Глава 2. Состояние, проблемы п тенденции использования мппералыю-сырьсвоп базы России

Урало-Поволжская и Тимано-Печорская провинции. Их удельный вес в общем объеме добычи нефти в стране на уровне 2000 г. уменьшится относительно современного (указан в таблице 24) и в 2010-2020 г.г. оценивается: Западной Сибири - 62%, Урало-Поволжье - 14% и европейском Севере - 8%). Из этого следует, что добыча нефти (без конденсата) уменьшится в этих основных районах с 326 млн. т. в 2000 г. до 250-260 млн.т. в указанном перспективном периоде.

В связи с этим одной из первоочередных стратегических задач является значительное усиление и организационная оптимизация геолого-разведочных работ и заблаговременное открытие и разведка новых крупных запасов. Однако пока положение в этой области прогрессирующе усложняется.

Начиная с 1994 г. приросты запасов нефти и газа не восполняют даже значительно сократившиеся объемы добычи (см. рис. 36). В 90-х годах открывались лишь мелкие месторождения (в среднем около 1.5-2 млн.т каждое) в основном в пределах нефтедобывающих районов, не оказывающих заметного влияния на состояние минерально-сырьевой базы.

Острую тревогу за состояние нефтедобывающей отрасли в ближайшей перспективе вызывает значительное уменьшение в 90-х годах разведанных запасов нефти в целом по стране и, особенно в Западной Сибири. Современное фактическое состояние сырьевой базы нефтяной промышленности с ее высокой степенью выработанности в основных добывающих провинциях и на важнейших эксплуатируемых месторождениях, требует проведения кратно увеличенных объемов геологоразведочных работ. Эти работы необходимо проводить по единым проектам для каждой нефтегазоносной провинции, разработанным на современном научно-техническом уровне. Такая цельная стратегия поисков и разведки для каждой провинции в сложившихся современных условиях несколькими самостоятельными нефтедобывающими компаниями, выполняющими эти работы в небольших объемах, не может быть реализована. Добывающие компании в большинстве своем из-за сегодняшних экономических выгод стремятся к интенсификации добычи нефти с наименьшими издержками, на более доступных и эффективных запасах, разведанных до начала 90-х годов. Интересы не только долгосрочной, но и ближайшей перспективы не учитываются. Разведка новых запасов проводится только отдельными компаниями.

К настоящему времени из госфонда передано недропользователям около 96% всех разведанных запасов. Более 56% из них находятся в пользовании шести крупнейших компаний (ЛУКОЙЛ, ЮКОС, Сургутнефтегаз, Сибнефть, Тюменская нефтяная, Славнефть), добывающих в целом более 210 млн.т (более двух третей от общего объема в стране). Современный уровень добычи каждой из компаний имеет высокую кратность относительно разведанных запасов - в пределах 34-50 лет. Такая высокая кратность в текущем периоде разведанных запасов относительно уровней добычи пока позволяет компаниям вести выборочную отработку наиболее продуктивных залежей и консервировать большое количество низкодебитных скважин. Однако, как показывает анализ, по мере повышения степени отработанности современных запасов в предстоящие 10-15 лет и достижения многими эксплуатируемыми месторождениями более поздней стадии разработки, закономерно снизятся темпы отбора нефти, сократятся объемы добычи и уменьшится кратность оставшихся запасов относительно добычи.

Полученный в 2000 и 2001 г.г. прирост добычи нефти, не может рассматриваться как устойчивая тенденция, так как он обусловлен в основном благоприятной конъюнктурой внешнего рынка, а не факторами долгосрочного и устойчивого развития нефтяной промышленности.

Необходимы изменения применяемых в нашей стране традиционных технологий

105 п

Рис. 39. Динамика изменения разведанных (доказанных) запасов природного газа в России в 1991 -2000 г.г.

1992 1993

разработки нефтяных месторождений. При использовании метода интенсивного заводнения продуктивных пластов по мере добычи нефти значительная ее часть не извлекается. По подсчетам специалистов в отработанных недрах остается не менее чем в 3 раза большее количество нефти относительно извлеченных объемов (в России добыто около 16 млрд.т). Велики также потери конденсата в комплексных газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождениях, попутного нефтяного газа. Пизок уровень утилизации других попутных компонентов.

Россия отстает в области технологий разработки нефтяных месторождений от ведущих зарубежных нефтедобывающих стран. Передовые технологии, в частности применение гидродинамических, тепловых, химических методов воздействия на пласт, бурения горизонтальных и разветвленно-горизонтальных скважин и др. используются в крайне ограниченных масштабах. Все это обусловливает низкий уровень извлечения нефти из недр и неэффективное использование сырьевой базы.

Природный газ

Россия занимает лидирующее место среди других стран мира, как по разведанным запасам газа (треть мировых запасов), так и по его добыче (более четверти от мировой). За последнее десятилетие запасы и добыча газа в мире имели более высокие темпы роста относительно других видов энергоресурсов. В России за этот период разведанные запасы и добыча имели тенденцию к сокращению (см. рис. 39 и 40). В 2000 и 2001 г.г. добыто соответственно 583.7 млрд.м и 585.4 млрд.м против 644 млрд.м в 1991 г. (90.6% и 90.9% к уровню 1991 г.). После 1991 г. не было открыто ни одного нового существенного по запасам месторождения. В 2001 году из указанного объема добыто 566.9 млрд.м свободного и 18.5 млрд.м растворенного в нефти газа.

Паша страна - крупнейший экспортер (первое место в мире) и потребитель (второе место после США) природного газа (см. таблицу 23, рис. 41). Экспорт газа из России в последние годы составляет 190-200 млрд.м (в 2000 г. - 193.7 млрд.м, в том числе в дальнее зарубежье - около 144 млрд.м). Мировой объем экспорта-импорта в последние годы возрос до 550-600 млрд.м в год. Внутреннее потребление газа в 2000 г. составило (с учетом импорта 32 млрд.м из Туркмении и Казахстана) - 422 млрд.м или 90.7% к 1991 г.

Запасы свободного газа (в том числе в газовых шапках) России по состоянию на начало 2002 г. составляют 47.24 трлн. м по категориям А+В+Сi и 4.2 трлн. м по категории Ст. Кроме того, извлекаемые запасы растворенного в нефти газа оценены по категории А+В+С. - 1.35 трлн. м и С2- 0.89 трлн. м\

Распределение запасов природного газа на начало 2002 г. и объемов его добычи по регионам страны в 2001 г. показано в таблице 27 и на рисунке 42.

Млрд-м 700

600

400 300

200 100

Рис. 40. Динамика производства (1), внутреннего потребления (2) и экспорта (3) природного газа в России в период 1990 - 2000 г.г.

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000

Годы

-1--2

- - - 3

Рис. 41. Соотношение объемов добычи и приростов запасов природного газа в России в 1991 -2000 г.г. (1 - прирост запасов, 2 -добыча)

Разведанные запасы сократились в целом за десятилетие незначительно благодаря полученным крупным их приростам в 1991-1993 годах (см. рис. 41).

Разведанные запасы (категории А-ьВ-ьСО свободного газа превышают уровень его добычи в 2000 году в 80 раз.

Положительной особенностью сырьевой базы газа является высокая концентрация разведанных запасов (около 78% от суммарных в стране) в Западной Сибири и в ее пределах - Ямало-Ненецком АО (75%), а также в крупных и гигантских месторождениях (таблицы 28, 29).

Преобладающая масса современных разведанных запасов свободного газа (более 72%) сосредоточена в 22 уникальных месторождениях (2.8%) от общего количества месторождений), обеспечивающих свыше 88% всей годовой добычи в стране.

Среди уникальных выделяются 8 месторождений - супергигантов с начальными запасами каждое от 2 трлн.м и более (таблица 29).

Как видно из таблицы 29, восемь газовых супергигантов заключают почти три четверти современных оставшихся запасов свободного газа страны. Разрабатываемые из них пять месторождений, обеспечивают около 73%) общей добычи свободного газа в России, в