ЗапСибНИИГГ: Снижение финансирования геологоразведочных работ приведет к уменьшению ресурсной базы Западной Сибири

Тюмень. 2020 год надолго войдет в историю нефтегазовой отрасли не только сокращением спроса на углеводороды, резким падением цен на нефть и снижением добычи в условиях договоренностей ОПЕК+, но и одной из самых печальных тенденций – экономией на геологоразведочных работах. Эта ситуация, неочевидная для обывателя, но понятная для людей, хоть как-то связанных с ТЭК, может привести к тому, что после 2040 года Россия столкнется с проблемой ощутимого сокращения восполняемых запасов углеводородов.

Дискуссия о развитии региональной геологоразведки в западно-сибирской нефтегазоносной провинции в условиях вызовов 2020 года – стала темой панельной сессии, организованной ЗапСибНИИГГ в рамках Тюменского нефтегазового форума.

«В условиях, когда нет финансирования, первое что страдает – ГРР - то, что приносит деньги завтра. Но сейчас многие говорят не только о сокращении финансов на ГРР, но и о сокращении персонала. Как это скажется в дальнейшем на нашей отрасли? Как будет развиваться региональная геологоразведка в современных условиях? Обо всем этом нам предстоит поговорить в рамках встречи», - открыл панельную сессию генеральный директор ЗапСибНИГГ Василий Морозов.

За последние 15 лет чистый прирост запасов нефти Российской Федерации, по данным ГКЗ, составил 2 млрд тонн. 30% этого прироста обеспечили новые месторождения. С 2003 года открыто 672 месторождения, а это рост на 27% к фонду всех открытых месторождений в России.

«Многие говорят, что эти ресурсы не востребованы, их не разрабатывают, но это не так, - отметил генеральный директор ФБУ «ГКЗ» Игорь Шпуров во время своего доклада. - Более 60% из новых месторождений уже добывают углеводороды».

Чтобы спрогнозировать развитие нефтегазодобывающей отрасли в обозримом будущем, например, до 2040 года, необходимо посмотреть на текущее состояние ресурсной базы. Напомним, от региональных геологоразведочных работ до первой нефти проходит 10-15 лет, поэтому именно сегодня геологоразведочные изыскательные работы закладывают базу на ближайшие десятилетия. На данный момент на государственном балансе стоит 2716 месторождений. Обеспеченность текущими извлекаемыми запасами (далее ТИЗ) составляет 55 лет.

«Рентабельные запасы по сценарию Временных методических рекомендаций (далее ВМР), иными словами, это сценарные условия середины прошлого года (учитываются соответствующие затраты цены на нефть), 35 лет. По сценарию Минэкономразвития (далее МЭР), более тяжелому, по сути, мы сегодня живем по этому сценарию, рентабельных запасов у нас на 19 лет. Объем трудноизвлекаемых запасов (неэкономичных) составляет 10,2 млрд тонн (сценарий ВМР), 18,9 млрд тонн (МЭР)», - пояснил Игорь Шпуров.

Однако для понимания общей картины, ГКЗ приводит и статистику по Западной Сибири. По инвентаризации 337 месторождений (исключение - месторождения меньше 5 млн тонн) обеспечивают текущие извлекаемые запасы (ТИЗ) на 58 лет. Рентабельные запасы – 37 лет (ВМР), 10 лет (МЭР). Объем ТрИЗ 5,7 млрд тонн (ВМР), 13,1 млрд тонн (МЭР).

«Это говорит о том, что риски Западной Сибири значительно выше, чем в целом по стране. Мы всегда это предполагали, но сейчас видим эти цифры в количественном выражении. Поэтому,

например, налоговая нагрузка в этом регионе должна быть не такой большой, как сейчас», - сделал вывод глава ГКЗ.

По словам Игоря Шпурова, стабилизация добычи до 2040 года возможна при внедрении инновационных экономически эффективных технологий. Без этого невозможно будет поддерживать уровни добычи нефти.

«В принципе эта задача, вполне решаема. Если мы проанализируем долю новых технологий в суммарной добыче нефти всех компаний, то она выросла с 35% в 2009 году, до 65% в 2019. Компании очень активно занимаются их внедрением. Проектное управление льготами на добычу нефти и газа – наиболее эффективный путь к созданию новых технологий извлечения ТрИЗов».

А поддержание стабильной добычи нефти после 2040 года, по его мнению, зависит от текущей активности в области геологоразведки и инноваций.

«Чтобы внедрить в промышленное производство новые технологии нужно минимум 20 лет. Так просто ввести в разработку бажен и палеозой за 5 лет не получится», - подчеркивает Игорь Шпуров.

Сокращение существующей сырьевой базы при нынешнем снижении финансирования ГРР прогнозирует и генеральный директор ФГБУ «ВНИГНИ» Павел Мельников. В своем докладе «Приоритетные направления регионального изучения нефтегазоносных зон РФ в 2020-2025 гг» он отметил, что при ежегодном приросте 680 млн тонн запасов, рентабельными из них являются не более 250-300 млн тонн.

«При добыче нефти порядка 500 млн тонн ежегодно, к 2030 году мы придем к серьёзнейшему истощению существующих сырьевых запасов нефти», - сказал он.

Ресурсная база углеводородного сырья России обладает значительным потенциалом, и при предлагаемой ВНИГНИ интенсификации ГРР способна обеспечить ежегодный прирост запасов нефти не менее 1 млрд тонн исключительно за счет геологоразведочных работ в традиционных источниках УВС, которые должны проводить в нефтегазоперспективных зонах.

На данный момент ВНИГНИ рассматривает следующие перспективные зоны для изучения: Гыданско-Хатаганская (Анабаро-Хатаганская), Аргишско-Чунская, Карабашская, Кочечумско-Мархинская (зона развития кембрийских рифов), Предуральская (Южно-предуральская, Средне-Предуральская), Полуйская, Северно-Предверхоянская. Они мало изучены, но по данным института, все говорит о том, что здесь еще могут быть открыты месторождения. Решение по этим территориям будет рассматриваться на НТС Роснедра, но недропользователям можно включиться в дискуссию и внести свои предложения, подчеркнул Павел Мельников.

«Сейчас компании осваивают месторождения, которые открыты в прошлом веке, но на будущее такого запаса нет, - отметил глава ВНИГНИ. - Мы бы хотели, чтобы наши изучения заканчивались параметрическим бурением, а это хоть и дорогое удовольствие, но очень важное для всех нас. У нас нет керна по этим зонам, и скоростные модели не всегда ясны. На слабоизученных территориях параметрическое бурение необходимо. Государственное финансирование регионального ГРР могло бы послужить подушкой безопасности на будущее. Потому что наши работы дадут свои результаты через много лет».

О недостаточности финансирования региональной геологоразведки в своем докладе сказал и заместитель генерального директора по геологоразведке ФАУ «ЗапСибНИИГГ» Юрий Цимбалюк. Он привел данные, что в период с 2014 по 2019 год за 138 аукционов государство получило 124,081 млрд руб. При этом потратило на ГРР за 5 лет 8 млрд руб.

«При отсутствии науки или разобщенности научных центров и при таких объемах бурения и сейсморазведки можно говорить о том, что кризис в Западной Сибири давно идет. Только консолидация сил всех заинтересованных лиц позволит нам создавать задел на будущее», - подчеркнул Юрий Цимбалюк.

Планы о сокращении финансирования ГРР подтвердили и представители «Газпром нефти», «НОВАТЭК-НТЦ», выступающие на пленарной сессии.

«Снижение инвестиций в ГРР будет, но не на прямую, - отметил директор по технологическому развитию ПАО «Газпром нефть» Алексей Вашкевич. - У нас созданы совместные предприятия с Зарубежнефтью, ЛУКОЙЛом, Татнефтью, с Shell. Снижение наших инвестиций, не снижает в целом инвестиций по проектам. Просто это будет в формате совместных предприятий. Надеюсь, сокращение будет не долгосрочным».

В компании отметили, что в части разработки нетрадиционных запасов, «Газпром нефть» держит курс на палеозойские отложения. «В лабораторном формате у нас уже подтвержден шанс геологического успеха 40% на палеозое. Мы готовы к такому эксперименту», - пояснил Алексей Вашкевич.

Как отметил начальник отдела новых технологий ООО «НОВАТЭК НТЦ» Сергей Санин, за последние годы благодаря финансированию регионального ГРР компании удалось нарастить количество лицензионных участков до 60.

«Влияние кризиса 2020 года отразится на сокращении инвестиций в ГРР. Значительную часть работ мы отменили, перенесли на следующий год. Сейчас в большей степени пострадают сервисные компании, а в будущем и добывающие. Но эта ситуация вынуждает нас идти на более сложные участки, такие как ачимовка, юра, сеноманские интервалы и начать заниматься палеозоем - это будущее. В данной ситуации увеличивается роль новых технологий для ГРР», - рассказал Сергей Санин.

Генеральный директор ООО «Шпильман Бразерс» Александр Шпильман подчеркнул, что осваивать разрез западно-сибирских отложений необходимо комплексно.

«Иногда концентрация внимания на одной теме, например на баженовской свите, мешает развитию других направлений (ачимовская толща и тюменской свита). Каждое из них дает больше 20 млн тонн годовой добычи. Сбалансированность ресурсной базы и ее развитие, на мой взгляд, очень важны. Мы не должны политически делать предпочтительнее какую-то свиту для ГРР, весь разрез Западной Сибири представляет большой интерес, начиная от доюрских отложений, до тяжелой нефти сеномана. Не надо сравнивать, надо комплексно осваивать», - подчеркнул Шпильман.

Участники пленарной сессии «Геологоразведочные работы в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции в условиях вызовов 2020 года» заслушали 7 докладов. Итогом содержательной дискуссии стало общее мнение, что ресурсная база углеводородного сырья России обладает значительным потенциалом и при условии интенсификации ГРР способна увеличить прирост запасов исключительно за счет геологоразведочных работ в традиционных источниках УВС. Необходимо приступить к проектному управлению льготами на добычу нефти и газа при разработке ТрИЗов. Для обеспечения стабилизации существующей сырьевой базы необходимо стадию выявления объектов поискового бурения отнести к компетенции государства, выделив бюджетное финансирование. Так же было отмечено, что поддержание стабильной добычи после 2040 года зависит от неснижаемой текущей активности в области инноваций: создание высокотехнологичных методов поиска и добычи, внедрение современных цифровых технологий.

Фото предоставлены ЗапСибНИГГ.