-, радио- и другие виды каротажа).

Сложившаяся в России система оценки и учета запасов является достаточно строгой и корректной (имеется в виду официальная государственная оценка, через ЦКЗ и т.д.), вполне на уровне международных стандартов, и, возможно, даже более строгая. Например, ОАО «Газпром» в целях повышения своей инвестиционной привлекательности организовало международный аудит своих запасов. Компанией «DeGolyer & MacNoughton» проводится аудит запасов по новым месторождениям и осуществляется корректировка геолого-экономических результатов по месторождениям, прошедшим аудит запасов. В целом независимой экспертизе по международным стандартам (SEC) было подвергнуто более 74% запасов газа, 36% – конденсата, 22% – нефти. Аудит подтвердил надежность оценок начальных запасов углеводородов по месторождениям и достаточно высокий коэффициент перевода промышленных запасов (A+B+C1) в категории «доказанных» и «вероятных».

Огромное значение имеют методы интерпретации различных геологических данных. Одним из бурно развивающихся направлений промышленной геологии является сейчас разработка различных компьютерных программ анализа и интерпретации геологической информации. В Росси накоплены огромные объемы различной геологической информации, имеются квалифицированные специалисты – геологи и уникальные эксперты, но есть некоторое отставание по созданию промышленных (!!!) программ анализа и интерпретации геологической информации. Отметим, что никакая программа не может полностью заменить экспертов, но они позволяют формализовать работу и быстро проанализировать данные стандартными методами и наглядно представить результаты такого анализа.

Еще одной «точкой отставания» российской промышленной геологии является проведение трехмерной (3D) сейсморазведки. Ее практически никто не делает в стране на промышленной основе (делают двухмерную (2D), т.е. получают набор плоских профилей геологических структур) и приходится для ее проведения приглашать зарубежные фирмы. Одной из основных проблем такой сейсморазведки является интерпретация данных, зато она дает возможность сразу построить пространственную модель месторождения.

Таким образом, геологоразведочные и геологические работы ведутся не только в период поиска месторождений, но и в период подготовки их к эксплуатации и в период добычи. Геологические работы являются обязательной частью процесса добычи газа (геологи всегда работают во время добычи из любого месторождения), они постоянно уточняют характеристики месторождения, наблюдают за его эволюцией, обеспечивают оптимальный режим эксплуатации месторождения. По существующему в России порядку схемы освоения (разработки) месторождений углеводородов должны быть утверждены Минэнерго РФ.

Геологи должны давать заключение и при проведении любых строительных работ. Большой объем геологических работ выполняется при строительстве трубопроводов. Анализируются свойства грунтов, состав пород (в случае проходки), сейсмические характеристики в зоне прохождения трассы трубопровода и т.д.

В последнее время все больше внимания уделяют экологическим аспектам геологических явлений. Например, геологами отмечена тенденция понижения уровня поверхности над разрабатываемыми уникальными месторождениями углеводородов в Западной Сибири, обводнение поверхности. В долгосрочном плане – это очень тревожная (но пока что обсуждаемая только специалистами) тенденция.

В России сложились некоторые средние сроки разведки и разработки месторождений углеводородов (с момента реального начала работ): продолжительность периода поисков – 2 года, разведки – 3 года. В соответствии с действующим законодательством лицензию на геологическое изучение недр дают обычно сроком на 5 лет. Многие поисковые работы выполняются в летний полевой сезон, в то же время при организации буровых работ в Западной Сибири необходимо учитывать, что тяжелое оборудование к месту бурения как правило доставить можно только в зимний период по замерзшим болотам (зимникам), поэтому количество поисковых и разведочных скважин, которые можно пробурить за один сезон зачастую определяется не производительностью буровой установки, а количеством установок, вовлеченных в работу. Отметим, что опыт показывает, что даже при самом высоком темпе работы при начале разработки предварительно разведанного (например, в советское время) месторождения минимум год уходит на сбор и анализ имеющейся информации и два года – на доразведку.

В последнее время нам несколько раз приходилось сталкиваться с информацией о фирмах, предлагающих «современную достоверную информацию для поиска нефтегазовых месторождений в России», для примера можно привести «VF FVN Co. Limited» (контактный телефон в Москве 249-0767, Президент – Виктор Фадеев). По нашим оценкам подобные предложения базируются на доступе их авторов к текущей геологической информации по регионам России (самой различной, от детальной съемки территорий из космоса с применением современных методов дешифровки этих снимков до различных данных геофизических исследований) и программах их компьютеризованной обработки, выявляющих различные устойчивые корреляции между данными по найденным месторождениям и отыскивающих подобные же корреляции на перспективных территориях. В принципе подобные подходы не лишены определенного смысла, но необходимо отметить, что ни один инвестор не предоставит средства и ЦКЗ не утвердит размеры запасов, если не будут проведены требующиеся в соответствие с устоявшимися технологиями, работы по поиску и разведке запасов, в частности, если не будет произведено параметрическое и разведочное бурение. Поэтому подобные предложения целесообразно воспринимать не более, как метод снижения рисков геологоразведочных работ. Имеет смысл дотошно оценивать используемые ими методики и информационные базы и сравнивать запрашиваемую стоимость работ с расходами на классическую геологоразведку и со стоимостью альтернативных предложений. В случае использования подобных предложений целесообразно формировать систему оплату подобных работ из 2-х составляющих: фиксированной и дополнительной, зависящей от успешности подтверждения их прогнозов последующими геологоразведочными работами.

Нормативно-правовое и налоговое регулирование отношений в сфере поиска и разведки газа

Организация и регулирование поиска и разведки являются элементами общей системы организации недропользования в России, которая кратко описана (включая налогообложение и режим СРП) в [ОБЩЕЕ-11].

В соответствии с «Положением о порядке лицензирования пользования недрами», утвержденным Постановлением Верховного Совета РФ от 15.07.1992г. №3314-1, вся минерально-сырьевая база, находившаяся в промышленном освоении на период ввода его в действие, была без конкурсов и бесплатно закреплена за прежними пользователями. Этой категории недропользователей было передано 64% разведанных запасов нефти, 63% запасов газа, 86% запасов алмазов, 71% запасов золота и т.д.

Позже, через механизм конкурсов и аукционов победителям выдано около 2,5 тыс. лицензий (из них в разработке находятся только 1,4 тыс.), по которым закреплено 30% запасов нефти, 19% природного газа (из них около 250 недропользователей вообще не приступали к оговоренному в лицензии освоению месторождений). В несколько меньших объемах через конкурсную систему переданы в освоение запасы других видов сырья.

К настоящему времени основные запасы экспортноориентированных полезных ископаемых залицензированы и находятся в распределенной части недр. В государственном резерве числится от 5 до 30 % экспорто-ориентированных запасов и от 30 до 60 % запасов полезных ископаемых, потребляемых на внутреннем рынке.

Сложившаяся ситуация начала всерьез беспокоить Правительство РФ. Недавно назначенный Министром природных ресурсов РФ В.Артюхов в июне 2001г. своим распоряжением приостановил выдачу новых лицензий и организовал инвентаризацию ранее выданных лицензий. Он заявил, что за неисполнение лицензионных требований, прежде всего природоохранных и фискальных, лицензии будут отзываться «не взирая на лица».о возможности введения ежегодных уточнений лицензионных соглашений , возможности пересмотра итогов ряда конкурсов и аукционов. Лишаться лицензий те, кто «сидит на месторождениях, как собака на сене», кто «снимает с месторождений пенки» и губит их эксплуатационные возможности, кто занимается перепродажей месторождений на сером рынке. Уже летом 2001г. он пообещал утвердить четкий регламент действий по всей цепочке лицензионного процесса, включая условия допуска к конкурсам и аукционам. Будут уточнены и переутверждены программы лицензирования. В.Артюхов заявил, что в ближайшее время при распределении лицензий предпочтение будет отдаваться аукционам (т.е. при условии соблюдения квалификационных условий победитель определяется по предлагаемой им величине бонусных платежей). Но в долгосрочной перпективе, после создания действенного механизма контроля лицензионных соглашений и отзыва лицензий, будет увеличиваться количество конкурсов, т.к. это позволяет существенно расширить совокупность обязательств недропользователя по эксплуатации месторождений.

Меняется и система налогообложения использования недр и финансирования геологоразведочных работ.

Госдума РФ на пленарном заседании 13.07.2001г. приняла в третьем чтении проект Закона РФ «О внесении изменений и дополнений в часть вторую Налогового кодекса РФ и некоторые другие акты законодательства РФ, а также о признании утратившими силу отдельных актов законодательства РФ», подготовленный Правительством РФ. Этот закон дополняет часть вторую Налогового кодекса РФ главой «Налог на добычу полезных ископаемых» и вводит с 01.01.2002г. в налоговую систему России новый налог – налог на добычу полезных ископаемых. Налог предполагается фиксированный, в расчете на тонну добываемых ресурсов, без дифференциации в зависимости от горно-геологических условий добычи (для углеводородов предполагается ввести только зависимость от цены нефти на международном рынке). Одновременно отменяются отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы, акциз на нефть и стабильный . Для газа горючего природного из газовых месторождений и газового конденсата из газоконденсатных месторождений, нефти и газового конденсата из нефтегазоконденсатных месторождений ставка налога усанавливается в 16,5% цены реализации добываемой продукции. При выполнении соглашений о разделе продукции, заключенных в соответствии с законодательством РФ, ставка налога применяется с коэффициентом 0,5. Налогоплательщики, осуществившие за счет собственных средств поиск и разведку разрабатываемых ими месторождений полезных ископаемых или полностью возместившие все расходы государства на эти цели и освобожденные по состоянию 01.07.2001г. от отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы уплачивают налог на добычу полезных ископаемых с коэффициентом 0,7. В целях борьбы с трансфертными ценами в период с 01.01.2001г. по 31.12.2004г. налоговая база при добыче нефти будет определяться как количество добытых полезных ископаемых в натуральном выражении. В переходных положениях закона предусмотрено внесение дополнений в части распределения поступлений по данному налогу между бюджетами разных уровней. Так, при добыче общераспространенных полезных ископаемых 100% поступлений от налога будут поступать в региональные бюджеты, а при добыче любых полезных ископаемых на континентальном шельфе или в исключительной экономической зоне – 100% зачисляется в федеральный бюджет; при распределении поступлений данного налога по углеводородному сырью, за исключением сложно устроенных субъектов РФ, 20% будет поступать в региональный бюджет, 80% – в федеральный бюджет (для сложно устроенных регионов, таких как Тюменская, Архангельская и Пермская области, в федеральный бюджет будет поступать 74,5%, в бюджет автономного округа – 20%, в бюджет края, области – 5,5%).

В концепции бюджетной политики предполагается сокращение участия государства в развитии минерально-сырьевого сектора. В госбюджете будет ликвидирован фонд воспроизводства минерально-сырьевой базы. Таким образом, заботу о поддержании на должном уровне сырьевых ресурсов должны целиком взять на себя пользователи недр – горно-добывающие предприятия.

По мнению руководителей геологической службы, это приведет к сокращению ассигнований на геологию уже в следующем году. Они уверены, что данная реформа будет означать неуклонное, а лет через пять и лавинообразное сокращение разведанных запасов минерального сырья, падение уровня и рост стоимости его добычи. При этом, по сообщениям Министерства природных ресурсов России, в 1999г., например, 87% бурения на нефть и газ осуществлялось на деньги фонда воспроизводства минерально-сырьевой базы. И лишь 12% – за счет средств предприятий. Они утверждают, что политика крупных компаний состоит в том, чтобы получить в пользование месторождения, где не нужно самим тратиться на поиск перспективных площадей и подготовку запасов. По действующему законодательству добывающие предприятия не являются собственниками разведанных ими месторождений. Они имеют право лишь на добычу полезных ископаемых, что удостоверяется в каждом случае лицензией на право пользования участком недр. При этом в лицензионном соглашении оговаривается ряд условий, которые обязаны выполнять владельцы лицензий. При желании государственные структуры могут изъять лицензию на право пользования недрами даже у успешно работающих и законопослушных компаний. Без права собственности на месторождение и при отсутствии механизма защиты на владение лицензией инвестиции в геолого-разведочные работы связаны с очень большим риском. Естественно, недропользователи тратить собственные средства на геолого-разведочные работы будут осторожно, в очень небольших объемах.

Но изменение системы налогообложения недр было подготовлено правительственными органами на основе анализа эффективности работы применявшейся ранее системы. Этот анализ показал, что около половины средств фонда ВСМБ расходовались нецелевым образом. Добывающие организации, осуществляя финансирование геологоразведки за счет оставляемой им доли платежей на ВСМБ «под контролем» геолкомов, систематически завышали стоимость этих работ. Кроме того, они жаловались на отсутствие возможности перемещать средства на геологоразведку между субъектами федерации. Одним словом, отсутствовал механизм организации экономически эффективной геологоразведки. Поэтому, рассчитывая размер нового налога, в него фактически включили половину старых отчислений на ВСМБ и отменили целевой фонд ВСМБ, полагая, что при формировании бюджетов размер бюджетного финансирования геологоразведки будет определятся каждый раз индивидуально в зависимости от ситуации в стране и в каждом субъекте федерации. Что же касается «второй половины» отчислений на ВСМБ, которая теперь будет оставаться у добывающих организаций, то они сами должны определять свою политику приращения запасов и, при необходимости, крупные компании могут концентрировать средства на геологоразведку в тех регионах, где считают необходимым делать это.

Например, Администрация ХМАО уже проинформировала, что в настоящее время доля нераспределенного фонда недр на территории ХМАО составляет более 70% общей площади. Невыявленные ресурсы нефти составляют 35-50% от всех потенциальных ресурсов округа. Геологическая изученность территории сейсморазведочными работами и поисковым бурением крайне неравномерна. В связи с отменой фонда ВСМБ и возможным отсутствием целевого финансирования геологоразведочных работ возникает потребность привлечения средств компаний и предоставление прав на пользование недрами с учетом поискового риска проведения таких работ. В этих условиях, с целью обеспечения стабильности нефтедобычи в округе на долгую перспективу, предлагается перейти на лицензирование отдельных участков территории нераспределенного фонда недр через аукционы на право получения краткосрочных (до пяти лет) лицензий на поиск и разведку недр с последующим получением прав на добычу в случае коммерческого открытия.

Организация геологоразведочных работ, структуры, реализующие эти работы

В советское время региональный поиск и разведка полезных ископаемых всех видов по всей стране велась под руководством Министерства геологии СССР. В систему Мингео входили центральный аппарат, территориальные управления, геофизические организации, геологоразведочные организации, научно-исследовательские организации и т.д. Как было сказано выше, разведка является необходимой технологической составляющей добычи, поэтому геологоразведочные подразделения имелись и в составе добывающих углеводороды министерств (Министерства нефтяной промышленности и газовой промышленности СССР). Естественно, что если подразделения Мингео СССР работали по всем полезным ископаемым (были и специализирующиеся на разведке углеводородов подразделения) и по всей стране, то геологоразведочные подразделения Миннефтепрома и Мингазпрома СССР занимались только углеводородами, как правило не вели поиск, как правило вели разведку в регионах добычи ими углеводородов.

В начале 90-х годов, после распада СССР, функции Мингео СССР в значительной степени перешли к Министерству природных ресурсов РФ. Территориальные подразделения были преобразованы в Геологические комитеты двойного подчинения: федерального – по линии Минприроды и субъекта федерации. В [ЗАПАСЫ-4] приведен список основных подразделений Минприроды РФ и список региональных геолкомов. Большая часть геофизических и почти половина геологоразведочных предприятий были акционированы и приватизированы (остальные, как правило, имеют статус ГУП). Геологоразведочные подразделения Миннефтепрома и Мингазпрома как правило при приватизации вошли в состав вертикально-интегрированных компаний, а функции координации геологоразведочной деятельности по углеводородам перешли в Минтопэнерго РФ (ныне – Минэнерго РФ), т.е. наблюдается некоторое разделение функций координатора по геологоразведке углеводородов между Минприроды РФ и Минтопэнерго РФ.

В [ЗАПАСЫ-5] приведен список геофизических предприятий, а в [ЗАПАСЫ-6] список геологоразведочных предприятий, работающих по углеводородам, в которых имеется доля федеральной собственности (с указанием этой доли). В настоящее время в правительственных кругах преобладает точка зрения, что на базе геофизических предприятий необходимо создать контролируемый государством холдинг, а госпакеты геологоразведочных организаций необходимо продать. Попытка координации действий геофизических организаций в области углеводородов делались Минтопэнерго РФ, функцию головной структуры играла ?.

В [ЗАПАСЫ-7] приведен список действующих в России геофизичесикх организаций, а в [ЗАПАСЫ-8] – список геологоразведочных организаций, работающих по углеводородам.

Геологические комитеты субъектов федерации ежегодно составляют программы геологоразведочных работ в регионе. Например в годовой «Программе геологоразведочных работ на территории Ямало-Ненецкого автономного округа, выполняемых за счет ставок отчислений на ВСМБ» (включая как работы, выполняемые за счет отчислений на ВСМБ, оставляемых предприятиям, так и работы за счет отчислений на ВСМБ, аккумулируемых в бюджете округа) описаны поисковые и разведочные работы по предприятиям ЯНАО на нефть и газ. Работы включают следующие основные составляющие:

· Региональные работы (включая региональную сейсморазведку и параметрическое бурение) – 11% всех затрат.

· Поисково-разведочное бурение – 57,2%.

· Площадная сейсморазведка 2D – 18,4%.

· НИОКР (включая создание и поддержание баз и банков данных геолого-геофизической информации, переработку и комплексную переинтерпритацию геофизических материалов, анализ вопросов экономики и лицензирования, создание геологических моделей месторождений и т.д.) – 3,5%.

· Ликвидация ранее пробуренных аварийных скважин – 4,4%.

· Социальные вопросы – 5,5%.

В Программе даны объемы и стоимости работ по видам работ, реализующим их организациям, геологическим структурам. Оценки объемов добычи и расчеты объемов отчислений на ВСМБ по организациям. Оценки запасов по организациям, зонам и месторождениям как в пределах лицензионных участков (с разбиением на лицензий с правом на геологическое изучение и с правом на добычу), так и в пределах нераспределенного фонда недр. Даны подробные характеристики основных зон концентрации поисково-разведочного бурения и сформулированы проблемы и поисковые задачи для каждой из зон.

В [ЗАПАСЫ-12] приведен список предприятий и выданных им лицензий на разведку и добычу углеводородов по ЯНАО по состоянию на 2000г.

Отметим, что в течение последних лет представители Минприроды РФ несколько раз выступали с заявлениями о том, большие перспективные участки нельзя отдавать в руки одного недропользователя, их надо дробить и выдавать лицензии различным недропользователям. С точки зрения газовых проектов, которые организуются и реализуются много лет и требуют наличия именно больших запасов газа, это заявление выглядит очень спорным. Ситуация с получением ТНК лицензии на геологическое изучение участков недр, сопродельным Ковыктинскому, показывает, что политизированные заявления Минприроды были использованы ТНК в частных целей, а неизбежное объединение участков в одном проекте уже происходит.

В дальнейшем по-видимому будет углубляться специализация компаний, работающих в геологоразведке и увеличиваться число операторов и сервисных компаний.

Так, в рамках системы ОАО «Газпром» было создана единая компания «Бургаз» (ее возглавил брат Р.Вяхирева) для проведения буровых работ (как для разведочных, так и для эксплуатационных скважин). В принципе в рамках такой специализированной компании имея ряд заказов, можно оптимизировать загрузку персонала и бурового оборудования и тем самым снизить стоимость буровых работ.

В зарубежных проектах операторы по разведке существовали уже давно. Еще с советских времен РВО «Зарубежнефть» осуществляло за рубежем фактически функию компании-оператора полного цикла (включая и разведку). При этом для реализации проектов привлекались профильные российские организации. Сейчас РВО «Зарубежнефть» имеет статус ГУП. Приближенность к государству позволила в известной мере сохранить кадры и связи. Подобный статус имеет как преимущества (уполномоченная компания по реализации проектов на), так и недостатки (излишняя зависимость от мнения конкретных правительственных чиновников). Сейчас РВО «Зарубежнефть» привлекается некоторыми российскими компаниями в качестве партнера для реализации проектов за рубежем. Является оператором по разведочным работам на Азербайджанском шельфе Каспия компания «ЛУКАРКО», созданная при участии ОАО «Лукойл».

Естественно, что в соответствии с действующим законодательством геологоразведочные компании для ведения разведочных работ должны иметь соответствующую лицензию на геологическое изучение недр. Получив статус самостоятельных организаций, многие из них сначала стали заниматься реализацией технологических объемов добываемой при разведке нефти (организовать реализацию газа гораздо сложнее). А потом стали получать совмещенные лицензии и систематически заниматься добычей и реализацией нефти. Постоянное бюджетное финансирование (за счет отчислений на ВСМБ) позволило многим геологоразведочным организациям относительно сохранять кадры и активы. И естественно, что они стали объектом интересов других компаний. Крупные компании при выходе в новые для них регионы (например, ОАО «Лукойл» взяло под контроль ОАО «Архангельскгеолдобыча»).

А при создании новых региональных нефтегазовых компаний геологоразведочные предприятия пытаются включить в их состав. Новый ульяновский губернатор генерал Владимир Шаманов начал наступление на своего бывшего союзника – нефтяного трейдера ЗАО «Транс Нафта». Областная прокуратура возбудила в местном арбитражном суде дело об отмене итогов коммерческого конкурса по приватизации 49% акций ульяновского ОАО «Нефтеразведка», которые летом 1999г. достались «Транс Нафте».
Прокуратура утверждает, что «Транс Нафта» не полностью справилась с инвестиционными условиями конкурса, и требует отмены подписанного в прошлом году областным фондом имущества акта выполнения инвестпрограммы. Шаманов решительно пошел своим путем. В конце мая губернатор распорядился создать ГУП «Ульяновскоблнефть», которому – вместо активно лоббируемого московскими чиновниками трейдера (близкого к Минэнерго и ОАО «Газпром») – было поручено заниматься собиранием ульяновской нефти. При этом еще в начале года менеджеры «Нефтеразведки» во главе с гендиректором Аркадием Казберовым продали 51% акций предприятия «Славнефти», которая сохранила им нынешние должности.

В настоящее время РФФИ обсуждает способ продажи принадлежащих государству 15,5% акций АО «Оренбурггеология» (отменив перед этим спецаукцион из-за боязни не продать пакет). Крупными акционерами АО «Оренбурггеология» являются АКБ «Росбанк» (29,7% в номинальном держании), Brunswick UBS Warburg (19,8% в номинальном держании), ЗАО «Пакк Инвест Сервис» (12,3%), ОНАКО (10%). Контрольный пакет акций предприятия принадлежит группе, интересы которой выражает Председатель Совета директоров АО «Оренбурггеология» Александр Путилов (бывший глава АО «Роснефть»). Интерес к покупке акций проявили ТНК (стоящие за ОНАКО) и «Нафта-Москва».

Наделение геологоразведочных организаций статусом самостоятельных обществ и сохранение системы бюджетного финансирования геологоразведки систематически приводило и к результатам типа следующего: например, Красноярскгеология в советское время на 12 000 человек «полевых» работников имело 120 управленцев в центральном аппарате организации, а образованное на его базе ОАО «Красноярская горно-геологическая компания» имеет 500 управленцев на 2000 «полевых» сотрудников.

Некоторые финансово-экономические оценки

Отметим, что при оценке затрат на поиск и разведку месторождений газа можно достаточно грубо принять, что на стадии поиска не зависят от размера месторождения (объема запасов), а на этапе разведки увеличиваются с ростом размера месторождения (что естественно, ведь надо пробурить большее количество скважин для определения границ и характеристик месторождения). При этом удельные на единицу запасов уменьшаются с увеличением размера месторождения.

Естественно, что при оценке удельных затрат (например, стоимость метра бурения разведочной скважины), в затраты включаются все расходы на подготовку и проведение буровых работ. С другой стороны, поскольку многие работы при поиске и разведке имеют сезонный характер, то в эти затраты попадали и затраты на годичное содержание геофизических и геологоразведочных компаний. Возможно с появлением специализированных компаний (для отдельных видов работ) и компаний – операторов (например – операторов по бурению), эти накладные расходы будут уменьшаться.

Кроме того, реализация поисковых и разведочных работ за счет бюджетных средств (отчислений на ВСМБ) явно не стимулировала компании осуществлять эти работы эффективно.

Стоимость проведения геологоразведочных работ имеет смысл оценивать:

· для оценки возможных затрат компании для поиска и разведки (доразведки) новых месторождений;

· как реперную точку при оценке стоимости доли участия в компании, обладающей лицензией на разработку месторождения (т.е. фактически – стоимость покупки лицензии);

· как реперную точку для оценки величины бонусного платежа при участии в конкурсе или аукционе на получение лицензии на разработку для участка из нераспределенного фонда.

Отметим, что в последних двух случаях мы до сих пор в России имеем довольно искаженную оценку стоимости лицензии или величины бонуса (завышенную, если исходить из затрат реальных затрат на поиск и разведку), т.к. разговор чаще всего идет о месторождениях, разведанных в советское время за государственный счет. За последнее десятилетие в Росси стоимость геологоразведочных работ существенно увеличилась. Массовое бюджетное финансирование разведки (за счет отчислений на ВСМБ) так же не способствовало формированию реальной рыночной цены запасов. При проведении конкурса, а не аукциона, существенное значение имеет не только величина бонуса, но и инвестиционные обязательства участника.

Стоимость разведанных запасов газа в России существенно ниже известных международных оценок (на это безусловно помимо вышеуказанных причин оказывает влияние и остающиеся большие политико-экономические риски инвестирования в добычу в России). Но в последнее время имеется очевидная тенденция повышения стоимости запасов. Отмена отчислений на ВСМБ еще больше стимулирует эту тенденцию.

Например, до дефолта 1998г. средняя ставка бонусных платежей по Тазовскому, Соликаптскому и Юрхаровскому месторождениям ЯНАО составила 0,02 дол. США за 1000 куб.м запасов (С1+С2). Причем эта величина имеет четкую тенденцию к увеличению. В 1999г. стартовое значение бонуса подписания лицензии на Супринский участок в Советском районе ХМАО при проведении открытого аукциона составило 0,25 дол. США за 1000 куб.м запасов (C1+C2).

Кроме того, обычно при оценке стоимости ресурсов применяют ряд коэффициентов:

· на отсутствие инфраструктуры (дорог, ЛЭП, газопроводов и т.д);

· на сроки освоения (если приобретается право освоения месторождения с ограниченным сроком освоения, по причине того, например, что ранее недропользователь просто не осваивал месторождение);

· и т.д.

Как правило, подобные коэффициенты являются понижающими (< 1) и последовательно перемножаются.

В соответствии со здравым смыслом и существующей международной традицией величина запасов, имеющихся у компании оказывает прямое воздействие на рыночную капитализацию компании.

Геологоразведка в принципе является достаточно рискованным видом деятельности (с экономической точки зрения). Именно поэтому в соответствии со сложившейся мировой практикой крупные нефтегазовые компании получают лицензии на геологические изыскания и ведут их на свой страх и риск, но в случае нахождения месторождения они получают преимущественное право на его разработку. Понятие риска в разведке является достаточно общим, основными рисками при разведке месторождений можно назвать:

· не подтверждение нахождения месторождения как такового (т.е. в соответствии с данными геофизических исследований геологические структуры имеют характерный вид, а углеводородов в них просто нет);

· неправильное оконтуривание месторождения (скважина не попала в месторождение);

· неправильное определение углеводородного сырья, залегающего в месторождении (искали нефть, нашли газ и т.д.);

· сложное геологическое строение месторождения не позволяющее извлечь предполагаемые объемы углеводородного сырья (например, выявление серии линз вместо единого месторождения);

· неудовлетворительное качество найденного углеводородного сырья (трудноотделимые примеси, которые препятствуют дальнейшему использованию сырья, либо сильно его ограничивают).

Риски уменьшают за счет очень тщательной организации этих работ, ведения целой серии различных работ (потери от неудачных поисков можно распределить по удачным). Именно поэтому организацией геологоразведочных работ как правило занимаются крупные компании. Что же касается реализации самих работ, то здесь для уменьшения расходов имеется тенденция создания компаний, специализирующихся на определенных видах работ и продающих свои услуги компаниям – организаторам работ.

В России пока что риски можно снижать за счет максимального использования накопленной ранее геологической информации и специалистов, ее собиравших. Но здесь необходимо отметить, что советские специалисты, при высоком уровне профессиональной квалификации зачастую страдают неспособностью подходить к геологоразведочным работам с точки зрения экономической эффективности (преобладает настрой на полноту изучения).

Некоторые данные по бывшим и текущим удельным затратам на отдельные виды геологоразведочных работ

В годовой «Программе геологоразведочных работ на территории Ямало-Ненецкого автономного округа, выполняемых за счет ставок отчислений на ВСМБ» (включая как работы, выполняемые за счет отчислений на ВСМБ, оставляемых предприятиям, так и работы за счет отчислений на ВСМБ, аккумулируемых в бюджете округа) на 1997г., т.е. до дефолта, были указаны следующие затраты на некоторых геологоразведочных работ:

· Стоимость региональной сейсморазведки (2D) на 1 км сейсмопрофиля – около 3100 дол. США.

· Стоимость одного метра параметрического бурения – 1600 – 2500 долл. США.

· Стоимость площадной сейсморазведки (2D) на 1 км сейсмопрофиля – около 4150 дол. США.

· Соимость одного метра поисково-оценочного бурения 450 – 1400 дол. США (отметим, что стоимость бурения для предприятий системы ОАО «Газпром» указана почти в 3 раза выше, чем для других предприятий; здесь, по-видимому, помимо факта, что предприятия системы ОАО «Газпром» ведут разведку на более отдаленных северных структурах, что существенно удорожает стоимость работ, играет роль и просто завышение расходов).

Для оценки эффективности поисково-оценочного бурения вводится параметр геологической эффективности – прирост запасов на метр бурения. В целом по ЯНАО по нефти, газу и конденсату он составил 1547 т.усл.топлива на метр бурения.

В 1999г. удельные затраты на геологоразведочные работы в ЯНАО составли:

· Стоимость сейсморазведки (2D) на 1 км сейсмопрофиля – около 1400 – 2400 дол. США.

· Стоимость одного метра разведочного бурения – 250 – 1400 долл. США.

Причем стоимость геологоразведочных работ повышается с каждым годом (можно ожидать, что скоро она приблизится к додефолтному уровню).

При бурении разведочных скважин на осуществление самого бурения (которое непосредственно зависит от глубины скважины) используется около трети всех затрат, что связано с тем, что бурятся единичные скважины в районах без инфраструктуры, буровая техника перемещается на большие расстояния и т.д. Поэтому не очень корректно оценивать затраты на разведочные скважины в пересчете на 1 м глубины скважины.

В программе работ ОАО Компания «РУСИА Петролеум» на 4 квартал 2001г. и 2002г. приводятся следующие затраты на геологоразведочные работы (пересчитаны в удельные затраты):

· 1 м разведочного бурения – от 800 до 1450 дол. США. (в зависимости характеристик скважины и типа буровой установки);

· 1 км сейсморазведки – около 6300 дол. США.

Данные ОАО «Газпром» по возможной стоимости поиска и разведки новых месторождений

Оценка будущих экономических показателей разведки газа выполнена на основе:

  • прогноза тенденций изменения экономических показателей поисков и разведки газа в осложненных геолого-экономических условиях размещения запасов;
  • расчетных оценок, полученных на базе: а) существующих методических рекомендаций, б) использования показателей месторождений-аналогов, в) действующей ценовой и налоговой политики.

В связи с этим и по ряду других факторов предлагаемые материалы следует рассматривать исключительно в качестве предварительных, позволяющих охарактеризовать диапазоны возможных экономических оценок ресурсов. По мере совершенствования техники и технологии поисково-разведочных работ, корректировки ценовой и налоговой политики эти оценки могут претерпевать изменения.

Открытые в пределах Российской Федерации перспективные и прогнозные ресурсы газа, за счет которых будут осуществляться приросты запасов и добычи, неоднозначны по степени разведанности, качественным характеристикам и возможности освоения.

Следует учесть, что устойчивая тенденция роста затрат на разведку газа будет оставаться реальностью ближайших десятилетий, и это требует более обоснованного подхода к процессу управления газовыми ресурсами, проведения экономической оценки, дифференциации и выбора наиболее приоритетных направлений их освоения.

Размещение разведанных и прогнозных ресурсов газа свидетельствует о том, что в перспективе ведущая роль северных районов Западной Сибири сохранится. Учитывая достаточно высокую изученность и степень вовлечения в эксплуатацию запасов сеноманских залежей, можно представить, что в дальнейшем приращение разведанных запасов газа будет осуществляться за счет древних и глубоких юрских и неокомских отложений, залегающих ниже 1,5-1,8 тыс.м.

Однако цена производства полезных ископаемых определяется уровнем удельных затрат именно на худших участках, участвующих в покрытии спроса. В этом разделе сделана оценка уровня затрат на поиски и разведку газоконденсатных месторождений по принятым классам крупности, по трем нефтегазоносным областям (НГО) северных районов Западной Сибири в пределах суши и двум вариантам глубин (при современном уровне техники и технологии).

Затраты на поисково-разведочные работы рассчитаны в долларах США без учета инфляционных влияний и включают:

  • на этапе поисков – стоимость геофизических работ, поисковых и параметрических скважин;
  • на этапе разведки – стоимость разведочных скважин.

Исходя из среднестатистических данных поисков, разведки и разработки месторождений и действующего законодательства, принята продолжительность периодов поисков 2 года, разведки 3 года.

 

 

Оценка затрат на поиски одного месторождения в северных районах Западной Сибири, млн. долл. США

Показатели

 

НГО

 

Надым-Пуртазовская

 

Ямальская

 

Гыданская

 

Затраты:  

 

 

 

 

 

на геофизические работы 5,33

 

6,64

 

4,74

 

на бурение скважин параметрическихглубиной до 3 тыс.м. 0,40

 

0,48

 

0,40

 

то же глубиной свыше 3 тыс.м. 0,69

 

0,83

 

0,74

 

на бурение скважин поисковыхглубиной до 3 тыс.м. 27,0

 

32,2

 

25,4

 

то же глубиной свыше 3 тыс.м. 46,7

 

55,7

 

46,5

 

Итого затрат:  

 

 

 

 

 

при глубине до 3 тыс.м. 32,7

 

46,0

 

30,5

 

При глубине свыше 3 тыс.м. 52,7

 

63,2

 

52,0

 

Как видно из приведенных данных, относительно низкие ожидаемые затраты на поиски одного месторождения Надым-Пуртазовской НГО являются следствием более благоприятных географо-климатических условий работ, нежели в Ямальской НГО, находящейся в суровом Заполярье, и наименее изученной Гыданской НГО.

В следующей таблице даны затраты на разведочное бурение месторождений различной крупности по двум вариантам глубин.

Вариантная оценка затрат на разведочное бурение на месторождениях различной крупности и глубины, млн. долл. США

НГО Глубина тыс.м

 

Крупность месторождений, млрд.м3

 

до 10

 

10-30

 

30-100

 

свыше 100

 

Надым-Пуртазовская от 1,5 до 3 свыше 3

 

10,4-23 18-40

 

10,4-33 18-58

 

12,5-23 22-40

 

23-110 40-190

 

Ямальская от 1,5 до 3 свыше 3

 

11-25 19-43,0

 

11-35 19-60

 

13-25 23-40

 

25-120 40-210

 

Гыданская от 1,5 до 3 свыше 3

 

12-26 21-46

 

12-37 21-65

 

14-26 25-46

 

26-125 46-230

 

Более дорогими разведочные работы ожидаются в пределах Гыданской НГО, что вызвано не только тяжелыми климатическими и транспортными условиями ведения наземных работ, но и более сложным составом работ при бурении разведочных скважин. Здесь затраты на разведку одного месторождения превышают этот показатель в Надым-Пуртазовской НГО и варьируются в диапазоне 11,6-25,5 млн.долл. на глубине до 3000 м и 21,1 – 46,5 млн.долл. на глубине свыше 3000 м на месторождениях с запасами до 10 млрд.м и соответственно 25,5- 127,7 и 46,5-232,4 млн.долл. при крупности месторождений свыше 100 млрд.куб.м.

Вышеприведенные таблицы дают диапазон затрат на поиск и разведку месторождений в рассмотренных вариантах – 43-293 млн.долл. США. Более репрезентативными являются удельные затраты на 1000 куб.м запасов (т.е. с учетом крупности месторождения) с учетом глубин залегания: при глубинах 1,5-3 тыс.м – 0,5-7,1 долл. США за 1000 куб.м запасов, при глубинах свыше 3 тыс.м – 0,92-10,6 долл. США.

Технологические показатели разведки газоконденсатных валанжинских залежей различных классов крупности соответствуют показателям принятых за аналоги месторождений: Западно-Таркосалинского (до 10 млрд.куб.м), Крузенштернского (10-30 млрд.куб.м), Восточно-Таркосалинского (30-100 млрд.куб.м) и Юрхаровского (свыше 100 млрд.куб.м).

В следующей таблице можно увидеть долю затрат на поиск и разведку в общей структуре минимальной расчетной цены газа на промысле по Надым-Пуртазовской НГО.

Структура расчетной цены газа на промысле по Надым-Пуртазовской НГО в зависимости от глубины залегания и величины запасов, %

Месторождения с запасами, млрд.м3

 

до 10

 

10-30

 

30-100

 

свыше 100

 

Глубина от 1500 до 3000 м

 

Поиски 16

 

3

 

1

 

1

 

Разведка 12

 

5

 

2

 

2

 

Добыча 51

 

71

 

76

 

76

 

Плата за недра 6

 

6

 

6

 

6

 

Валовая прибыль 15

 

15

 

15

 

15

 

Глубина свыше 3000 м

 

Поиски 20

 

5

 

2

 

1

 

Разведка 15

 

7

 

2

 

4

 

Добыча 44

 

67

 

75

 

74

 

Плата за недра 6

 

6

 

6

 

6

 

Валовая прибыль 15

 

15

 

15

 

15

 

Очевидно, что мелкие месторождения (до 10 млрд.куб.м) не могут рассматриваться как эффективные для освоения. Удельный вес поисковых и разведочных работ слишком высок. Затраты на поисковые работы для мелких месторождений оцениваются в 16-20%, что выше нормативных (10%), а затраты на разведочные работы при этом придется покрывать из прибыли, что исключает нормальный процесс воспроизводства. Вместе с тем возможно освоение неокомских залежей (более сложных) в комплексе с сеноманскими с приемлемым средним уровнем прибыли.

При оценке затрат в Тимано-Печорской НГО, Якутии и Оренбургской области необходимо принять во внимание следующие факторы:

  • коэффициенты успешности поисковых работ ожидаются ниже, чем в северных районах Западной Сибири, – соответственно 0,4, 0,3 и 0,2;
  • количество разведочных скважин на одно месторождение каждого класса крупности принято таким же, как по Западной Сибири;
  • уровень затрат при тех же объемах работ для климатических и инфраструктурных условий Оренбургской области ниже, чем в Надым-Пур-Тазовской НГО, и принимается с понижающим коэффициентом 0,65-0,7.

Что касается районов шельфа, то там капиталоемкость работ в 5-6 раз превышает капиталоемкость аналогичных работ на суше.

Комментарии к данным ОАО «Газпром» и некоторые другие данные

Данные ОАО «Газпром» приведены из внешних (а не внутренних) отчетов ОАО «Газпром», т.е. отчетов, направленных во внешние по отношению к ОАО «Газпром» структуры. По нашему мнению эти цифры могут быть несколько завышены (хотя, конечно, они рассчитывались на будущие и на месторождения с широким спектром условий). Подтверждением этой оценки могут служить следующие аргументы:

  • ОАО «Газпром» заинтересован в обосновании как можно более высокого уровня потребных капитальных вложений при разработке новых месторождений.
  • Приводимые ОАО «Газпром» оценки затрат сопровождаются прогнозными ценами на газ в России в 100 долл. США за 1000 куб.м еще до 2010г. Полагаем, что эти оценки завышены даже при учете возможности роста цен на газ в Европе в этот период (текущие внутренние цены на добываемый в Западной Сибири газ, приводимые самим ОАО «Газпром», составляют примерно 2,5 долл. США за 1000 куб.м.).
  • Имеющиеся в нашем распоряжении данные по официальной стоимости геологоразведочных работ на территории ЯНАО в 1997г. содержат затраты предприятий системы ОАО «Газпром» в разы выше (например, по разведочному бурению – в 3 раза), чем затраты у других предприятий. Хотя, конечно, в наибольшей степени это превышение определено реализацией разведочных работ организациями ОАО «Газпром» на севере ЯНАО, в гораздо более трудных условиях, чем на юге, с относительно развитой инфраструктурой. Кстати, эти данные могут явиться индикатором удорожания разработки месторождений газа на полуострове Ямал.

В данных независимой организации, предлагающей к продаже нефтегазовое месторождение в Западной Сибири [ЗАПАСЫ-3], текущие (а не перспективные) затраты на приобретение и доразведку месторождения оцениваются в 0,1 долл. США на 1000 куб.м запасов.

Для наглядности мы прилагаем информацию по 10 раунду лицензирования недр в ЯНАО 31.08.2000г. [ЗАПАСЫ-9]. Из них следует, что стартовый платеж по Каменномысскому участку соответствовал цене 0,011 дол. США за 1000 куб.м запасов, по Восточно-Юбилейному – 0,012 дол. США. По Пайсятскому участку начальная цена составила 0,26 дол. США, а конечная – 0,91 дол. США (при наличии данных о запасах конденсата). При этом по многим участкам не было достоверных данных о запасах. Известна позиция Геолкома ЯНАО, который настаивает на введении понятия «Коммерческое открытие» и оплате геологам по ставке 0,05 дол. США за 1000 куб.м разведанных запасов газа.

Геологическая информация, вопросы подготовки кадров, исследовательские организации и эксперты

Геологическая информация, государственные и баланс запасов

В [ОБЩЕЕ-11] изложена общая нормативная основа системы предоставления и хранения геологической информации.

Геологическая и иная информация о недрах, полученная пользователем недр за счет государственных средств, является государственной собственностью и представляется пользователем недр по установленной форме в федеральный и соответствующий территориальный фонды геологической информации, осуществляющие ее и систематизацию. Порядок и условия использования указанной информации определяются федеральным органом управления государственным фондом недр в соответствии с законодательством Российской Федерации.

Если геологическое изучение недр компании ведут самостоятельно, то в этом случае геологическая и иная информация о недрах, полученная пользователем недр за счет собственных средств, является собственностью пользователя недр и представляется пользователем недр по установленной форме в федеральный и соответствующий территориальный фонды геологической информации с определением условий ее использования (они должны быть заранее оговорены в лицензионном соглашении), в том числе в коммерческих целях.

Вся первичная геологическая, геофизическая, геохимическая и иная информация, данные ее интерпретации и производные данные, а также образцы горных пород, в том числе керн, пластовые жидкости, полученные инвесторами в результате выполнения работ по соглашению о разделе продукции, принадлежат на праве собственности государству.

Постановлением Правительства Российской Федерации от 28.02.1996г. №215 был утвержден «Порядок представления государственной отчетности предприятиями, осуществляющими разведку месторождений полезных ископаемых и их добычу, в федеральный и территориальные фонды геологической информации».

Приказом МПР РФ от 09.07.1997г. №122 было утверждено «Положение о порядке учета запасов полезных ископаемых, постановки их на баланс и списания с баланса».

Приказом МПР России от 13.04.1998г. №102 было утверждено «Положение о порядке проведения государственной экспертизы запасов полезных ископаемых, геологической и экономической информации о предоставляемых в пользование участках недр».

Приказом МПР РФ от 22.04.1999г. №88 было утверждено «Положени о Центральной комиссии Министерства природных ресурсов Российской Федерации по государственной экспертизе запасов полезных ископаемых», состав Комиссии и ее экспертных групп.

Приказом Минтопэнерго РФ от 20.10.1997г. №297 (с изменениями и дополнениями в Приказах от 30.11.1998г. и от 16.11.1999г.) было утверждено «Положение о Центральной комиссии по разработке нефтяных и газонефтяных месторождений Министерства топлива и энергетики Российской Федерации», состав Комиссии, бюро Комиссии и экспертной группы Комиссии.

Ведение кадастра месторождений и баланса запасов осуществляет федеральное государственное унитарное предприятие «Российский федеральный геологический фонд» при Министерстве природных ресурсов РФ. «Росгеолфонд» ежегодно издает 17 томов «Государственных балансов запасов полезных ископаемых РФ» (документы ДСП).

Основную работу по анализу и оценке запасов выполняют ВНИГНИ и ВНИГРИ (см. ниже). Каждые 5 лет производится переоценка государственных запасов. Последняя такая переоценка делалась в 1997г.

В начале 90-х годов вся, а сейчас – подавляющая часть геологической информации была получена за государственный счет и к ней можно было получить доступ за относительно небольшую фиксированную плату. При этом следует отметить, что еще с советских времен закрытой является детальная информация по ХМАО («большая нефть») и по морским шельфам. Информация по газу традиционно была открытой.

Отметим, что существуют зарубежные компании, собирающие геологическую информацию по всему миру и предоставляющие доступ к ней на коммерческой основе (одна из известных – компания «Петроконсалтас», Швейцария), кроме того, они предоставляют анализ и представление этой информации в различных разрезах. Конечно, такие компании в свое время приобрели информацию о месторождениях и запасах углеводородов в России. Но их информация как правило устарела на несколько лет, зачастую не содержит сопутствующей информации (административная подчиненность территорий, владельцы лицензий, близлежащая инфраструктура и т.д.), наконец, она достаточно дорогая.

Отметим, что в последнее время информация стала предоставляться (а старая – переводится) в электронном виде. Причем принято решение при создании государственного банка информации Минприроды использовать стандарт POSC, но в некоторых субъектах федерации (в частности, в ЯНАО) территориальные банки данных ведутся на основе системы Finder компании Шлюмберже (возникает проблема нестыковки форматов).

В последнее время все больше геологоразведочных работ проводится недропользователями за свой счет. Соответственно, доступ к такой информации возможен на коммерческих условиях, оговоренных в лицензионном соглашении. И все чаще при работе с информацией в геологическом фонде можно наткнуться на запись «за более подробной информацией обращайтесь к недропользователю …». Недропользователи начинают требовать законодательного закрепления объема требуемой от них информации, усиления режима конфиденциальности при предоставлении информации на экспертизу. С другой стороны, поскольку в последнее время участились случаи непредоставления информации в положенные сроки, Правительством РФ была подготовлена и принята Госдумой РФ во 2-м чтении поправка к Закону РФ «О недрах», ужесточающая требования по предоставлению геологической информации и определяющая непредоставление информации в срок, как нарушение существенных условий лицензии на использование недр (т.е. как возможную причину отзыва лицензии).

Отметим, что в мае 2001г. приказом Министра природных ресурсов был существенно ограничен доступ сторонних организаций к геологической информации.

Из знакомства с [ЗАПАСЫ-10] становится очевидно, что детальная геологическая информация плохо применима для целей общего анализа, выбора перспективных месторождений и т.д. Она необходима для анализа конкретного месторождения. Для целей же общей и сравнительной оценки информацию нужно предварительно проанализировать и представить в необходимых разрезах. Подобные работы, с целью коммерческой продажи информации, конечно с использованием компьютерной техники, ведутся в ряде организаций (Аэрогеология, Нефтегаздобыча, МГУ, Новосибирский институт нефти и газа РАН, структуры Минприроды и др.). Общими проблемами подобных систем является неадекватность представляемой информации конкретной задаче (избыточность, неполнота, недостоверность). Поскольку очевидной целью Заказчика является оценка инвестиционной привлекательности проектов добычи газа, то остановимся подробнее на двух информационных системах.

Автоматизированная информационно-поисковая система «Нефтегазовый потенциал России» разработана специалистами ООО «РНГС-нефтегаздобыча» (дочерняя структура «Роснефтегазстрой-холдинга») и предназначена для осуществления консалтинговых услуг потенциальным инвесторам по поиску и оценке месторождений углеводородов и перспективных структур на нефть и газ. Представляется, что систему отличает полнота и комплексность информации. Система имеет 5 уровней предоставления информации:

1) Общая инфрмация по балансовым запасам в разрезе субъектов федерации и конкретных месторождений (по их назавнию, по географическим координатам).

2) Данные по конкретному месторождению с сопутствующей информацией (карта, населенные пункты, дороги, трубопроводы, климат, …). Общие характеристики месторождения, проблемы его разработки, выводы о целесообразности разработки.

3) Детальные данные по субъектам федерации с указанием мощностей по транспортировке и переработке углеводородов.

4) По специальному заказу выполняется подбор детальной информации по месторождению (карты, разрезы, структуры, сейсмические данные, выводы).

5) Предлагаются услуги по составлению заявки на получение лицензии на геологическое изучение или добычу.

Центр «ЭНГО» предлагает специализированную базу данных по газовым месторождениям, но более простой структуры. База данных «Информация о месторождениях» разработана в СУБД PARADOX для WINDOWS (версия 4.5) и содержит достаточно полную справочную информацию по состоянию на 01.01.1996г. о месторождениях природного газа России и стран СНГ. База данных представлена в табличной форме и содержит следующие информационные поля двух типов – алфавитно-цифровые и числовые:

1. Идентификация объекта – пласта (залежи) месторождения природного или попутного газа:

  • N месторождения
  • N пласта
  • Название месторождения
  • Статус месторождения

РР – разрабатываемое

ПО – подготовленное к разработке

РВ – разведанное

ЗК – законсервированное

  • Регион
  • Принятая идентификация пласта

2. Параметры объекта:

  • Доказанные запасы газа
  • Вероятные запасы газа
  • Накопленные потери
  • Доказанные запасы природного газа
  • Доказанные запасы попутного газа
  • Доказанные запасы растворенного газа
  • Вероятные запасы природного газа
  • Вероятные запасы попутного газа
  • Вероятные запасы растворенного газа
  • Накопленный объем добычи
  • Год начала разработки месторождения (пласта)
  • Начальное давление
  • Начальная температура
  • Устьевое давление
  • Давление магистральное
  • Плотность
  • Критическое давление
  • Критическая температура
  • Жидкие фракции (С5+ % содержания)
  • Теплота сгорания
  • Компоненты (% содержания)

С1, С2, С3, С4, N2, CO2, H2S

  • Кол-во эксплуатационных скважин
  • Кол-во резервных скважин
  • Мин. глубина залегания
  • Максим. глубина залегания

Консультационные и научно-исследовательские организации

Список научно-исследовательских, научно-производственных и консалтинговых организаций нефтегазовой отрасли (включая геологию и геофизику) приведен в [ОБЩЕЕ-12]. Укажем лишь некоторые из них.

  • ВНИГНИ – Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт (Москва). Еще с советских времен институт является центральной организацией по сбору и анализу обобщенной геологической информации по Европейской части России, Кавказу и Средней Азии и ведет работу по оценке запасов.
  • ВНИГРИ – Всероссийский нефтяной научно-исследовательский геологораз-ведочный институт (Санкт-Петербург, директор – Михаил Белонин). Еще с советских времен институт является центральной организацией по сбору и анализу обобщенной геологической информации по Западной и Восточной Сибири, морским шельфам и ведет работу по оценке запасов.
  • ИГиРГИ – Государственное предприятие «Институт геологии и разработки горючих ископаемых» (Москва).
  • Красноярский НИИ геологии и минерального сырья.
  • Цетральная геофизическая экспедиция при МЭ РФ.
  • ЗАПСИБГЕОНАЦ – Государственное федеральное унитарное предприятие «Западно-Сибирский геологический научно-аналитический центр».
  • ГлавНИВЦ – Государственное унитарное геологическое предприятие «Главный научно-исследовательский и информационно-вычислительный центр МПР России»
  • ВНИИзарубежгеология – ОАО «Всероссийский научно-исследовательский институт геологии зарубежных стран»
  • Фонд природоресурсного права.
  • Институт Законодательства и Сравнительного Правоведения при Правительстве РФ имеет отделом горного законодательства (завотделом – Олег Теплов).
  • Институт геологии и геоинформатики (г.Тюмень)

Подготовка кадров

Список учебных организаций нефтегазовой отрасли (включая геологию и геофизику) приведен в [ОБЩЕЕ-13].

Геологические факультеты есть почти во всех университетах страны (тех университетах, которые и 20 лет назад назывались университетами). Подготовка ведется в частности по специальности геология нефти и газа, правда в университетах не готовят промысловых геологов.

В технологических и технических университетах (ранее – технологические и политехнические институты) подготовка ведется как правило по специальностям: поиск и разведка нефтяных и газовых месторождений и нефтегазопромысловая геология. Для примера назовем:

Кубанский Государственный Технологический Университет (Ректор А.А.Петрик);

Пермский, Северо-Кавказский, Саратовский, Ухтинский Государственные Технические Университеты.

Наконец, подготовка промысловых геологов и геологов для нефтегазового строительства ведется в специализированных нефтегазовых высших учебных заведениях (основные из них были названы в соответствующем разделе главы 1 настоящего отчета). Основные специальности: разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, бурение нефтяных и газовых скважин, машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов.

Горные институты также готовят специалистов-геологов, но там преобладает ориентация на рудное дело и строительные специальности.

Отметим, что в российской геологии достаточно сильно ощущается наличие «татарского и башкирского кланов».

Проблемы и тенденции развития

Естественно, что при обсуждении объемов разведанных запасов газа возникает вопрос, а на сколько времени этих запасов хватит? Что касается России, то разведанные запасы газа теоретически обеспечивают его добычу в течении 70-100 лет. Трудно делать более точную оценку, т.к. время добычи зависит от темпов добычи (годовых объемов), а они точно будут меняться и, в среднесрочной перспективе, скорее всего будут увеличиваться. Кроме того, полное время добычи зависит от коэффициента извлекаемости запасов, а он сильно зависит от применяемых технологий добычи (и, как правило, увеличивается с течением времени, т.к. технологии совершенствуются). С другой стороны очевидно, что самые эффективные (т.е. с наименьшей себестоимостью добычи и с расположенной относительно недалеко инфраструктурой) из разведанных месторождений как правило уже разрабатываются, поэтому если оставаться в рамках разведанных запасов, то можно прогнозировать рост себестоимости добычи газа на вновь разрабатываемых месторождениях. Кроме того, не совсем корректно делать оценку для страны в целом, т.к. Россия – большая страна, то маловероятно, что газ с юга европейской части страны будет доставляться на Дальний Восток (и наоборот), поэтому оценку следует делать по укрупненным регионам. В то же время есть ряд соображений в пользу того, что газ в России может добываться (и использоваться) гораздо большие сроки:

· Прежде всего, конечно, необходимо помнить о прогнозных запасах газа в России (которые многократно превышают разведанные). Очевидно, что разведка на газ в стране будет продолжаться как силами государства, так и силами компаний, и объемы разведанных запасов будут увеличиваться. Правда, в силу продолжающейся реорганизации системы геологоразведки в стране и наличия у компаний сверхнормативных запасов газа (по сравнению со среднемировыми показателями), созданных еще в советское время, в среднесрочной перспективе темпы геологоразведки могут быть невысокими (ведь и сейчас темпы добычи газа превышают темпы прироста запасов, но, с другой стороны, с экономической точки зрения и нет нужды отвлекать большие средства в разведку, пока имеются большие запасы), но в будущем темпы увеличения разведанных запасов скорее всего возрастут. Кроме того, необходимо отметить, что прогнозные запасы дают возможность прироста разведанных запасов прежде всего в Центральной и Восточной Сибири, на Дальнем Востоке и на шельфе.

· Геологические исследования на глубинах больших, чем традиционные глубины поиска месторождений газа (как правило до 4 км) дают положительные данные о возможности наличия там запасов газа. Не так давно была пробурена скважина в Астраханской области почти 6 км глубины и она дала приток газа из пластов глубокого залегания.

· Наконец теоретически существует обсуждаемая специалистами возможность добычи метана из газогидратных (это прежде всего метан в связанном с водой состоянии в твердой фазе) залежей, существование которых было открыто советскими геологами почти 30 лет назад.

Из вышесказанного можно сделать вывод, что активное использование в дискуссиях тезиса об истощении запасов газа в России скорее всего имеет цели, отличные от тех, которые официально декларируют приверженцы этого тезиса. Кроме того, конечно всегда открытым остается вопрос о неравномерности распределения запасов и стоимости газа и неизменным остается принцип необходимости воспроизводства запасов.

Очевидно, что в настоящее время происходит кардинальное изменение организации системы геологоразведки в стране (это спровоцировано ожидаемой отменой отчислений на ВСМБ и, следовательно, изменением системы финансирования геологоразведки). Можно ожидать, что продолжится систематическое финансирование из бюджетов различных уровней региональных геофизических исследований недр и поисковых работ. Что же касается разведки, то она будет в основном финансироваться нефтегазовыми компаниями и вестись ими на свой страх и риск. Можно ожидать, что значительное число геологоразведочных организаций будут взяты под контроль крупными компаниями. Соответственно через некоторое время возможно будет затруднительно получить независимые услуги по комплексной геологоразведке по разумной цене (каждый раз придется договариваться с крупными компаниями). С другой стороны будет расти количество специализированных сервисных компаний (но для организации их работы будет нужна компания – оператор по разведке). Но в целом стоимость услуг по геологоразведке будет расти.

Стоимость перспективных участков и разведанных запасов уже устойчиво растет и будет расти далее. Но мы полагаем, что в этом росте можно будет выделить две стадии. На начальной стадии при официально декларируемом росте стоимости запасов можно будет договариваться с компаниями, которые под угрозой отзыва лицензии будут искать партнеров по разработке месторождений, об относительно небольшой цене покупки месторождения (его части) под обязательства инвестировать в проект разработки месторождения. На следующей стадии (через несколько лет) декларируемая стоимость сравняется с фактической и существенно возрастет.

В ближайшее время можно ожидать создание государством более жесткой системы контроля выполнения лицензионных соглашений и системы отзыва лицензий, что может вызвать отзыв лицензий у ряда крупных и мелких компаний, с одной стороны и лихорадочный поиск ими партнеров и средств на доразведку и разработку месторождений, с другой стороны.

В ближайшие годы будет определен порядок отнесения месторождений газа к месторождениям федерального значения и их статус, и порядок формирования и использования федерального фонда резервных месторождений с учетом соблюдения интересов государства и неусиления монопольных тенденций в отрасли. Для этого, в частности, потребуется внесение поправок в главу III «Особенности использования месторождений газа» (ст. 10-12) Закона РФ «О газоснабжении в Российской Федерации».

На настоящий момент практически отсутствуют, но должны быть разработаны и применены меры, стимулирующие и поддерживающие добычу газа из месторождений с падающим уровнем добычи и из малых месторождений (например, путем дифференциации налогов на добычу полезных ископаемых в зависимости от горно-геологических условий). Отметим, что сейчас большинство газа в России добывается из месторождений с падающим уровнем добычи. Кроме того, в условиях роста цен на газ и падения объемов его добычи (при росте спроса) актуальным становиться стимулирование разработки малых локальных (с потреблением рядом с районом добычи) месторождений газа.

В ходе либерализации рынка газа в России потребуется разработка мер, выравнивающих экономические условия хозяйствования независимых организаций, которые будут осуществлять поиск и разведку за свой счет, с условиями хозяйствования организаций, получивших лицензии на разработку месторождений фактически бесплатно (это прежде всего, конечно, предприятия системы ОАО «Газпром»).

Необходима выработка мер по стимулированию разработки уже разведанных и залицензированных, но не разрабатываемых месторождений. Помимо ужесточения системы контроля за исполнением условий лицензионных соглашений такими мерами могут быть:

· Введение налога типа «ренталс» в зависимости от площади участка либо объемов запасов с изменением его величины по времени. Налог, например, взимается независимо от стадии разработки месторождения, но может быть отнесен на себестоимость добываемого сырья.

· Введение антимонопольных мер в недропользовании в соответствии со статьей 17 Закона РФ «О недрах». Например, устанавление предельных размеров участков недр, количества участков и предельных запасов полезных ископаемых, предоставляемых в пользование.

Ссылки по теме:















Источник: http://gasforum.ru/obzory-i-issledovaniya/229/
X


Где находятся крупные месторождения нефти россии

Где находятся крупные месторождения нефти россии

Где находятся крупные месторождения нефти россии

Где находятся крупные месторождения нефти россии

Где находятся крупные месторождения нефти россии

Где находятся крупные месторождения нефти россии

Где находятся крупные месторождения нефти россии

Где находятся крупные месторождения нефти россии

Где находятся крупные месторождения нефти россии