levitra bitcoin

+7(495) 725-8986  г. Москва

Журналы

  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал

А.С. Ефимов,  (Генеральный директор, почетный разведчик недр РФ, ФГУП "СНИИГГиМС")

А.А. Герт,  (Зам. генерального директора, профессор, ФГУП "СНИИГГиМС")

В.С. Старосельцев,  (Зам. генерального директора, профессор, заслуженный геолог РФ, ФГУП "СНИИГГиМС")

Журнал «Минеральные ресурсы России. Экономика и управление» # 2008-1

 

Согласно "Энергетической стратегии России на период до 2020 года" годовой объем добычи нефти в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) должен составить 50-80 млн т, на Дальнем Востоке – 25-26 млн т, а прирост ее запасов в этих регионах необходимо довести минимум до 1,0-1,2 млрд т.

Нефтегазовые извлекаемые ресурсы Восточной Сибири (в пределах Сибирской платформы) хотя и существенно уступают западно-сибирским, но тоже весьма значительны и превышают 42 млрд т у.т., в том числе 10,3 млрд т нефти и 32,0 трлн м3 газа. Основные перспективы связаны с венд- рифейским комплексом. Разведанность ресурсов составляет всего 6,3 %.

Нефти Восточной Сибири отличаются высоким качеством и пригодны для переработки на действующих нефтеперерабатывающих заводах. Природные газы – бессернистые, преимущественно этаносодержащие (этан – 3,4-6,1 %, пропан – 1,1-1,7 %, бутан – 0,4-1,1 %).

На территории Сибирской платформы в небольшом объеме ведутся опытно-промышленная разработка отдельных месторождений нефти и добыча газа в локализованном Норильском районе (около 5 млрд м3 в год) и Республике Саха (Якутия) (около 1,6 млрд м3). Вместе с тем уже к середине 1980-х гг. уровень разведанных запасов углеводородов (УВ) позволял приступить к промышленной разработке нефтяных и газовых месторождений.

В целом на 01.01.2007 г. общий объем извлекаемых запасов нефти категорий С1 и С2 южных территорий Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) составляет 1255,1 млн т, имеются месторождения с общими извлекаемыми запасами нефти категории С1 около 554,2 млн т; объем балансовых запасов природного газа категорий С1 и С2 – 8025,2 млрд м3 (табл. 1).

Подготовленные извлекаемые запасы (категория С1) нефти Юрубчено-Тохомского, Куюмбинского, Верхнечонского и Талаканского месторождений в совокупности превышают 380 млн т. По минимальным оценкам извлекаемые запасы нефти всех крупных нефтегазовых месторождений, входящих в зону первоочередного освоения, в сумме составляют более 1 млрд т.

В пределах Дальневосточного региона общая площадь перспективных на нефть и газ территорий составляет около 715 тыс. км2. Начальные суммарные ресурсы УВ (до изобаты 500 м) оцениваются в пределах 23 млрд т у.т., в том числе по суше – около 4, по морю – около 19 млрд т у.т.

В регионе открыто 80 месторождений нефти и газа, в том числе 71 – в пределах Северо-Сахалинской НГО. Практически все месторождения открыты на суше и только 8 на присахалинском шельфе. Важно подчеркнуть, что 6 крупных месторождений шельфа Северного Сахалина содержат 65 % начальных запасов нефти и 85 % запасов свободного газа всего Дальневосточного региона.

Таблица 1.

Структура извлекаемых запасов и ресурсов нефти и природного газа Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) на 01.01.2007 г.


Субъект РФ


Объем запасов и ресурсов по категориям

С1

С2

С3

Д1

С12

С31

Нефть, млн т

Красноярский край

148,6

541,1

1243,6

904,4

689,7

2148,0

Иркутская область

187,2

48,3

197,7

1827,3

235,5

2025,0

Республика Саха (Якутия)

218,4

111,5

151,5

291,7

329,9

443,2

Всего

554,12

700,9

1592,8

3023,4

11255,1

4616,2

Природный газ, млрд м3

Красноярский край

290,6

895,9

3086,8

2185,2

1186,5

5272,0

Иркутская область

1742,6

2617,3

247,8

4066,1

4359,9

4313,9

Республика Саха (Якутия)

1282,9

1195,9

148,3

2825,0

2478,8

2973,3

Всего

3316,1

4709,1

3482,9

9076,3

8025,2

12559,2

 

Восточно-арктические моря России (Лаптевых, Восточно-Сибирское, Чукотское) относятся к числу наименее изученных. Здесь не пробурено ни одной глубокой скважины. На акватории моря Лаптевых в 1970-х гг. выполнены мелкомасштабные аэромагнитные и гравиметрические съемки, отработаны сейсмопрофили MOB ОГТ, объем которых к настоящему времени составил всего 13 тыс. км. Восточно-Сибирское и Чукотское моря являются еще менее изученными.

Тем не менее на основе всей совокупности накопленной геолого-геофизической информации удалось приблизительно оценить нефтегазовые ресурсы развитых здесь осадочных бассейнов. По результатам количественной оценки начала 1970-х гг. в осадочных бассейнах восточно-арктических морей УВ-потенциал оценивается в объеме около 20 млрд т у.т.

Стратегию нефтегазопоисков на Дальнем Востоке России можно сформулировать следующим образом: сосредоточение работ на самых перспективных акваториях, где возможно формирование крупных центров нефтегазодобычи (ЦНГД), и на перспективных участках суши, в первую очередь там, где уже открыты месторождения, в целях создания местных, в основном газодобывающих, центров (Южный Сахалин, Западная Камчатка, Чукотка, Хабаровский край). В большинстве областей местные центры нефтегазодобычи служат плацдармом для формирования крупных нефтегазопромышленных комплексов и впоследствии становятся элементом их инфраструктуры.

На Дальнем Востоке наиболее перспективной для обнаружения месторождений нефти и газа является шельфовая зона Северо-Восточного Сахалина. Приоритетными поисково-оценочными объектами в ней являются Южно-Лунская, Южно-Киренская, Мынгинская, Северо-Астрахановская структуры. Большой интерес представляют антиклинальные и комбинированные ловушки в миоцен-плиоценовых отложениях Северо-Шмидтовского и Восточно-Одоптинского участков, а также ареалы возможного нефтегазонакопления в сложных палеогеновых ловушках на юго-западной окраине шельфа.

Учитывая, что ресурсная база нефти на Сибирской платформе существенно превышает соответствующие показатели Дальнего Востока и может быть использована не только для местных нужд, но и для экспорта, ей будет ниже уделено основное внимание.

Важным шагом для начала масштабного освоения нефтяных ресурсов Сибирской платформы стало решение Правительства РФ № 1737-р от 31 декабря 2004 г. о проектировании и строительстве единой нефтепроводной системы в направлении рынка стран АТР общей мощностью до 80 млн т нефти в год (магистральная система трубопроводов "Восточная Сибирь – Тихий океан" – ВСТО). Маршрут трубопровода пройдет от Тайшета до Тихоокеанского побережья через Усть-Кут, далее по левому берегу р.Лена через Талаканское нефтяное месторождение, Ленск, район Олекминска, где будет построен переход на правый берег Лены, Алдан, Нерюнгри, Тынду, Сковородино, Хабаровск; конечная точка – Находка (бухта Перевозная). Таким образом, при общей протяженности нефтепровода свыше 5 тыс. км более 1000 км трассы пройдет по территории Иркутской области, около 1600 км – через Республику Саха (Якутия), а оставшаяся часть – через Амурскую область, Хабаровский и Приморский края. Осуществление этого проекта позволит вовлечь в освоение запасы и ресурсы нефти Иркутской области, Республики Саха (Якутия) и Красноярского края, интенсифицировать геолого-разведочные работы (ГРР) на нефть и газ на территории Сибирской платформы.

Очевидно, что без учета всех разведанных и выявленных запасов, перспективных и прогнозных ресурсов проекты строительства крупнейших транспортных систем протяженностью свыше 3000 км могут оказаться нерентабельными, тем более что ресурсная база одного, пусть даже и уникального по запасам, месторождения не в состоянии покрыть многолетние потребности регионов юга Восточной Сибири и Дальнего Востока вместе с экспортными потребностями.

При планировании таких крупных инвестиционных проектов необходим учет не только разведанных запасов распределенного фонда недр, но и запасов нераспределенного фонда, а также перспективных и прогнозных ресурсов территорий, непосредственно прилегающих к крупнейшим месторождениям и охватываемых планируемой транспортной системой. Оценка ресурсов нефти и газа во много раз превосходит подготовленные запасы: объем извлекаемых ресурсов нефти категорий С31 Сибирской платформы составляет 4,6 млрд т, природного газа – 12,6 трлн м3 (см. табл. 1).

Одна из главных задач освоения ресурсного потенциала Восточной Сибири в современных условиях – определение возможных объемов добычи нефти, а также возможных объемов потребления добываемого сырья в средне- и долгосрочной перспективах. Необходимо выбрать наиболее эффективный и приемлемый вариант освоения запасов и ресурсов УВ-сырья с позиций добывающих компаний и государства.

Основным документом, освещающим вопрос выбора рационального направления транспортировки нефти на рынки стран АТР, регламентирующим темпы проведения ГРР и лицензирования недр Восточной Сибири и прогноз объемов добычи УВ, является "Программа геологического изучения и предоставления в пользование месторождений углеводородного сырья Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия)" (далее – Программа). Основные положения Программы разработаны в СНИИГГиМСе под руководством МПР России и Роснедра. Программа утверждена приказом МПР России № 219 от 29.07.2005 г. и в настоящее время реализуется. Ее цель – ресурсное обеспечение этапов строительства трубопроводной системы ВСТО, основные мероприятия – проведение ГРР на нераспределенном фонде недр и лицензирование его участков.

Усилия государства и недропользователей сконцентрированы главным образом на проблеме подготовки и освоения нефтяных ресурсов Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия). Это обусловлено рядом обстоятельств, которые в первую очередь связаны с необходимостью обеспечения экспортных поставок нефти на перспективный для России рынок стран АТР с учетом существующих рисков дефицита сырьевой базы, требуемой для заполнения трубопроводной системы ВСТО.

Прогнозные объемы нефтедобычи в рамках Программы определяются этапами загрузки трубопроводной системы ВСТО, проектирование и строительство которой осуществляет ОАО "Транснефть". В табл. 2 приведены заданные ориентиры по темпам добычи нефти исходя из необходимости заполнения экспортного трубопровода в соответствии с очередностью строительства, регламентируемой ОАО "Транснефть". При этом по планируемому нефтепроводу будет поставляться нефть восточно- и западно-сибирских месторождений. На начальных этапах скорейший выход нефтепровода на проектную мощность предполагается осуществить в значительной мере за счет нефти месторождений Западной Сибири и Большехетской зоны Красноярского края, поставляемой из системы западно-сибирских нефтепроводов в систему ВСТО в объеме до 24 млн т/год. Для обеспечения такого объема поставок западно-сибирской нефти необходимо скорейшее начало освоения нераспределенного фонда недр на территориях, прилегающих к системе действующих нефтепроводов от Западной Сибири до Иркутска (Александрово – Усть-Тымский район на юго-востоке Западной Сибири). Из Большехетской зоны компания ОАО "НК "Роснефть" будет осуществлять поставки с Ванкорского месторождения, для чего ведется прокладка нефтепровода протяженностью 550 км до Пурпе [5].

Таблица 2.

Прогноз объемов поставок нефти по трубопроводной системе ВСТО до 2025 г.


Показатели


Значение показателей по годам, млн т

2009

2010

2011

2015

2020

2025

Всего

9,0

23,2

42,6

61,3

80,0

80,0

В том числе:

нефтепроводный транспорт, всего

42,6

61,3

80,0

80,0

комбинированный трубопроводно- железнодорожный транспорт, всего

9,0

23,2

В том числе:

из Западной Сибири

5,0

10,0

24,0

24,0

24,0

из Восточной Сибири

4,0

13,2

18,6

37,3

56,0

80,0

Добыча по Программе, 2007 г.

7,0

10,1

13,7

38,0

56,2

80,0

 

Начало интенсивной разработки Талаканского и Верхнечонского месторождений, рядом с которыми пройдет трасса нефтепровода, планируется к завершению первого этапа строительства системы ВСТО – в конце 2008 г. Предполагается также построить нефтепроводы-отводы от Юрубчено-Тохомского и Куюмбинского месторождений. Таким образом, в 2009 г. могут быть начаты поставки нефти в систему ВСТО с базовых месторождений Восточной Сибири, добыча нефти на которых к 2015 г. достигнет 30 млн т, а вместе с соседними более мелкими месторождениями – 37 млн т. К 2025 г. поставки восточно-сибирской нефти должны полностью заменить нефть Западной Сибири.

Для выбора наиболее эффективного варианта освоения запасов и ресурсов УВ-сырья Восточной Сибири и соответственно оценки экономической эффективности программных мероприятий в СНИИГГиМСе был разработан специализированный методический и программный инструментарий.

Основные методические принципы и предпосылки, положенные в основу проведенных расчетов, могут быть сформулированы следующим образом:

  1. Выделение основных перспективных ЦНГД на основе анализа состояния сырьевой базы нефте- и газодобычи.
  2. Формирование для каждого выделенного центра различных сценариев подготовки запасов и добычи УВ-сырья, различающихся охватом сырьевой базы, объемами добычи и направлениями транспортировки нефти и газа. При этом в качестве единичных объектов для проведения расчетов выступают подготовленные и находящиеся в разведке месторождения и залежи, перспективные ловушки с ресурсами категории С3, а также нелокализованные прогнозные ресурсы категории Д1.
  3. Учет в процессе расчетов прогнозных показателей освоения каждого объекта всех основных его характеристик и внешних факторов, влияющих на затраты и результаты освоения (геолого-промысловых параметров, природно-географических условий, наличия инфраструктуры и т.п.). Создание базы данных по всем рассматриваемым объектам (свыше 200 нефтяных и газоконденсатных объектов).
  4. Оценка сценариев освоения запасов и ресурсов нефти и газа Восточной Сибири с точки зрения конечной экономической эффективности их реализации с учетом всех этапов освоения объектов УВ-сырья (выявления и подготовки структур, поискового и разведочного бурения, бурения добывающих скважин и обустройства промыслов, строительства магистральных трубопроводов и других необходимых объектов инфраструктуры, реализации добываемой продукции).
  5. Оценка экономической эффективности на основе прогнозирования и анализа денежных потоков в соответствии с представленным в МПР России проектом "Методики геолого-экономической и стоимостной оценки месторождений и участков недр, содержащих запасы и ресурсы нефти и газа" (М., 2007).

Для реализации оценки экономической эффективности мероприятий Программы в СНИИГГиМСе создана постоянно действующая компьютерная система, включающая количественные модели для проведения расчетов и базы исходных данных по объектам УВ-сырья Восточной Сибири. Система функционирует на основе использования постоянно пополняемых в режиме мониторинга баз и архивов геолого-геофизических и экономических данных и условий освоения конкретных объектов УВ-сырья. Эта информация содержится и в формате функционирующего ГИС-проекта "Углеводородные ресурсы и недропользование Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия)".

Разработанный в СНИИГГиМСе программный комплекс (ПК) "Стратегия" для геолого-экономической оценки объектов УВ-сырья подробно описан в ряде публикаций [1, 2] и используется в данном случае для прогноза показателей освоения единичных нефтяных и газоконденсатных объектов.

База данных геолого-экономических показателей, используемая программными модулями ПК "Стратегия", формируется на основе возможностей доступа к данным указанного ГИС-проекта. Использование ГИС-технологий предоставляет значительные возможности по решению задач оценки геолого-геофизической изученности территорий Восточной Сибири, обоснованию объемов ГРР для лицензионных участков, оценки и анализа ресурсной базы участков недр, оценки результатов бурения, создания информационных пакетов по лицензионным участкам и другим территориям и многих других задач.

Модели формирования сценариев позволяют формировать различные варианты освоения запасов и ресурсов УВ-сырья Восточной Сибири как сумму основных прогнозных показателей освоения единичных объектов с учетом начала их освоения в разрезе создания основных перспективных ЦНГД. С помощью моделей оценки экономической эффективности осуществляется оценка вариантов освоения при действующей системе налогообложения.

Система позволяет выполнять оценку стоимости запасов и ресурсов УВ для различных объектов с учетом динамики их возможного вовлечения в процессы освоения в соответствии с его вариантами. Разработанный инструментарий для проведения расчетов дает возможность оперативно провести экономическую оценку освоения месторождений УВ Восточной Сибири с необходимой корректировкой исходных данных. Таким образом, реализация оценки экономической эффективности освоения недр Восточной Сибири в целом базируется на едином методическом подходе и применении современных информационных средств, служащих основным инструментом оценки.

Для последовательной и планомерной подготовки ресурсной базы нефти и газа Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) и реализации практических шагов по распределению участков недр разработана программа лицензирования недр, являющаяся наряду с проведением ГРР составной частью вышеуказанной комплексной Программы. Согласно программе лицензирования на территории Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) выделено более 200 лицензионных участков (рис. 1), перспективных к распределению.

 

Это коммерчески доступная сырьевая база, которая будет осваиваться в первую очередь. Очередность предоставления в пользование участков недр определена до 2015 г. Выполненная оценка ресурсного и экономического потенциала по каждому участку позволила определить очередность лицензирования. Наиболее перспективные, а также уже подготовленные к лицензированию участки предлагается распределить в течение ближайших 2 лет. Участки, предлагаемые к лицензированию в более поздние сроки, как правило, слабо изучены сейсморазведкой и глубоким бурением, на их территории нет выявленных запасов. В связи с этим их инвестиционная привлекательность невысока. Для ее повышения проводится комплекс ГРР, финансируемых за счет госбюджета.

В распределенном фонде недр находится 89 % извлекаемых запасов категории С2 и 43 % ресурсов нефти категории С3. До 2025 г. на всех этих объектах планируется прирастить более 500 млн т запасов нефти категории С1 (табл. 3).

Таблица 3.

Распределение запасов и ресурсов нефти территорий первоочередного освоения Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) по состоянию на 01.01.2007 г.


Субъект РФ


Извлекаемые запасы и ресурсы нефти по категориям, млн т

Распределенный фонд

Нераспределенный фонд

Д1

С12

С3

С12

С3

Красноярский край (включая Эвенкию)

689,7

626,1

556,2

904,4

Иркутская область

231,2

4,3

197,7

1827,7

Республика Саха (Якутия)

201,8

128,1

151,5

291,7

Всего

1122,7

626,1

132,4

905,4

3023,8

Ожидаемый прирост запасов нефти категории С1 в 2025 г.

438,8

206,2

51,2

300,0

900,0

 

Нефтяной потенциал нераспределенного фонда не столь значителен и составляет 0,13 млрд т запасов категорий С12, главным образом на территории Республики Саха (Якутия), и около 1 млрд т ресурсов категории С3. Тем не менее в перспективе эти территории должны будут сыграть существенную роль в сырьевом обеспечении системы ВСТО. К 2025 г. прогнозируется прирост запасов и ресурсов нефти категорий С123 на участках недр нераспределенного фонда в объеме более 350 млн т, а с учетом ресурсов Д1 в пределах этих территорий – еще около 900 млн т.

Предоставление в пользование лицензионных участков будет содействовать скорейшему изучению недр, подготовке необходимых объемов запасов нефти промышленных категорий, вовлечению в освоение перспективных территорий. Оценка экономической эффективности бюджетного финансирования начальных стадий процесса подготовки запасов на участках недр показывает, что, как правило, такие мероприятия выгодны государству. Результаты региональных работ способствуют более эффективному проведению последующих ГРР, снижению геологических рисков, повышению инвестиционной привлекательности участков и как следствие увеличению разовых платежей при проведении конкурсов и аукционов. Таким образом, вложив средства в проведение ГРР, бюджет может вернуть их в процессе лицензирования и в дальнейшем получить значительный доход в виде прироста налоговых поступлений.

Для подготовки сырьевой базы нефти Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) необходимо проведение ГРР в значительных объемах. Прирост извлекаемых запасов нефти категории С1 в пределах территорий первоочередного освоения за счет всех категорий запасов и ресурсов оценивается в 1,4-1,45 млрд т к 2020 г. и до 2,0 млрд т к 2025 г. Суммарные затраты до 2030 г. на подготовку запасов по всем территориям Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) – около 580 млрд р., удельные затраты – 182 р/т (1,01 дол/баррель).

Прирост запасов природного газа в значительной степени будет обусловлен объемами ГРР, предусматриваемыми для подготовки нефтеносных объектов, т. е. подготовку газоносных и нефтяных объектов предполагается осуществлять параллельно единым циклом ГРР. Суммарный прирост запасов газа до 2020 г. прогнозируется в объеме 2,63 трлн м3 (без вовлечения в разработку запасов, получаемых из ресурсов Д1). Затраты на ГРР составят около 80 млрд р.

Основная часть средств на проведение ГРР должна быть инвестирована недропользователями. Годовые затраты на ГРР за счет госбюджета на первых этапах реализации Программы прогнозировались в объеме не менее 1,5 млрд р. в 2005 г. и 2,5 млрд р. в 2006 г., за счет средств недропользователей – 19,0 и 20,1 млрд р. соответственно. Для обеспечения намеченных уровней прироста запасов нефти и газа годовые затраты на проведение региональных и поисково-оценочных работ за счет госбюджета должны увеличиться к 2010 г. до 6,3 млрд р., а поисковых и разведочных работ за счет недропользователей – до 33 млрд р.

Результаты исполнения мероприятий Программы в 2005 и 2006 гг. свидетельствуют о некотором отставании фактических темпов проведения ГРР и лицензирования от прогнозируемых. Так, в 2005 г. из 39 запланированных к распределению участков реализовано всего 15, объемы федерального финансирования ГРР – 1,4 млрд р.; в 2006 г. – из 44 запланированных с учетом нераспределенных участков прошлого года распределено всего 19, объемы финансирования ГРР – 2,4 млрд р.

Причины отставания темпов лицензирования связаны прежде всего со следующими обстоятельствами:

  • подачей более одной заявки на получение лицензии, что предопределило необходимость проведения аукциона и в связи с этим перенесения срока выдачи лицензии на более поздний;
  • отсутствием своевременного согласования при предоставлении земельных отводов;
  • несвоевременной подготовкой документации, необходимой для получения лицензии;
  • планированием в последующие годы проведения ГРР за счет средств федерального бюджета на некоторых участках, из-за чего их распределение было отложено;
  • другими техническими причинами (например, неуплата первоначального взноса за аукцион, отзыв заявки и пр.).

Проведенный в СНИИГГиМСе анализ выполнения ГРР в части лицензионных обязательств за 2005- 2006 гг. свидетельствует о том, что условия, заложенные в лицензионные соглашения, большей частью не выполняются либо выполняются со значительным отставанием.

Все это доказывает необходимость более тщательного подхода со стороны государственных контрольно-распорядительных органов к организации конкурсов и аукционов, а также о необходимости более жесткого мониторинга выполнения лицензионных соглашений со стороны всех заинтересованных субъектов недропользования. СНИИГГиМС осуществляет мониторинг и анализ выполнения лицензионных соглашений, предоставляя государственным органам основу для принятия административных решений.

Анализ экономических результатов лицензирования недр Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) свидетельствует о том, что мероприятия Программы эффективны для государства. При фактических объемах федерального финансирования ГРР в 2005 г. 1,4 млрд р. и в 2006 г. 2,4 млрд р. размеры фактически выплаченных лицензионных бонусов составили в 2005 г. 10,2 млрд р., в 2006 г. – 10,5 млрд р. (рис. 2). При этом максимальный объем уплаченных бонусов в 2006 г. приходится на Иркутскую область (более 7,0 млрд р.).

 

В дальнейшем доходы государства должны увеличиться за счет поступления налогов и платежей, выплачиваемых недропользователями, осуществляющими подготовку запасов и добычу в пределах распределенных территорий. Такое положение вызвано огромным интересом к рассматриваемым территориям со стороны нефтяных и газовых компаний, готовых вкладывать средства в изучение и эксплуатацию месторождений УВ. В связи с этим можно говорить о том, что затраты государственного бюджета целесообразно наращивать до запланированных Программой (11,5 млрд р. в год) с учетом последующей интенсификации лицензирования и выхода на северные территории.

Основой для планирования уровней добычи, экспортных поставок и оценки эффективности программных мероприятий служат результаты исследования возможностей прироста ресурсной базы. Ее объем вполне достаточен для реализации процессов освоения и отражает потенциал месторождений южных территорий Сибирской платформы. На 01.01.2007 г. суммарный возможный прирост запасов нефти категории С1 оценивается в объеме около 1,9 млрд т, в том числе за счет запасов категории С2 – 0,49, ресурсов категорий С3 – 0,51, Д1 – около 0,9 млрд т.

Прирост запасов природного газа будет осуществляться за счет проведения ГРР, направленных на выявление нефтяных залежей. Общий возможный объем прироста запасов и ресурсов оценивается в 6,4 трлн м3, в том числе по категориям С2 – 2,7; С3 – 1,0; Д1 – около 2,7 трлн м3.

Для решения задачи максимальной загрузки магистрального нефтепровода ВСТО необходим комплексный программный подход к планированию недропользования на рассматриваемых территориях. Именно это послужило толчком для разработки вышеупомянутой Программы.

В формате Программы выделены по два перспективных центра нефтедобычи (Талаканско-Верхнечонский и Юрубчено-Куюмбинский) и газодобычи (Ковыктинский и Чаяндинский). Объекты в зонах, территориально прилегающих к этим центрам, где сосредоточена бульшая часть запасов и значительная часть ресурсов нефти и газа, являются первоочередными для освоения. Создание центров нефтедобычи, предусмотренных Программой, является на данном этапе первоочередным шагом в развитии добывающей отрасли на востоке страны. Кроме того, создание системы ВСТО по новому маршруту и территориальное расположение крупных УВ-объектов позволяют прогнозировать в дальнейшем создание еще двух перспективных центров нефтедобычи – Собинско-Тэтэринского и Ботуобинского (рис. 3).

 

Планирование развития центров нефтедобычи должно осуществляться с учетом перспективных и прогнозных ресурсов территорий, прилегающих к основным месторождениям. В связи с этим контуры перспективных центров целесообразно определять границами нефтегазовых зон, выделенных в рамках Программы и располагающих наибольшим ресурсным потенциалом. Для планирования геолого-разведочного процесса и осуществления прогноза нефтедобычи за счет перспективных и прогнозных ресурсов территория Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) разделена на 12 нефтегазовых зон (см. рис. 3). Сырьевую базу Юрубчено-Куюмбинского центра, помимо запасов категорий С12, формируют ресурсы категорий С31 в зонах 2 и 3, Собинско-Тэтэринского – в зонах 5 и 8, Талаканско-Верхнечонского – в зонах 7 и 9, Ботуобинского – в зоне 11.

Освоение ресурсного потенциала выделенных центров должно обеспечить основной вклад в выполнение мероприятий Программы.

Поставки нефти из зон 1, 4, 6 и 10, находящихся вне указанных центров, начнутся не ранее 2020 г. (рис. 4).

 

По оценкам СНИИГГиМСа при своевременном выполнении мероприятий Программы разработка базовых месторождений позволит уже до 2015 г. обеспечить добычу 30 млн т нефти в год, а при вовлечении в освоение месторождений-спутников – до 36-37 млн т. При вовлечении в освоение прогнозных и перспективных ресурсов рассматриваемых территорий годовой суммарный объем добычи нефти может составить к 2020 г. 56,2 млн т, в том числе в Красноярском крае (без бывших автономных округов) – 27,5, Иркутской области – 13,2, Республике Саха (Якутия) – 15,5 млн т. К 2025 г. объем добычи нефти может увеличиться до 80 млн т в год: в Красноярском крае – 25,3, Иркутской области – 30,6, Республике Саха (Якутия) – 24,1 млн т.

Прогнозирование объемов добычи УВ-сырья в южных регионах Сибирской платформы в пределах территорий рассматриваемых центров ориентировано на следующую последовательность подготовки запасов и их эксплуатации:

  • I этап: на основе запасов категорий C1+C2 разработка базовых месторождений – Верхнечонского, Талаканского, Юрубченского, Куюмбинского, Собинско-Тэтэринского и Ботуобинского (для планирования газодобычи рассматривались Чаяндинское и Ковыктинское месторождения);
  • II этап: помимо базовых месторождений на основе запасов категорий C1+C2 разработка месторождений, прилегающих к основному направлению трассы магистрального нефтепровода ВСТО и к трассам нефтепроводов-отводов (месторождений-спутников);
  • III этап: подготовка запасов категорий С12 на основе запасов и ресурсов категорий С31.

К 2020 г. суммарный прирост запасов категории С1 в пределах территорий всех выделенных центров составит не менее 1700 млн т, в том числе Юрубчено-Куюмбинский – 590, Собинско-Тэтэринский – 223,3, Талаканско-Верхнечонский – 534,1, Ботуобинский – 53,0 млн т.

Таким образом, подготовка и последующее освоение территорий выделенных перспективных центров позволяют обеспечивать основные объемы прироста запасов и добычи нефти, предусмотренные Программой. Наилучшие перспективы прироста увязываются с освоением Юрубчено-Куюмбинского и Талаканско-Верхнечонского центров. Несмотря на то, что на первых стадиях реализации Программы основные перспективы связаны с освоением открытых месторождений, вовлечение ресурсов категорий С3 и Д1 является необходимым условием длительной и стабильной добычи нефти в запланированных объемах и обеспечения сырьем проектируемой трубопроводной системы ВСТО в соответствии с этапами ее строительства.

Для обеспечения к 2020 г. добычи природного газа на уровне не менее 100 млрд м3 в год (73,6 – за счет перспективных центров; 13,3 – за счет месторождений-спутников; 16,7 млрд м3 – за счет ресурсов категории С3) и поддержания ее на этом уровне в течение длительного времени необходимо перевести запасы категории С2 и ресурсы категории С3 в промышленные категории общим объемом 2631,0 млрд м3, в том числе 855 – за счет базовых месторождений, 732,4 – за счет месторождений-спутников, 1043,6 млрд м3 – за счет ресурсов С3 (без вовлечения в разработку запасов, получаемых из ресурсов Д1).

Нефть месторождений Восточной Сибири может потребляться как на внутрироссийском рынке, так и поставляться на экспорт, преимущественно в страны АТР [3, 4]. От соотношения поставок на внутренний и внешний рынки зависят экономическая эффективность проектов освоения месторождений и ресурсная обеспеченность экспортных трубопроводов.

Внутренний спрос на нефть формируется потребностью в сырой нефти нефтеперерабатывающих заводов Восточной Сибири и Дальнего Востока. По имеющимся оценкам для удовлетворения перспективных потребностей региона в нефтепродуктах на НПЗ Восточной Сибири и Дальнего Востока (Ачинский НПЗ, Ангарская НХК, Хабаровский НПЗ, Комсомольский НПЗ) необходимо перерабатывать, млн т: в 2010 г. – 25-28; в 2015 г. – 27,7-29,7; в 2020 г. – 29-32. Эти объемы нефтепереработки можно обеспечивать за счет поставок нефти, добываемой на месторождениях Западной Сибири (в том числе и новых месторождений юга Томской области) и Сахалина с прилегающим шельфом.

Весьма реалистично выглядит стратегия поставок нефти восточно-сибирских месторождений на экспорт в страны АТР. Учитывая быстрый прирост потребности в импорте, а также растущее стремление основных потребителей диверсифицировать источники поставок и снизить зависимость от ближневосточной нефти, можно предполагать, что дополнительные 50-80 млн т восточно-сибирской нефти найдут платежеспособный спрос в странах АТР.

Для транспортировки нефти от месторождений к магистральному нефтепроводу ВСТО необходимо строительство нефтепроводов-отводов от Куюмбинского и Юрубчено-Тохомского месторождений. Инвестиции в строительство трубопроводов от месторождений до врезки в экспортный магистральный нефтепровод учитываются в затратах на освоение запасов и ресурсов нефти Восточной Сибири. При этом затраты на транспортировку нефти при проведении расчетов учитывались через тариф в 7,4 дол/т.

Технико-экономические расчеты обоснования ресурсного потенциала нефти Восточной Сибири свидетельствуют о том, что освоение недр рассматриваемых территорий может быть эффективно как для инвесторов, так и для государства.

Основные экономические показатели подготовки и освоения запасов и ресурсов нефти Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) на перспективу до 2030 г. прогнозируются в следующих размерах:

  • годовой объем добычи нефти – 80 млн т;
  • затраты на подготовку запасов нефти, в том числе до 2020 г., – 577 млрд р.;
  • капитальные вложения, всего – 901 млрд р.;
  • чистый дисконтированный доход (при ставке дисконтирования 10 %):
  • инвестора – 178 млрд р.;
  • бюджета – 1845 млрд р.

Из этого следует, что внутренняя норма рентабельности к 2030 г. составит 20 %, срок окупаемости с учетом дисконтирования – 13 лет.

Подготовку газоносных объектов, как уже говорилось, предполагается осуществлять параллельно с подготовкой нефтяных. Капитальные вложения в добычу, транспорт и переработку природного газа прогнозируются в объеме порядка 400 млрд р. При расчетах предполагалось, что транспортировка газа к внутренним и внешним потребителям будет осуществляться по магистральным газопроводам в соответствии с планируемой транспортной схемой на основе предложений ОАО "Газпром", предполагающей создание для месторождений Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) единой транспортной сети.

Показатели экономической эффективности освоения запасов и ресурсов природного газа не очень высоки для инвестора, но весьма значительны для государства. Чистый дисконтированный доход инвестора при ставке дисконтирования 10 % составит 120 млрд р., государства – 384 млрд р., внутренняя норма рентабельности – 15 %, срок окупаемости с учетом дисконтирования – 16 лет.

Таким образом, подготовленные на южных территориях Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) запасы нефти и природного газа позволяют уже сейчас добывать до 30 млн т нефти и около 50 млрд м3 газа в год. Обеспечение годовых объемов добычи нефти на уровне 80 млн т и газа 100 млрд м3 обусловливается приростом около 1,9 млрд т нефти и около 2,6 трлн м3 газа.

Для успешной реализации освоения запасов и ресурсов УВ недр Восточной Сибири требуются значительные усилия по наращиванию сырьевой базы с учетом существующих рисков. Основные риски при подготовке и освоении нефтяных ресурсов связаны с дефицитом сырьевой базы, необходимой для заполнения проектируемой трубопроводной системы ВСТО. Для газовых ресурсов такая проблема отсутствует, основные риски связаны со сферой экономики и, возможно, геополитики – транспортировка и комплексное использование добываемых объемов природного газа. Поэтому основные усилия государства и недропользователей сосредоточены на проблеме прироста запасов и ресурсов нефти. При значительном объеме затрат на освоение нефтяных ресурсов уровень удельных затрат достаточно низок – 1,0- 1,6 дол/баррель, что в целом делает процесс освоения эффективным. При существующих рисках – это конкурентоспособная величина относительно других нефтеносных регионов России и мира.

Процесс подготовки и управления ресурсной базы должен быть системно организован и управляем государством и опираться на вышеназванную научно обоснованную Программу.

Результаты стоимостной оценки позволяют планировать рациональную последовательность мероприятий недропользования (программу лицензирования недр), обеспечивающую наибольшую доходность эксплуатации недр. Поскольку основные усилия по реализации необходимых для прироста объемов ГРР ложатся на недропользователей, процесс лицензирования становится основным инструментом прироста запасов и представляет собой практические шаги по освоению запланированных уровней добычи и связанных с ними затрат. Планирование ГРР и лицензирования – основные направления реализации Программы.

Строительство нефтепроводной системы ВСТО и развитие Восточно-Сибирского нефтегазового комплекса как основной сырьевой базы для реализации данного проекта будут иметь также большое социально-экономическое значение для восточных регионов страны. Для большинства территорий Восточной Сибири развитие отраслей нефтяного комплекса может стать основой экономического роста и хозяйственного развития. В результате для рассматриваемых регионов могут быть получены прямые и косвенные социально-экономические эффекты:

  • организация новых производств по добыче и переработке УВ-сырья;
  • обеспечение занятости местного населения;
  • бездефицитное топливно-энергетическое обеспечение промышленности и социальной сферы;
  • значительные денежные поступления в местные бюджеты от реализации добытого УВ-сырья;
  • потенциальные возможности развития вспомогательных отраслей промышленности и строительства;
  • возможность перевода промышленных объектов на более дешевые энергоносители и улучшение экологической ситуации.

В последние годы различными организациями (СНИИГГиМС, ИЭиОПП СО РАН и др.) проводились комплексные оценки социально-экономической эффективности освоения и транспортировки УВ-сырья Восточной Сибири как с точки зрения отраслей, непосредственно участвующих в реализации проекта (нефтедобыча, трубопроводный транспорт), так и с позиций общественной эффективности, учитывающей бюджетные поступления от проекта и мультипликативные эффекты, выражающиеся в приросте занятости населения и развитии смежных отраслей (строительство, транспорт, перерабатывающие производства и др.).

По разным оценкам социально- экономический эффект от освоения нефтегазовых ресурсов Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) в зависимости от степени вовлечения в эксплуатацию нефтяных и газовых ресурсов составит от 840 до 3000 млрд р., в том числе 330-1900 млрд р. – косвенные эффекты в смежных отраслях.

Таким образом, формирование Восточно-Сибирского нефтегазового комплекса – обязательное условие эффективного функционирования нефтепроводной системы ВСТО в долгосрочной перспективе. В настоящее время сырьевой потенциал нефтедобычи Восточной Сибири позволяет обеспечить длительную и стабильную добычу нефти на уровне 30-50 млн т. Однако для реализации проектов с годовой добычей выше 25 млн т необходимо резкое наращивание объемов ГРР на нефть на территории Восточной Сибири. При этом ГРР, планируемые и проводимые всеми участниками развития комплекса, должны подчиняться единой стратегической цели – ускоренной подготовке запасов нефти для обеспечения строящейся системы ВСТО. Поэтому подготовку необходимой сырьевой базы должна обеспечить реализация вышеуказанной Программы при законодательном, организационном и финансовом участии государства.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
1. Герт А.А. ПК "Стратегия" как инструмент оценки финансово-экономической эффективности геолого-разведочных работ / А.А.Герт, В.А.Антонов, К.Н.Волкова, О.Г.Немова // Технологии ТЭК. – 2004. – № 5. – С. 88-93.
2. Герт А.А. Программный комплекс "Стратегия" как инструмент оценки стоимости запасов и ресурсов углеводородного сырья / А.А.Герт, П.Н.Мельников, О.Г.Немова // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. – 2001. – С. 496-508.
3. Конторович А.Э. Сибирские горизонты / А.Э.Конторович, А.Г.Коржубаев // Нефть России. – 2005. – № 9. – С. 8-14.
4. Обзор перспектив развития нефтегазовой отрасли в Восточной Сибири, Республике Бурятия, Забайкалье и на Дальнем Востока // ООО "Геоконсалт" (Интернет-задание http://geoconsult.ru/invpro/oprn/).
5. Сапун А. Политический маршрут Ванкора // Нефтегазовая вертикаль. – 2005. – № 14. – С. 62-63.


©  А.С. Ефимов, А.А. Герт, В.С. Старосельцев, Журнал "Минеральные ресурсы России. Экономика и управление" - 2008-01.
 

 

 

SCROLL TO TOP
viagra bitcoin buy

������ ����������� �������@Mail.ru