Погода
Восточная Сибирь стала одним из перспективных нефтегазовых регионов России. Здесь открываются новые месторождения, растет добыча углеводородов. Хотя многие участки еще только ждут своих инвесторов. Пока, отмечают эксперты, затраты на проведение геологоразведочных работ недостаточны, невелик и интерес компаний к новым площадкам. О задачах и перспективах развития нефтегазовой отрасли рассказал руководитель Территориального управления по недропользованию по Иркутской области (Иркутскнедра) Владимир Назарьев.
– Владимир Александрович, некоторые ученые утверждают, что в России запасов нефти хватит только на 50–100 лет. Это действительно так?
– Я думаю, запасов углеводородов в России гораздо больше. Конечно, нужно учитывать, сколько мы будем потреблять. Но прогноз потребления есть только на ближайшие 20 лет. К тому же, появляются альтернативные источники энергии. К примеру, колоссальнейшая энергия находится в центре Земли, но как ее использовать, мы еще не знаем. Большие перспективы у солнечной и ветровой энергии. Человечество заинтересовано в будущем потреблять не углеводороды, а энергию возобновляемых источников. Тем не менее, ценность углеводородов сохраняется, пока это наиболее дешевая энергия, наряду с атомной и гидроэнергией.
– Во сколько оцениваются запасы нефти и газа в Приангарье?
– Запасы нефти, по подсчетам ученых, составляют 2,3 миллиарда тонн. Это извлекаемые запасы, то есть то, что мы при сегодняшнем уровне технического прогресса можем добыть. В недрах, уверен, лежит больше, но максимальный коэффициент извлечения сейчас составляет всего 0,4–0,5. То есть не меньше половины углеводородов мы оставляем. Разведанные запасы составляют 250 миллионов тонн, то есть столько нефти уже готово к извлечению.
Запасы газа, по разным оценкам, колеблются от 7 до 13 триллионов кубометров. В любом случае это очень высокий потенциал. К примеру, утвержденные запасы только Ковыктинского газоконденсатного месторождения составляют 2 триллиона кубометров.
Однако степень изученности полезных ископаемых в регионе очень разная. К примеру, Ковыкта или Верхняя Чона исследованы хорошо. А вот участки, расположенные в 500–800 км от Ковыкты, вообще не изучены. Уровень разведанности запасов углеводородов в области – не более 10%.
– То есть можно говорить, что в регионе есть много месторождений нефти и газа, только их еще не открыли?
– То, что у нас большие перспективы, это точно. 250 миллионов тонн нефти есть в запасах, а потенциал – 2,3 миллиарда. Конечно, раньше мы открывали месторождение за месторождением, брали валом, так сказать. Но и сейчас эта работа ведется. Так, в прошлом году Западно-Аянское месторождение нефти открыла «Иркутская нефтяная компания».
На сегодня в Иркутской области открыто 14 месторождений углеводородного сырья. Плюс в результате геологоразведочной работы получены притоки газа еще на трех. Мы рассчитываем, что в ближайшие год-два на карте региона появится три новых месторождения углеводородов. Но нужно понимать, что еще не все потенциальные участки нашли недропользователей.
Всего мы раздали 65 участков. Еще планируется выставить на аукционы около 40. Хотя пока инвесторы ведут себя неактивно. Мы в этом году дважды выставляли на торги девять участков углеводородов, но ни одной заявки не получили. При том, что это хорошие, перспективные участки. Тем не менее, до конца года мы планируем провести аукционы по 12 участкам. Наверняка, среди них будут открытия.
– Где именно вы ожидаете открытие месторождений в ближайшее время?
– Два новых месторождения мы ждем от «Иркутской нефтяной компании», которая сейчас очень активно занимается геологоразведкой. Уже пошли первые притоки газа на Нарьягинском и Ангаро-Илимском лицензионных участках. Третье открытие, которое мы ожидаем, это Заславский участок, принадлежащий московской компании «Када-НефтеГаз».
– Может быть так, что недропользователь купит участок, но ничего там не найдет?
– Бывает и такое, вероятность высока. Судите сами, территория области огромна, а мы пока нашли только 14 месторождений. Дай Бог, чтобы на каждом пятом участке найти полезные ископаемые. Может быть и так, что нефть найдена, но ее добыча нерентабельна, затраты будут больше, чем ценность извлекаемого продукта.
– Каковы сейчас затраты на геологоразведочные работы?
– В 2008 году государство затратило на геологоразведку в Иркутской области около 1,5 миллиарда рублей, частные инвесторы – около 8 миллиардов. В этом году, думаю, цифры будут близки к прошлогодним. Наверное, затраты госбюджета будут чуть ниже, а недропользователей чуть выше. В целом на геологоразведочные работы будет направлено 9–10 миллиардов рублей. Но при этом сегодня мы вкладываем в изучение минерально-сырьевой базы только одну пятую тех средств, которые шли в период Советского Союза.
– А какие оптимальные вложения в геологоразведку должны быть?
– По нашим расчетам, нужно тратить 50–60 миллиардов рублей ежегодно, чтобы чуть-чуть с запасом работать. Но деньги – это еще не все. Геологоразведочный процесс очень долгий. От открытия месторождения до его запуска, как правило, проходит не менее десяти лет, а то и более. И деньги там нужны очень «длинные», отдача идет не так скоро, как, к примеру, в строительстве или лесопереработке.
В ближайшем будущем построят нефтепровод «Восточная Сибирь – Тихий океан», начнем его наполнять. Доля Иркутской области в наполнении трубы с 2020 года должна составлять 23 миллиона тонн нефти ежегодно. Не уверен, что к намеченному сроку удастся достигнуть этих показателей, но к 2025 году – наверняка.
Безусловно, строительство ВСТО увеличило объемы геологоразведочных работ в регионе. Это стало большим стимулом для компаний. Кроме того, правительство ввело налоговые каникулы для недропользователей: они не платят налог на добычу нефти.
Условия для развития, конечно, стали лучше, но и задачи по увеличению запасов перед компаниями стоят огромные. Те 23 миллиона тонн, которые мы будем поставлять в трубу ежегодно, должны составлять не более 3% от наших запасов нефти.
– Как вы оцениваете сегодняшние объемы добычи углеводородов?
– Мы пока только начинаем осваивать месторождения. Добыча нефти еще не дотягивает и до миллиона тонн. Но в прошлом году компании области значительно нарастили объемы добычи, а в 2009-м еще увеличат. Миллион, думаю, перешагнем. В регионе добычей занимаются только три компании – «Верхнечонскнефтегаз», который дает основной объем, «Иркутская нефтяная компания» и «Дулисьма». Добыча газа в небольших объемах, для собственных и муниципальных нужд, идет на Ковыкте (компания «Русиа Петролеум». – Авт.) и Атовском месторождении. Строится газопровод с Братского месторождения.
– Геологи говорят, что в Восточной Сибири гораздо сложнее добывать нефть, чем, к примеру, в Западной.
– В Западной Сибири нефть моложе, она формировалась в более поздних отложениях. У нас нефть древняя, датируется с кембрийского периода. Восточносибирская нефть лежит достаточно глубоко. Если на Верхней Чоне глубина залегания нефти сравнительно небольшая, 1,6–1,8 тысячи метров, то на остальных месторождениях – 2 тысячи и глубже. Еще одна особенность месторождений Восточной Сибири – слабая пористость пород, то есть нефть плохо просачивается.
Но с другой стороны, наша нефть, поскольку она более древняя, более жидкая, легкая, так сказать, выдержанная. Битумных веществ в ней меньше, чем в нефти Западной Сибири, то есть качество ее выше. К примеру, нефть из Марковского месторождения, первого открытого в Восточно-Сибирской нефтегазоносной провинции, мы просто заправляли в мотоциклы. Такие углеводороды и ценятся выше. Нефть Восточной Сибири практически равна по качеству нефти марки Brent, которая дороже, чем, к примеру, Urals.
– Каковы сегодня перспективы развития геологоразведки?
– Наша задача – поднять коэффициент извлечения, приблизить его к единице. Для максимального извлечения запасов нужно развивать технологии. Также надо снижать затраты на поиск месторождений. Сейчас появляются новые технологии, которые позволяют точнее определять место залегания полезных ископаемых.
Развиваются и методы добычи углеводородов. К примеру, появились горизонтальные стволы. Если раньше, чтобы достать нефть с глубины двух километров, бурили целую сеть скважин, то сейчас делают одну, и из нее уже в пласте отводят горизонтальные или наклонные стволы, которые охватывают целый куст. Это позволяет изъять максимальный объем запасов и не навредить месторождению, не нарушить его герметичность.
Главное – компенсировать запасы углеводородов. Могу сказать, что только в последние два-три года мы начали восполнять то, что ежегодно добываем. А до этого 15 лет мы работали на запасах, накопленных еще СССР, черпали и не приращивали. Сейчас вышли на равновесие. К примеру, Россия берет в год 350–400 миллионов тонн и примерно столько же «кладет» на полочку запасов.
Конечно, нефть и газ – невозобновляемые минеральные ресурсы. Что Бог положил, то человек взял. В России уже есть месторождения, запасы которых иссякают. Так, почти выработали потенциал Волго-Вятского нефтяного бассейна, Апшеронского региона. Сейчас добыча находится на пике в Западной Сибири, на Ямале. А в Восточной Сибири все только начинается. Мы еще не достигли миллиона тонн в год, а надо, как помните, 23 миллиона.
Я думаю, примерно к 2030–2035 годам Восточная Сибирь может выйти на максимальные объемы добычи. Конечно, наш потенциал ниже, чем у Западной Сибири. Но сегодня в Восточной Сибири одна из главных новых нефтегазовых площадок в России, наряду с Сахалином, северным шельфом и Прикаспием.
Анастасия Дерягина
<p style='padding-right:18px;' align=right><a target=_blank href='http://og-irk.ru/?doc=3143'>"Областная"</a></p>
