Падение на фоне роста

В 2009 году все основные показатели геологоразведки упали, в то время как цена нефти и ее добыча выросли

НЕФТЕСЕРВИС

ПАВЕЛ ХЛЕБНИКОВ, начальник Управления геологии нефти и газа, подземных вод и сооружений Федерального агентства по недропользованию | ОЛЕГ АККУРАТОВ, к. т. н., ведущий научный сотрудник ФГУП "ГНЦ РФ "ВНИИгеосистем"

Как показывают статистические данные, основные показатели геологоразведки в 2009 году оказались существенно хуже, чем в 2008. Проходка в разведочном бурении снизилась на 46%, объемы сейсморазведки — на 33%. Госфинансирование грр на нефть и газ было на 15% ниже, чем в 2008 году, причем на 2010 год планируется его дальнейшее снижение — еще на 3,5%.

Сокращение объемов ГРР происходит на фоне роста спроса на нефть и идущего с середины 2009 года повышения цен. При этом надежды на адекватные инвестиции недропользователей в воспроизводство запасов на своих месторождениях по-прежнему остаются призрачными. Если не предпринять срочных и продуманных мер, все это может привести к дестабилизации нефтегазовой отрасли России.

Падение на фоне роста. В 2009 году все основные показатели геологоразведки упали, в то время как цена нефти и ее добыча выросли

Периодически в СМИ поднимаетсяп проблема исчерпания мировых минеральных ресурсов, прежде всего нефти. Специалисты при этом считают, что физического недостатка ресурсов в мире нет, и в ближайшие десятилетия его не предвидится. Мировые ресурсы только нефти оцениваются в 510 млрд тонн, из которых разведано пока 43%. Мировая добыча нефти составляет 3,2-3,5 млрд тонн в год и нарастает медленно. Главный вопрос заключается в доступе к имеющимся ресурсам.

Доступность ресурсов определяется в основном уровнем технологий и масштабом проведения геологоразведочных работ. Когда цены на УВ-сырье высоки и деньги в бюджет текут рекой, стимулов для капитальных вложений и инвестиций в технологии меньше. При низких ценах интерес к использованию ресурсосберегающих технологий возрастает, но ослаблены стимулы к финансированию ГРР и совершенствованию технологий поиска. Кроме того, в этот период у компаний и государства снижаются финансовые возможности для поддержания нужного объема ГРР, что и наблюдалось в России в кризисных 2008-09 годах.

Но всегда следует помнить, что геология не дает немедленных результатов после начала финансирования. Нужны годы и годы. Открытия начинаются тогда, когда степень геологической изученности территории становится достаточно высокой. Западная Сибирь раскрылась после 25 лет поисков, Тимано-Печора — через 15. Отсюда проистекает естественный вывод: на геологоразведке опасно экономить, нельзя задерживать ее развитие, какой бы силы кризис ни стоял на дворе.

Оптимальный баланс сейсморазведки и бурения

На ранних стадиях поиска запасы УВ формируются разномасштабными объектами с преобладанием ловушек структурного типа, на поздних — преимущественно небольшими и более сложно построенными объектами. Конечным смысловым результатом ГРР является подсчет запасов, который ведется на основе данных геофизики, прежде всего сейсморазведки, а также результатов разведочного бурения.

В России всегда был перекос в пользу разведочного бурения. Его доля в решении вопроса подсчета запасов и теперь превышает 80%, а большая часть информации, представляемой методами полевой геофизики, остается невостребованной. Такое соотношение не характерно для стран с развитой и высокотехнологичной нефтегазовой промышленностью.

Сопоставим вклады бурения и сейсморазведки в обнаружение запасов в трех секторах Северного моря: английском, норвежском и датском. В английском секторе соотношение бурения и сейсморазведки составляет 28-38% к 12,5-20%, в норвежском — 36-43% к 31-33%, в датском — 71-81,5% к 11-13%. Другими словами, в наиболее высокотехнологичном норвежском секторе, для которого характерна приуроченность УВ к ловушкам более сложного типа (так называемым "турбидитам"), вклад сейсморазведки в "дело подсчета запасов" сопоставим с вкладом технологий бурения. Хотелось бы пожелать и нам того же.

В США и Канаде вопросы опоискования территорий решаются еще более кардинальным образом. Там практически все перспективные территории покрыты сейсмическими съемками 3D-МОГТ. Для полного выявления запасов остается провести поисково-разведочное бурение, переобработку сейсмических материалов с учетом данных бурения и детализационные работы.

Как обеспечить и поддержать высокую добычу?

В западных нефтяных компаниях при прогнозе добычи нефти на перспективу обычно считают, что "коэффициент прироста" (соотношение прироста запасов к объемам погашения запасов в недрах) должен быть не меньше 1,25. К примеру, именно при таких близких к единице коэффициентах прироста США смогли на протяжении 20 лет иметь высокую добычу, в то время как обеспеченность запасами у них была невелика — всего на семь-девять лет.

Для России, по сравнению с теми же США, понятие запасов трактуется несколько расширительно, поэтому данный коэффициент никак не может быть меньше 1,5, а с учетом того, что более 55% наших запасов являются трудноизвлекаемыми, еще больше — до 2,35. Это значит, что при добыче 500 млн твг объем воспроизводства запасов должен составить 1175 млн тонн, объем извлекаемых ресурсов (даже при 50-процентном переводе в запасы) — не менее 2,35 млрд тонн, балансовых (при КИН=0,3) — 7,8 млрд тонн. Для обеспечения такого уровня балансовых запасов необходимо будет опоисковывать (при средней плотности ресурсов 20 тыс. т/км2) перспективные участки недр площадью по 400 тыс. км2 в год. Нефтегазовый потенциал России существенно выше среднемирового — на нашу страну приходится до 10% мировых запасов нефти и 32% газа. По количеству добываемой нефти Россия, выйдя в начале 2010 года на уровень добычи 10 млн барр./сут. нефти и газового конденсата (500 млн твг), снова занимает первое место в мире. Ожидается, что в ближайшие пять-семь лет уровень добычи в России может достигнуть 11 млн барр./сут., или 550 млн твг, и Россия выйдет по этому показателю на уровень СССР 1989 года.

Потенциальные ресурсы позволяют поддерживать такие объемы добычи достаточно длительное время, в то же время имеется целый ряд неблагоприятных факторов. Следует учитывать удаленность перспективных территорий от промышленно развитых центров, тяжелые климатические условия и, как следствие, высокие затраты на создание инфраструктуры и мощностей нефтегазодобычи в новых районах. Кроме того, в НГК РФ высока доля трудноизвлекаемых запасов и степень выработанности основных действующих месторождений.

Для обеспечения стабильно высокого уровня добычи России надо решить несколько проблем, среди которых, прежде всего, следует назвать проблему воспроизводства минерально-сырьевой базы страны (ВМСБ). Известно, что некоторые компании наращивали нефтедобычу без бурения достаточного количества добывающих скважин, вели выборочную отработку активных запасов своих месторождений. Имела место несогласованность требований важнейших для геологии законодательных документов, долгое время наблюдался недостаточный уровень затрат на ВМСБ. В результате дефицит запасов, компенсирующих добычу по нефти за период с 1992 по 2004 год, достиг 1,4 млрд тонн, по природному газу — 3,3 трлн м3.

Для реализации новой "Энергетической стратегии России до 2030 года" наши нефтяники и газовики опять должны двигаться на восток и на север, выходить на шельф. Главными районами, где ожидается прирост запасов, станут Западно-Сибирская, Тимано-Печорская и Лено-Тунгусская провинции. Начнется активное освоение ресурсов на Дальнем Востоке, шельфах арктических морей и Прикаспийской впадине.

Для поддержания высокого уровня производства углеводородов потребуются огромные финансовые вливания в НГК. По мнению экспертов, на тонну прироста новых мощностей нефтегазодобычи в РФ инвестиции должны быть в семь раз больше, чем в среднем по странам ОПЕК, в 2,8 раза больше, чем по странам, не входящим в ОПЕК. Поэтому объективно при нынешнем низком инвестиционном потенциале Россия должна будет и дальше, несмотря на удорожание стоимости добычи каждой тонны нефти и конденсата и каждого кубометра газа, продолжить наращивание запасов в старых центрах нефтедобычи. Второе дыхание должны приобрести Тимано-Печорская и Западно-Сибирская НГП, третье дыхание — Волго-Уральская и Северо-Кавказская НГП.

Безрадостные итоги 2009 года

Геологоразведочные работы в 2009 году осуществлялись в условиях ощутимого — на 15% — сокращения объемов бюджетного финансирования, что привело к уменьшению количества объектов государственного заказа более чем на 20%. В прошедшем году затраты федерального бюджета на ГРР по углеводородному сырью составили 8,9 млрд рублей против 10,1 млрд в предыдущем. При этом планируется, что в 2010 году госзатраты по данной статье будут еще меньше и не превысят 8,6 млрд рублей.

Почти вдвое уменьшились объемы параметрического бурения — с 17,1 тыс. м в 2008 году до 8,9 тыс. м в 2009 году. В 2010 году данный показатель составит 8 тыс. м. Постоянно снижаются объемы сейсморазведки: 44 тыс., 29,6 тыс. и 15,0 тыс. пог. км соответственно. Аукционов и конкурсов в 2009 году состоялось столько же, сколько в 2008, но в 2,5 раза меньше, чем в 2007 году. В 2010 году на 42% сокращается финансирование ФГУ "ГКЗ", что совершенно недопустимо, поскольку Государственная комиссия по запасам является последней инстанцией в длительном процессе поисковых, оценочных и разведочных работ.

В 2009 году, пожалуй, впервые с 2004 года отмечено уменьшение объемов внебюджетного финансирования ГРР. Снизилась активность недропользователей по оформлению и переоформлению лицензий на право пользования недрами. При этом увеличилось количество обращений по переносу сроков освоения месторождений и снижению объемов ГРР.

А еще недавно считалось, что в НГК РФ все идет хорошо, что отрасль возрождается. Прирост запасов УВ, начиная с 2005 года, стал устойчиво превышать годовой уровень добычи. В 2009 году эта тенденция сохранилась: при добыче 494 млн тонн нефти и конденсата и 556 млрд м3 газа прирост запасов составил 620 млн тонн и 580 млрд м3 соответственно. К лицензированию были подготовлены участки недр площадью 440 тыс. км2, из них на суше — 165 тыс. км2. Надолго ли этого хватит?

Как обойти основные риски?

Последовательное сокращение финансирования работ по геологическому изучению недр и ВМСБ в 2010-12 годах может существенным образом повлиять на сроки реализации основной задачи "Энергетической стратегии" — "обеспечение сбалансированного развития и использования минерально-сырьевой базы для удовлетворения потребностей экономики страны". Не секрет также, что истощение резерва легко открываемых месторождений привело к снижению поисковой эффективности ГРР на нефть и газ. Новые разработки страдают не из-за отсутствия новых идей, а из-за попыток достичь успеха в рамках одного метода, одной технологии либо ее отдельной составляющей. Отсутствует системное соединение элементов в целостную технологическую цепочку на основе использования комплекса геофизических методов.

В какой-то мере этот недостаток компенсирует новый проект "Положения об этапах и стадиях ГРР на нефть и газ". Согласно этому документу, геологоразведочные работы на этапе поиска и оценки месторождений предусматривают применение практически всех известных геофизических методов: аэрокосмических, гравиметрических, электроразведочных, магнитных, сейсмических, ГИС, а также некоторых специальных, которые обычно используются, если речь идет о прогнозе литологии пород разреза и "прямых поисках" залежей нефти и газа.

Тем не менее целесообразно было бы ранжировать геофизические технологии с учетом их информативности, безопасности применения, экологической чистоты и экономической эффективности на следующие группы:

— основные методы: с доказанной эффективностью решения нефтегазопоисковых задач по всему разрезу;

— дополнительные методы: для решения отдельных задач в выделенных интервалах разреза;

— специальные методы: при невозможности решения геологических задач апробированными способами.

Границы между группами в известной мере условны. По мере развития геофизических технологий некоторые из специальных методов могут становиться дополнительными или основными, как расширяя состав известных технологий, так и вытесняя некоторые из них. В конкретных случаях нет необходимости и экономически нецелесообразно применять весь набор апробированных технологий.

Еще одним условием, влияющим на эффективность ГРР на нефть и газ, является выстраивание правильной системы отношений "заказчик — исполнитель", соответствующей рыночной экономике. Ранее функции заказчика при работах на нефть и газ всегда выполняло государство через профильные ведомства. В результате был сформирован профессиональный язык, непонятный для представителей других профессий. Непонимание ведет к недоверию. Особенно важно это теперь, когда в роли заказчика выступают не только государственные органы, но и другие юридические и физические лица. Необходимо сопоставление элементов геофизических технологий с другими видами деятельности в общеупотребительных терминах.

Помимо понимания процессов, происходящих при выполнении задания, заказчику также необходимо быть уверенным в реальности выполнения заказа на должном уровне и в установленные сроки. Необходимы постоянные гарантии (система качества), что требования заказчика будут действительно выполнены, поскольку в технические условия или в организационную систему, охватывающую проектирование и реализацию продукции или услуг, всегда могут вкрасться несоответствия. Система качества должна функционировать одновременно со всеми остальными видами деятельности, влияющими на качество продукции или услуг, и взаимодействовать с ними.

Необходимы инновации

Таким образом, ситуация с воспроизводством запасов нефти и газа в России остается неопределенной, и кризисный 2009 год ее только усугубил. Концентрация геофизических компаний в нескольких крупных холдингах пока не привела к желаемым результатам ни в экономическом, ни в техническом смысле (отрасль по-прежнему почти полностью зависит от поставок импортного оборудования). Необходим свой собственный крупный российский инновационный проект, охватывающий все стадии геологоразведочного производства. В геофизике таким проектом могла бы стать разработка аппаратно-технических средств и технологии применения метода тотальной сейсморазведки при работах на нефть и газ.