Газовая отрасль России и основные тенденции ее развития: Запасы и месторождения, исследование недр и организация недропользования

Выделение в отдельную главу отчета общей информации по запасам газа, вопросов поиска и разведки носит достаточно условный характер, т.к. вопросы добычи неотделимы от вопросов запасов, разработке любого месторождения предшествует его доразведка, которая продолжается и во время промышленной эксплуатации месторождения (можно сказать, что максимум геологической информации о месторождении имеют после того, как заканчивают его разработку), а стоимость поиска и разведки месторождения обычно учитывают при расчете полных затрат на организацию добычи газа. Однако поскольку такое большое количество информации трудно изложить и воспринять в рамках одной главы и, поскольку в последнее время часто ставится вопрос о цене покупки уже разведанных месторождений, либо о величине затрат на поиск новых месторождений, то мы все-таки выделили вопросы запасов, поиска и разведки в отдельную главу.

Характеристики месторождений и запасы газа

Нефть вместе с газом относят к тому же классу горных пород, что и уголь (антрацит, каменный и бурый), торф и сланцы, а именно-к классу каустобиолитов. Это замысловатое слово составлено из трех греческих слов: kaustikos-жгучий, bios-жизнь и lithos-камень. Более того, нефть геологи относят к минералам (хотя латинское слово minera означает «руда»). Вместе с газом она относится к числу горючих полезных ископаемых, так сложилось исторически. В химическом отношении газ — достаточно сложная смесь углеводородов, а краткое описание состава нефти и газа могло бы существенно увеличить объем настоящего Отчета. Больше всего-до 95% по объему-в природном газе метана. Присутствуют также этан, пропан, бутаны и другие алканы (нециклические углеводороды) -от C5 и выше, могут присутствовать в небольших количествах инертные газы и другие примеси.

Природный газ добывают из расположенных под землей месторождений. Эта фраза не является совсем банальной, если учесть, что метан добывают и на угольных месторождениях (подобный проект реализуется в России — в Кузбассе) и обсуждаются проекты добычи метана из газогидратов (в основном это — метан в связанном с водой состоянии в твердой фазе). ). Еще одним экзотическим видом получения метана является переработка промышленных отходов (выход его при таком процессе, однако, не велик).

Классическое месторождение газа представляет из себя геологическую структуру, основными элементами которой являются куполообразный слой непроницаемых для газа пород (антиклиналь), с расположенными под ним проницаемыми породами, насыщенными газом. Месторождения в большинстве случаев содержат несколько залежей (расположенных на различных глубинах). Залежь может быть приурочена к одному или нескольким пластам-коллекторам с единой гидродинамический системой (отметим, что российское законодательство, в отличие, например, от законодательства США, допускает работу нескольких недропользователей в границах одного геологического отвода, они, например, могут вести добычу из разных залежей или пластов). Реальные месторождения имеют самую различную структуру, глубины залегания пластов и их мощность (от нескольких сантиметров до сотен метров), коллекторские свойства (в частности — пористость), газонасыщенность пород, состав газа и другие эксплуатационные характеристики продуктивных пластов и т.д. и т.п. Нечасто встречаются чисто газовые месторождения (когда пласты-коллекторы содержат в основном свободный газ). Нефть нефтяного месторождения может содержать растворенный в ней газ (выделяется при добыче нефти в виде попутного нефтяного газа). В нефтегазовых месторождениях пласты-коллекторы содержат нефть с растворенным в ней газом и свободный газ над нефтью (газовую шапку) или газовые залежи окаймлены нефтью (нефтяная оторочка). В газе газоконденсатных месторождениях содержится конденсат (смесь жидких углеводородов (в основном С5Н12 и выше), выделяющихся при добыче из газа в результате снижения пластового давления (ниже давления начала конденсации) и температуры). Свойства месторождения определяют сложность извлечения газа из него (прежде всего, это конечно глубина залегания газа, а так же пространственная структура месторождения, оно может быть, например, многолинзовым), а также необходимую степень подготовки газа для использования или дальнейшей транспортировки. Очевидно, что со временем, в ходе добычи, происходят изменения месторождений, которые прежде всего характеризуются падением дебитов (удельного отбора газа) скважин и давления добываемого газа. Необходимо отметить, что в отличие от нефти, газ идет всегда под собственным давлением и в выкачивании не нуждается.

Месторождения нефти и газа по величине извлекаемых запасов подразделяются на:

· уникальные — более 300 млн.т нефти или 500 млдр.куб.м газа;

· крупные — от 30 до 300 млн.т нефти или от 30 до 500 млрд.куб.м газа;

· средние — от 10 до 30 млн.т нефти и от 10 до 30 млрд.куб.м газа;

· мелкие — менее 10 млн.т нефти или 10 млрд.куб.м. газа.

(Постановление Совмина СССР от 08.04.1983г. № 299 «Об утверждении классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов»).

Нефтегазоносные провинции и газоносные районы

Российская Федерация характеризуется широким и неравномерным распространением газовых месторождений, которые обладают разной экономической ценностью и в различной степени освоены. На территории Российской Федерации с геологической точки зрения выделены следующие перспективные на предмет наличия в недрах углеводородного сырья образования — нефтегазоносные провинции (НГП) и газоносные районы (области):

I. Баренцево-Карская нефтегазоносная провинция

1 — Штокмановский район

II. Волго-Уральская нефтегазоносная провинция

2 — Нижневолжский район, 3 — Оренбургский район

III. Енисейско-Лаптевская нефтегазоносная провинция

4 — Енисейско-Хатангинский район

IV. Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция

5 — Гыданский район, 6 — Надым-Пуртазовский район,

7 — Южно-Карский (Русановско-Ленинградский) район , 8 — Ямальский район

V. Индигиро-Чукотская нефтегазоносная провинция

VI. Лено-Вилюйская нефтегазоносная провинция

9 — Хапчагайский район

VII. Лено-Тунгусская нефтегазоносная провинция

10 — Ковыктинский район, 11 — Непско-Ботуобинский район,

12 — Юрубчено-Тахомский район

VIII. Охотская нефтегазоносная провинция

13 — Западнокамчатский район, 14 — Сахалинский район

IX. Прикаспийская нефтегазоносная провинция

15 — Астраханский район

X. Притихоокеанская нефтегазоносная провинция

16 — Анадырский район

XI. Северо-Кавказско-Мангышлакская нефтегазоносная провинция

XII. Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция

17 — Вуктыльский район, 18 — Лачвожский район

Отдельные нефтегазоносные области

1 — Балтийская область, 2 — Южно-Чукотская область

Отдельные газоносные районы

19 — Верхнебуреинский район

Существуют карты территории РФ различной степени подробности с указанием нефтегазоносных провинций, газоносных районов и месторождений. В [ЗАПАСЫ-1] приведен пример такой карты.

По принятой в России методологии, для оценки начальной величины природного богатства недр газом (как и нефтью, конденсатом и сопутствующими им полезными ископаемыми) используется понятие «суммарные начальные ресурсы» (СНР), которые включают уже накопленную добычу (к моменту проведения оценки), разведанные запасы категорий A+B+C1 и предварительно оцененные запасы категории С2, а также перспективные (категория С3) и прогнозные (категории Д1 и Д2) ресурсы газа, определяемые на основе геологической оценки. СНР тем достовернее, чем больше в них доля запасов и меньше доля прогнозных ресурсов, в особенности категории Д2.

При оценке запасов и потенциала добычи конкретного месторождения обычно используют категории А+В+С1 и С2.

Согласно последней научной оценке суммарные начальные ресурсы газа в России составляют 235,6 трлн.куб.м, из которых почти 100 трлн.куб.м приходится на Западную Сибирь, 60 трлн.куб.м на остальные районы суши и 75 трлн.куб.м на континентальный шельф окраинных и внутренних морей страны, главным образом Арктических — Карского и Баренцева. В России открыто около 750 газовых (газоконденсатных, газонефтяных) месторождений с общими разведанными запасами газа около 46,9 трлн.куб.м . По оценке зарубежных экспертов, мировые разведанные запасы газа составляют 150,2 трлн.куб.м доля стран СНГ в которых близка к 37,8%, в том числе России — 32,1%. Следующими, крупнейшими после России запасами газа обладают Иран — около 15,3% мировых запасов, Катар — около 7,4%. Туркмения занимает 11 место в мире с 1,9% запасов.

В распределении запасов и ресурсов газа всех категорий главенствующая роль принадлежит Западной Сибири. Из около 46,9 трлн.куб.м разведанных запасов России в Западной Сибири, преимущественно в ее северных районах, сосредоточено 36,9 трлн.куб.м. Крупные запасы газа разведаны также в Астраханской, Оренбургской и Иркутской областях, Ненецком автономном округе, республике Саха, Красноярском крае, в акваториях Баренцева, Карского и Охотского морей.

За все годы разработки из газовых месторождений России уже извлечено около 9,5 трлн.куб.м природного газа. В разрабатываемых месторождениях заключены 42% разведанных запасов газа страны. В наибольшей степени использованы начальные запасы газа Вуктыльского (79,3%), Оренбургского (45,6%) и группы крупных северокавказских месторождений (80-100%). В главном газодобывающем районе страны — Надым-Пуртазовском ведется интенсивная отработка наиболее эффективных сеноманских залежей Вынгапуровского (степень выработки — 66,2%), Медвежьего (62,6%), Уренгойского (44,4%), Ямбургского (25,5%) месторождений.

Запасы сеноманского комплекса характеризуются высокой продуктивностью, себестоимостью добычи. (Отзыв газодобытчика: «Пробурил неглубоко, а там — чистейший природный газ. Только отчистить его от воды и песка, и — в трубу. Так он по трубе без всякой ДКС еще под собственным давление 100 км прет.»). Месторождения сеноманских залежей являются уникальным геологическим явлением в мире и составляют основу разрабатываемых ныне в Западной Сибири месторождений. Для сравнения, запасы, сосредоточенные в юрских отложениях, отличаются меньшей продуктивностью и большей (в 2-2,5 раза) глубиной залегания.

Перечисленные выше базовые месторождения, исключая Ямбургское, уже вступили в стадию падающей добычи (т.е. выработано более 50% промышленных запасов месторождения или произошло существенное падении общего дебита скважин месторождения), с 2003г. ожидается падение объема добычи и на Ямбургском месторождении. Высокая степень отработанности запасов важнейших месторождений создает напряженность в обеспечении планируемых уровней добычи газа по основным газодобывающим районам уже на ближайшие годы.

Важнейшей геологической особенностью разведанных запасов газа Российской Федерации является их высокая концентрация в ограниченном количестве месторождений. Основным районом сосредоточения запасов (37 трлн.куб.м или 77% от общего размера запасов) являются северные районы Западной Сибири — территория ЯНАО. Три четверти от разведанных запасов газа сосредоточены в 21 уникальном (свыше 500 млрд.куб.м запасов), а с учётом 118 крупных (от 30 до 500 млрд.куб.м запасов) месторожденияй этот показатель возрастает до 97%. Уникальные и крупные месторождения обеспечивают почти всю текущую добычу газа в России.

Группы Количество месторождений Запасы, % А+В+С1 С2 Крупнейшие 23 74,4 62,3 Крупные 118 23,0 32,2 Средние 63 1,3 3,3 Мелкие 545 1,3 2,2 ИТОГО 749 100 100

Запасы второго в мире Уренгойского месторождения оцениваются в 6,4 трлн.куб.м, Ямбургского — 4 трлн.куб.м, Бованенковского — 4,4 трлн.куб.м. Основные запасы (80%) размещаются на глубинах до 3 км и характеризуются высокими дебитами скважин. В многочисленных более мелких месторождениях заключено лишь 2,3% запасов газа страны.

Самым крупной компанией в газовой отрасли России является ОАО «Газпром». Предприятия ОАО «Газпром» имеют лицензии на геологическое изучение и разработку месторождений, в которых сосредоточено 65% российских или более 20% мировых запасов. На начало 2000г. запасы газа ОАО «Газпром» составляют 30,4 трн.куб.м, из них 27,0 трлн.куб.м на 116 месторождениях принадлежат предприятиям со 100% участием ОАО «Газпром». Акционер общества в которых ОАО «Газпром» имеет более 50% акций владеют запасами 3,4 трлн.куб.м. Ресурсная база ОАО «Газпром» в 13 раз превышает запасы основного Европейского поставщика газа — Норвегии. В пересчете на нефтяной эквивалент запасы углеводородов, контролируемые ОАО «Газпром» превышают запасы Саудовской Аравии. Ведущее место в разведанных запасах занимает Ямало-Ненецкий Автономный Округ, запасы которого составляют 35,3 трлн.куб.м (по категории С1+С2). Предприятия ОАО «Газпром» имеют лицензии в этом регионе на месторождения с разведанными запасами газа 23,0 трлн.куб.м или 65 % от запасов округа.

Недавно введены в разработку новые месторождения разрабатываемые предприятиями ОАО «Газпром»: Западно-Таркосалинское, Юбилейное и Ямсовейское, открыто Северо-Самбургское. В 2001г. начинается эксплуатация Заполярного месторождения.

Распеределение запасов газа по России по недропользователям, трлн.куб.м:

Недропользователи Запасы ОАО «Газпром»(предприятия ОАО «Газпром» -27,0 и АО с участием ОАО «Газпром» более 50%- 3,4) 30,4 АО с участием ОАО «Газпром» менее 50% 2,2 Другие недропользователи 6,4 Нераспределённый фонд 7,9 Россия, всего 46,9

Подавляющее большинство крупнейших и крупных месторождений открыто 10-20 лет назад. В последние годы такие месторождения открыты преимущественно в новых отдаленных районах Восточной Сибири, Дальнего Востока и на арктическом шельфе (Штокмановское, Русановское, Ленинградское, Лудловское, Ковыктинское и др.), а в сложившихся добывающих районах европейской части страны пополнение фонда газовых месторождений происходит за счет средних и мелких месторождений.

Сложным является распределение запасов в зависимости от химического состава газа, с чем связаны некоторые специфические условия использования открытых месторождений. В большинстве районов газы имеют многокомпонентный состав, включающий в разных сочетаниях углеводородные и неуглеводородные соединения. По оценке специалистов ВНИИгаза, на долю метановых бессернистых газов, являющихся основным топливным компонентом, приходятся 57% разведанных запасов. Такие газы сосредоточены в основном в сеноманских отложениях Западной Сибири и на Штокмановском месторождении в Баренцевом море. Остальные запасы газа усложнены за счет примесей этана, сероводорода, углекислого газа, азота, гелия и т.д. Однако при этом запасы газа с большим содержанием этана могут рассматриваться как самостоятельное углеводородное сырье для комплексной газохимической переработки. Наличие же в запасах кислых газов (сероводорода, углекислого газа) является в целом негативным фактором, затрудняющим процесс разведки и освоения месторождений. Основная часть кислых газов приходится на Астраханское и Оренбургское месторождения. Значительная часть запасов газа содержит конденсат. В целом по стране открыто около 300 газоконденсатных месторождений, из которых разрабатываются с отбором конденсата около 100 месторождений. В отдельных залежах содержание конденсата в газе превышает 500 г/ м 3 . Отбор конденсата связан с некоторым изменением технологии добычи, и транспортировки данного ценного сырья для газоперерабатывающей промышленности.

Сложные проблемы связаны с освоением ресурсов газа в акваториях морей, особенно в их глубоководных зонах. Россия обладает крупнейшим в мире шельфом внутренних и окраинных морей общей площадью 5,2 млн.км 2 , из которой около 4 млн.км 2 (77%) перспективны на нефть и газ. Геологическая изученность этой территории крайне неравномерна и значительно ниже, чем за рубежом.

Повсеместно в мире развитие морских поисковых и разведочных работ зависит от экономики, техники и факторов экологии. Из-за возрастания этих трудностей по мере удаления от берега и увеличения глубин моря работы концентрируются главным образом в пределах континентального шельфа с глубиной воды до 200- 300 м. Для России эта зона является сейчас экономическим пределом. В то же время за рубежом (США, Бразилия и др.) активно изучаются более глубоководные зоны вплоть до изобаты 1-2 км, где уже открыты отдельные месторождения.

В целом акватории морей — крупнейший резерв сырьевой базы газовой промышленности России, который будет использоваться по мере роста технических возможностей. Объективно необходимо учитывать, что значительная часть акваторий России принадлежит Арктике, отличающейся наибольшей сложностью природных условий (в частности — замерзающие моря, зоны паковых льдов).

К наиболее приоритетным для освоения в ближайшее десятилетие относят объекты мелководного континентального шельфа Печороморского сектора Баренцева моря, заливы Карского моря, Тазовской губы.

В Баренцевом море наиболее изучен район, прилегающий к уникальному Штокмановскому ГКМ, лицензия на освоение углеводородов по которому получена в 1993г. АО «Росшельф», контролируемому ОАО «Газпром». Запасы газа на Штокмановском месторождении оцениваются в 2,9 трлн.куб.м. Перспективными площадями этой зоны являются Териберская, Терская, Бритвинская, Лудловская, Туломская и Ледовая, которые могут осваиваться как сателлиты Штокмановского месторождения.

В Печороморском шельфе открыто Приразломное нефтяное месторождение (лицензия так же принадлежит АО «Росшельф»). Его сателлитами можно рассматривать НГКМ Варандей-море, а также Южно-Долгинскую и Алексеевскую площади. В числе приоритетных в геологическом отношении — Русановско-Ленинградская зона поднятий в Карском море (ресурсы оцениваются в 8,8 трлн.куб.м), приямальский шельф, Тазовская губа, Обская губа с высокой концентрацией как выявленных запасов, так и ресурсов категорий С3 и Д1. В южных морях перспективными направлениями можно считать месторождения Темркжского залива Азовского моря на Геленжикской, Западно- и Центрально-Прибрежной структурах, а в пределах Российской части Прикаспия — Прикумско-Тюленевскую зону поднятий.

На сахалинском шельфе Охотского моря открыто шесть крупных месторождений — пять нефтеконденсатных и одно газоконденсатное; например запасы Лунского месторождения оцениваются в 400 млрд.куб.м газа и 50 млн.т конденсата.

История поиска и разведки газовых месторождений в РФ

Геологоразведочные работы в комплексе глубокого бурения, геофизических, геологических, геохимических, аэрокосмогеологических исследований проводятся в нефтегазоносных и перспективных районах для изучения глубинного геологического строения, оценки ресурсов, поисков и разведки газовых и нефтяных месторождений. Целевые работы на газ являются частью указанного комплекса и осуществляются в приоритетных районах преимущественного газонакопления для ускорения их разведки и подготовки к промышленному освоению. Глубокое бурение в России ведется с 1864г., но весь длительный начальный период — вплоть до Великой Оте­чественной войны — оно было направлено на изучение нефтеносных районов, что не только сдерживало подготовку запасов газа, но и создавало искаженное представление об обедненности недр России природным газом. К 1940г. было открыто только восемь небольших газовых месторождений, из которых за тот год было добыто 53 млн.куб.м газа (это примерно в 10 000 раз меньше сегодняшнего уровня добычи газа в России). Переломом в развитии геологоразведочных работ на газ и понимании значения природного газа как самостоятельного полезного ископаемого произошел после открытия в 1941г. первого относительно крупного Курдюмо-Елшанского газового месторождения в Саратовской области и строительства на его сырьевой базе первого магистрального газопровода до Москвы. По времени это совпало с открытием первых крупных нефтяных месторождений в Урало-Поволжье, что в целом способствовало созданию новой обстановки в сфере геологоразведочных работ, их резкой активизации и переходу к направленной государственной политике по изучению нефтяных и газовых ресурсов новых районов.

Если за начальный период (1864- 1940 гг.) на территории России было пробурено около 3 млн.м глубоких скважин, то в течение 1941 — 1950 гг. объем бурения составил 4,5 млн.м, а в следующем десятилетии 19,2 млн.м. По экспертным оценкам, около 8% объема бурения за 1940-е годы и 25% — за 1950-е имели целевое назначение на газ . Изменение объемов и общей стратегии геологоразведочных работ принципиально улучшило состояние сырьевой базы газовой промышленности. За 20 лет, с 1941 по 1960 гг., в России было открыто 104 газовых месторождения, в том числе крупные месторождения в Краснодарском и Ставропольском краях (Северо-Ставропольское, Пелагиадинское, Майкопское, Березанское, Ленинградское), Саратовской и Волгоградской областях (Степановское, Коробковское). Принципиальное значение имело открытие первых газовых месторождений в Западной Сибири (1953г. — Березовское) и Якутии (1956г. — Усть-Вилюйское), ознаменовавших открытие Западно-Сибирской и Лено-Вилюйской нефтегазоносных провинций.

С начала 1960-х годов геологоразведочные работы на газ приобретают целенаправленный характер с приоритетом изучения новых территорий (Западная и Восточная Сибирь, Дальний Восток, Прикаспий, Европейский Север) и преимущественной ориентировкой на поиски и разведку крупных месторождений. Это позволило в короткие сроки открыть и подготовить к разработке Вуктыльское (1964г.), Оренбургское (1965г.), Уренгойское (1966г.), Медвежье (1967г.), Ямбургское (1969г.), Астраханское (1976г.) и другие месторождения, которые стали базовыми центрами газовой промышленности. В последние годы социалистического хозяйствования выдающееся значение имело открытие Штокмановского (1988г.), Русаковского (1989г.), Ленинградского (1991г.) месторождений, что показало реальные перспективы крупнейшей по ресурсам газа Баренцево-Карской нефтегазоносной провинции. Таким образом, расширилась география сырьевой базы, был обеспечен крупномасштабный рост запасов, выведший Россию на первое место в мире по уровню сырьевой обеспеченности газовой промышленности.

Всего за период с 1961 по 1990 гг. в России было открыто 591 газовое месторождение, а заключенные в них разведанные запасы природного газа возросли в 42 раза — с 1,1 до 46,9 трлн.куб.м при росте добычи газа за тот же период с 18,8 до 612 млрд.куб.м, или в 32 раза. Основной прирост запасов газа получен на месторождениях Западной Сибири, которая в короткий срок превратилась в главную сырьевую базу газовой промышленности страны (см. табл.).

Прирост запасов газа категорий A+B+C1, млрд.куб.м

Для начала 1990-х годов из-за прекращения централизованного бюджетного финансирования характерны значительное замедление темпов развития сырьевой базы и резкий спад активности геологоразведочных работ в нефтегазоносных и перспективных районах. Сокращение инвестиций, ухудшение материально-технического обеспечения, ослабление развития социальной сферы послужили причиной быстрого уменьшения объемов работ всех видов и свертывания большинства программ по воспроизводству запасов и подготовке геологического задела сырьевой базы в новых перспективных районах. В результате впервые за всю историю газодобычи в России прирост запасов не компенсировал уровня добычи, а по Надым-Пуртазовскому району превышение добычи над приростом запасов газа происходит с 1992г. В 1981-1990 гг. ежегодный прирост запасов составлял в среднем 2 трлн.куб.м, а за последние 7 лет из-за изменения схемы финансирования геологоразведочных работ на нефть и газ было приращено всего 2,2 трлн.куб.м газа, в то время как накопленная добыча за это же время составила 4,1 трлн.куб.м.

В связи с открытием больших и уникальных месторождений, особенно в Западной Сибири и Урало-Поволжье, разведанные запасы газа до 1991г. возрастали исключительно высокими темпами и к 1994г. по сравнению с 1951г. увеличились в 540 раз. К началу 1996г. разведанные запасы незначительно уменьшились (до 47,7 трлн.куб.м), в основном за счет добычи газа из месторождений Западно-Сибирского региона, в котором сосредоточено 78% всех разведанных запасов России.

Развитие и воспроизводство сырьевой базы

Основой долгосрочной экономической политики при использования любого минерального сырья является воспроизводство запасов (минерально-сырьевой базы). Очевидно, что по мере добычи полезных ископаемых из ранее разведанных запасов объем этих запасов уменьшается и для обеспечения добычи не только в данный момент, но и в будущем, необходимо постоянно вести поиск новых месторождений и восстанавливать (либо увеличивать) размеры разведанных запасов.

В сложившихся условиях, когда газ является главным энергоносителем в России, необходимо дальнейшее развитие сырьевой базы газовой промышленности. Исходить при этом необходимо из наиболее вероятных соотношений добычи и прироста запасов газа и на основе долгосрочных прогнозов спроса на газ в России, других странах СНГ и в дальнем зарубежье, определяющих необходимый уровень добычи газа в 650 млрд.куб.м в 2010г. и 800 млрд.куб.м — в 2020г. Это может быть обеспечено за счет запасов уже открытых крупных месторождений при условии их адекватного воспроизводства при соответствующем развитии геологоразведочных работ.

В целом же, из-за общего дефицита инвестиционных ресурсов, начиная с 1994г. прирост разведанных запасов газа и нефти не компенсирует их промышленную добычу. Вплоть до 1999г. пророст запасов газа составлял 60% от его добычи. Это, по сути, означало, что развитие энергоресрурсной базы национальной экономики приобрело в девяностые годы экстенсивный характер. По данным Фонда развития энергетической и инвестиционной политики и проектного финансирования, за девяностые годы объем геолого-разведочных работ на нефть и газ сократился в 3,5 раза.

Из 755 открытых в России месторождений газа более половины уже разрабатываются или подготовлены к промышленному освоению. Степень выработанности разведанных запасов газа в среднем по России составляет 15,5%. В европейской части страны она достигает 70%, а в Восточной Сибири — лишь около 1%.

Степень разведанности потенциальных ресурсов газа в России составляет лишь 24,5%. Очень низкими показателями разведанности и выработанности газовых ресурсов характеризуются Восточно-Сибирский и Дальневосточный регионы, а также шельфы морей. Это указывает на большие возможности дальнейшего расширения и освоения сырьевой базы газовой промышленности.

Перспективы развития сырьевой базы газовой промышленности связаны с реализацией прогнозных (неразведанных) ресурсов газа России, которые оцениваются величиной 166,8 трлн.куб.м. По сути, ни один из известных газоносных районов страны не исчерпал полностью своих потенциальных возможностей, но преобладающая часть неразведанных ресурсов (68,3%) приходится на отдаленные районы, не обеспеченные необходимой инфраструктурой. По величине неразведанных ресурсов газа среди районов суши доминирует Западная Сибирь, за ней следуют Восточная Сибирь и Дальний Восток. Свыше 42% ресурсов связано с акваториями морей, прежде всего Карского и Баренцева. В то же время геологическая структура неразведанных ресурсов газа не идентична разведанным запасам и менее благоприятна по экономической оценке. Уже известные тенденции и закономерности геологоразведочного процесса позволяют прогнозировать дальнейшее снижение масштабов открытий месторождений и массовый переход во многих районах на поиски и разведку мелких и средних по запасам месторождений. Всевозрастающее значение будут иметь рифы, бары, эрозионные врезы и другие сложные формы литологического и тектонического экранирования, которые дают большое разнообразие типов месторождений, в том числе и не имеющих аналогов. Их выявление и изучение требуют более совершенных методов геолого-поисковых работ, прежде всего сейсморазведки. Кроме того, основная часть неразведанных ресурсов газа связана с комплексами пород, залегающих на больших, в сравнении с разведанными запасами, глубинах.

Необходимо отметить также, что по оценкам специалистов разработку только 15% нераспределенных запасов по стране (86 месторождений из 556) можно признать экономически эффективной.

Самыми крупными газовыми месторождениями в нераспределенном фонде являются Крузенштернское, Южно-Тамбейское и Северо-Тамбейское месторождения. В ЯНАО запасами газа обладают следующие перспективные месторождения: Тазовское (около 17 млрд.куб.м запасов категории С1+С2), Верхне-Тазовское (около 65 млрд.куб.м), Хадырьяхинское (около 37 млрд.куб.м), Южно-Хадырьяхинское (около 25 млрд.куб.м) и Ярейское (около 45 млрд.куб.м). Имеются данные о наличии крупных запасов газа в Красноярском крае (на севере — в Долгано-Ненецком АО, и в центральной части — в Эвенкийском АО) — около 24 трлн.куб.м начальных запасов. В частности, существует прогноз о наличии уникального месторождения газа (4 трлн.куб.м) к северо-востоку от Норильского промышленного района.

Согласно оптимизационным расчетам баланса запасов газа на 1996-2010 гг. в России для обеспечения устойчивого развития газовой промышленности должно быть подготовлено 11-12 трлн.куб.м запасов газа разведанных категорий, в том числе 2,3-2,5 трлн.куб.м в ближайшие 5 лет. В сложившейся структуре газовой промышленности роль основных газоносных районов России в формировании сырьевой базы должна быть дифференцированной и в принципиальном плане соответствовать следующим задачам:

• дальнейшее крупномасштабное развитие сырьевой базы в Западной Сибири с целью обеспечения повышенной надежности функционирования действующих и проектируемых систем дальних магистральных газопроводов в западном направлении;
• интенсификация подготовки резервов сырьевой базы Урало-Поволжья, Европейского Севера и Северного Кавказа для увеличения разведанных запасов и на этой основе снижения темпов падения добычи газа в европейской экономической зоне;
• ускорение подготовки запасов и вовлечение в разработку газовых месторождений Баренцева моря и южных морей России как важного резерва усиления сырьевой базы европейской зоны;
• рациональное накопление запасов в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, контролируемое экономически обоснованными проектами и расчетами реальных потребностей местных газопотребителей и экспорта в страны АТР.

Соответственно с этим в прогнозе приростов запасов доля крупных месторождений снижается и преобладает доля мелких и средних месторождений. Реальные перспективы крупных открытий в ближайшие 20 лет остаются в Западной и Восточной Сибири, в Прикаспии и акваториях Баренцева, Карского и Охотского морей. При этом с экономической точки зрения Россия заинтересована в поиске, разведке и эксплуатации газовых месторождений, обладающих крупными и уникальными по величине запасами.

Для реализации перспектив подготовки запасов газа потребуется осуществить в крупном объеме глубокое бурение, геофизические и другие виды работ на современном аппаратурно-технологическом уровне, необходимом для решения геологических задач в сложных условиях. Преодоление существующего спада объемов бурения является первоочередным условием реализации будущих программ подготовки запасов.

Чтобы «воспроизводить» сырьевую базу, поддерживать массу запасов в недрах на уровне, обеспечивающем требуемый объем добычи, необходимо вовлекать в поисковый процесс все большее количество перспективных структур, а в разведку — все большее количество открываемых месторождений. Для этого необходимо усовершенствовать схему финансирования геологоразведочных работ (см. об этом далее в подразделе «Налоги и платежы» раздела «Нормативно-правовое регулирование …» и в разделе «Некоторые финансово-экономические оценки» настоящей главы).

Таким образом, при всей очевидности геологических перспектив, задача подготовки в будущем крупных запасов газа будет гораздо более сложной, чем сейчас, а структура прогнозируемых запасов — неадекватной уже разведанным запасам. Преодолеть указанные сложности можно только на основе решения вопроса создания благоприятных условий для привлечения финансирования в описываемую сферу газодобычи, внедрение научно-технического прогресса во всех сферах геологоразведочного производства, так как только это может снизить темп падения эффективности по мере роста сложности работ.

С другой стороны необходимо отметить, что хотя безусловно все высказанные выше соображения о проблемах воспроизводства запасов газа в долгосрочном, стратегическом, плане не вызывают сомнения, в краткосрочном, тактическом плане наблюдается высокая (по сравнению со многими другими газодобывающими странами) обеспеченность запасами газа как страны, так и добывающих компаний (фактически — ОАО «Газпром»). Поэтому можно допустить, что в ближайшее время, в условиях падения добычи газа в стране при росте спроса на него в стране и за рубежем, приоритетным является вложение средств в разработку уже разведанных месторождений и разработка механизмов, стимулирующих эти процессы (из этого не следует, что средства в перспективный поиск и разведку не надо направлять, разговор идет о приооооооритетах). Отметим, при этом, что разработка любого нового месторождения начинается с его доразведки, детального уточнения запасов, структуры и прочих характеристик месторождения, поэтому можно ожидать, что в условиях падения объемов добычи газа в ближайшее время основные средства будут вкладываться именно в разведку (доразведку).

Если в зарубежных компаниях нормой является обеспеченность запасами на 15-30 лет добычи, то у ОАО «Газпром» этот показатель в несколько раз больше (около 80 лет). Предприятия системы ОАО «Газпром» в настоящий момент имеют лицензии на разработку 128 (115 из них были получены ими в 1992г. без конкурса) месторождений газа, однако реально разрабатываются только 59. Есть лицензии на месторождения, которые реально не разрабатываются, и у ряда других компаний. Имеются неразрабатываемые месторождения газа у нефтяных компаний, которые ждут благоприятных условий для разработки этих месторождений, возможности реализации газа по приемлемой цене и прояснения ситуации с доступом к магистральным газопроводам ОАО «Газпром». Имеются лицензии и у ряда мелких компаний, как правило созданных при участии структур, близких с Администрациями регионов, и не имеющих средств на организацию доразведки и разработки месторождения, они пытаются, получив лицензию на перспективное месторождение, привлечь на выгодных для себя условиях инвесторов для организации работ. В качестве примера приведем 2 документа, имеющихся у нас, с информацией о поиске небольшими компаниями партнеров (покупателей, инвесторов) для разведки и освоения месторождений [ЗАПАСЫ-2] и [ЗАПАСЫ-3]. В первом случае компания «Петромир» получила в результате конкурса совмещенную лицензию на геологическое изучение и добычу нефти и газа. Основными аргументами в пользу нахождения месторождений углеводородов на лицензионной участке является — «на соседней Ковыкте нашли, а у нас все похоже и тоже должны быть запасы углеводородов». Во втором случае информацию предоставляют посредники (этим вызвано отсутствие названий организаций и месторождений), которые попытались навести некоторое наукообразие на делаемое предложение и сделали собственную оценку инвестиционной привлекательности проекта разработки месторождений.

В [ЗАПАСЫ-11] приведены потенциальные извлекаемые ресурсы углеводородов в пределах первоочередных поисковых зон по ЯНАО по состоянию на 1999г.

О технологиях поиска и разведки газовых месторождений

Геология — это большая область знания, наука, целый ряд специальностей, своя система подготовки кадров и т.д. и т.п. В геологической науке существует ряд (больше, чем одна) теорий, объясняющих формирование тех или иных геологических структур (отметим например, что общепринятая «биогенная» теория формирования месторождений углеводородов из органических остатков растений и животных в осадочных породах не дает четкого ответа на вопрос о происхождении уже обнаруженных глубокозалегающих месторождений, но существует и «абиогенная» теория, предполагающая, что нефть в природе может синтезироваться из неорганических соединений). На основании этих теорий и имеющейся предварительной геологической информации делаются предположения о возможных регионах нахождения месторождений углеводородов и в этих регионах проводятся геологоразведочные работы. Очень грубо геологоразведочные работы можно разделить на поисковые и разведочные. Поисковые работы включают в себя очень широкий круг работ: начиная с топографо-геодезических работ и, далее, геохимическое газовое опробование грунтов и воды, геофизические работы (магнитная съемка и радиометрия), опробование точечно-штуфное и керновое и т.д и т.п. Поисковые работы (особенно их начальные стадии) в основном выполняются геофизическими предприятиями в рамках общих работ по исследованию недр (не только поиск углеводородов). Поисковые работы ведутся по территориям (районам), что естественно, ведь на этом этапе месторождение еще не найдено. Завершением поисковых работ можно считать проведение региональной сейсморазведки (для выявления характерных геологических структур) и бурение параметрических скважин. Если параметрическая скважина дала положительные результаты на газ, то можно считать, что структура выявлена и далее уже ведутся разведочные работы по найденной структуре, которые ведут специализированные «нефтегазоразведочные» компании (как правило, они проводят и последние стадии поисковых работ). В ходе разведочных работ выявляются основные свойства пород месторождений (коллекторские свойства — пористость, проницаемость, трещиноватость, гидропроводность и т.д., неоднородность пород), условия залегания и свойства газа, нефти и воды в пластовых условиях, энергетические свойства нефтегазоносных пластов (пластовое давление и режимы пластов), осуществляется оконтуривание залежей, уточнение запасов и подготовка месторождения к разработке, т.е. создается система разработки месторождения. При бурении разведочных скважин проводятся геологическое и геохимическое изучение (отбор и изучение керна, анализ шлама) и ГИС (здесь широко применяются различные методы каротажа — замера по длине скважины различных физических характеристик различными датчиками, например — акустический, термо, фото-, газовый, механический, электро-, радио- и другие виды каротажа).

Сложившаяся в России система оценки и учета запасов является достаточно строгой и корректной (имеется в виду официальная государственная оценка, через ЦКЗ и т.д.), вполне на уровне международных стандартов, и, возможно, даже более строгая. Например, ОАО «Газпром» в целях повышения своей инвестиционной привлекательности организовало международный аудит своих запасов. Компанией «DeGolyer & MacNoughton» проводится аудит запасов по новым месторождениям и осуществляется корректировка геолого-экономических результатов по месторождениям, прошедшим аудит запасов. В целом независимой экспертизе по международным стандартам (SEC) было подвергнуто более 74% запасов газа, 36% — конденсата, 22% — нефти. Аудит подтвердил надежность оценок начальных запасов углеводородов по месторождениям и достаточно высокий коэффициент перевода промышленных запасов (A+B+C1) в категории «доказанных» и «вероятных».

Огромное значение имеют методы интерпретации различных геологических данных. Одним из бурно развивающихся направлений промышленной геологии является сейчас разработка различных компьютерных программ анализа и интерпретации геологической информации. В Росси накоплены огромные объемы различной геологической информации, имеются квалифицированные специалисты — геологи и уникальные эксперты, но есть некоторое отставание по созданию промышленных (. ) программ анализа и интерпретации геологической информации. Отметим, что никакая программа не может полностью заменить экспертов, но они позволяют формализовать работу и быстро проанализировать данные стандартными методами и наглядно представить результаты такого анализа.

Еще одной «точкой отставания» российской промышленной геологии является проведение трехмерной (3D) сейсморазведки. Ее практически никто не делает в стране на промышленной основе (делают двухмерную (2D), т.е. получают набор плоских профилей геологических структур) и приходится для ее проведения приглашать зарубежные фирмы. Одной из основных проблем такой сейсморазведки является интерпретация данных, зато она дает возможность сразу построить пространственную модель месторождения.

Таким образом, геологоразведочные и геологические работы ведутся не только в период поиска месторождений, но и в период подготовки их к эксплуатации и в период добычи. Геологические работы являются обязательной частью процесса добычи газа (геологи всегда работают во время добычи из любого месторождения), они постоянно уточняют характеристики месторождения, наблюдают за его эволюцией, обеспечивают оптимальный режим эксплуатации месторождения. По существующему в России порядку схемы освоения (разработки) месторождений углеводородов должны быть утверждены ЦКР Минэнерго РФ.

Геологи должны давать заключение и при проведении любых строительных работ. Большой объем геологических работ выполняется при строительстве трубопроводов. Анализируются свойства грунтов, состав пород (в случае проходки), сейсмические характеристики в зоне прохождения трассы трубопровода и т.д.

В последнее время все больше внимания уделяют экологическим аспектам геологических явлений. Например, геологами отмечена тенденция понижения уровня поверхности над разрабатываемыми уникальными месторождениями углеводородов в Западной Сибири, обводнение поверхности. В долгосрочном плане — это очень тревожная (но пока что обсуждаемая только специалистами) тенденция.

В России сложились некоторые средние сроки разведки и разработки месторождений углеводородов (с момента реального начала работ): продолжительность периода поисков — 2 года, разведки — 3 года. В соответствии с действующим законодательством лицензию на геологическое изучение недр дают обычно сроком на 5 лет. Многие поисковые работы выполняются в летний полевой сезон, в то же время при организации буровых работ в Западной Сибири необходимо учитывать, что тяжелое оборудование к месту бурения как правило доставить можно только в зимний период по замерзшим болотам (зимникам), поэтому количество поисковых и разведочных скважин, которые можно пробурить за один сезон зачастую определяется не производительностью буровой установки, а количеством установок, вовлеченных в работу. Отметим, что опыт показывает, что даже при самом высоком темпе работы при начале разработки предварительно разведанного (например, в советское время) месторождения минимум год уходит на сбор и анализ имеющейся информации и два года — на доразведку.

В последнее время нам несколько раз приходилось сталкиваться с информацией о фирмах, предлагающих «современную достоверную информацию для поиска нефтегазовых месторождений в России», для примера можно привести «VF FVN Co. Limited» (контактный телефон в Москве 249-0767, Президент — Виктор Фадеев). По нашим оценкам подобные предложения базируются на доступе их авторов к текущей геологической информации по регионам России (самой различной, от детальной съемки территорий из космоса с применением современных методов дешифровки этих снимков до различных данных геофизических исследований) и программах их компьютеризованной обработки, выявляющих различные устойчивые корреляции между данными по найденным месторождениям и отыскивающих подобные же корреляции на перспективных территориях. В принципе подобные подходы не лишены определенного смысла, но необходимо отметить, что ни один инвестор не предоставит средства и ЦКЗ не утвердит размеры запасов, если не будут проведены требующиеся в соответствие с устоявшимися технологиями, работы по поиску и разведке запасов, в частности, если не будет произведено параметрическое и разведочное бурение. Поэтому подобные предложения целесообразно воспринимать не более, как метод снижения рисков геологоразведочных работ. Имеет смысл дотошно оценивать используемые ими методики и информационные базы и сравнивать запрашиваемую стоимость работ с расходами на классическую геологоразведку и со стоимостью альтернативных предложений. В случае использования подобных предложений целесообразно формировать систему оплату подобных работ из 2-х составляющих: фиксированной и дополнительной, зависящей от успешности подтверждения их прогнозов последующими геологоразведочными работами.

Нормативно-правовое и налоговое регулирование отношений в сфере поиска и разведки газа

Организация и регулирование поиска и разведки являются элементами общей системы организации недропользования в России, которая кратко описана (включая налогообложение и режим СРП) в [ОБЩЕЕ-11].

В соответствии с «Положением о порядке лицензирования пользования недрами», утвержденным Постановлением Верховного Совета РФ от 15.07.1992г. №3314-1, вся минерально-сырьевая база, находившаяся в промышленном освоении на период ввода его в действие, была без конкурсов и бесплатно закреплена за прежними пользователями. Этой категории недропользователей было передано 64% разведанных запасов нефти, 63% запасов газа, 86% запасов алмазов, 71% запасов золота и т.д.

Позже, через механизм конкурсов и аукционов победителям выдано около 2,5 тыс. лицензий (из них в разработке находятся только 1,4 тыс.), по которым закреплено 30% запасов нефти, 19% природного газа (из них около 250 недропользователей вообще не приступали к оговоренному в лицензии освоению месторождений). В несколько меньших объемах через конкурсную систему переданы в освоение запасы других видов сырья.

К настоящему времени основные запасы экспортноориентированных полезных ископаемых залицензированы и находятся в распределенной части недр. В государственном резерве числится от 5 до 30 % экспорто-ориентированных запасов и от 30 до 60 % запасов полезных ископаемых, потребляемых на внутреннем рынке.

Сложившаяся ситуация начала всерьез беспокоить Правительство РФ. Недавно назначенный Министром природных ресурсов РФ В.Артюхов в июне 2001г. своим распоряжением приостановил выдачу новых лицензий и организовал инвентаризацию ранее выданных лицензий. Он заявил, что за неисполнение лицензионных требований, прежде всего природоохранных и фискальных, лицензии будут отзываться «не взирая на лица».о возможности введения ежегодных уточнений лицензионных соглашений , возможности пересмотра итогов ряда конкурсов и аукционов. Лишаться лицензий те, кто «сидит на месторождениях, как собака на сене», кто «снимает с месторождений пенки» и губит их эксплуатационные возможности, кто занимается перепродажей месторождений на сером рынке. Уже летом 2001г. он пообещал утвердить четкий регламент действий по всей цепочке лицензионного процесса, включая условия допуска к конкурсам и аукционам. Будут уточнены и переутверждены программы лицензирования. В.Артюхов заявил, что в ближайшее время при распределении лицензий предпочтение будет отдаваться аукционам (т.е. при условии соблюдения квалификационных условий победитель определяется по предлагаемой им величине бонусных платежей). Но в долгосрочной перпективе, после создания действенного механизма контроля лицензионных соглашений и отзыва лицензий, будет увеличиваться количество конкурсов, т.к. это позволяет существенно расширить совокупность обязательств недропользователя по эксплуатации месторождений.

Меняется и система налогообложения использования недр и финансирования геологоразведочных работ.

Госдума РФ на пленарном заседании 13.07.2001г. приняла в третьем чтении проект Закона РФ «О внесении изменений и дополнений в часть вторую Налогового кодекса РФ и некоторые другие акты законодательства РФ, а также о признании утратившими силу отдельных актов законодательства РФ», подготовленный Правительством РФ. Этот закон дополняет часть вторую Налогового кодекса РФ главой «Налог на добычу полезных ископаемых» и вводит с 01.01.2002г. в налоговую систему России новый налог — налог на добычу полезных ископаемых. Налог предполагается фиксированный, в расчете на тонну добываемых ресурсов, без дифференциации в зависимости от горно-геологических условий добычи (для углеводородов предполагается ввести только зависимость от цены нефти на международном рынке). Одновременно отменяются отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы, акциз на нефть и стабильный газовый конденсат. Для газа горючего природного из газовых месторождений и газового конденсата из газоконденсатных месторождений, нефти и газового конденсата из нефтегазоконденсатных месторождений ставка налога усанавливается в 16,5% цены реализации добываемой продукции. При выполнении соглашений о разделе продукции, заключенных в соответствии с законодательством РФ, ставка налога применяется с коэффициентом 0,5. Налогоплательщики, осуществившие за счет собственных средств поиск и разведку разрабатываемых ими месторождений полезных ископаемых или полностью возместившие все расходы государства на эти цели и освобожденные по состоянию 01.07.2001г. от отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы уплачивают налог на добычу полезных ископаемых с коэффициентом 0,7. В целях борьбы с трансфертными ценами в период с 01.01.2001г. по 31.12.2004г. налоговая база при добыче нефти будет определяться как количество добытых полезных ископаемых в натуральном выражении. В переходных положениях закона предусмотрено внесение дополнений в части распределения поступлений по данному налогу между бюджетами разных уровней. Так, при добыче общераспространенных полезных ископаемых 100% поступлений от налога будут поступать в региональные бюджеты, а при добыче любых полезных ископаемых на континентальном шельфе или в исключительной экономической зоне — 100% зачисляется в федеральный бюджет; при распределении поступлений данного налога по углеводородному сырью, за исключением сложно устроенных субъектов РФ, 20% будет поступать в региональный бюджет, 80% — в федеральный бюджет (для сложно устроенных регионов, таких как Тюменская, Архангельская и Пермская области, в федеральный бюджет будет поступать 74,5%, в бюджет автономного округа — 20%, в бюджет края, области — 5,5%).

В концепции бюджетной политики предполагается сокращение участия государства в развитии минерально-сырьевого сектора. В госбюджете будет ликвидирован фонд воспроизводства минерально-сырьевой базы. Таким образом, заботу о поддержании на должном уровне сырьевых ресурсов должны целиком взять на себя пользователи недр — горно-добывающие предприятия.

По мнению руководителей геологической службы, это приведет к сокращению ассигнований на геологию уже в следующем году. Они уверены, что данная реформа будет означать неуклонное, а лет через пять и лавинообразное сокращение разведанных запасов минерального сырья, падение уровня и рост стоимости его добычи. При этом, по сообщениям Министерства природных ресурсов России, в 1999г., например, 87% бурения на нефть и газ осуществлялось на деньги фонда воспроизводства минерально-сырьевой базы. И лишь 12% — за счет средств предприятий. Они утверждают, что политика крупных компаний состоит в том, чтобы получить в пользование месторождения, где не нужно самим тратиться на поиск перспективных площадей и подготовку запасов. По действующему законодательству добывающие предприятия не являются собственниками разведанных ими месторождений. Они имеют право лишь на добычу полезных ископаемых, что удостоверяется в каждом случае лицензией на право пользования участком недр. При этом в лицензионном соглашении оговаривается ряд условий, которые обязаны выполнять владельцы лицензий. При желании государственные структуры могут изъять лицензию на право пользования недрами даже у успешно работающих и законопослушных компаний. Без права собственности на месторождение и при отсутствии механизма защиты на владение лицензией инвестиции в геолого-разведочные работы связаны с очень большим риском. Естественно, недропользователи тратить собственные средства на геолого-разведочные работы будут осторожно, в очень небольших объемах.

Но изменение системы налогообложения недр было подготовлено правительственными органами на основе анализа эффективности работы применявшейся ранее системы. Этот анализ показал, что около половины средств фонда ВСМБ расходовались нецелевым образом. Добывающие организации, осуществляя финансирование геологоразведки за счет оставляемой им доли платежей на ВСМБ «под контролем» геолкомов, систематически завышали стоимость этих работ. Кроме того, они жаловались на отсутствие возможности перемещать средства на геологоразведку между субъектами федерации. Одним словом, отсутствовал механизм организации экономически эффективной геологоразведки. Поэтому, рассчитывая размер нового налога, в него фактически включили половину старых отчислений на ВСМБ и отменили целевой фонд ВСМБ, полагая, что при формировании бюджетов размер бюджетного финансирования геологоразведки будет определятся каждый раз индивидуально в зависимости от ситуации в стране и в каждом субъекте федерации. Что же касается «второй половины» отчислений на ВСМБ, которая теперь будет оставаться у добывающих организаций, то они сами должны определять свою политику приращения запасов и, при необходимости, крупные компании могут концентрировать средства на геологоразведку в тех регионах, где считают необходимым делать это.

Например, Администрация ХМАО уже проинформировала, что в настоящее время доля нераспределенного фонда недр на территории ХМАО составляет более 70% общей площади. Невыявленные ресурсы нефти составляют 35-50% от всех потенциальных ресурсов округа. Геологическая изученность территории сейсморазведочными работами и поисковым бурением крайне неравномерна. В связи с отменой фонда ВСМБ и возможным отсутствием целевого финансирования геологоразведочных работ возникает потребность привлечения средств компаний и предоставление прав на пользование недрами с учетом поискового риска проведения таких работ. В этих условиях, с целью обеспечения стабильности нефтедобычи в округе на долгую перспективу, предлагается перейти на лицензирование отдельных участков территории нераспределенного фонда недр через аукционы на право получения краткосрочных (до пяти лет) лицензий на поиск и разведку недр с последующим получением прав на добычу в случае коммерческого открытия.

Организация геологоразведочных работ, структуры, реализующие эти работы

В советское время региональный поиск и разведка полезных ископаемых всех видов по всей стране велась под руководством Министерства геологии СССР. В систему Мингео входили центральный аппарат, территориальные управления, геофизические организации, геологоразведочные организации, научно-исследовательские организации и т.д. Как было сказано выше, разведка является необходимой технологической составляющей добычи, поэтому геологоразведочные подразделения имелись и в составе добывающих углеводороды министерств (Министерства нефтяной промышленности и газовой промышленности СССР). Естественно, что если подразделения Мингео СССР работали по всем полезным ископаемым (были и специализирующиеся на разведке углеводородов подразделения) и по всей стране, то геологоразведочные подразделения Миннефтепрома и Мингазпрома СССР занимались только углеводородами, как правило не вели поиск, как правило вели разведку в регионах добычи ими углеводородов.

В начале 90-х годов, после распада СССР, функции Мингео СССР в значительной степени перешли к Министерству природных ресурсов РФ. Территориальные подразделения были преобразованы в Геологические комитеты двойного подчинения: федерального — по линии Минприроды и субъекта федерации. В [ЗАПАСЫ-4] приведен список основных подразделений Минприроды РФ и список региональных геолкомов. Большая часть геофизических и почти половина геологоразведочных предприятий были акционированы и приватизированы (остальные, как правило, имеют статус ГУП). Геологоразведочные подразделения Миннефтепрома и Мингазпрома как правило при приватизации вошли в состав вертикально-интегрированных компаний, а функции координации геологоразведочной деятельности по углеводородам перешли в Минтопэнерго РФ (ныне — Минэнерго РФ), т.е. наблюдается некоторое разделение функций координатора по геологоразведке углеводородов между Минприроды РФ и Минтопэнерго РФ.

В [ЗАПАСЫ-5] приведен список геофизических предприятий, а в [ЗАПАСЫ-6] список геологоразведочных предприятий, работающих по углеводородам, в которых имеется доля федеральной собственности (с указанием этой доли). В настоящее время в правительственных кругах преобладает точка зрения, что на базе геофизических предприятий необходимо создать контролируемый государством холдинг, а госпакеты геологоразведочных организаций необходимо продать. Попытка координации действий геофизических организаций в области углеводородов делались Минтопэнерго РФ, функцию головной структуры играла ?.

В [ЗАПАСЫ-7] приведен список действующих в России геофизичесикх организаций, а в [ЗАПАСЫ-8] — список геологоразведочных организаций, работающих по углеводородам.

Геологические комитеты субъектов федерации ежегодно составляют программы геологоразведочных работ в регионе. Например в годовой «Программе геологоразведочных работ на территории Ямало-Ненецкого автономного округа, выполняемых за счет ставок отчислений на ВСМБ» (включая как работы, выполняемые за счет отчислений на ВСМБ, оставляемых предприятиям, так и работы за счет отчислений на ВСМБ, аккумулируемых в бюджете округа) описаны поисковые и разведочные работы по предприятиям ЯНАО на нефть и газ. Работы включают следующие основные составляющие:

· Региональные работы (включая региональную сейсморазведку и параметрическое бурение) — 11% всех затрат.

· Поисково-разведочное бурение — 57,2%.

· Площадная сейсморазведка 2D — 18,4%.

· НИОКР (включая создание и поддержание баз и банков данных геолого-геофизической информации, переработку и комплексную переинтерпритацию геофизических материалов, анализ вопросов экономики и лицензирования, создание геологических моделей месторождений и т.д.) — 3,5%.

· Ликвидация ранее пробуренных аварийных скважин — 4,4%.

· Социальные вопросы — 5,5%.

В Программе даны объемы и стоимости работ по видам работ, реализующим их организациям, геологическим структурам. Оценки объемов добычи и расчеты объемов отчислений на ВСМБ по организациям. Оценки запасов по организациям, зонам и месторождениям как в пределах лицензионных участков (с разбиением на лицензий с правом на геологическое изучение и с правом на добычу), так и в пределах нераспределенного фонда недр. Даны подробные характеристики основных зон концентрации поисково-разведочного бурения и сформулированы проблемы и поисковые задачи для каждой из зон.

В [ЗАПАСЫ-12] приведен список предприятий и выданных им лицензий на разведку и добычу углеводородов по ЯНАО по состоянию на 2000г.

Отметим, что в течение последних лет представители Минприроды РФ несколько раз выступали с заявлениями о том, большие перспективные участки нельзя отдавать в руки одного недропользователя, их надо дробить и выдавать лицензии различным недропользователям. С точки зрения газовых проектов, которые организуются и реализуются много лет и требуют наличия именно больших запасов газа, это заявление выглядит очень спорным. Ситуация с получением ТНК лицензии на геологическое изучение участков недр, сопродельным Ковыктинскому, показывает, что политизированные заявления Минприроды были использованы ТНК в частных целей, а неизбежное объединение участков в одном проекте уже происходит.

В дальнейшем по-видимому будет углубляться специализация компаний, работающих в геологоразведке и увеличиваться число операторов и сервисных компаний.

Так, в рамках системы ОАО «Газпром» было создана единая компания «Бургаз» (ее возглавил брат Р.Вяхирева) для проведения буровых работ (как для разведочных, так и для эксплуатационных скважин). В принципе в рамках такой специализированной компании имея ряд заказов, можно оптимизировать загрузку персонала и бурового оборудования и тем самым снизить стоимость буровых работ.

В зарубежных проектах операторы по разведке существовали уже давно. Еще с советских времен РВО «Зарубежнефть» осуществляло за рубежем фактически функию компании-оператора полного цикла (включая и разведку). При этом для реализации проектов привлекались профильные российские организации. Сейчас РВО «Зарубежнефть» имеет статус ГУП. Приближенность к государству позволила в известной мере сохранить кадры и связи. Подобный статус имеет как преимущества (уполномоченная компания по реализации проектов на), так и недостатки (излишняя зависимость от мнения конкретных правительственных чиновников). Сейчас РВО «Зарубежнефть» привлекается некоторыми российскими компаниями в качестве партнера для реализации проектов за рубежем. Является оператором по разведочным работам на Азербайджанском шельфе Каспия компания «ЛУКАРКО», созданная при участии ОАО «Лукойл».

Естественно, что в соответствии с действующим законодательством геологоразведочные компании для ведения разведочных работ должны иметь соответствующую лицензию на геологическое изучение недр. Получив статус самостоятельных организаций, многие из них сначала стали заниматься реализацией технологических объемов добываемой при разведке нефти (организовать реализацию газа гораздо сложнее). А потом стали получать совмещенные лицензии и систематически заниматься добычей и реализацией нефти. Постоянное бюджетное финансирование (за счет отчислений на ВСМБ) позволило многим геологоразведочным организациям относительно сохранять кадры и активы. И естественно, что они стали объектом интересов других компаний. Крупные компании при выходе в новые для них регионы (например, ОАО «Лукойл» взяло под контроль ОАО «Архангельскгеолдобыча»).

А при создании новых региональных нефтегазовых компаний геологоразведочные предприятия пытаются включить в их состав. Новый ульяновский губернатор генерал Владимир Шаманов начал наступление на своего бывшего союзника — нефтяного трейдера ЗАО «Транс Нафта». Областная прокуратура возбудила в местном арбитражном суде дело об отмене итогов коммерческого конкурса по приватизации 49% акций ульяновского ОАО «Нефтеразведка», которые летом 1999г. достались «Транс Нафте». Прокуратура утверждает, что «Транс Нафта» не полностью справилась с инвестиционными условиями конкурса, и требует отмены подписанного в прошлом году областным фондом имущества акта выполнения инвестпрограммы. Шаманов решительно пошел своим путем. В конце мая губернатор распорядился создать ГУП «Ульяновскоблнефть», которому — вместо активно лоббируемого московскими чиновниками трейдера (близкого к Минэнерго и ОАО «Газпром») — было поручено заниматься собиранием ульяновской нефти. При этом еще в начале года менеджеры «Нефтеразведки» во главе с гендиректором Аркадием Казберовым продали 51% акций предприятия «Славнефти», которая сохранила им нынешние должности.

В настоящее время РФФИ обсуждает способ продажи принадлежащих государству 15,5% акций АО «Оренбурггеология» (отменив перед этим спецаукцион из-за боязни не продать пакет). Крупными акционерами АО «Оренбурггеология» являются АКБ «Росбанк» (29,7% в номинальном держании), Brunswick UBS Warburg (19,8% в номинальном держании), ЗАО «Пакк Инвест Сервис» (12,3%), ОНАКО (10%). Контрольный пакет акций предприятия принадлежит группе, интересы которой выражает Председатель Совета директоров АО «Оренбурггеология» Александр Путилов (бывший глава АО «Роснефть»). Интерес к покупке акций проявили ТНК (стоящие за ОНАКО) и «Нафта-Москва».

Наделение геологоразведочных организаций статусом самостоятельных обществ и сохранение системы бюджетного финансирования геологоразведки систематически приводило и к результатам типа следующего: например, Красноярскгеология в советское время на 12 000 человек «полевых» работников имело 120 управленцев в центральном аппарате организации, а образованное на его базе ОАО «Красноярская горно-геологическая компания» имеет 500 управленцев на 2000 «полевых» сотрудников.

Некоторые финансово-экономические оценки

Отметим, что при оценке затрат на поиск и разведку месторождений газа можно достаточно грубо принять, что затраты на стадии поиска не зависят от размера месторождения (объема запасов), а затраты на этапе разведки увеличиваются с ростом размера месторождения (что естественно, ведь надо пробурить большее количество скважин для определения границ и характеристик месторождения). При этом удельные затраты на единицу запасов уменьшаются с увеличением размера месторождения.

Естественно, что при оценке удельных затрат (например, стоимость метра бурения разведочной скважины), в затраты включаются все расходы на подготовку и проведение буровых работ. С другой стороны, поскольку многие работы при поиске и разведке имеют сезонный характер, то в эти затраты попадали и затраты на годичное содержание геофизических и геологоразведочных компаний. Возможно с появлением специализированных компаний (для отдельных видов работ) и компаний — операторов (например — операторов по бурению), эти накладные расходы будут уменьшаться.

Кроме того, реализация поисковых и разведочных работ за счет бюджетных средств (отчислений на ВСМБ) явно не стимулировала компании осуществлять эти работы эффективно.

Стоимость проведения геологоразведочных работ имеет смысл оценивать:

· для оценки возможных затрат компании для поиска и разведки (доразведки) новых месторождений;

· как реперную точку при оценке стоимости доли участия в компании, обладающей лицензией на разработку месторождения (т.е. фактически — стоимость покупки лицензии);

· как реперную точку для оценки величины бонусного платежа при участии в конкурсе или аукционе на получение лицензии на разработку для участка из нераспределенного фонда.

Отметим, что в последних двух случаях мы до сих пор в России имеем довольно искаженную оценку стоимости лицензии или величины бонуса (завышенную, если исходить из затрат реальных затрат на поиск и разведку), т.к. разговор чаще всего идет о месторождениях, разведанных в советское время за государственный счет. За последнее десятилетие в Росси стоимость геологоразведочных работ существенно увеличилась. Массовое бюджетное финансирование разведки (за счет отчислений на ВСМБ) так же не способствовало формированию реальной рыночной цены запасов. При проведении конкурса, а не аукциона, существенное значение имеет не только величина бонуса, но и инвестиционные обязательства участника.

Стоимость разведанных запасов газа в России существенно ниже известных международных оценок (на это безусловно помимо вышеуказанных причин оказывает влияние и остающиеся большие политико-экономические риски инвестирования в добычу в России). Но в последнее время имеется очевидная тенденция повышения стоимости запасов. Отмена отчислений на ВСМБ еще больше стимулирует эту тенденцию.

Например, до дефолта 1998г. средняя ставка бонусных платежей по Тазовскому, Соликаптскому и Юрхаровскому месторождениям ЯНАО составила 0,02 дол. США за 1000 куб.м запасов (С1+С2). Причем эта величина имеет четкую тенденцию к увеличению. В 1999г. стартовое значение бонуса подписания лицензии на Супринский участок в Советском районе ХМАО при проведении открытого аукциона составило 0,25 дол. США за 1000 куб.м запасов (C1+C2).

Кроме того, обычно при оценке стоимости ресурсов применяют ряд коэффициентов:

· на отсутствие инфраструктуры (дорог, ЛЭП, газопроводов и т.д);

· на сроки освоения (если приобретается право освоения месторождения с ограниченным сроком освоения, по причине того, например, что ранее недропользователь просто не осваивал месторождение);

Как правило, подобные коэффициенты являются понижающими (< 1) и последовательно перемножаются.

В соответствии со здравым смыслом и существующей международной традицией величина запасов, имеющихся у компании оказывает прямое воздействие на рыночную капитализацию компании.

Геологоразведка в принципе является достаточно рискованным видом деятельности (с экономической точки зрения). Именно поэтому в соответствии со сложившейся мировой практикой крупные нефтегазовые компании получают лицензии на геологические изыскания и ведут их на свой страх и риск, но в случае нахождения месторождения они получают преимущественное право на его разработку. Понятие риска в разведке является достаточно общим, основными рисками при разведке месторождений можно назвать:

· не подтверждение нахождения месторождения как такового (т.е. в соответствии с данными геофизических исследований геологические структуры имеют характерный вид, а углеводородов в них просто нет);

· неправильное оконтуривание месторождения (скважина не попала в месторождение);

· неправильное определение углеводородного сырья, залегающего в месторождении (искали нефть, нашли газ и т.д.);

· сложное геологическое строение месторождения не позволяющее извлечь предполагаемые объемы углеводородного сырья (например, выявление серии линз вместо единого месторождения);

· неудовлетворительное качество найденного углеводородного сырья (трудноотделимые примеси, которые препятствуют дальнейшему использованию сырья, либо сильно его ограничивают).

Риски уменьшают за счет очень тщательной организации этих работ, ведения целой серии различных работ (потери от неудачных поисков можно распределить по удачным). Именно поэтому организацией геологоразведочных работ как правило занимаются крупные компании. Что же касается реализации самих работ, то здесь для уменьшения расходов имеется тенденция создания компаний, специализирующихся на определенных видах работ и продающих свои услуги компаниям — организаторам работ.

В России пока что риски можно снижать за счет максимального использования накопленной ранее геологической информации и специалистов, ее собиравших. Но здесь необходимо отметить, что советские специалисты, при высоком уровне профессиональной квалификации зачастую страдают неспособностью подходить к геологоразведочным работам с точки зрения экономической эффективности (преобладает настрой на полноту изучения).

Некоторые данные по бывшим и текущим удельным затратам на отдельные виды геологоразведочных работ

В годовой «Программе геологоразведочных работ на территории Ямало-Ненецкого автономного округа, выполняемых за счет ставок отчислений на ВСМБ» (включая как работы, выполняемые за счет отчислений на ВСМБ, оставляемых предприятиям, так и работы за счет отчислений на ВСМБ, аккумулируемых в бюджете округа) на 1997г., т.е. до дефолта, были указаны следующие затраты на некоторых геологоразведочных работ:

· Стоимость региональной сейсморазведки (2D) на 1 км сейсмопрофиля — около 3100 дол. США.

· Стоимость одного метра параметрического бурения — 1600 — 2500 долл. США.

· Стоимость площадной сейсморазведки (2D) на 1 км сейсмопрофиля — около 4150 дол. США.

· Соимость одного метра поисково-оценочного бурения 450 — 1400 дол. США (отметим, что стоимость бурения для предприятий системы ОАО «Газпром» указана почти в 3 раза выше, чем для других предприятий; здесь, по-видимому, помимо факта, что предприятия системы ОАО «Газпром» ведут разведку на более отдаленных северных структурах, что существенно удорожает стоимость работ, играет роль и просто завышение расходов).

Для оценки эффективности поисково-оценочного бурения вводится параметр геологической эффективности — прирост запасов на метр бурения. В целом по ЯНАО по нефти, газу и конденсату он составил 1547 т.усл.топлива на метр бурения.

В 1999г. удельные затраты на геологоразведочные работы в ЯНАО составли:

· Стоимость сейсморазведки (2D) на 1 км сейсмопрофиля — около 1400 — 2400 дол. США.

· Стоимость одного метра разведочного бурения — 250 — 1400 долл. США.

Причем стоимость геологоразведочных работ повышается с каждым годом (можно ожидать, что скоро она приблизится к додефолтному уровню).

При бурении разведочных скважин на осуществление самого бурения (которое непосредственно зависит от глубины скважины) используется около трети всех затрат, что связано с тем, что бурятся единичные скважины в районах без инфраструктуры, буровая техника перемещается на большие расстояния и т.д. Поэтому не очень корректно оценивать затраты на разведочные скважины в пересчете на 1 м глубины скважины.

В программе работ ОАО Компания «РУСИА Петролеум» на 4 квартал 2001г. и 2002г. приводятся следующие затраты на геологоразведочные работы (пересчитаны в удельные затраты):

· 1 м разведочного бурения — от 800 до 1450 дол. США. (в зависимости характеристик скважины и типа буровой установки);

· 1 км сейсморазведки — около 6300 дол. США.

Данные ОАО «Газпром» по возможной стоимости поиска и разведки новых месторождений

Оценка будущих экономических показателей разведки газа выполнена на основе:

• прогноза тенденций изменения экономических показателей поисков и разведки газа в осложненных геолого-экономических условиях размещения запасов;
• расчетных оценок, полученных на базе: а) существующих методических рекомендаций, б) использования показателей месторождений-аналогов, в) действующей ценовой и налоговой политики.

В связи с этим и по ряду других факторов предлагаемые материалы следует рассматривать исключительно в качестве предварительных, позволяющих охарактеризовать диапазоны возможных экономических оценок ресурсов. По мере совершенствования техники и технологии поисково-разведочных работ, корректировки ценовой и налоговой политики эти оценки могут претерпевать изменения.

Открытые в пределах Российской Федерации перспективные и прогнозные ресурсы газа, за счет которых будут осуществляться приросты запасов и добычи, неоднозначны по степени разведанности, качественным характеристикам и возможности освоения.

Следует учесть, что устойчивая тенденция роста затрат на разведку газа будет оставаться реальностью ближайших десятилетий, и это требует более обоснованного подхода к процессу управления газовыми ресурсами, проведения экономической оценки, дифференциации и выбора наиболее приоритетных направлений их освоения.

Размещение разведанных и прогнозных ресурсов газа свидетельствует о том, что в перспективе ведущая роль северных районов Западной Сибири сохранится. Учитывая достаточно высокую изученность и степень вовлечения в эксплуатацию запасов сеноманских залежей, можно представить, что в дальнейшем приращение разведанных запасов газа будет осуществляться за счет древних и глубоких юрских и неокомских отложений, залегающих ниже 1,5-1,8 тыс.м.

Однако цена производства полезных ископаемых определяется уровнем удельных затрат именно на худших участках, участвующих в покрытии спроса. В этом разделе сделана оценка уровня затрат на поиски и разведку газоконденсатных месторождений по принятым классам крупности, по трем нефтегазоносным областям (НГО) северных районов Западной Сибири в пределах суши и двум вариантам глубин (при современном уровне техники и технологии).

Затраты на поисково-разведочные работы рассчитаны в долларах США без учета инфляционных влияний и включают:

• на этапе поисков — стоимость геофизических работ, поисковых и параметрических скважин;
• на этапе разведки — стоимость разведочных скважин.

Исходя из среднестатистических данных поисков, разведки и разработки месторождений и действующего законодательства, принята продолжительность периодов поисков 2 года, разведки 3 года.

Оценка затрат на поиски одного месторождения в северных районах Западной Сибири, млн. долл. США