1 стр. из 1

В статье рассмотрены ресурсная база и перспективы развития нефтегазодобычи в пределах Северо-Западного региона России. Наряду с оценкой возможных масштабов наращивания добычи нефти и газа на суше обсуждаются проблемы, связанные с ее развитием в пределах прилегающего к суше шельфа, а также  вопросы технико-экономического характера при его освоении.

Северо-Западный регион: ресурсы углеводородного сырья

Сырьевая база нефтегазодобычи Северо-Западного региона России, приуроченная к суше Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции и балтийской нефтеносной области, а также к прилегающим прибрежным акваториям (шельфы Балтийского, Печорского и Баренцева морей) занимает по объему четвертое место в стране.

В пределах суши она связана, в первую очередь, с Тимано-Печорской нефтегазоносной провинцией (ТПП), административно приуроченной к территориям Республики Коми (РК) и Ненецкого автономного округа (НАО). Начальные суммарные ресурсы нефти (извлекаемые) в ее пределах оцениваются почти в 5 млрд т, из которых 2,7 млрд т приурочено к НАО и 2,2 млрд — к РК.

 Разведанная часть ресурсов нефти достигает примерно половины этого объема, соответственно, неразведанная часть на суше составляет около 2,5 млрд т. В настоящее время большая их часть находится в пределах нераспределенного фонда недр (примерно 2 млрд т).

Характерна значительная неравномерность распределения ресурсов нефти как по территории ТПП, так и акватории.

При этом большая часть прогнозных ресурсов приурочена к центральной (Печоро-Колвинский авлакоген) и северо-восточной (Хорейверская впадина и Варандей-Адзьвинская структурная зона) частям провинции. Эти районы существенно различаются по степени развитости добывающей и транспортной инфраструктуры.

Относительно небольшие запасы нефти имеются в Калининградской области (включая шельф Балтийского моря). Незначительна и доля этой территории в общем ресурсном потенциале региона.

В пределах суши ресурсы свободного газа составляют, по существующим на сегодня оценкам, лишь около 10% от суммарных ресурсов углеводородов региона, а их преобладающий объем приурочен к арктическим акваториям (преимущественно шельф Баренцева моря).

Существенная часть разведанных запасов газа находится в распределенном фонде, причем их основной объем локализуется преимущественно в акваториальной части региона (что определяется, в первую очередь, уникальным Штокмановским газоконденсатным месторождением).

Современное состояние изученности позволяет говорить о наличии значительного потенциала развития ресурсной базы и добычи углеводородов в регионе именно в связи с шельфом Баренцева (газа) и Печорского (нефти) морей. Подтверждением этому является наличие здесь ряда открытых крупных газовых и нефтяных месторождений.

Нефтедобыча: комплексное освоение  углеводородных ресурсов

Добыча углеводородного сырья ведется в ТПП (суша) и в Калининградской области (суша и море).

Регион непосредственно взаимосвязан с насыщенными промышленностью и густо населенными территориями, в пределах части которых исторически существует постоянный дефицит энергоресурсов и где их потребление будет неуклонно возрастать. Данная диспропорция будет усиливаться по мере дальнейшего развития промышленности. И в этой связи для реализации энергетической политики России и развития нефтегазового комплекса Северо-Запада важнейшим являются формирование новых нефтедобывающих районов, создание межрегиональной системы транспорта энергоносителей, организация комплексного освоении Арктического шельфа. На этой основе может быть изменен внутренний баланс потребления и удовлетворения спроса в нефтепродуктах и газе на Северо-Западе за счет добычи УВ непосредственно в регионе.

Увеличение добычи нефти на суше сдерживается, по существу, тремя факторами: 1) дефицитом транспортных мощностей, острота которого уже начинает проявляться и буквально в ближайшие несколько лет, в период ожидаемого интенсивного ввода в разработку месторождений Ненецкого АО, может приобрести кризисный характер; 2) темпами вовлечения месторождений в освоение и проведения аукционов на ранее выявленные месторождения; 3) долгосрочными планами компаний, не предполагающими интенсификацию освоения (например, газовых месторождений на суше); 4) фискальной политикой государства, не обеспечивающей льготами освоение месторождений в труднодоступных, с неразвитой инфраструктурой регионах, а также месторождений трудноизвлекаемых (тяжелых, вязких, высокосернистых и т. д.) нефтей.

В развитии нефтедобычи СЗ регион прошел несколько пиков. Первый из них, когда максимальные уровни добычи нефти и газа в регионе были достигнуты в начале 80-х гг. (порядка 20 млн т нефти и 20 млрд куб. м газа в год, преимущественно в пределах РК), после чего наступил период их существенного снижения. Второй, — продолжающийся в настоящее время, когда добыча нефти в регионе последовательно растет уже почти в течение 10 лет и превысила максимум 80-х гг. Причем это достижение связано, в первую очередь, с вводом в освоение месторождений в северной части ТП провинции (Ненецкий АО), т. е. с освоением нового региона.

Экономические условия освоения газовых объектов

Добыча газа существенно снизилась в конце 80-х, 90-х гг. и стабилизировалась в последние годы на уровне около 3 млрд куб. м.

В целом, регион обладает значительным потенциалом для расширения сырьевой базы нефтяной и газовой промышленности и характеризуется высокими перспективами для их наращивания.

При этом развитие добычи газа в пределах суши региона в среднесрочной перспективе до недавнего времени связывалось лишь с частичным удовлетворением местных потребностей из уже разрабатываемых месторождений. Ввод в освоение новых объектов требует значительных капитальных затрат и при нынешних внутренних ценах на газ является нерентабельным. Развитию газового направления в экспортной ориентации препятствует отсутствие необходимой транспортной инфраструктуры. Кроме того, добываемое здесь сырье менее конкурентоспособно по сравнению с газом Западной Сибири, транзит которого осуществляется через ТПП и за счет которого на сегодня покрываются основные внутренние потребности региона.

Определенным прорывом в развитии газодобывающего вектора может стать завершившийся недавно конкурс на изучение и освоение Кумжинского газоконденсатного месторождения, победитель которого намерен построить завод по выработке из газа жидких топлив. Значительная (даже по меркам страны в целом) ресурсная база газового сырья на прилегающей территории в перспективе позволит резко нарастить объемы промышленного производства газа и производных продуктов для удовлетворения как внутренних потребностей региона, так и экспортных поставок. Рост мировых цен на газ и нефтепродукты на фоне общего динамичного улучшения конъюнктуры мирового рынка УВС позволяет говорить как о вполне возможном и недалеком по времени реализации существенном наращивании здесь объемов добычи газа.

Прогноз добычи нефти: среднесрочная перспектива

Состояние развития нефтяной компоненты углеводородного сырья (УВС) в регионе характеризуется намного более высокими показателями, а перспективы ее развития — существенно большей определенностью.

Во ВНИГРИ на основе комплексного анализа ресурсного потенциала региона, данных по добывающим компаниям и учета тенденций развития внутреннего и мирового рынка УВС выполнен прогноз добычи нефти в Северо-Западном федеральном округе [1–4]. Данный прогноз базируется на принципах оптимального недропользования (синхронизированный по времени и темпам ввод в освоение ресурсной базы), последовательного вовлечения в разработку месторождений и равномерного привлечения инвестиций. Подобный подход, как показывает опыт предыдущих лет, является наиболее обоснованным и, следовательно, предпочтительным и позволяет достичь минимальных расхождений с фактической динамикой нефтедобычи на значительных временных интервалах. Прогноз выполнен на среднесрочную и долгосрочную перспективы.

В качестве факторов, влияющих на развитие нефтедобычи в регионе, учитывались динамика цен на нефть на мировом рынке, лимитирующие ограничения транспортной и добывающей инфраструктуры и перспективы ее развития, экспортные и внутренние потребности в углеводородном сырье, политика государства в области недропользования и в сфере нефтедобычи.

В части развития транспортной инфраструктуры учитывались не только ограничения по мощностям трубопроводов и по рациональной скорости их наращивания, но и прорабатывалась стратегия оптимального развития этих мощностей. Например, очевидно, что создание двух-трех независимых направлений транспортировки нефти, рассчитанных на максимальную скорость ввода ресурсной базы и соответствующие уровни добычи (до 25–30 млн. т в год на каждом), вряд ли будет эффективным хотя бы на одном из них. В то же время согласование схем подключения месторождений (последовательности их ввода) с созданием достаточных мощностей на каждом направлении позволяет эффективно направлять транспортные потоки даже в годы пиковых нагрузок. При этом исключается избыточное наращивание трубопроводных мощностей, резко снижается капиталоемкость и, как следствие, повышается экономическая эффективность добычных проектов.

На сегодня базовые центры нефтедобычи региона сосредоточены большей частью на территории Республики Коми (южная часть ТПП), в пределах которой введенные в освоение месторождения позволяют добывать примерно 10–11 млн. т нефти и гарантируют поддержание этого уровня до 2010 г. Ввод в освоение подготовленных и разведываемых месторождений даст возможность несколько увеличить добычу (не более чем на 2,5–3 млн. т) на протяжении 8–10 лет. Соответственно, совместное освоение всех имеющихся месторождений нефти по территории Республики Коми позволит поддерживать добычу на уровне 11,5–12 млн. т в год в период примерно до 2015 г.

В случае не восполнения добычи нефти новыми запасами уже в ближайшей перспективе (в 2015–2020 гг.) в Республике Коми произойдет обвальное падение добычи, и к 2030 г. она может снизиться до уровня 3–4 млн. т, что ставит под угрозу обеспечение внутренних потребностей региона и его энергетической безопасности.

Минимальный уровень восполнения добычи нефти новыми запасами промышленных категорий для ее поддержания в период 2015–2030 гг. на стабильном уровне в пределах не менее 10 млн. т в год составляет 8–12 млн. т ежегодно (активных — 5–7 млн. т). Принимая во внимание период времени от опоискования нефтяных объектов до ввода их в освоение, данный уровень подготовки запасов должен быть обеспечен в самое ближайшее время. Но учитывая структуру ресурсов, высокую степень разведанности и изученности территории РК, следует констатировать, что выполнение такой задачи представляется маловероятным.

Более реально выглядит вариант, обеспечивающий постепенное снижение добычи после 2013 г. — с 10–11 млн т до 6–8 млн т к 2020 г. Реализация такого сценария возможна при ежегодном приросте запасов в объеме примерно 5–6 млн. т. Здесь важно отметить, что часть запасов может быть восполнена за счет доразведки осваиваемых объектов (перевод запасов категории С2 в С1), а часть будет выявлена на новых направлениях, требующих как существенно больших затрат, так и большего периода времени на организацию добычи.

Таким образом, по территории Республики Коми, даже в наиболее оптимистическом прогнозе добычи нефти, предполагается ее незначительный рост, затем стабилизация на уровне 11,5–12 млн. т, дальнейшее поддержание объемов добычи на близком к этому уровне и постепенное снижение к 2030 г. до уровня 6–8 млн. т в год.

Добычные возможности ТПП определяются в первую очередь подготовленной базой запасов нефти Ненецкого АО. Соответственно, и уровень добычи в регионе в целом принципиально определяется сценарием освоения в пределах именно этого субъекта Федерации.

Варианты прогнозных уровней добычи нефти в Ненецком АО (их три), которые могут быть реализованы при создании соответствующих трубопроводных мощностей, определяются интенсивностью ввода месторождений в освоение и количеством эффективных инвестиционных проектов, чье число зависит от развития макроэкономической ситуации в отрасли (в первую очередь, от цен на нефть, налоговой нагрузки и транспортных тарифов).

Следует отметить, что при существенном снижении цены нефти (ниже 30 $/барр.) рентабельное освоение большинства месторождений НАО становится проблематичным, и вполне возможна ситуация, когда в лучшем случае будут эксплуатироваться лишь введенные ранее месторождения, при этом максимальный уровень добычи в среднесрочной перспективе не превысит 10–15 млн. т в год.

При варианте наиболее интенсивного ввода в освоение подготовленных месторождений НАО их ресурсная база способна обеспечить поддержание добычи на относительно стабильном уровне (около 23–25 млн. т в год) лишь до 2020–2023 гг. При отсутствии новых подготовленных к освоению запасов существенного падения добычи следует ожидать здесь уже в период с 2023 по 2031 гг., когда она снизится с 25 млн. т в начале периода до 10 млн. т в конце.

Минимальный уровень восполнения добычи нефти запасами промышленных категорий для поддержания ее на уровне 20–22 млн т должен составлять по НАО 10–12 млн т ежегодно (активных — 8–10 млн. т), начиная примерно с 2012 г. Более низкие темпы прироста запасов (на уровне 5–6 млн. т ежегодно) не обеспечат стабилизацию объем добычи на достигнутом уровне, но при этом гарантируют ее менее интенсивное падение после 2023 г. — от 22 млн. т в начале этого периода до 16 млн. т в конце.

Согласно проведенным оценкам, всего по территории Тимано-Печорской провинции для реализации простого восполнения необходимо прирастить в период 2006–2010 гг. около 150 млн т, с 2011 до 2020 гг. — еще 300 млн. т и с 2021 до 2030 гг.
— еще 220 млн. т.

Для компенсации резкого падения добычи в пределах суши ТПП в период 2006–2010 гг. необходимо прирастить 100 млн т нефти, на что потребуется более $800 млн затрат на геологоразведочные работы, в период 2011–2020 гг. — 160 млн т и $1,5 млрд, в период 2021–2030 гг. — 180 млн т и около $2 млрд затрат на ГРР (оценки затрат отвечают структуре цен на период 2004–2005 гг.).

При условии своевременного проведения геологоразведочных работ и подготовки к освоению необходимых объемов новых запасов стабильный уровень добычи нефти в Северо-Западном ФО, превышающий 35 млн т в год, также может быть обеспечен в долгосрочной перспективе (примерно до 2030 г.). Однако в дальнейшем — к 2050 г. — следует ожидать его достаточно резкого (до 15 млн т в год) снижения.

Таким образом, в среднесрочной перспективе (с учетом 30% доли экспортных поставок) ТЭК СЗФО может динамично развиваться и удовлетворять собственные потребности на базе внутренних сырьевых ресурсов углеводородов. В долгосрочной перспективе (после 2025 г.) для удовлетворения его потребностей будет необходимо либо активное использование ресурсов восточных регионов России, либо переход на применение новых технологий (в том числе развитие добычи трудно извлекаемой нефти), либо заблаговременная подготовка принципиально новых направлений ГРР, способных обеспечить дополнительный более высокий уровень прироста запасов. Соответственно, от варианта решения данной проблемы будут зависеть перспективы развития и пути поддержания ТЭК СЗФО.

Окончание в следующем номере.

Полная или частичная перепечатка материалов - только разрешения администрации!