АКТУАЛЬНО запланированный на 2030 г. КИН = 0,37. Последнее означает, что дальнейший прирост запасов за счет увеличения расчетного КИН без конкретной программы по внедрению третичных методов, направленных на увеличение МУН, следовало бы прекращать, т.к. они только дезориентируют неспециалистов. Пятое. Списания промышленных запасов за 2002 – 2010гг. (см. табл.3) – 1945,2 млн.т, в среднем 216 млн.т/год. Оснований, что тенденция существенно изменится, нет. В этом случае только из-за списаний к 2030 г. Россия может недосчитаться более 4,5 млрд.т промышленных запасов, числящихся сегодня на балансе. Таким образом можно сделать вывод: за 2002 – 2010 гг. реальный прирост запасов нефти по России за счет ГРР, пересчетов и списаний (без учета КИН) составил 2570,7 млн.т – 51,3% от общего прироста запасов (в среднем 285,6 млн.т/ год). То есть коэффициент воспроизводства запасов не превысил 0,6! Этот прирост компенсировал накопленную добычу в Уральском ФО – на 36,7%, в Приволжском ФО – на 59,0%, в СЗФО – на 29,4%. Прирост за счет изменения КИН – 2441,6 млн.т, или 48,7% общего прироста. Из сказанного выше очевидно, что за годы после перестройки в России так и не удалось сформулировать и реализовать эффективный механизм воспроизводства запасов. И это не только проблема
воспроизводства МСБ УВ, но и реализация наиболее рациональных решений в разработке, своевременный ввод в оборот новых месторождений и др.
ВИНК на предмет ее соответствия национальным интересам. Одними налоговыми преференциями эту проблему не решить! К этому следовало бы добавить, что новые месторождения (178), введенные в разработку за период 2005 – 2010 гг., дали в 2010 г. 38,0 млн.т нефти, в т.ч. вновь открытые за 2002 – 2010 гг. – 4,8 млн.т. Последнее означает, что вклад Восточной Сибири – лишь половина этого прироста. Остальной прирост и компенсацию падающей добычи (прежде всего в Западной Сибири) обеспечили Уватский, Салымский, Сахалинские и др. проекты, в том числе «старые» районы – ВолгоУрал, где добыча нефти к 2010 г. увеличилась по сравнению с 2005 г. почти на 14,1 млн.т , ТиманоПечорская провинция с приростом годовой добычи за тот же период в 8 млн. т/год (см. ниже – табл.4).
В настоящее время уровни добычи УВ, объемы инвестиций на геологоразведку, в разработку и переработку УВ практически целиком определяются бизнес-планами вертикально интегрированных компаний, которые в своем большинстве используют подходы не позволяющие им проводить малоэффективные вложения. Отсюда форсированная отработка месторождений, часто введенных в разработку еще в годы Советской власти. Анализ состояния МСБ базы и темпов ее наращивания позволяет рассчитывать на удержание достигнутых уровней добычи нефти максимум до 2020 г. (в основном за счет новых центров добычи, практически исключительно на имеющейся минерально-сырьевой базе).
Решимость энергетических компаний выходить на арктические шельфы России и осваивать их представляется слабо обоснованной. Во-первых, разработка многих арктических месторождений нерентабельна, вовторых, – в мире пока не создана техника и технологии добычи нефти на акваториях арктических морей. Чтобы реально выйти на шельфы надо пошагово (есть опыт Норвегии) продвигаться с технологиями. В Норвежской части Северного моря открыто 35 месторождений, 10 из них – рентабельны для разработки. Но следует заметить, что Норвежское и
Можно заключить, что пока геологоразведочные работы окончательно не прекратились необходимо усиливать государственное регулирования ГРР, с одной стороны, – через стимулирование инвестиций в ГРР, снятие административных барьеров, переход на заявочный принцип получения лицензий, с другой, – через контроль за выполнением лицензионных соглашений, государственный аудит и научный мониторинг деятельности
ТАБЛИЦА 3. Структура прироста извлекаемых промышленных запасов нефти в России за период 2002 – 2010 гг., млн.т Списания
Годы
Прирост за счет ГРР (данные ЦКР)
по ст. «разведка»
по ст. «переоценка»
Прирост за счет переоценки, в т.ч. роста КИН
Годовая добыча
Изменение текущих запасов за год
2010
588,6
-26,0
-83,6
256,0
485,8
+249,2
2009
588,9
-13,4
-193,9
234,8
477,2
+139,2
2008
621,2
-32,3
-179,0
292,0
471,6
+230,3
2007
590,0
-11,0
-115,1
598,9
473,6
+589,2
2006
657,6
-37,1
-501,0
549,3
462,0
+206,8
2005
390,7
-17,5
-295,0
389,7
451,62
+16,25
2004
269,7
-51,8
-98,0
188,4
442,1
-133,8
2003
260,4
-6,15
-141,3
134,7
407,0
-159,4
2002
220,3
-4,2
-138,8
127,1
366,8
-162,4
Всего за 2002 – 2010
+ 4187,4
-199,5
-1745,7
+2770,1*
-4037,0
+975,3
* - в т.ч. за счет повышения КИН :+ 2412,1 млн.т
[10] Neftegaz.RU ~ 27