Достижения и проблемы геологоразведки и ТЭК России

Achievements and problems of Russia’s geology prospecting and fuel-energy complex

V. BOGOYAVLENSKY, Оil and Gas Research Institute of Russin Academy of Sciences

Выполнен анализ состояния геологоразведочных работ в России. Предложено использовать коэффициент КПРБ(t), равный отношению объемов эксплуатационного и поисково-разведочного бурения (ПРБ), в качестве индикатора состояния геологоразведочных работ и воспроизводства минерально-сырьевой базы страны.

On a base of geology prospecting studying made in article proposed to use КПРБ(t) coefficient (volume ratio of production drilling and exporation drilling during certain period) as index parameter of status of the country’s geology-prospecting works and reproducing of mineral-raw material base.

Долгие годы экономическое могущество России и СССР, а также уровень их геополитического влияния в мире базировались на успехах топливно-энергетического комплекса (ТЭК), в котором основную роль имела и продолжает играть добыча нефти и газа.
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
Из зависимостей (рис. 1) видно, что в 1900 и 1901 гг. отечественная нефтедобыча превышала половину мировой (главным образом, за счет азербайджанской нефти), составляя 50,5 и 52,3%. Экономические, военные и революционные катаклизмы в России и бурный рост добычи нефти в мире драматически снизили ее геополитическую значимость. В это же время на лидирующие позиции вышла нефтедобыча США, доля которой в мировом балансе половину прошлого века (1903 – 1952 гг.) была более 50%. Добыча газа в США превышала половину мировой до 1974 г.

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
Из рис. 2 видно, что планирование экономики во времена СССР привело к почти линейному изменению КПРБ(t). После развала СССР в период 1991 – 1995 гг. КПРБ(t) значительно вырос, что свидетельствует о больших темпах снижения объемов ПРБ по сравнению к ЭБ. Во второй половине 90-х гг. объем ЭБ упал до уровня конца 60-х гг. От полного краха ГРР спасло принятие налога на ВМСБ, действовавшего в 1996 – 2001 гг. В это время объем ПРБ практически не изменялся – в среднем находился на уровне 1,44 млн м и даже немного вырос до 1,65 – 1,85 млн м в 2000 и 2001 гг. Объем ПРБ в 1994 – 2008 гг. был стабильно низок – со средним значением 1,3 млн м в год (почти в 6 раз меньше рекордного 1988 г.). Интересным фактом является то, что 2004 – 2008 гг. характеризуются линейным изменением КПРБ(t) на уровне, совпадающем с его трендом во времена СССР (рис. 2, Т). С учетом этого тренда КПРБ в 2011 г. должен был достичь 10,2, но мировой экономический кризис, начавшийся в 2008 г., привел к тому, что российские компании снизили объемы ГРР, включая ПРБ, до абсолютного минимума – 0,56 млн м в 2009 г. При этом общий для страны КПРБ в 2009 г. превысил 25, а в 2010 и 2011 гг. стабилизировался – около 21. В 2011 г. для девяти основных нефтяных компаний средний КПРБ=23. Такого драматического соотношения объемов ЭБ и ПРБ, как в 2009 – 2011 г., не было никогда – оно свидетельствует о нежелании российских нефтегазовых компаний финансировать развитие МСБ страны и их ориентации на «проедание» запасов УВ, разведанных в основном в советское время. Большинство нефтяных компаний предпочитает получать или приобретать месторождения из нераспределенного фонда (который почти иссяк), а не вкладывать собственные средства в ГРР.

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
Конечно, ситуация с ГРР в Узбекистане не может быть принята в качестве единственного примера для подражания.

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
На рис. 3 приведена статистика количественного бурения скважин (№ скв.) для всего шельфа Норвегии, включая прогноз на 2012 г. Всего на шельфе Норвегии по состоянию на середину 2012 г. пробурено 5006 скважин (ЭБ – 3221, ПРБ – 1393 и сервисных 392). В последние 12 лет стабильный рост объема общего бурения (ОБ) замедлился и менялся в диапазоне 140 – 200 скважин при среднем 170. Начиная с 2006 г., несмотря на экономический кризис, начавшийся в 2008 г., ПРБ проводится в больших объемах, чем в предыдущие 20 лет. В 2005 г. КПРБ(t) достиг своего абсолютного максимума 11 (в 2,3 раза ниже российского максимума 2009 г.), после чего, начиная с кризисного 2008 г., снизился и стабилизировался на уровне 2,2, главным образом за счет существенного увеличения объемов ПРБ и незначительного снижения ЭБ (процесс, обратный российскому). По нашему представлению, это обусловлено жестким контролем за выполнением лицензионных обязательств со стороны NPD и обоснованным оптимизмом компаний, работающих на шельфе 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
По общему количеству пробуренных скважин в Норвегии и Великобритании за весь период ГРР КПРБ оказались равны 2,31 и 1,6, а за период 1970 – 2011 гг. – 2,71 и 1,99, что в 2,2 и 3 раза ниже, чем в России (рис. 5). Подводя итог проведенным сопоставлениям объемов ГРР, отметим, что КПРБ(t) при ГРР в России значительно отличается от трех рассмотренных стран – его средние значения выше в 2,2 – 8,2 раза (рис. 5).
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.

Литература

  1. Богоявленский В.И. Углеводородные богатства Арктики и Российский геофизический флот: состояние и перспективы. Морской сборник, М.: ВМФ, 2010, №9. С. 53 – 62.
  2. Газпром в цифрах 2005 – 2009 годы. Справочник, 2010. 68 с.
  3. Основные показатели работы отраслей ТЭК. Бурение скважин // ТЭК России. 2012. №9. С. 70 – 71.
  4. Кортунов А.К. Газовая промышленность СССР. М.: Недра, 1967. 323 с.
  5. Ивахненко И. Три миллиона метров только разведочного бурения запланировал Узбекистан до 2020 г. // Нефтесервис. 2011. №2. С. 34 – 36.
  6. Изунду У. «Нервный оптимизм» на европейском шельфе. Часть 2: Норвегия // OGJ Russia. 2010. №12. С. 38 – 41.
  7. Facts 2012. The Norwegian Petroleum Sector. NPD, 2012. 148 p.
  8. Трофимук А.А. Сорок лет борения за развитие нефтегазодобывающей промышленности Сибири. Новосибирск: СО РАН, 1997. 369 с.

References

  1. V.I. Bogoyavlenskiy. Arctic hydrocarbon wealth & Russian geophysical fleet: status & prospects. Marine collection, Moscow: Navy, 2010, #9. Pp. 53-62.
  2. Gazprom digits in 2005-2009. Reference book, 2010. – 68 pages.
  3. I. Ivakhnenko. Till 2020 Uzbekistan is planning 3 million meters of only exploratory drilling. Oil field service, #2, 2011, Pp. 34-36.
  4. U. Izundu. “Nervous optimism” at European offshore shelf. Part 2: Norway. OGJ Russia, №12, 2010, Pp.38-41.
  5. A.K. Kortunov. USSR gas industry. M.: Bowels, 1967. – 323 pages.
  6. Main indices of works of branches of fuel-energy complex. Drilling of wells. Russian fuel-energy complex,#9,2012, Pp.70-71.
  7. A.A. Trofimchuk. Forty years of struggle for development of Siberian oil-producing industry. Novosibirsk. RAS Siberian department, 1997. - 369 pages.
  8. Facts 2012. The Norwegian Petroleum Sector. NPD, 2012. -148 p.
  9. Department of Energy&Climate Change, UK: http://og.decc.gov.uk.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Богоявленский В.И.

    Богоявленский В.И.

    член-корреспондент РАН, д.т.н., профессор, заместитель директора по науке, заведующий лабораторией «Шельф»

    Институт проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН)

    Просмотров статьи: 10046

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru