Открытие ряда гигантских нефтегазоносных бассейнов (НГБ) с многочисленными крупными и уникальными месторождениями нефти и газа превратили наше отечество в крупнейшую нефтегазодобывающую державу с лидирующими позициями по добыче и экспорту углеводородного (УВ) сырья и нефтепродуктов. Целенаправленная плановая экономика СССР позволила создать уникальную минерально-сырьевую базу (МСБ), способствовавшую смягчению ударов сильнейших экономических кризисов, сотрясающих мировую экономику.
Мировая история лидерства в нефтегазодобыче
Благодаря активным и широкомасштабным геологоразведочным работам (ГРР), проводившимся в советские времена, Россия, многократно снизившая их объемы (сейсморазведка, бурение и др.), по-прежнему входит в десятку стран с крупнейшими запасами нефти и стабильно стоит на первом месте по запасам и ресурсам газа. Недра суши и шельфа России содержат огромные ресурсы УВ, разведка которых в новых регионах и на новых площадях практически остановлена или ведется мизерными темпами. При многолетних лидирующих (первых-вторых) позициях России по добыче нефти и газа (в 2011 г. добыть 12,8 и 20,6%, соответственно от общемирового производства) Россия также является лидирующим экспортером нефти и газа.
На рис. 1 приведены долевые зависимости (в %) добычи нефти и газа России и СССР – СНГ по отношению к их общемировым уровням добычи для периода 1900 – 2011 гг. Исходная информация, собранная нами для различных исторических этапов из многочисленных российских (Минэнерго РФ, Центральное диспетчерское управление ТЭК ЦДУ ТЭК и др.) и зарубежных (BP, US EIA и др.) источников, была подвергнута серьезной проверке и увязке, так как в некоторых источниках были выявлены существенные противоречия и различия, достигающие десятков процентов.
Рис. 1. Доли России и СССР – СНГ в уровне мировой добычи нефти и газа
Постепенное усиление отечественного ТЭК в 1920 – 1941 гг. приостановлено Второй мировой войной. Послевоенный рост уровней добычи нефти и газа позволил СССР достичь максимальных долей в мировой нефтегазодобыче – 22,4% к 1983 г. по нефти и 40% к 1987 г. по газу. Максимальные доли России составили по нефти 20,6% в 1983 г., а по газу – 31,1% в 1990 г.
Стремления ведущих зарубежных стран к топливной независимости от СССР и известные события конца 80-х – начала 90-х гг. привели к распаду СССР и неуклонному снижению веса ТЭК России и стран СНГ в мировом энергетическом балансе. Происходящее в России и странах СНГ в последнее десятилетие увеличение добычи нефти и газа не повлияло на неуклонное снижение доли газа, но привело к временному увеличению доли нефти до 12,94 и 16,7% в 2009 г., которая в последние два года стала медленно снижаться до 12,8 и 16,3% в 2011 г. Обобщая полученные результаты, можно отметить, что вес (доля) топливно-энергетического комплекса (ТЭК) России и стран СНГ в мировом энергетическом балансе будет, видимо, снижаться и дальше. Темпы снижения будут зависеть от уровня воспроизводства минерально-сырьевой базы (ВМСБ) страны, что находится в прямой зависимости от объемов проведения новых ГРР на суше и море, в основном сейсморазведки и поисково-разведочного бурения (ПРБ).
Отношение объемов эксплуатационного и поисково-разведочного бурения за определенный период – индикатор состояния ГРР и ВМСБ
К сожалению, наблюдаемые тренды изменений объемов ГРР на суше и море, как по сейсморазведке, так и по ПРБ, не вселяют оптимизма. По сравнению с последними годами существования СССР работы по сейсморазведке 2D основным методом общей глубинной точки (МОГТ) и ПРБ сократились многократно. Под влиянием кризиса 2008 г. упали объемы сейсморазведки МОГТ 2D, финансируемые из госбюджета. По данным Роснедр, в 2007 г. они составляли 54,54 тыс. км, 2008 г. – 44,77, а в 2009 и 2010 гг., соответственно, 29,6 и 26,0 тыс. км. Ситуация начала немного исправляться в 2011 г. – 30,76 тыс. км. Однако эти цифры для такой страны, как Россия, являются мизерными. В качестве примера отметим, что в 1988 – 1990 гг. один лишь трест «Севморнефтегеофизика» ВМНПО «Союзморгео» (ныне ведущая российская морская геофизическая компания ОАО «Севморнефтегеофизика» – СМНГ) выполнял в российских морях Западной Арктики до 42 – 45 тыс. км в год. Сезонный характер работы и недостаточный объем заказов на российских акваториях от государства и недропользователей (последние обеспечивают превалирующую часть работы) привели к тому, что суда СМНГ в постсоветское время большую часть объемов выполняют за рубежом [1].В России наибольшая доля финансирования ГРР (свыше 80%) идет на ПРБ, финансируемое из средств недропользователей. На рис. 2 показаны объемы ПРБ в сравнении с эксплуатационным и общим бурением (ЭБ и ОБ) в России за период 1970 – 2011 гг. База входной информации ПРБ и ЭБ сформирована по данным Минэнерго РФ, ЦДУ ТЭК, официальных сайтов российских нефтегазовых компаний и ряда публикаций. В процессе ее составления были выявлены существенные различия в объемах ГРР (от 10 – 20 до 200% по отдельно взятым компаниям в последние годы), анализ которых проведен с учетом событий, происходящих в ТЭК. Наблюдаемые тренды изменений объемов ЭБ и ПРБ достаточно известны и широко обсуждаются в прессе, поэтому мы их не комментируем. Однако несомненный интерес вызывает динамика изменения во времени (по годам) коэффициента, рассчитываемого как отношение этих объемов – КПРБ(t)=ЭБ(t)/ПРБ(t). Говоря проще, предложенный нами коэффициент КПРБ(t) иллюстрирует, во сколько раз объем ЭБ превышает объем ПРБ за фиксированный период времени.
Рис. 2. Объемы поисково-разведочного и эксплуатационного бурения в России
Нефтяные компании с большой государственной долей характеризуются наименьшими относительными уровнями ГРР, отображаемыми высокими корпоративными КПРБ(t). В 2011 г. КПРБ в ОАО «НК «Роснефть» и ОАО «Газпром нефть» составили, соответственно, 50,6 и 44,4 (в 2009 г. их КПРБ были намного выше).
Если говорить о ГРР ОАО «Газпром» (без учета ОАО «Газпром нефть»), то ситуация с КПРБ удивительно стабильна – в 2009 и 2011 гг. он составлял 2,2 и 3 (при среднем за семь последних лет 2,05), что свидетельствует о стратегии активной поддержки ГРР. Поэтому не вызывает удивления тот факт, что в 2011 г. восполнение запасов газа ОАО «Газпром» составило 140% [2].
Первые 4 месяца 2012 г. деятельности российского ТЭК «ознаменовались» ростом КПРБ до 23,4 (ЭБ 6012,2 тыс. м и ПРБ 256,8 тыс. м) ([3], с. 70 – 71). За 8 первых месяцев 2012 г. КПРБ вырос до 24,2 (ЭБ 13321,5 тыс. м и ПРБ 549,8 тыс. м). С учетом трех предыдущих лет становится понятным, что до конца 2012 г. ситуация с бурением кардинально не изменится.
В советские времена десятилетиями огромные средства инвестировались в ГРР – для создания мощной МСБ СССР и России. В частности, в 50-х – начале 60-х гг. прошлого века для прироста запасов газа на 1 трлн м3 приходилось бурить 2,6 – 2,7 млн м поисково-разведочных скважин ([4], с. 14). Без сомнения, открытие в Западно-Сибирской НГБ уникальных месторождений УВ (Заполярного и Уренгойского в 1965 – 1966 гг., Ямбургского и Бованенковского в 1969 – 1971 гг.) изменило данную статистику. Однако количество таких месторождений невелико, и надеяться на их открытие при небольших объемах ПРБ сложно, хотя в новых районах или нетрадиционных комплексах пород это возможно. В частности, в регионе Арктики в 2000 – 2011 гг. ООО «Газфлот» (ОАО «Газпром») провело очень удачную геологоразведочную кампанию в Обской и Тазовской губах Карского моря, в результате которой было пробурено 26 поисково-разведочных скважин средней глубиной 1677 м (объем ПРБ 43,6 тыс. м), позволивших открыть четыре новых месторождения и прирастить запасы газа на 1,5 трлн м3. Но это исключительный случай со 100%-ным успехом ПРБ, так как ГРР проводились в хорошо изученной части Южно-Карского региона, включающего полуостров Ямал. Здесь, на суше и в акваториях, газоносные объекты часто отображаются на материалах сейсморазведки «яркими пятнами» и хорошо видимыми горизонтальными отражающими горизонтами от границы газо-водяного контакта (ГВК), что однозначно повышает эффективность ПРБ. Кроме того, проведенные ГРР включали бурение на морских продолжениях четырех месторождений, открытых на суше в советские времена.
Каков диапазон изменений КПРБ(t) в других странах или отдельно взятых НГБ? Очевидно, на стадиях изучения новых перспективных НГБ ведется ПРБ, а ЭБ отсутствует. После открытия месторождений начинается этап их освоения с бурением эксплуатационных скважин. В некоторых «нетрадиционных» НГБ, несмотря на большой объем ПРБ и открытие ряда месторождений, существует длительная задержка с началом ЭБ или оно вообще отсутствует (примеры: Восточно-Баренцевский НГБ, арктические НГБ Канады – Свердруп и Бофорт-Маккензи), при этом КПРБ(t) близок или равен нулю. ГРР в ограниченных по масштабам странах и небольших НГБ могут быть практически завершены после проведения ПРБ на всех объектах. И в этом случае на фоне активного ЭБ КПРБ(t) может достигать очень больших значений (при ПРБ=0 расчет КПРБ не имеет смысла). Такую ситуацию мы наблюдаем в НГБ Северного склона Аляски, где в 2011 г., в хорошо изученной зоне Прудо Бэй (Prudhoe Bay Unit), в целом находящейся на завершающей стадии добычи нефти, было пробурено 86 эксплуатационных скважин и лишь одна поисково-разведочная. Поэтому интересно рассмотреть, что происходит с ГРР в странах или крупных НГБ, где, как и в России, существует длительная история поисков, разведки и разработки месторождений УВ.
Рассмотрим ГРР в Узбекистане, имеющем более чем столетнюю историю нефтегазовой отрасли. В 2011 г. добыча газа составила 65,2 млрд м3, а нефти с конденсатом – 3,6 млн тонн (соответственно, 10 и 0,7% российской). При этом КПРБ(t) изменялся в 2008 – 2010 гг. в диапазоне 0,43 – 1,21 (табл. 1), что позволило восполнять МСБ на более чем 30% ([5], с. 34). Несмотря на то что объемы добычи УВ в Узбекистане ниже, чем в России, в 11 раз по газу и в 138 раз по нефти, объем ПРБ ниже только в 3 – 4 раза.
Табл. 1. Объемы бурения в Узбекистане
Кратко проанализируем состояние нефтегазовой отрасли и соотношения объемов ПРБ и ЭБ в двух ведущих странах Западной Европы – Норвегии и Великобритании, в которых морская добыча УВ составляет 100 и 99,8%. Эти страны обладают самыми большими текущими извлекаемыми запасами нефти (730 и 390 млн тонн) и в них же отмечена наибольшая активность в морском бурении – в 2010 г. в Норвегии работало 47 буровых установок (БУ), а в Великобритании – 29. В то же время в Дании работало 3 БУ, в Нидерландах – 6, в Германии – 1 ([6], с. 40). Отметим, что первые поисковые скважины в Северном море начали буриться практически одновременно – в 1964 г. в Дании и Великобритании, в 1965 г. – в Норвегии. Добыча нефти, достигнув максимальных уровней в Великобритании 126,5 и 129,3 млн тонн в 1985 и 1999 гг. и в Норвегии – 160,7 млн тонн в 2001 г., неуклонно снижается, соответственно, до 50,4 и 87,3 млн тонн (при пересчетах баррелей в тонны использован коэффициент 7,33). В 2011 г. добыча нефти в Великобритании упала, по сравнению с 2010 г., более чем на 20% и продолжила снижение в 2012 г.
Добыча газа в Великобритании снижается с рекордного 2000 г. (108,3 млрд м3) до 47,3 млрд м3 в 2011 г. (падение на 56%). При этом только в одном 2011 г. она упала, по сравнению с 2010 г., примерно на 20% (до этого годовые падения были около 5 – 7%). Остаточные запасы газа Великобритании составляют только 6,5% от общих для Западной Европы.
Более половины запасов газа Западной Европы содержится на акваториях Норвегии (51,5%). Объем газодобычи в Норвегии в 2011 г., после почти двух десятилетий подъема, снизился более чем на 2% – с максимального уровня 105,3 млрд м3 в 2010 г., что в значительной степени объясняется неполучением части газа месторождения Snohvit (единственного из Баренцева моря), разработка которого, по данным Норвежского нефтяного директората (NPD), имела технические осложнения в 2011 г. [7].
NPD надеется, что падение объема нефтегазодобычи может быть скомпенсировано освоением новых регионов, включая шельф Баренцева моря и глубоководный континентальный склон (именно за счет выхода на глубоководье произошла компенсация падения добычи нефти на шельфе Мексиканского залива США). Также на шельфе Норвегии активизированы поиски УВ в нетрадиционных для данного региона комплексах пород палеозоя и кристаллического фундамента. В последнем в 2011 г. компания Lundin открыла первую промышленную залежь нефти на месторождении Tellus/Luno.
В нашем распоряжении имеется информация NPD и DECC (Department of Energy&Climate Change, UK) о количестве разноцелевых скважин Норвегии и Великобритании. Расчеты выполнялись в предположении, что глубины скважин примерно равны, хотя в ряде случаев забои скважин ПРБ глубже, чем для ЭБ. В то же время длина стволов наклонных скважин ЭБ может быть больше, чем у вертикальных скважин ПРБ. При значительной статистике оценка КПРБ(t) по количеству скважин справедлива, как и по метрическим объемам проходки скважин.
Рис. 3. Объемы поисково-разведочного и эксплуатационного бурения в Норвегии
В Великобритании общие объемы буровых работ на шельфе (10 312 скважин, включая 6336 ЭБ и 3976 ПРБ) в два раза больше, чем в Норвегии. Однако закономерность изменений КПРБ(t) в Великобритании (рис. 4) подобна норвежской (рис. 3). В 1999 и 2002 гг. были два аномально высоких значения КПРБ(t) – 6,8 и 5,8 (примерно в 4 раза ниже российского максимума 2009 г.).
Рис. 4. Объемы поисково-разведочного и эксплуатационного бурения в Великобритании
Рис. 5. Сопоставление величин КПРБ для России, Норвегии и Великобритании
Как изменить предстоящий тренд падения добычи нефти в России
Большие (более 500 млн тонн) объемы добычи нефти в последние годы без активных ГРР приблизят время их снижения и усилят тренд падения. Здесь хочется процитировать слова одного из крупнейших специалистов в области развития нефтегазовой промышленности СССР академика А.А. Трофимука (из доклада министру и членам коллегии Миннефтепрома СССР 27.07.81), сказавшего: «Вы все понимаете, что нефтяная промышленность страны находится сейчас в критическом состоянии. Это вызвано тем, что, выйдя на уровень 600 млн тонн в год, мы в то же время сильно подорвали ранее подготовленные запасы нефти. Если не исправить положение с запасами сейчас, то в дальнейшем, в лучшем случае, добыча нефти стабилизируется на достигнутом уровне, а в худшем – начнет снижаться… Одной из причин возникновения такого положения явилось то, что Министерство нефтяной промышленности практически устранилось от работ, связанных с подготовкой запасов, переложив решение вопроса на плечи более слабого партнера – Министерство геологии… Но никто – ни Миннефтепром, ни Мингео при этом не заботились о том, чтобы поднять уровень запасов» ([8], с. 101 – 102). Он же отметил, что объем ПРБ по Западной Сибири должен быть «не менее 25% от суммарного общесоюзного объема эксплуатационного и поисково-разведочного бурения» ([8], с. 99).Применительно к коэффициенту КПРБ(t), из последнего высказывания А.А. Трофимука следует, что для безопасного и рационального развития нефтегазовой промышленности КПРБ(t) должен быть меньше 3 (близко к практике ГРР в рассмотренных выше европейских странах и в ОАО «Газпром»), в то время как КПРБ уже в 1981 г. немного превысил 3. Говоря другими словами, темпы ЭБ и добычи нефти в СССР и России были и остаются завышенными, а прирост запасов и объемы ГРР недостаточны даже в годы, которые нам сейчас представляются годами бурного развития и процветания отечественного ТЭК. К состоянию ТЭК России в настоящее время удивительно подходят слова А.А. Трофимука, отметившего, что «нефтяники... завалят поиски по той простой причине, что плохо смотрят вперед, в будущее. Перспектива для нефтяников перед сегодняшним днем – второй план» ([8], с. 115).
Академик Н.П. Лаверов и автор данной статьи считают возможным использовать коэффициент КПРБ(t) в качестве индикативного параметра состояния геологоразведочных работ и воспроизводства минерально-сырьевой базы страны, дающего основу для планирования объемов поисково-разведочного бурения, необходимых для воспроизводства запасов нефти и газа.
Несмотря на то что «закрома Родины» еще не опустели, структура современных запасов сильно отличается от того, что мы имели в предыдущие десятилетия. «Сливки» уже сняты, большинство месторождений находится на поздней стадии разработки, обводнены, содержат трудноизвлекаемые запасы или были подвергнуты интенсификации нефтедобычи. Запасы открываемых новых месторождений постоянно снижаются, а многие резервные месторождения суши и шельфа расположены в труднодоступных регионах. Все это, без сомнения, скажется в ближайшие годы на уровне добычи нефти, который начнет снижаться, и речь может идти только о темпах падения. К сожалению, увеличение объемов ГРР сможет внести свой позитивный вклад лишь спустя 5 – 10, а на Арктическом шельфе – и более 10 лет. Задержка с началом активных ГРР во всех перспективных регионах суши и моря ускорит и усилит неизбежное падение добычи нефти.
Можно ли «принудить к миру» нефтегазодобывающие компании, в результате чего они добровольно-принудительно увеличат объемы ГРР, включая ПРБ, что обеспечит снижение КПРБ(t) хотя бы до значений конца тренда советского времени (в 1991 г. КПРБ=5)? Думаю, что ситуация может быть изменена кардинально только путем возрождения налога на ВМСБ. Получаемые при этом средства целесообразно централизовать, дополнить из госбюджета и вложить в проведение новых ГРР, организуемых и контролируемых Роснедрами или другой уполномоченной государством организацией. Выделение средств на ГРР следует организовать на тендерной основе, но с преференциями еще сохранившимся государственным предприятиям и недавно созданному ОАО «Росгеология». По нашему глубокому убеждению, государство не должно устраняться от управления процессами ГРР и ВМСБ, включая их планирование и финансирование.
В России остались недоисследованными геологоразведкой огромные перспективные территории суши и моря. Именно к ним проявляют большой интерес крупнейшие зарубежные компании (ExxonMobil, ENI, Statoil, Shell и др.). Финансирование ГРР из госбюджета, дополненного налогом на ВМСБ, способно принести многократно большие доходы государству за счет реализации лицензионных участков, хорошо изученных сейсморазведкой. В частности, в докризисном (2008 г.) конкурсе №206 на 615-ти лицензионных участках в центральной части Мексиканского залива приняли участие 85 компаний, сделавших 1057 заявок. Конкурс отмечен рекордными платежами за реализованные лицензии – было продано 603 лицензии (из 615 выставленных на торги) за 3,7 млрд долларов. В этом же году доходы США от лицензионного раунда на шельфе Аляски в Чукотском море превысили 2,6 млрд долларов, из которых 2,1 млрд долларов выплатила компания Shell. При этом общая площадь 448 лицензионных участков (Shell получила 275) составила 12,1 тыс. км2, что в 6,6 и 10,5 раза меньше, чем суммарные площади новых высокоперспективных участков ОАО «НК «Роснефть» – трех в Баренцевом море (российская часть бывшей «Серой зоны») и трех – в Карском море (Восточно-Приновоземельские). Отметим, что в 2012 г. на Арктическом шельфе России впервые с 1981 г. не пробурено ни одной поисково-разведочной скважины! Программа ПРБ компании Shell на шельфе Аляски в Чукотском море провалилась и чуть было не закончилась катастрофой.
Увеличение объемов ПРБ невозможно без расширения других видов ГРР, предваряющих и обосновывающих выбор тех или иных объектов поискового бурения. В первую очередь это относится к сейсморазведке – основному методу поиска объектов, перспективных в нефтегазоносном отношении. По объемам работ российская сейсморазведка, как и ПРБ, находится в стадии стагнации, хотя многие геофизические предприятия, работающие на суше и море, оснащены современными техническими средствами. Но они недостаточно обеспечены работой на отечественном рынке ГРР [1].
Широкомасштабные геофизические исследования на шельфе можно организовать на самоокупаемой мультиклиентной основе, широко применяемой во всем мире, но не имеющей законодательной базы в России с 2008 г. Делегирование функций координаторов государственным предприятиям России (СМНГ, Росгеология и др.) позволит планомерно вести данные исследования, контролировать оборот геолого-геофизической информации и даже может принести существенный финансовый доход государству, о чем мы уже неоднократно говорили и писали ([1], «Известия» от 5.07.12 и др.).
Расширение объемов геологоразведочных работ наряду с поддержкой отечественных производителей геофизического, бурового и другого сопутствующего оборудования позволит не только наполнить запасами и поднять на новый высокотехнологичный уровень развития нефтегазовую отрасль, но и послужит мощным локомотивом для возрождения всей экономики страны.
