Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Системный анализ предпосылок и факторов эффективности освоения нетрадиционных источников углеводородов 9
1.1 Оценка тенденций развития углеводородной энергетики в России и за рубежом 9
1.2 Существующие сценарии и модели прогнозирования топливно энергетического баланса 13
1.3 Классификация и оценка ресурсного потенциала нетрадиционных источников углеводородов 19
1.4 Анализ технологических предпосылок освоения нетрадиционных источников углеводородов 27
1.5 Сравнительный анализ факторов эффективности освоения нетрадиционных энергоносителей 44
Выводы по главе 57
Глава 2. Принципы и методы прогнозирования перспективного топливно-энергетического баланса 59
2.1 Основные методологические категории и принципы прогнозирования 59
2.2 Методы прогнозирования топливно-энергетического баланса 70
2.3 Методы геолого-экономического моделирования процессов освоения нетрадиционных источников УВС 91
2.4 Графоаналитические модели оценки предельных параметров освоения ресурсов 102
Выводы по главе 111
Глава 3. Прогноз структуры и направлений развития топливно-энергетического баланса углеводородов России 113
3.1 Прогноз спроса на энергетические ресурсы 113
3.2 Оценка конкурентоспособности и эластичности замещения углеводородного сырья 117
3.3 Формирование ресурсных разделов балансов (федеральный и региональный аспекты) 127
3.4 Целевые индикаторы перспективного топливно-энергетического баланса 142
Выводы по главе 149
Глава 4. Оценка эффективности ТЭБ с учетом нетрадиционных источников углеводородов 150
4.1. Оценка рентабельности освоения ресурсов нетрадиционных видов УВС 150
4.2 Интегральная экономическая оценка ресурсных статей топливно энергетического баланса 158
4.3 Оценка социально-экономической эффективности топливно энергетического баланса 162
4.4 Приоритетные стратегические инициативы - «Дорожная карта реализации баланса НИУВС» 171
Выводы по главе 177
Заключение 180
Список литературы 183
Приложения 198
- Классификация и оценка ресурсного потенциала нетрадиционных источников углеводородов
- Методы прогнозирования топливно-энергетического баланса
- Формирование ресурсных разделов балансов (федеральный и региональный аспекты)
- Приоритетные стратегические инициативы - «Дорожная карта реализации баланса НИУВС»
Введение к работе
Актуальность темы исследования. Топливно-энергетический баланс (ТЭБ) имеет стратегическое значение для обеспечения энергетической и экономической безопасности страны. В современных условиях основу формирования ТЭБ составляют традиционные ресурсы углеводородов, включая нефть, природный газ и уголь. Вместе с тем важная часть геологического баланса углеводородов России принадлежит так называемым нетрадиционным источникам углеводородного сырья (НИУВС). Объективная необходимость их вовлечения в народнохозяйственный оборот страны диктуется очевидной исчерпаемостью ресурсов и неуклонным ростом себестоимости освоения традиционных месторождений углеводородного сырья в пределах территорий и акваторий страны.
В этой связи учет сырьевой базы нетрадиционных источников углеводородного сырья в перспективном топливно-энергетическом балансе страны является актуальной народнохозяйственной проблемой, решение которой позволит повысить энергетическую безопасность национальной экономики страны в среднесрочной и долгосрочной перспективе.
Достигнутый в мире прогресс в технологиях добычи нефтегазового сырья допускает освоение нетрадиционных видов и источников углеводородов со стоимостью эквивалентной стоимости сырья на мировом рынке. При этом одной из важнейших задач недропользования является экономическая оценка и выбор приоритетных объектов ТЭБ и оптимальных технологий добычи и переработки нетрадиционных углеводородов.
Обоснованию методов прогноза и оценки эффективности топливно-энергетических балансов посвящены работы многих отечественных (А.А. Арбатов, А.Г. Гранберг, А.А. Ильинский, В.И. Назаров, В.Р. Окороков, И.А. Садчиков, И.И. Сидорова, В.Н. Старинского, В.П. Якуцени и др.), а также зарубежных (А. Андерсон, К. Дахл, М. Джонк, Т. Карлсфед, М. Лоренс, Б. Марчети, А. Ричи, С. Шмидт и др.) ученых.
Вместе с тем, ряд методических вопросов прогнозирования производства и потребления энергоносителей в перспективном балансе требует своего развития. К ним следует отнести вопросы классификации факторов спроса и предложения на углеводородное сырье, оценки конкурентоспособности различных энергоносителей включая нетрадиционное сырье, совершенствования критериев и методов прогноза ТЭБ страны, обоснования предельных по экономическим критериям объектов ресурсных разделов баланса и др.
Классификация и оценка ресурсного потенциала нетрадиционных источников углеводородов
Методологически четкого разграничения между широко используемыми ныне терминами - нетрадиционные и традиционные виды полезных ископаемых, нет. Нередко под нетрадиционными объединяют запасы (ресурсы), промышленное освоение которых - поиск, разведка, добыча, транспорт и переработка при современном развитии технологий, не рентабельно с учетом действующих цен на сырье и экологических последствий при их освоении, но может оказаться рентабельным в будущем, при более высоком уровне мировых цен, или научно-техническом прогрессе в технологиях [17],[27],[28],[106]. Дефект этой терминологии очевиден, в её основе, главным образом технико-экономические факторы.
Под трудноизвлекаемыми запасами часто понимается та часть запасов в месторождениях, которая связана либо с низкопроницаемыми коллекторами или с низкой нефтенасыщенностью, либо с высоковязкими тяжелыми нефтями, что опять таки не характеризуется особой корректностью, поскольку среди трудноизвлекаемых могут присутствовать крупнейшие запасы в обводненных продуктивных толщах или в залежах с низким пластовым давлением (Самотлор, Уренгой и др.), которые, невзирая на их традиционность, становятся тоже трудноизвлекаемыми [55],[69],[99],[130].
Автором ([3]) было предложено разграничивать традиционные и нетрадиционные виды сырья по более однозначным, в основном геолого-промысловым характеристикам, а именно:
традиционные включают подвижную нефть (газ) в недрах, для извлечения которых имеются современные эффективные технологии освоения, соответствующие по себестоимости добычи текущему мировому уровню цен на УВ или приближающихся к ним;
нетрадиционные это неподвижная или плохо подвижная часть УВ сырья в термодинамических условиях недр, для добычи, которой нужны дополнительные технические средства или специальные технологии, обеспечивающие не только его извлечение из недр, но также и его переработку и даже транспорт. Неподвижность в недрах нетрадиционного УВ сырья может быть связана как с его качеством, так и с геолого-промысловыми свойствами вмещающей продуктивной среды или её термодинамическими параметрами. Рекомендуется основные критерии отнесения УВ сырья к нетрадиционному:
- высокая вязкость ( 30мПа с) и плотность ( 0,9 г/см3) нефти в температурных условиях недр. В их числе тяжелые и сверхтяжелые нефти; -твердое или полутвердое фазовое состояние сырья - природные битумы, асфальты, нефтяные пески;
-низкие фильтрационные характеристики продуктивных пород, особенно для нефти ( 0,03-0,05 мкм , в зависимости от термодинамических условий пласта), а так же газы, защемленные (диспергированные) в пространстве закрытых пор в огромных объемах;
-газы, сорбированные углями и удерживаемые ими в трещинно-поровом пространстве пород вмещающих угли.
На уровне геологических ресурсов рекомендуется выделять гипотетические нетрадиционные ресурсы. Среди них рудничные газы и газогидраты. Последние широко распространены, но рассеянны, особенно в донных отложениях акваторий и в холодных недрах суши. Их принудительное извлечение даже при оптимальных оценочных параметрах может потребовать более высоких энергетических затрат, чем они смогут дать при освоении, а их спонтанный распад при нарушении условий стабильности существования газогидратов не обеспечивает условий промышленной добычи.
Под остаточными трудноизвлекаемыми запасами в данной работе понимаются запасы месторождений с выработанностью начальных запасов более 75%, в том числе с запасами тяжелых и высоковязких нефтей, а также в плохопроницаемых коллекторах. В их составе могут находиться также месторождения, дальнейшая разработка которых осложнена низкими пластовыми давлениями или высокой степенью обводненностью, на данном этапе анализа не учитывались, они будут оценены впоследствии.
Как мы уже отметили, трудноизвлекаемые запасы могут быть представлены как нетрадиционными их видами, так и традиционными, но сложными для освоения. Результаты сравнительного анализа свидетельствуют о том, что ресурсная базы НИУВС существенно выше, чем у традиционных ресурсов нефти и газа и ресурсная база НИУВС (рис. 1.3).
Нетрадиционные источники нефти. Анализ состояния и долевого участия в текущих запасах именно этих видов нетрадиционнного трудноизвлекаемого сырья по Федеральным округам (ФО) и субъектам Федерации приведен в Приложении 1.
Основываясь на данных, приведенных в Приложении - 1, можно сделать следующие выводы о роли трудноизвлекаемых запасов нефти в ее сводных текущих (остаточных) запасах кат. ABC і по РФ и по отдельным ФО:
по РФ (без учета ХМАО) более трети всех текущих запасов представлены тяжелыми нефтями (25,7%), в основном высоковязкими (18,6%), и нефтями, сосредоточенными в низкопроницаемых коллекторах (26,4%);
среди субъектов Федерации лидерами по объемам трудноизвлекаемых запасов являются республики Коми и Татарстан, а также ЯНАО.
В остальных субъектах Федерации объемы трудноизвлекаемых для освоения запасов нефти существенно меньше приведенных в таблице 1, но долевое участие последних в общем объеме по-прежнему превышает треть. Исключение - пока еще мало изученные, но сравнительно качественные запасы в отдельных НГБ Сибирского и Дальневосточного ФО.
Водорастворенные газы: несмотря на очевидность огромных резервов метана, присутствие которых было выявлено в пластовых водах большинства нефтегазоносных бассейнов, технологически сложны для освоения и мало продуктивны [9],[45],[57]. Обычно объемы водорастворенного газа в пластовых водах на умеренных глубинах, до 1,0-1,5 км, составляют в среднем 1-2 м газа на кубометр воды, на 1,5-3,0 км 3-5 м , но в глубоких прогибах геосинклинальных областей достигают 20-25 м /м при условии низкой минерализации пластовых вод.
Высоко газонасыщенные пластовые воды залегают на глубинах более 3,5-4,0 км, сопровождаются АВПД с коэффициентом аномальности вплоть до 2, часто фонтанируют, но быстро спонтанно дегазируются при падении давления. Кроме того, если газонасыщенные пластовые воды имеют повышенную минерализацию, и нет условий для их сброса, поверхностного или глубинного, то возникают еще и экологические проблемы, в частности засоление почв и просадка поверхности. При благоприятных условиях их можно использовать для местных мелких потребителей газа, что было отмечено выше и имело место в Японии, Италии и Непале в первой половине XX века.
В настоящее время широкое промышленное освоение ВРГ в пределах Российской Федерации не очевидно, однако, достигнутый в мире прогресс в технологиях добычи нефтегазового сырья допускает освоение их со себестоимостью, эквивалентной прогнозируемой цене на газ в ближнесрочной перспективе на локальных объектах. Для рационального возможного освоения ВРГ следует провести региональную ревизию ресурсов, запасов и качества всех видов водорастворенных газов на новом информационном уровне, с учетом прогресса, достигнутого в технологиях их добычи, а также экономических, социальных и экологических последствий их освоения
Газы угленосных формаций: Ресурсы сланцевых бассейнов, площадей и месторождений России превышают 68 млрд.т. [30]. Горючие сланцы являются не только энергетическим, но и высококачественным технологическим сырьем (жидкое топливо, удобрения, продукты химической переработки и др.). Нерешенность многих технологических проблем переработки сланцев, а также отсутствие количественной оценки содержащихся в сланцах ценных компонентов пока не позволяет этому виду сырья войти в активную часть энергетического и технологического потенциала страны.
Общие ресурсы угольного метана в стране составляют более 50 трлн. м , из которых в хорошо освоенных и изученных бассейнах содержится порядка 15 трлн. м (Кузбасс- 13; Печорский бассейн - 2; Восточный Донбасс - 0,1 трлн. м ). Эти три бассейна составляют реальный резерв альтернативного источника тепловой энергии и сырья для химической переработки, который может быть востребован промышленностью уже в ближайшей перспективе [13], [28], [106]. Для включения ресурсов метана в активную фазу освоения требуется обязательное проведение опытно-промышленных откачек газа с целью определения степени газоотдачи газа в каждом бассейне для выбора способов промысловой добычи. Другие бассейны требуют дополнительных многолетних исследований по определению природной газоносности, газоотдачи угольных пластов, по объектной оценки ресурсов, установлению надежных потребителей и т.д.
Методы прогнозирования топливно-энергетического баланса
Прогнозирование темпов развития и структуры использования нетрадиционных видов углеводородного сырья в балансе топливно-энергетических ресурсов страны, очевидно, должно учитывать существующий методологический опыт таких исследований в России и за рубежом.
Применительно к традиционным источникам углеводородного сырья накоплен значительный опыт прогнозирования и экономических оценок балансов ТЭР [3],[4],[11],[15],[33],[50],[69] [67],[89],[108],[109] и др.
Прогноз баланса топливно-энергетических ресурсов это результат процесса прогнозирования, выраженный в математической, графической или другой форме суждения о возможном состоянии производства и потребления энергоресурсов в перспективном периоде времени.
В зависимости от горизонта прогнозирования прогноз топливно энергетического баланса может разрабатываться на очень короткий период времени - квартала, на год, а также на 2-3 года (среднесрочный прогноз), 5 и более лет (долгосрочный прогноз). Квартальные балансы нефти являются основой для формирования доступа к нефтяной трубе, составления соответствующих графиков поставки нефти на экспорт.
Основной задачей годовых и трехлетних среднесрочных балансов являются расчеты по электроэнергетике и газовой промышленности. Так как в настоящее время бюджетный процесс построен на трехлетнем планировании, то именно эти временные горизонты позволяют задать правильные тарифные решения на срок до трех лет. Долгосрочные пяти- и двадцатилетние балансы, которые сейчас готовятся, являются основой для разработки соответствующих генеральных схем развития газовой промышленности, электроэнергетики, схем развития нефтепроводного и нефтепродуктопроводного транспорта. В Новой энергетической стратегии России такой прогноз осуществляется до 2020 и далее до 2030 г. включительно. При прогнозировании ТЭБ используется широкий спектр различных методов [1],[15],[39],[49] и др. Методы прогнозирования топливно-энергетического баланса включают в себя:
- систему правил и приемов подхода к изучению явлений и закономерностей производства и потребления ТЭР;
- путь, способ достижения определенных критериев и нормативов заданных изначально;
- прием теоретического исследования закономерностей развития объективной действительности и исследуемого предмета, явления, процесса.
В процессе исследования были выделены методы, наиболее часто используемые при формировании балансов ТЭР, проведена классификация и определены области преимущественного использования методов (Табл. 2.1).
Классификационными признаками выделения групп (классов) методов служили методологические характеристики методов, области их наиболее эффективного использования.
В соответствии с первым классификационным признаком методы сгруппированы в четыре группы: методы макроэкономического прогнозирования, геолого-экономического прогноза, расчетно-аналитического прогнозирования и Научно-технического прогнозирования.
В свою очередь области наиболее эффективного использования методов прогнозирования соответствуют структуре и этапности формирования баланса ТР и включают в себя: методы, используемые при построении предварительных гипотез и сценариев развития ТЭК, методы прогноза развития ресурсной базы и добычи углеводородного сырья, прогноза потребности различных секторов национальной экономики в топливно-энергетическом сырье, методы увязки (балансировки) перспективных потребностей и ресурсов топливно-энергетического сырья.
Основным объектом исследования в данной работе является прогнозирование ресурсной части баланса углеводородного сырья с учетом нетрадиционных источников углеводородов.
Методологический подход такого прогноза очевидно должен предусматривать количественную геолого-экономическую оценку возможностей ресурсной базы углеводородного сырья, наличия и оценки эффективности существующих (либо перспективных) технико-технологических решений по освоению ресурсной базы, а также экономическую оценку потребностей и эффективности инвестиций исходя из перспективных цен на углеводородное сырье и заданных критериев эффективности.
Принципиальная схема прогнозного баланса добычи и потребления нетрадиционных видов УВС представлена на рис. 2.3.
Методические основы прогнозирования баланса производства и потребления большинства видов нетрадиционных видов углеводородного сырья соответствуют принципам оценки традиционных источников углеводородов [3], [11] [143].
Анализ современного нормативного и методического обеспечения в данной области позволяет выделить следующие нормативные документы прогнозирования ресурсных разделов баланса:
1. Методика по расчету топливно-энергетического баланса и энергоемкости валового внутреннего продукта. М. МИНЭНЕРГО. 201 Ог 2. Новая Энергетическая стратегия России до 2030 г. М.: Атомиздат, 2010
3. Исходные условия для прогноза развития отраслей ТЭК. М.: ИНЭИ РАН.
4. Концепция энергетической политики России в новых экономических условиях. М.: ИНЭИ РАН
5. Методика геолого-экономической оценки и классификация запасов и ресурсов нефти. - М.: ИГиРГИ, ВНИИнефть, ВНИИОЭНГ, 1986
6. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов. М.: Экономика, 2000.
7. Методическое руководство по количественной и экономической оценке ресурсов нефти, газа и конденсата России. М.: ВНИГНИ, 2000.
8. Методическое руководство по применению «Временной методики экономической оценки прогнозных и перспективных ресурсов нефти». Л.: ВНИГРИ, 1988.
9. Методическое руководство по расчету коэффициентов извлечения нефти из недр. РД 39—0147035-214-86. Москва, 1986.
10. Методика экономической оценки разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов.
11. Методическое руководство по оценке ресурсов углеводородных газов угольных месторождений как попутного полезного ископаемого.: М, Министерство геологии СССР, 1988г.
Экономическую оценку целесообразности учета НИУВС в перспективном ТЭБ страны рекомендуется производить на основе методов геолого-экономического прогноза эффективности подготовки и освоения этих ресурсов. При этом прогнозные оценки должны предусматривать внедрение новых технологий повышающих возможности их вовлечения в народнохозяйственный оборот. При такой оценке должна задействоваться общепринятая методологическая основа.
В качестве основного экономического критерия при определении групп запасов (ресурсов) нетрадиционных видов углеводородного сырья по экономической эффективности принимался чистый дисконтированный доход (ЧДД). Объекты освоения нетрадиционных видов углеводородного сырья рассматривались как эффективные для освоения, если ЧДД 0.
Эффективность инвестиций в разработку месторождений нетрадиционных видов углеводородного сырья рекомендуется определять по внутренней норме рентабельности (ВНР). К промышленно значимым отнесены объекты, разработка запасов которых в течение определенного срока может окупить все затраты на поиски, разведку, разработку и доставку нефти (газа) потребителям и обеспечить получение определенного уровня прибыли. Специфика оценки НИУВС определяется особенностями структуры капитальных и эксплуатационных затрат, связанных с проектами их освоения. Но это лишь количественные различия, с точки зрения номенклатуры статей затрат нормативная база остается неизменной.
Формирование ресурсных разделов балансов (федеральный и региональный аспекты)
В настоящее время обеспеченность добычи нефти промышленными запасами часто оценивается показателем кратности запасов по отношению к текущей добыче. Этот показатель в целом по России пока около 35 лет, в т.ч. по основным нефтедобывающим регионам: Западной Сибири - почти 34 года, в Урало-Поволжье - 29 лет, в Тимано-Печорской провинции - 56 лет. По сравнению со многими нефтедобывающими странами такая обеспеченность России запасами нефти выглядит достаточно оптимистично. Однако не следует забывать, что за рубежом обеспеченность добычи оценивается доказанными «measured (proved)» запасами, которые в российской Классификации запасов соответствуют категориям запасов АВ и лишь частично Сі.
Согласно Государственному балансу запасов по нефти на 1.01.2006г. в разработке числилось почти 79% текущих разведанных запасов со средними годовыми отборами порядка 3.5%. При сохранении темпов отбора в 3.5%, ежегодная добыча из остаточных запасов в разработке неминуемо должна падать с той же скоростью в 3.5% каждый год. И приостановить падение добычи на разрабатываемых месторождениях могут только инновационные технологии разработки, что приводит к увеличению КИН и, следовательно, к увеличению извлекаемых дренируемых запасов. Кроме того, значительный прирост запасов на разрабатываемых месторождениях может быть получен за счет доразведки с переводом запасов Cj в промышленные Сі.
Запасы категории АВ составляют лишь 32.5% от текущих разведанных. Согласно действующей «Классификации запасов»: запасы категории А разбурены по сетке, определенной проектами разработки месторождений, и дренируются добывающими скважинами; запасы кат. В - разбурены по сетке в соответствии с проектами разработки. Последнее означает, что непосредственно в разработке пока находится менее 1/3 текущих разведанных запасов, что весьма противоречит вышесказанному и существенно меняет картину. Отчасти разрешение этого противоречия связано с принятием и внедрением новой Российской классификации запасов, предполагаемой к вводу в 2009-2010гг., в соответствии с которой категорийность запасов будет в полной мере соответствовать и изученности и степени подготовленности к освоению и реальному вовлечению в освоение.
В качестве примера можно привести Ненецкий АО, где согласно Государственному балансу запасов нефти в разработке находилось 15 месторождений с текущими извлекаемыми запасами нефти кат. АВ - 3.55 млн.т, Сі - 277.2 млн.т (всего запасов АВСі в разработке - 280.7 млн.т, или 33.3%о от текущих разведанных). Добыча нефти из этих месторождений в 2005г. составила 11.51 млн.т. Очевидно, что такую добычу только из запасов АВ получить невозможно.
Анализ фактической разработки месторождений показывает, что в настоящее время на многих месторождениях разрабатывается наиболее продуктивная часть запасов, оцениваемая как по категориям АВ, так и Сі (еще не переведенных в запасы кат. АВ). Очень часто разрабатываемые запасы дренируются более разряженной сеткой эксплуатационных скважин (частично за счет вывода из работы обводненных скважин без какой-либо их замены), чем это предусмотрено проектами разработки. Для повышения отборов широко используются методы интенсификации добычи (ГРП, боковые стволы, горизонтальные скважины, глубокопроникающая перфорация, форсированные отборы жидкости, ОПЗ и т.п.) и сверхнормативные отборы нефти (в ХМАО последние составляют до 17% от текущей добычи).
Приведенные выше рассуждения наглядно демонстрирует тот факт, что Государственные балансы нефти (еще хуже обстоит дело с Газовым балансом) в настоящее время недостаточно объективно отражают реальную структуру и состояние запасов, их динамику во времени.
Все это вызывает определенные трудности при оценке МСБ УВ конкретных территорий и России в целом. Переход на новую классификацию запасов, в тоже время, может усугубить проблему, связанную уже с оценкой ТЭО КИН, т.к. геолого-экономическая оценка запасов месторождений не лишена погрешностей, которые обусловливаются как объективными причинами (например, плохая разведанность, отсутствие проектов разработки и др.), так и конъюнктурными соображениями оценщиков.
Неуклонный рост добычи нефти в течение 7 последних лет позволяет говорить о высокой обеспеченности нефтяной промышленности России промышленными запасами. Однако, уже с 2005г. темп прироста добычи нефти, несмотря на стремительный взлет цен на УВ, упал до 2.2%, в 2006г - до 2.16%, в 2007 - до 2,3%.
В связи с этим возник вопрос о способности и целесообразности нефтегазового комплекса к 2020 году обеспечить достижение уровней добычи нефти и конденсата 565 и 600 млн.т. (по вариантам МЭРТ), что позволило бы загрузить мощности наших перерабатывающих заводов и обеспечить экспорт нефти и продуктов ее переработки в Европу и страны АТР. Могут ли быть сохранены столь высокие уровни добычи УВ в дальнейшем?
Наиболее объективный ответ на эти вопросы может быть получен при анализе оценки начальных суммарных ресурсов (НСР) нефти и газа, текущего состояния запасов нефти и газа и оценке возможной динамики развития МСБ УВ во времени.
Нефтегазоносные бассейны России и их акваториальные обрамления отличаются размерами, богатством недр, природно-климатическими условиями, инфраструктурой, степенью разведанности ресурсов и освоенности запасов УВ и, как следствие, разной достоверностью количественных оценок УВ. Ряд осадочных бассейнов выделяются как перспективные территории и не являются объектами нефтегеологического районирования. Среди них Мезенская синеклиза (площадь 300 тыс.км2), Московская синеклиза (350 тыс.км ), группа Дальневосточных впадин (Верхнебуреинская, Ханкайская, Среднеамурская, Зейская и др. площадью свыше 200 тыс.км ) и др.
Большим разнообразием и изученностью отличаются и российские шельфы общей площадью более 3.5 млн. км .
Распределение начальных ресурсов нефти и газа и конденсата по территориям и акваториям России приведено в приложении 1.
В результате переоценки НСР по нефти по сравнению с аналогичной оценкой по. 1993 г. возросли практически по всем нефтегазоносным регионам и акваториям России - в целом более чем на 6.4 млрд.т.
В частности в Западной Сибири оценка НСР нефти увеличена почти на 2.1 млрд.т. с серьезным перераспределением прогнозных ресурсов в пользу ЯНАО: ресурсы нефти в ХМАО сокращены на 4.65 млрд.т., по ЯНАО увеличены почти на 6.4 млрд.т (последняя цифра превышает НСР нефти в Тимано-Печорской провинции). Утвержденные НСР нефти в ЯНАО превышают оценки начальных ресурсов нефти в Приволжском и Сибирском ФО!
Безусловно, для обеспечения интереса к целым перспективным регионам нужно разрабатывать программы изучения и освоения нефтегазовых ресурсов и запасов аналогичные подготовленным по Восточной Сибири и Северо-Западному региону.
В нефтяном балансе России промышленные запасы нефти учтены по 2582 месторождениям. Их распределение и освоенность в основных нефтегазоносных районах и по акваториям России - приложение 2, рис. 3.2-3.4.
На 107 крупнейших месторождений России приходится 2/3 текущих промышленных запасов нефти. Годовая добыча нефти из этих месторождений составила 264,13 млн.т. (58,5% добычи 2005г.).
Большая часть текущих разведанных запасов (категории ABC і) представлена легкими ( 0,87 г/см3) нефтями - 70.5%, нефти средней плотности составляют 14.9%, тяжелые (свыше 0,9 г/см) - 14,5%. Легкие нефти характерны для Западной Сибири. Малосернистые нефти составляют 30,7%, среднесернистые - 52,3%) и высокосернистые - 11,7%.
Приоритетные стратегические инициативы - «Дорожная карта реализации баланса НИУВС»
Приоритетными стратегическими направлениями развития сырьевой базы УВ России являются Уральский, Приволжский, Северо-Западный, Сибирский Федеральные округа и моря. Эти регионы и акватории могут обеспечить основной объем прироста новых рентабельных запасов нефти и газа и максимальные доходы государства и инвесторов от их освоения. Предусматриваются следующие основные направления развития сырьевой базы нефтегазодобывающей промышленности:
1. Расширение масштабов геологоразведочных работ с целью выявления и разведки новых промышленно значимых запасов нефти и газа.
2. Увеличение объемов запасов на разрабатываемых месторождениях за счет повышения коэффициентов нефтеотдачи и вовлечения в промышленный оборот трудноизвлекаемых запасов.
3. Ввод в промышленный оборот разведанных месторождений новых нефтегазоносных регионов (включая тяжелые нефти и битумы, газы черносланцевых формаций).
4. Формирование опытно-промышленных (2015г.) и промышленных (2020) технологических комплексов по добыче метана угленосных пластов в основных угледобывающих районах страны.
5. Вовлечение в освоение морского нефтегазового потенциала и проведение НИОКР для оценки ресуЗрсного и технологического потенциалов освоения газовых гидратов.
Основой стратегических инициатив развития ТЭК и оптимизации структуры баланса страны является количественная оценка всех групп углеводородного сырья. Во всех основных регионах страны имеется значительный объем еще невыявленных запасов. Увеличение объемов геологоразведочных работ позволит открыть новые месторождения и обеспечить воспроизводство минерально-сырьевой базы нефтегазодобывающей промышленности.
Второе направление стратегических инициатив связано с развитием эксплуатационных возможностей освоения сырьевой базой и на ближайшие 10 лет останется ведущим. Здесь имеются достаточные резервы неосвоенных, но, в основном, трудно извлекаемых запасов. Главное препятствие для извлечения этих запасов - необходимость внедрения прогрессивных методов разработки.
Согласно третьему направлению, значительный объем добычи нефти и газа может обеспечить ввод в промышленный оборот новых крупных нефтегазоносных регионов (Восточная Сибирь, Ненецкий АО). Однако при этом требуется привлечение огромных инвестиций в создание транспортной и промышленной инфраструктуры.
Наконец, четвертое направление - освоение морских ресурсов нефти и газа России (включая газогидраты) в промышленный оборот является новым альтернативным направлением развития нефтегазодобывающей промышленности. Существующие оценки морского ресурсного углеводородного потенциала превосходят аналогичные оценки по крупнейшим нефтегазоносным бассейнам мира.
В настоящее время континентальный шельф России является основным резервом нефтегазодобывающей промышленности страны на ближайшую и отдаленную перспективу. Континентальный шельф Российской Федерации имеет площадь 6.2 млн. кв.км, из них 4 млн кв.км являются перспективными на нефть и газ. Начальные извлекаемые ресурсы углеводородного сырья, в пересчете на нефть, оцениваются в 90-100 млрд. тонн. К настоящему времени раскрыта общая геологическая структура шельфа, выявлены основные нефтегазоносные бассейны, очерчены их границы, определена общая мощность осадочного чехла. Установлено, что средняя плотность начальных извлекаемых ресурсов составляет 20-25 тысяч тонн на 1 км2 площади.
Выявлено более 800 локальных структур, 130 из них подготовлены к глубокому бурению. Поисковое бурение проводилось на 61 объекте, на 31 из них открыты нефтяные и газовые месторождения, подсчитаны запасы. Тем не менее, геолого-геофизическая изученность континентального шельфа России остается крайне неоднородной и в целом очень низкой. К настоящему времени здесь выполнено чуть более 1 млн. км. сейсмических профилей и пробурено 197 глубоких скважин, в основном - на дальневосточном шельфе и в Западной Арктике. При этом восточно-арктические моря остаются практически неизученными.
Суммарные извлекаемые запасы морских месторождений составляет 10.8 млрд т у.т., 52% которых - запасы промышленных категорий АВС1. Перспективные ресурсы составляют 8,5 млрд.т у.т. В структуре извлекаемых запасов преобладает газ. Нефть и конденсат составляют чуть более 10%. Основная часть запасов сосредоточена в Баренцевом, Печорском, Карском, Охотском и Каспийском морях.
Технически доступные ресурсы нефти континентального шельфа Российской Федерации составляют, по экспертным оценкам, около 9.2 млрд т. Из них рентабельных ресурсов - 5.1 млрд т. Особую ценность представляют высокорентабельные ресурсы, объем которых превышает один миллиард тонн. Они рассматриваются как приоритетные для широкомасштабного освоения. Объем нормально-рентабельных ресурсов нефти в два раза превышает объем высокорентабельных. Эти ресурсы в целом следует рассматривать в качестве второго эшелона при освоении недр континентального шельфа. Освоение гранично-рентабельных ресурсов возможно при высоких ценах на нефть или с внедрением принципиально новых технических средств.
В качестве отдаленного резерва могут рассматриваться нерентабельные морские ресурсы нефти в объеме около 4 млрд. т. Их вовлечение в промышленный оборот потребует принципиальных изменений в технике и технологии морской добычи нефти. Технически доступные ресурсы свободного газа оцениваются в 47.0 трлн.куб.м, около половины их них являются рентабельными.
Таким образом, на сегодняшний день имеются все предпосылки для перехода к широкомасштабным геологоразведочным работам и начала освоения, прежде всего, наиболее крупных месторождений российского шельфа. Вероятность открытия новых значительных объектов оценивается как весьма высокая.
Для обеспечения таких запланированных МЭРТ объемов добычи необходима интенсификация геологоразведочных работ, которые позволят аккумулировать извлекаемые промышленные запасы нефти в объеме 10-13 млрд. т. (в том числе высокорентабельных 1.3-1.5 млрд. т.), и газа в объеме 10-18 трлн куб.м (в том числе высокорентабельных 2.0-4.6 трлн куб.м). В период с 2006 по 2010 гг. на проведение региональных геологоразведочных работ потребуется 6.8 млрд. руб. из федерального бюджета. В период с 2011 по 2020 год эта сумма составит около 26.4 млрд. руб. Таким образом, суммарная величина затрат на выполнение работ для подготовки аукционных участков составит 33.2 млрд руб. или 1.2 млрд дол. США.
Поисковые, поисково-оценочные и разведочные работы, обустройство месторождений, развитие промышленной и транспортной инфраструктуры будет осуществляться за счет средств инвесторов при координации и контроле со стороны государства. По ориентировочным расчетам инвестиционная емкость всего комплекса работ оценивается в 72-113 млрд. дол. США, в том числе по нефти 30-50 млрд. дол., по газу 35-57 млрд. дол.
