Иссякающий источник

Тема недели
Москва, 31.03.2008
«Эксперт Сибирь» №13 (202)
Главная проблема нефтегазового комплекса — недостаток новых месторождений, вводимых в эксплуатацию. Для ее решения необходимо увеличить объем геолого-разведочных работ, но препятствием на этом пути являются сами нефтяные компании. Стимулировать процесс может только государство

Фактически сегодня идет «проедание» минерально-сырьевой базы страны. Если проанализировать объем добычи полезных ископаемых в период с начала 1990-х до наших дней, мы увидим, что добывающие компании извлекали из недр больше, нежели в то же самое время прирастало новых запасов. За последние 15 лет в России практически не было открыто новых крупных месторождений — вместо этого проводилась доразведка и переоценка запасов, уже разведанных в советское время.

Условия развития

В нефтяной и газовой промышленности превышение добычи над приростом запасов нефти составило с 1994-го по 2007 год более 1,25 млрд тонн, газа — свыше 2,5 трлн куб. м. По самым скромным подсчетам, для обеспечения устойчивого развития нефтяной и газовой промышленности в период с 2010-го по 2020 год на территории и в акватории страны нужно выявить и разведать месторождения с суммарными запасами нефти свыше 8,5 млрд тонн и газа около 15,5 трлн куб. м.

При этом общие ассигнования в геолого-разведочные работы (ГРР) за этот период должны составить свыше 40 млрд евро, а доля этих расходов в инвестициях в сектор разведки и разработки должна составлять от 10,8% до 14,9%.

Сконцентрировать усилия по ГРР в первую очередь надо в Западной и особенно Восточной Сибири — там, в пределах Непско-Ботуобинской, Байкитской, Катангской, Ангаро-Ленской областей Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции ожидается открытие новых месторождений со значительными объемами нефти, конденсата свободного и попутного газа. Также надо обратить особое внимание на Республику Саха (Якутия) и шельфы российских морей (Баренцево, Карское, Печорское, Каспийское, Охотское).

Недоразведанные недра

В Восточной Сибири, как и других нефтегазоносных провинциях России, существует три основных типа объектов недропользования: нефтегазовые месторождения, участки с локализованными ресурсами, подлежащие геологическому изучению для разведки и последующей добычи углеводородного сырья, и перспективные участки для геологического изучения с целью поисков и оценки месторождений нефти и газа.

Характерным для Восточной Сибири является то, что большинство уже известных нефтегазовых месторождений недоразведаны, практически все они находятся в распределенном фонде недр, а их удельный вес в числе всех объектов недропользования относительно невелик.

Преобладающее большинство объектов недропользования — это участки с локализованными ресурсами: для Иркутской области это 29 объектов или 56%, для Красноярского края, соответственно, 36 объектов или 39%, для Восточной Сибири — 65 объектов или 45%.

К тому же в связи с началом строительства магистрального нефтепровода Восточная Сибирь – Тихий океан (ВСТО) спрос на объекты второго и третьего типов резко возрос, а, соответственно, увеличилось и предложение. В итоге это приводит к еще более значительной диспропорции в структуре объектов недропользования. С точки зрения сроков освоения уже известных и ввода в эксплуатацию вновь открываемых месторождений подобную ситуацию нельзя назвать благоприятной.

Из 110 известных месторождений углеводородов Восточной Сибири большинство недоразведано, хотя почти повсеместно сроки пятилетних этапов геологического изучения с целью разведки давно закончены. Объективности ради следует отметить, что многие месторождения имеют сложное геологическое строение, и построить достоверные модели залежей, особенно для рифейских карбонатных коллекторов, без большого объема специальных геолого-разведочных работ (сейсморазедка, горизонтальное бурение и так далее) крайне затруднительно.

Следовательно, доразведка этих месторождений будет продолжаться еще три–пять лет. Что касается участков с локализованными ресурсами, то здесь разведку и ввод в эксплуатацию прогнозируемых месторождений следует ожидать через восемь–десять лет с момента начала ГРР. Еще более длительные сроки освоения возможных месторождений (до 12–15 лет) следует ожидать для перспективных участков геологического изучения.

Таким образом, сложившаяся структура объектов недропользования в Восточной Сибири — это объективная реальность, из которой следует исходить при планировании темпов создания центров нефтегазодобычи и исключении всех субъективных факторов, влияющих на увеличение сроков освоения месторождений.

Сидящие на запасах

Но анализ ситуации в добывающих отраслях показывает, что для увеличения объема ГРР мало наметить перспективные районы. Сегодня распределенный фонд минерально-сырьевых запасов (на освоение которых уже выданы лицензии) включает в себя более 90% разведанной нефти, никеля, алмазов, более 80% газа, более 70% золота и платиноидов.

Ряд полезных ископаемых извлекают всего несколько компаний. Ясно, что такая олигополия ограничивает конкуренцию в недропользовании. А ее недостаток всегда приводит к росту издержек, снижению инновационной активности и главное — замораживанию части запасов при недостаточном развитии ГРР.

Например, всю нефтедобывающую отрасль в России контролируют менее десятка компаний. В такой ситуации инвестиций в ресурсную базу от них в достаточном объеме можно ждать только при четко продуманном государственном регулировании и стимулировании. Потому что уровень обеспеченности разведанными запасами у этих компаний и так много выше показателей международных концернов нефтяного сектора.

Укрупнение компаний иногда означает уменьшение управляемости, монополизацию рынков, рост издержек, а также то, что крупные компании могут пренебрегать государственными интересами в свою пользу — имеется в виду практика оптимизации налоговых схем, лоббирования законов. Единственный способ сдерживать подобные действия добывающих компаний — усилить государственное регулирование через контроль над лицензионными соглашениями, государственный аудит и научный мониторинг работы вертикально интегрированной нефтяной компании (ВИНК) с точки зрения соответствия национальным интересам.

В частности, для государства было бы выгоднее, если бы на завершающей стадии разработки мелких и средних месторождений, особенно с трудноизвлекаемыми запасами, к добыче подключались средние и небольшие предприятия, использующие инновационные технологии, имеющие низкие корпоративные издержки. Их работа будет более эффективна. Кроме того, эти компании обеспечивают дополнительные рабочие места.

Утвержденная Правительством РФ энергетическая стратегия России на период до 2020 года в качестве одного из перспективных направлений государственной политики в нефтяной отрасли называет «поддержку развития малых и средних независимых нефтедобывающих компаний, использующих передовые технологии, эксплуатации месторождений на завершающей стадии разработки, при работе в сложных горно-геологических условиях». Нужно принять специальный закон, определяющий налоговый режим и социальный статус таких компаний.

Законодательная база

Несовершенство действующей законодательной базы в том, что государство сегодня не готово отстаивать собственные интересы даже при выдаче разрешения на пользование недрами. Форма и содержание действующих лицензионных соглашений как основного документа, определяющего все параметры недропользования, несовершенны и не отвечают в необходимой мере сегодняшним реалиям. В частности, они не стимулируют недропользователя на оптимизацию сроков ввода в промышленную эксплуатацию нефтегазовых месторождений.

Например, в части обязательных видов и объемов геолого-разведочных работ добывающей компании устанавливаются минимальные объемы, а не те, которые необходимы для быстрой и эффективной оценки или разведки месторождения.

Установленные законом «О недрах» сроки разведки месторождений в пять лет с продлением в исключительных случаях на три года, например, для условий Восточной Сибири, далеко не всегда реальны. В силу сложности геологического строения многих нефтегазовых месторождений разведка порой может превышать пятилетний срок вдвое. Примером могут являться Юрубчено-Тохомское, Куюмбинское, Ванкорское месторождения Красноярского края. Для подобных случаев законодательство должно обеспечивать возможность дифференцированного подхода со сроками разведки месторождения от пяти до десяти лет, но с обязательным вводом в эксплуатацию, параллельно с продолжением разведки отдельных участков.

Очевидно также, что если в течение первых трех лет пятилетнего срока действия лицензии на геологическое изучение участка недр не обеспечивается хотя бы минимальное выполнение установленных объемов геолого-разведочных работ, то лицензионное соглашение с недропользователем должно быть расторгнуто.

Необходимо пересмотреть процедуру выдачи и содержание лицензионных соглашений с добывающими компаниями. В законе «О недрах» должны быть прописаны четкие и однозначные экономические санкции при несоблюдении недропользователем существенных условий лицензионных соглашений.

Нынешнее законодательство не предполагает никаких санкций к компании, не выполняющей условия лицензионного соглашения, кроме административно-правовых. Очевидно, что при срыве сроков ввода в эксплуатацию нефтегазовых месторождений, невыполнении программы разведки месторождений и перспективных площадей владелец недр — государство — несет значительный экономический ущерб. И он должен в той или иной форме возмещаться виновной стороной. В другом же случае, если недропользователь обеспечил досрочные разведку и ввод месторождения, он вправе рассчитывать на определенные финансово-экономические преференции со стороны государства.

Подобные санкции уже давно и эффективно действуют в аналогичных законодательных актах США, Канады и ряда других стран.

Выполнение соглашений

С выполнением недропользователями лицензионных соглашений ситуация типична в целом для всех нефтегазоносных регионов Восточной Сибири. Все основные месторождения пока не только не введены в промышленную эксплуатацию, но даже подготовка к ней не проходит из-за пока нерешенных вопросов транспортировки добываемого углеводородного сырья.

В то же время, в соответствии с действующими лицензионными соглашениями, сроки ввода их в эксплуатацию, как правило, уже наступили.

Исходя из состояния геолого-разведочных и производственных работ на участках распределенного фонда недр регионы, прилегающие к трассе строящейся трубопроводной системы ВСТО, способны в 2010 году обеспечить ее нефтью менее чем наполовину. Всего в Иркутской области, Красноярском крае и Республике Саха работы по разведке и разработке нефтегазовых месторождений ведутся примерно на ста участках.

Суммарные извлекаемые запасы нефти по категории С1+С2 на 13 находящихся в стадии доразведки и опытно-промышленной эксплуатации (то есть наиболее подготовленных к промышленному освоению) участках составляют 1,2 млрд тонн.

Поставки с Ванкорского месторождения (с учетом инвестиционной составляющей тарифа и протяженностью трассы до Сковородино более 5,8 тыс. км) будут экономически менее эффективны, чем поставки из Уральского федерального округа (например, района Сургута).

Согласно итогам прошлогодней проверки Министерством природных ресурсов хода выполнения условий лицензионных соглашений в регионах Сибирского и Дальневосточного федеральных округов (Иркутская область, Красноярский край, Республика Саха), реализация условий действующих лицензий по регионам Восточной Сибири признана неудовлетворительной. Лишь небольшая часть из 35 проверенных участков недр разрабатывается в соответствии с графиками, утвержденными в лицензионных соглашениях.

Текущий объем геолого-разведочных работ, выполненных нефтяными компаниями, недостаточен для вывода месторождений на проектный уровень. Только «Сургутнефтегаз», работающий на территории Республики Саха, обеспечил полное выполнение лицензионных соглашений. Даже государственная компания «Роснефть» (за исключением ее дочернего подразделения «Ванкорнефти») не обеспечила на своих блоках всего необходимого объема сейсморазведочных работ и бурения, хотя интенсивно выполняла другие виды ГРР.

Наиболее сложная ситуация — в Эвенкии, где после 2004 года ЮКОС (ВСНК) практически прекратил финансирование проекта и остановил свою деятельность. После перехода в мае 2007 года лицензии на освоение Юрубченского месторождения «Роснефти» произошло некоторое улучшение ситуации, проведен комплекс геолого-разведочных работ, позволивший прирастить запасы нефти и газа. Однако по-прежнему медленно идут работы по подготовке месторождения к промышленной эксплуатации, созданию инфраструктуры транспорта нефти и газа.

На крупнейшем в Иркутской области Верхнечонском месторождении в последние два года ТНК-BP значительно увеличила финансирование проекта, однако работы все еще ведутся с нарушением графика: в существующей программе развития месторождения значится, что к 2010 году добыча составит 690 тыс., а не 7 млн тонн (согласно лицензионному соглашению), и только в 2012 году достигнет 7,45 млн тонн.

Таким образом, необходимо завершить разведку Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления, Вехнечонского, Ковыктинского, Чаяндинского месторождений.

Одновременно необходимо будет вести работу по выявлению новых месторождений по другим направлениям. В Красноярском крае — в направлении подготовки запасов углеводородов, прежде всего газа и конденсата в Ангарской зоне нефтегазонакопления; оценки перспектив нефтегазоносности рифейского комплекса; поиска и разведки углеводородных месторождений — сателлитов в рифее Юрубчено-Тохомской зоны на Байкитской антеклизе.

В Иркутской области и в западной части Республики Саха (Якутия) необходимо активизировать поиск и разведку газовых месторождений — сателлитов Ковыктинского месторождения в Верхнеленской зоне — в частности, в Ангаро-Ленском междуречье на Ангаро-Ленской ступени; выявление и разведку новых залежей в Ботуобинско-Дулисьминской зоне нефтегазонакопления в терригенных отложениях нижнего венда.

Несмотря на проводимые подразделениями Росприроднадзора проверки выполнения лицензионных соглашений и выносимые недропользователям предписания, коренного перелома ситуации достичь пока не удается.

Следует, впрочем, признать, что не всегда в этом только вина компаний. Выполнение программы ГРР невозможно без получения земельных отводов, разрешений на рубку леса, экологической экспертизы. К сожалению, процедуры получения разрешительных документов неоправданно усложнены до такой степени, что зачастую делает их получение практически невозможным.

Для всех специалистов природоресурсного комплекса очевидно, что при проведении сейсморазведочных работ допустима рубка профилей шириной 3,5 м для проезда спецмашин сроком до года без перевода лесных земель в нелесные. Основным документом для перевода является акт натурного технического отвода на месте рубки. Комиссия, составляющая акт, должна побывать (непонятно как) на всех проектных профилях. Это многие сотни километров по глухой труднопроходимой тайге. Кроме того, необходимо положительное заключение экологической экспертизы, которое невозможно без письменного согласования с лесхозами.

В итоге создается тупиковая ситуация, поскольку ни лесники, ни экологи не желают брать на себя ответственность, а сроки получения согласований (10–12 месяцев) делают невозможным производство ГРР, либо последние должны выполняться с неизбежными нарушениями. И таких примеров много.

Прочие факторы

Признаем, что сегодняшнее состояние недропользования в развивающемся нефтегазовом комплексе (НГК) Восточной Сибири в целом пока не соответствует логике мегапроекта и не обеспечивает необходимых темпов его реализации.

Основные причины этого: неблагоприятная структура объектов недропользования с точки зрения временных факторов создания НГК, также, как показывает анализ, практически для всех типов объектов недропользования систематически не выполняются лицензионные соглашения как по объемам геолого-разведочных работ, так и по срокам ввода месторождений в эксплуатацию. Законодательство отстало от изменившихся реалий, не отвечает требованиям времени и логике крупнейших проектов недропользования. Свою роль играют и прочие (организационно-экономические и внеэкономические) факторы, сдерживающие и тормозящие процесс недропользования.

Необходимо в кратчайшие сроки директивным путем обеспечить упрощение процедур получения разрешительной документации для производства ГРР, одновременно сохранив и усилив контроль за соблюдением природоохранных норм. Кроме того, нуждаются в пересмотре программы недропользования как для Восточной Сибири в целом, так и для отдельных регионов (Красноярский край, Иркутская область) с точки зрения активизации всех основных видов ГРР с широким внедрением новейших высокопроизводительных технологий (сейсморазведки, бурения).

Возможно, для решения всех этих проблем целесообразнее всего создать межведомственный координирующий орган по СФО, который будет заниматься оптимизацией вопросов недропользования в Восточно-Сибирском НГК, — возможно, при аппарате полномочного представителя Президента РФ. Его задачей будет постоянный мониторинг состояния выполнения программ ГРР и основных параметров лицензионных соглашений, подготовка конкретных предложений и рекомендаций заинтересованным органам государственного управления и недропользователям, оказание им помощи и содействия в решении административных вопросов.

Председатель Мао говорил: «…если хочешь выпрямить, нужно сначала перегнуть». По некоторым направлениям в ГРР мы уже «перегнули стержень», и теперь пора исправлять (выпрямлять) ситуацию.

Прогноз прироста запасов и ассигнования на ВМСБ

У партнеров

    «Эксперт Сибирь»
    №13 (202) 31 марта 2008
    Геологоразведка
    Содержание:
    Иссякающий источник

    Главная проблема нефтегазового комплекса — недостаток новых месторождений, вводимых в эксплуатацию. Для ее решения необходимо увеличить объем геолого-разведочных работ, но препятствием на этом пути являются сами нефтяные компании. Стимулировать процесс может только государство

    Реклама