Достижения и проблемы геологоразведки и ТЭК России

Размещено на http://www.allbest.ru/

Достижения и проблемы геологоразведки и ТЭК России

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

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

геологоразведочный эксплуатационный бурение минеральный

On a base of geology prospecting studying made in article proposed to use К_ПРБ(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 - К_ПРБ(t)=ЭБ(t)/ПРБ(t). Говоря проще, предложенный нами коэффициент К_ПРБ(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 К_ПРБ(t). После развала СССР в период 1991 - 1995 гг. К_ПРБ(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 К_ПРБ(t) на уровне, совпадающем с его трендом во времена СССР (рис. 2, Т). С учетом этого тренда К_ПРБ 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 К_ПРБ в 2009 г. превысил 25, а в 2010 и 2011 гг. стабилизировался - около 21. В 2011 г. для девяти основных нефтяных компаний средний К_ПРБ=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 К_ПРБ(t). В 2011 г. К_ПРБ в ОАО “НК “Роснефть” и ОАО “Газпром нефть” составили, соответственно, 50,6 и 44,4 (в 2009 г. их К_ПРБ были намного выше).

Если говорить о ГРР ОАО “Газпром” (без учета ОАО “Газпром нефть”), то ситуация с К_ПРБ 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 К_ПРБ до 23,4 (ЭБ 6012,2 тыс. м и ПРБ 256,8 тыс. м) ([3], с. 70 - 71). За 8 первых месяцев 2012 г. К_ПРБ 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 К_ПРБ(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 К_ПРБ(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 К_ПРБ(t) может достигать очень больших значений (при ПРБ=0 расчет К_ПРБ 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 К_ПРБ(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 К_ПРБ(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. К_ПРБ(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 К_ПРБ(t) в Великобритании (рис. 4) подобна норвежской (рис. 3). В 1999 и 2002 гг. были два аномально высоких значения К_ПРБ(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 К_ПРБ 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 К_ПРБ(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 К_ПРБ 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 К_ПРБ(t), из последнего высказывания А.А. Трофимука следует, что для безопасного и рационального развития нефтегазовой промышленности К_ПРБ(t) должен быть меньше 3 (близко к практике ГРР в рассмотренных выше европейских странах и в ОАО “Газпром”), в то время как К_ПРБ 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 К_ПРБ(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 К_ПРБ(t) хотя бы до значений конца тренда советского времени (в 1991 г. К_ПРБ=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.

Размещено на Allbest.ru