Нефть и конденсат (формат PDF)

Нефть и конденсат
Состояние МСБ нефти и конденсата Российской Федерации на 1.01.2013 г.
Ресурсы
перспективные (С3)
прогнозные (D1+D2)
НЕФТЬ
количество, млн т
изменение по отношению к ресурсам на 1.01.2012 г., млн т
12462,9
48909,6
-500,7
-137,2
КОНДЕНСАТ
количество, млрд т
изменение по отношению к ресурсам на 1.01.2012 г., млн т
Извлекаемые запасы
2,02
11,9
-355,5
327,5
разведанные (А+В+С1)
предварительно оцененные (C2)
НЕФТЬ
количество, млн т
изменение по отношению к запасам на 1.01.2012 г., млн т
доля распределенного фонда, %
18022,4
10853,3
222,2
-80,4
94,6
86,6
КОНДЕНСАТ
количество, млн т
2081
1421,1
изменение по отношению к запасам на 1.01.2012 г., млн т
5,4
3,4
доля распределенного фонда, %
97,1
94
Использование МСБ нефти и конденсата Российской Федерации в 2012 г.
Число действующих эксплуатационных лицензий на нефть и конденсат
Число действующих лицензий на нефть и конденсат на условиях
предпринимательского риска
Добыча нефтяного сырья из недр, млн т, в том числе:
нефть
конденсат
2332
494
513,91
496,06
17,85
47
С О С Т О Я Н И Е И И С П О Л Ь З О В А Н И Е М И Н Е РА Л Ь Н О - С Ы Р Ь Е В Ы Х Р Е С У Р С О В Р О С С И Й С К О Й Ф Е Д Е РА Ц И И
Экспорт нефти (с конденсатом), млн т
Первичная переработка нефтяного сырья, млн т
Производство нефтепродуктов, млн т,
в том числе:
бензин автомобильный
керосин авиационный
дизельное топливо
мазут топочный
Экспорт нефтепродуктов, млн т
Средняя цена нефти «юралс» на мировом рынке в 2013 г., долл./барр.
Ставка налога на добычу нефти
Ставка налога на добычу газового конденсата
240
265,8
265,7
38,2
10
69,7
74,5
138,2
107,9
419 руб./т*
17,5%
* – ставка умножается на коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть, и на коэффициент,
характеризующий степень выработанности конкретного участка недр, которые определяются в соответствии с пп. 3 и 4
ст. 342 НК Российской Федерации.
Запасы жидких углеводородов – нефти и газового конденсата, заключенных в месторождениях, фигурирующих в Государственном балансе запасов РФ, достигают 32,4 млрд т; запасы категорий А+В+С1 составляют в этом объеме
20,1 млрд т. Исходя из этой оценки, страна находится на пятом месте в мире после Венесуэлы,
Саудовской Аравии, Канады и Ирана; на ее долю
приходится около 8% мировых запасов.
По добыче нефти Россия в 2012 г. вновь заняла первое место в мире, обеспечив около 14%
ее суммарного объема.
Россия обладает значительным потенциалом
роста нефтяных запасов – наиболее достоверные
перспективные ресурсы нефти, локализованные на
ее территории, составляют 12,5 млрд т, а прогнозные ресурсы, характеризующиеся меньшей степенью изученности, оцениваются почти в 50 млрд т.
Распределение прогнозных ресурсов нефти по основным нефтегазоносным бассейнам Российской
Федерации, млрд т
48
НЕФТЬ И КОНДЕНСАТ
Характерной чертой российской сырьевой
базы является то, что углеводородное сырье часто образует гигантские по масштабу скопления.
В стране имеется 83 крупных месторождения,
запасы каждого из которых составляют от 60 до
300 млн т нефти, и 12 уникальных, с запасами,
превышающими 300 млн т. На крупные и уникальные объекты приходится 57% разведанных
запасов нефти России, они обеспечивают 58%
национальной нефтедобычи.
Девять уникальных и 56 крупных месторождений находятся в Западно-Сибирском нефтегазоносном бассейне (НГБ) – втором по масштабу
в мире после НГБ Персидского залива. В его недрах заключено почти две трети запасов нефти
России, локализовано более 40% ее перспективных и более половины прогнозных ресурсов.
Здесь находится также около 60% российских
запасов и ресурсов конденсата. Бассейн обеспечивает около двух третей годовой добычи нефти
и конденсата Российской Федерации.
Распределение ресурсов (С3+D1+D2) конденсата
по нефтегазоносным бассейнам Российской
Федерации, млрд т
Распределение перспективных ресурсов нефти по основным нефтегазоносным бассейнам Российской
Федерации, млрд т
49
С О С Т О Я Н И Е И И С П О Л Ь З О В А Н И Е М И Н Е РА Л Ь Н О - С Ы Р Ь Е В Ы Х Р Е С У Р С О В Р О С С И Й С К О Й Ф Е Д Е РА Ц И И
Бассейн приурочен к молодой Западно-Сибирской платформе, осадочный чехол которой
сложен юрско-кайнозойскими в основном терригенными отложениями мощностью 7-8 км;
в центральной и северной частях НГБ она достигает 11-13 км. Значительную роль в строении
бассейна играет система рифтовых впадин, заложенных в конце палеозоя–начале мезозоя.
В разрезе бассейна выделяется серия продуктивных комплексов, ведущую роль среди
которых играет неокомский нефтегазоносный
комплекс (НГК) мощностью 250-900 м, залегающий в алеврито-песчаных терригенных отложениях нижнего мела на глубинах 1500-3000 м.
Крупнейшие залежи Приобского, Самотлорского, Усть-Балыкского, Мамонтовского и других
месторождений, приуроченные в основном к
антиклинальным ловушкам, разведаны именно в
этом продуктивном комплексе. На сегодняшний
день неокомские отложения являются главным
источником жидкого топлива в России, в них сосредоточено почти 40% запасов нефти ЗападноСибирского НГБ и 44% запасов конденсата.
Выше неокомского НГК залегают еще два нефтегазоносных комплекса: апт-альбский в верхах разреза нижнего мела и сеноманский в верхнемеловых отложениях; они распространены
преимущественно в северных и северо-западных частях бассейна. Продуктивность их связана в основном с нефтяными оторочками крупных газовых залежей. Эти НГК в совокупности
содержат почти 13% запасов нефти и 5,5% запасов конденсата Западно-Сибирского бассейна.
Ниже неокомского НГК, в основании разреза нижнемеловых отложений, залегает продуктивная ачимовская толща, характеризующаяся
сложным клиноформным строением, частым
замещением песчаных и алевролитовых коллекторов глинами. Залежи ачимовской нефти
известны на Приобском, Южно-Балыкском, Тевлинско-Русскинском и других месторождениях,
глубина их залегания колеблется от 3 до 4 тыс.м.
Ачимовский НГК заключает 12,6% запасов нефти Западно-Сибирского НГБ.
Уникально высокой продуктивностью обладает баженовско-абалакский комплекс, приуроченный к границе нижнемеловых и верхнеюрских отложений, при этом в его разрезе
преобладают отложения со сверхнизкой прони-
50
цаемостью. В состав комплекса входят баженовская свита и ее возрастные аналоги, сложенные
карбонатно-глинисто-кремнистыми породами,
обогащенными органическим веществом. В качестве коллекторов нефти рассматриваются
тонкие прослои и линзы карбонатных и кремнистых образований, а также листоватые и микрослоистые глины. Мощность нефтеносных слоев
колеблется от 10 м до нескольких десятков метров. Комплекс считается аналогом горизонтов
«сланцевой нефти», разрабатываемых в США.
Баженовско-абалакский НГК распространен в
центральной части Западно-Сибирского НГБ на
глубинах в среднем 1500-3000 м. Перспективы
наращивания запасов нефти НГК рассматриваются как очень благоприятные. Начальные
суммарные ресурсы нефти только баженовской
свиты только в Ханты-Мансийском АО оцениваются в 11 млрд т, хотя разведанные в этой свите
запасы к настоящему времени невелики (первые
проценты запасов Западно-Сибирского бассейна); значительная их часть находится в Салымском месторождении в ХМАО.
Почти на всей площади Западно-Сибирского
бассейна распространены келловей-оксфордские песчаники и алевролиты (верхи средней
юры–верхняя юра), объединяемые в васюганскую свиту и ее аналоги. Эти отложения продуктивны на многих месторождениях, в них сосредоточено около 11% запасов нефти бассейна.
Имея сложное строение, комплекс вызывает
интерес с точки зрения перспектив открытия залежей углеводородов нетрадиционного типа, в
том числе приуроченных к зонам фациального
перехода.
Отложения нижней и средней юры (тюменская свита и другие) представлены невыдержанными по мощности и простиранию чередующимися песчаниками, алевролитами, аргиллитами
с прослоями угля. Коллекторы характеризуются преимущественно низкой проницаемостью.
В них заключено около 19% запасов нефти НГБ,
однако залежи, как правило, малодебитные.
Незначительные запасы нефти выявлены в
еще более древних, триасовых отложениях, а
также в карбонатных породах и корах выветривания палеозойского возраста.
В целом в малопроницаемых (менее 0,05 кв.
мкм) коллекторах Западно-Сибирского НГБ со-
НЕФТЬ И КОНДЕНСАТ
держится более половины его разведанных запасов.
В бассейне разведано 772 месторождения с
запасами нефти, при этом почти 70% запасов заключено в уникальных и крупных объектах, которые характеризуются, как правило, сложным
многопластовым строением.
Крупнейшей областью нефтенакопления Западно-Сибирского НГБ является Среднеобская
нефтегазоносная область (НГО), расположенная
в центральной части бассейна, в основном на
территории Ханты-Мансийского АО. Здесь сосредоточено около половины разведанных запасов бассейна, заключенных в недрах примерно
200 месторождений, четыре из которых (Приобское, Самотлорское, Салымское и Приразломное) являются уникальными по масштабу.
К западу от Среднеобской располагается
Фроловская НГО, в пределах которой находится
Красноленинский свод с одноименным уникальным по масштабу месторождением.
В северной части Западно-Сибирского НГБ,
на территории Ямало-Ненецкого автономного
округа и северо-западной части Красноярского
края, открыты уникальные по запасам нефти
месторождения Русское, Уренгойское, Восточно-Мессояхское, Ванкорское, а также ряд крупных месторождений. В недрах ЯНАО, кроме
того, заключены огромные запасы природного
газа, в котором содержится газовый конденсат;
в газоконденсатных месторождениях округа содержится более половины российских запасов
конденсата.
В результате многолетней эксплуатации
месторождений углеводородного сырья Западно-Сибирского НГБ разведанные запасы нефти
в нем выработаны в среднем почти наполовину.
Выработанность запасов неокомского продуктивного комплекса превышает 60%.
Основная часть разведанных запасов Западно-Сибирского бассейна – это высококачественная легкая и средняя по плотности нефть,
мало- и среднесернистая, с низким содержанием
парафина.
Доля тяжелой нефти, плотностью более 0,9 г/
куб.см, составляет около 11% разведанных запасов НГБ; более половины ее находится в ЯНАО.
Залежи тяжелой нефти приурочены к терригенным отложениям самого молодого, сеноманско-
го НГК и частично – к нефтегазоносным комплексам раннемелового возраста. Часто она отличается высокой вязкостью (более 30 мПа•сек).
Высоковязкая нефть составляет запасы самого
крупного месторождения тяжелой нефти России
– Русского в ЯНАО и более половины запасов
Ванкорского в Красноярском крае, а также залежей на других, в том числе уникальных объектах.
В то же время тяжелая нефть месторождений Среднеобской нефтегазоносной области
в ХМАО (Федоровского, Вачимского, Лянторского и др.) характеризуется низкой вязкостью,
что позволяет применять при разработке этих
месторождений те же технологии, что и при добыче легкой нефти.
Степень выработанности разведанных запасов
нефти нефтегазоносных бассейнов и областей
Российской Федерации, %
Степень разведанности начальных суммарных
ресурсов нефти нефтегазоносных бассейнов
и нефтегазоносных областей (НГО) Российской
Федерации, %
51
С О С Т О Я Н И Е И И С П О Л Ь З О В А Н И Е М И Н Е РА Л Ь Н О - С Ы Р Ь Е В Ы Х Р Е С У Р С О В Р О С С И Й С К О Й Ф Е Д Е РА Ц И И
Степень разведанности начальных суммарных ресурсов (НСР) нефти Западно-Сибирского ГГБ не достигает 40%. Это означает, что
потенциал территории далеко не раскрыт. Значительными перспективами открытия новых
месторождений обладает сравнительно менее
изученная северная часть бассейна. Велики
возможности наращивания запасов нефти в
ачимовских и баженовских нефтепродуктивных отложениях.
Начальные суммарные ресурсы конденсата
Западно-Сибирского бассейна разведаны всего
на 13,3%, а разведанность НСР конденсата Российской Федерации в целом составляет 14%.
Важнейшим среди нефтегазоносных бассейнов европейской части России является Волго-Уральский НГБ. В нем сосредоточено около
14% российских извлекаемых запасов нефти и
около 2% запасов конденсата. Осадочный разрез бассейна представлен терригенными и карбонатными отложениями от вендского до четвертичного возраста, мощность его меняется
от 1 км в центре бассейна до 15 км на востоке.
Нефтепродуктивность связана преимущественно с терригенными девонскими и нижнекаменноугольными отложениями, лежащими на
глубинах 1000-3000 м. Нефтяные месторождения бассейна приурочены преимущественно
к антиклинальным поднятиям; на погружениях
сводов, во впадинах и прогибах возрастает роль
литологических ловушек, в том числе рифовых
массивов.
Примерно треть извлекаемых запасов нефти
бассейна сосредоточена в Татарской нефтегазоносной области, приуроченной к одноименному своду, захватывающему часть территории
республик Татарстан и Башкортостан, а также
Оренбургской и Самарской областей. Здесь разведаны уникальное по масштабу Ромашкинское
и крупное Ново-Елховское месторождения.
В бассейне имеется еще два крупных месторождения (Чутырско-Киенгопское в Удмуртской республике и Оренбургское) и примерно полторы
тысячи мелких объектов.
Разведанные запасы нефти бассейна выработаны почти на 70%.
Более половины разведанных запасов нефти
Волго-Уральского НГБ приходится на высокосернистую нефть, содержащую более 2% серы.
52
Значительная часть этой нефти – тяжелая и отличается высокой вязкостью.
Волго-Уральский НГБ характеризуется наибольшей в стране разведанностью начальных
суммарных ресурсов, достигающей почти 70%.
Тем не менее, и здесь имеются резервы не только для наращивания запасов уже известных объектов, но и для открытия новых месторождений,
в частности, в терригенных отложениях девона.
Недра Тимано-Печорского НГБ заключают
около 8% запасов нефти России. Осадочные отложения мощностью до 10-12 км в своей нижней, палеозойской части преимущественно карбонатные; верхнюю, мезо-кайнозойскую часть
разреза составляют карбонатно-терригенные и
терригенные толщи. Нефтегазоносны отложения в возрастном диапазоне от девона до триаса.
В бассейне выявлено 225 месторождений с запасами нефти, в том числе пять на шельфе Печорского моря. Шесть объектов, три из которых расположены на шельфе, по масштабу относятся к
крупным. Месторождения, как правило, многопластовые, с разнообразными типами ловушек.
Нефти Тимано-Печорского НГБ сернистые
и высокосернистые. Более 40% разведанных запасов нефти бассейна, в том числе практически
все разведанные на шельфе, составляет тяжелая
нефть, большая часть которой характеризуется
высокой вязкостью.
Начальные суммарные ресурсы бассейна разведаны примерно на четверть. Перспективы его
связаны, в основном, с глубокозалегающими
толщами девонского, силурийского и ордовикского возраста.
Российская часть Северо-Кавказско–Мангышлакского бассейна заключает всего около
2% запасов нефти страны. Его платформенный
чехол мощностью до 5000 м сложен преимущественно терригенно-карбонатными породами;
в предгорных прогибах мощность осадочного
чехла возрастает до 13 км. Основные нефтепродуктивные горизонты приурочены к юрским и
раннемеловым отложениям. Скопления нефти
и газа, как правило, многопластовые, нередко
встречаются залежи с литологическим контролем, сводовые и тектонически экранированные.
Разведано более 250 месторождений с запасами
нефти, преимущественно мелких, десять из них
– в акваториях Каспийского и Азовского морей.
НЕФТЬ И КОНДЕНСАТ
В наземной части бассейна бόльшая часть начального потенциала нефтегазоносности реализована: выработанность разведанных запасов
– 85,2%. В то же время в акваториях она практически нулевая; перспективные ресурсы шельфов
Каспийского, Черного и Азовского морей оцениваются в 1,4 млрд т нефти.
В российской части Прикаспийского бассейна сосредоточено всего 85 млн т извлекаемых
запасов нефти, это менее 0,5% российских.
В то же время в двух уникальных по запасам
природного газа газоконденсатных месторождениях, разведанных в бассейне: Астраханском
и Центрально-Астраханском – содержится почти 20% российских запасов конденсата. В строении бассейна огромную роль играет мощная
(до 3-4 км) нижнепермская (кунгурская) соленосная толща. Скопления газа, содержащего
конденсат, приурочены к толще подсолевых
известняков девонского–каменноугольного возраста, включающей крупные рифовые массивы. В ней же прогнозируется открытие новых
месторождений нефти и газа. Разведанность начальных суммарных ресурсов нефти бассейна
оценивается всего в 4,2%.
Значительные перспективы наращивания
российской сырьевой базы жидких углеводородов связаны с дальнейшим изучением нефтегазоносности Восточной Сибири. Все разведанные в настоящее время запасы нефти в регионе
– около 8% российских – сосредоточены на юге
Лено-Тунгусского нефтегазоносного бассейна.
Бассейн характеризуется значительной мощностью рифейских отложений и венд-мезозойского
осадочного чехла. Нефтепродуктивны карбонатные и терригенные толщи рифейского, вендского
и раннекембрийского возраста; имеются признаки нефтегазоносности и в более молодых палеозойских образованиях. Разведано 46 месторождений с запасами нефти, в том числе уникальные
Юрубчено-Тохомское и Куюмбинское, и девять
крупных объектов, среди которых – недавно
открытые месторождения Им. Савостьянова,
Санарское, Им. Н.Лисовского и Северо-Даниловское. Они имеют сложное строение, как правило, приурочены к антиклинальным складкам,
разбитым на блоки многочисленными разломами. Нефть бассейна преимущественно легкая, в
основном мало- и среднесернистая.
В недрах Лено-Тунгусского бассейна заключено также около 5% российских разведанных
запасов конденсата. Более половины их находится в Ковыктинском газоконденсатном месторождении.
Ресурсы бассейна значительны: здесь локализовано около 2 млрд т перспективных и более
7,5 млрд т прогнозных ресурсов нефти; ресурсы
конденсата превышают 2 млрд т.
Лено-Вилюйский НГБ располагается на восточной окраине Сибирской платформы; значительную часть осадочного чехла бассейна
составляют отложения мезозойского возраста.
Здесь известны только газовые и газоконденсатные месторождения. Ресурсный потенциал нефти бассейна невелик.
На территории Калининградской области и
прилегающем шельфе Балтийского моря располагается Балтийская нефтегазоносная область
Центрально-Европейского НГБ. Промышленно
нефтеносны песчаники среднего кембрия на
глубинах 1500-2500 м. В российской части бассейна разведано 37 мелких нефтяных месторождений, в основном на суше. Прогнозные ресурсы нефти крайне малы.
Акватории и незначительную часть суши
Дальнего Востока занимают Охотский и Япономорский нефтегазоносные бассейны, а также
бассейны Тихоокеанской окраины. Из них изучен только наиболее перспективный Охотский
НГБ. Здесь, у северо-восточного побережья
о. Сахалин, разведано девять нефтегазоконденсатных месторождений, в том числе три крупных (Пильтун-Астохское, Аркутун-Дагинское,
Чайво). Нефть месторождений преимущественно легкая, малосернистая, примерно треть ее
запасов находится в подгазовых залежах. Нефтепродуктивны миоценовые и миоцен-плиоценовые терригенные отложения. Ресурсы нефти
бассейна оцениваются в 1,49 млрд т.
В бассейнах Тихоокеанской окраины известны только два мелких нефтяных месторождения;
перспективы региона оцениваются невысоко.
В бассейнах западно-арктических морей нефтяных месторождений не выявлено, прогнозные ресурсы нефти незначительны. В Штокмановском газоконденсатном месторождении, расположенном в Восточно-Баренцевском НГБ, сосредоточены значительные запасы конденсата.
53
С О С Т О Я Н И Е И И С П О Л Ь З О В А Н И Е М И Н Е РА Л Ь Н О - С Ы Р Ь Е В Ы Х Р Е С У Р С О В Р О С С И Й С К О Й Ф Е Д Е РА Ц И И
Распределение запасов нефти по субъектам Российской Федерации и морским акваториям, млрд т,
и уникальные месторож дения нефти
54
НЕФТЬ И КОНДЕНСАТ
На восточно-арктическом шельфе выделяются три потенциально нефтегазоносных бассейна
с суммарными прогнозными ресурсами нефти
4,2 млрд т, конденсата – 0,7 млрд т.
Таким образом, наиболее значительная часть
российской сырьевой базы и ресурсного потенциала нефти и конденсата сконцентрирована в
Западной Сибири, которая остается главным нефтедобывающим регионом страны.
Государственным балансом РФ учитывается
2923 месторождения с запасами нефти. К концу 2012 г. были лицензированы, полностью или
почти полностью, запасы 2352 месторождений,
в том числе 12 уникальных и 83 крупных. Три
участка недр федерального значения переведены в распределенный фонд в декабре 2012 г.
Это площадь в Ханты-Мансийском АО, включающая Имилорское и Западно-Имилорское
месторождения, право пользования которыми
получила компания ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь». Компания ОАО «Сургутнефтегаз» победила в конкурсе на право разработки
месторождения Им. Шпильмана В.И. в ХМАО.
Дочерняя структура ОАО «ТНК-ВР Холдинг»,
ОАО «Самотлорнефтегаз», выиграла аукцион
на Лодочное месторождение в Красноярском
крае. В распределенном фонде находятся также
практически все средние по масштабу месторождения.
Таким образом, по состоянию на начало
2013 г. в распределенном фонде недр находилось 94,6% разведанных и 86,6% предварительно оцененных запасов нефти.
Остающийся в нераспределенном фонде
недр 571 объект – это преимущественно мелкие месторождения. Многие из них удалены от
транспортной инфраструктуры и сложны в разработке.
Уникальные месторождения нефти
Недропользователь,
месторождение
Тип*
Запасы на 1.01.2013,
млн т
А+В+С1
Доля в
запасах
РФ, %
Добыча в 2012 г.,
млн т
227,4
1,8
0,81
23,9
1,5
18,07
1,4
7,46
5,5
37,72
С2
ОАО «НК "Роснефть"»
Салымское,
Западно-Сибирский НГБ (ХМАО)
Н
296,7
ЗАО «Ванкорнефть»
Ванкорское,
Западно-Сибирский НГБ (Красноярский край)
НГК
419,9
ОАО «НК "Роснефть"», ООО «НАК Аки-Отыр»
Приразломное,
Западно-Сибирский НГБ (ХМАО)
Н
208,2
184,0
ОАО «НК "Роснефть"», ООО «НК Сибнефть-Югра»
Приобское,
Западно-Сибирский НГБ (ХМАО)
Н
1194,4
382,05
ОАО «Самотлорнефтегаз», ОАО «ТНК-Нижневартовск», ЗАО «СибИнвестНафта», ЗАО «Черногорское»
Самотлорское,
Западно-Сибирский НГБ (ХМАО)
НГК
939,7
42,6
3,4
23,15
60,6
1,4
0,05
ОАО «Тюменнефтегаз»
Русское,
Западно-Сибирский НГБ (ЯНАО)
ГН
347,1
ОАО «ТНК-Нягань», ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», ООО «НК Сибнефть-Югра»,
ЗАО «Назымская НГРЭ», ОАО «Инга», ООО «Транс-Ойл»
Красноленинское,
Западно-Сибирский НГБ (ХМАО)
НГК
536,1
621,5
4
7,92
36,8
1,1
15,24
1,1
0,02
ОАО «Татнефть»
Ромашкинское,
Волго-Уральский НГБ (Республика Татарстан–
Самарская область)
Н
286,2
ООО «Славнефть-Красноярскнефтегаз»
Куюмбинское,
Лено-Тунгусский НГБ (Красноярский край)
НГК
110,8
219,4
55
С О С Т О Я Н И Е И И С П О Л Ь З О В А Н И Е М И Н Е РА Л Ь Н О - С Ы Р Ь Е В Ы Х Р Е С У Р С О В Р О С С И Й С К О Й Ф Е Д Е РА Ц И И
Недропользователь,
месторождение
Тип*
Запасы на 1.01.2013,
млн т
С2
А+В+С1
Доля в
запасах
РФ, %
Добыча в 2012 г.,
млн т
ООО «Газпром добыча Уренгой», ЗАО «Роспан интернешнл», ОАО «Арктикгаз»,
ООО «Севернефть-Уренгой», ООО «Уренгойская газовая компания», ООО «НОВАТЭК-Юрхаровнефтегаз»
Уренгойское,
Западно-Сибирский НГБ (ЯНАО)
НГК
111,6
487,7
2,1
0,3
ОАО «ВСНК», ООО «Славнефть-Красноярскнефтегаз», ОАО «НК "Роснефть"»
Юрубчено-Тохомское,
Лено-Тунгусский НГБ (Красноярский край)
НГК
167,5
354,7
1,8
0,05
208,5
1,2
0
ОАО «Мессояханефтегаз»
Восточно-Мессояхское,
Западно-Сибирский НГБ (ЯНАО)
НГК
132
* Н – нефтяное, ГН – газонефтяное, НГК – нефтегазоконденсатное
как правило, в крупных месторождениях природного газа; почти 60% запасов заключено всего в десяти месторождениях.
Государственным балансом РФ учтено 456
месторождений углеводородного сырья, в которых подсчитаны запасы газового конденсата.
Значительные запасы этого сырья содержатся,
Основные месторождения с запасами конденсата
Недропользователь,
месторождение
Тип*
Запасы на 1.01.2013,
млн т
А+В+С1
С2
Доля в запасах
РФ, %
Добыча в 2012 г.,
млн т
4,2
0
ООО «Газпром добыча Уренгой»
Песцовое,
Западно-Сибирский НГБ (ЯНАО)
НГК
27,8
118,3
ООО «Газпром добыча Астрахань», ОАО «Астраханская нефтегазовая компания»
Астраханское,
Прикаспийский НГБ (Астраханская область)
ГК
376,6
162,1
15,4
3,04
107,5
133,2
6,9
0,95
57,7
8,4
1,9
1,3
54,8
3,2
0
43,7
2,5
0
ООО «Газпром добыча Ямбург»
Ямбургское,
Западно-Сибирский НГБ (ЯНАО)
НГК
Заполярное,
Западно-Сибирский НГБ (ЯНАО)
ООО «Газпром добыча Надым»
Бованенковское,
Западно-Сибирский НГБ (ЯНАО)
ГК
57
ООО «Газпром добыча Надым», ОАО «Газпром»
Харасавэйское,
Западно-Сибирский НГБ (ЯНАО, Карское море)
ГК
45,2
ОАО «Газпром»
Ковыктинское,
Лено-Тунгусский НГБ (Иркутская область)
ГК
68,3
15,5
2,4
0
Южно-Киринское,
Охотский НГБ (Охотское море)
ГК
20,4
51,2
2
0
110,1
3,4
0
ООО «ЛУКОЙЛ-Приморьенефтегаз»
Центрально-Астраханское,
Прикаспийский НГБ (Астраханская область)
ГК
7,5
ООО «Газпром добыча Уренгой», ЗАО «Роспан интернешнл», ОАО «Арктикгаз», ООО «Уренгойская газовая компания», ООО «НОВАТЭК-Таркосаленефтегаз»
Уренгойское,
Западно-Сибирский НГБ (ЯНАО)
* НГК – нефтегазоконденсатное, ГК – газоконденсатное
56
НГК
391,2
198
16,8
2,91
НЕФТЬ И КОНДЕНСАТ
В России реализуется значительное количество проектов освоения месторождений с запасами нефти; большинство их располагается
в районах с неразвитой транспортной инфраструктурой.
ОАО «Газпром» реализует первый в истории России проект освоения ресурсов шельфа Арктики. В 2012 г. его дочерняя компания
ООО «Газпром нефть шельф» проводила пусконаладочные работы на морской ледостойкой стационарной платформе на Приразломном
нефтяном месторождении, расположенном на
шельфе Печорского моря, в 60 км от берега. Добыча нефти на месторождении начата в декабре 2013 г., отгрузка первого танкера с нефтью
ожидается в первом квартале 2014 г. Проектный
уровень добычи – около 6 млн т в год, его предполагается достичь не ранее 2020 г.
Компания ОАО «Сургутнефтегаз» продолжает реализацию своих якутских проектов: в
2012 г. началась добыча на Восточно-Алинском
месторождении, а в 2013 г. введен в разработку
Восточный блок Талаканского нефтегазоконденсатного месторождения. Кроме того, компания
осваивает четыре мелких нефтяных объекта в
Ямало-Ненецком АО: Соимлорское, ВосточноСоимлорское, Северо-Соимлорское и ЮжноИтурское месторождения; одно из них, Соимлорское, в 2012 г. введено в эксплуатацию.
Освоение Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения в Республике
Саха (Якутия), которым занимается ООО «ТаасЮрях Нефтегаздобыча», связано со строительством 169-километрового нефтепровода, соединяющего его с трубопроводной системой Восточная Сибирь–Тихий океан (ВСТО). В 2012 г.
строительство нефтепровода было завершено.
Нефть Среднеботуобинского месторождения
начала поступать в систему ВСТО в октябре
2013 г. На первом этапе освоения годовой уровень добычи нефти на месторождении составляет 1,5 млн т, впоследствии его планируется увеличить до 6 млн т.
В августе 2012 г. первая нефть добыта
ООО «Газпром нефть Новый Порт» на месторождении Новопортовское на полуострове
Ямал. В рамках подготовки к промышленному
освоению компания к октябрю 2013 г. завершила
программу бурения восьми эксплуатационных
скважин, в том числе трех горизонтальных. Продолжаются работы по созданию инфраструктуры добывающего предприятия, в том числе
строительство трубопровода до берегового комплекса в районе мыса Каменный, через который
нефть будет вывозиться морским путем.
ЗАО «Мессояханефтегаз», принадлежавшее
ОАО «Газпром нефть» и ОАО «ТНК-ВР Холдинг», в октябре 2012 г. начало опытную добычу
нефти на Восточно-Мессояхском нефтегазоконденсатном месторождении на Гыданском полуострове. В 2012 г. на месторождении пробурено четыре геологоразведочных скважины и два куста
скважин для опытно-промышленной разработки.
Начало промышленной эксплуатации запланировано на 2016 г., пик добычи нефти ожидается в
2022-2023 гг., когда она составит 10 млн т в год.
Компания готовит к эксплуатации также Западно-Мессояхское месторождение, которое должно
быть введено в строй в 2018 г. Реальные сроки
начала эксплуатации обоих объектов зависят от
ввода в строй нефтепровода Заполярье-Пурпе.
ООО «ТНК-Уват», дочернее предприятие
ОАО «ТНК-ВР Холдинг», продолжало реализацию Уватского проекта, в рамках которого уже
введены в эксплуатацию пять из более чем двух
десятков месторождений Уватской группы на юге
Тюменской области. На очереди еще два – Южно-Петьегское и Радонежское. По итогам геологоразведочных работ 2012 г. суммарный прирост
запасов категории С1 месторождений Уватской
группы составил более 19,5 млн т, их суммарные
разведанные запасы достигли 90,7 млн т.
В Ненецком автономном округе совместное предприятие ОАО «Зарубежнефть» и
вьетнамской государственной PetroVietnam –
ООО «СК "Русвьетпетро"» осваивает группу из
13 объектов на Центрально-Хорейверском поднятии. Летом 2012 г. введено в эксплуатацию
третье месторождение группы – Западно-Хоседаюское; его разведанные запасы в течение года
выросли на 9,2 млн т, до 22,5 млн т.
ООО «Башнефть-Полюс», совместное предприятие ОАО «АНК "Башнефть"» и ОАО «ЛУКОЙЛ», в октябре 2013 г. приступило к опытнопромышленной эксплуатации месторождения
Им. Романа Требса в Ненецком АО. Добытая
нефть поступает на экспорт через терминал Варандей.
57
С О С Т О Я Н И Е И И С П О Л Ь З О В А Н И Е М И Н Е РА Л Ь Н О - С Ы Р Ь Е В Ы Х Р Е С У Р С О В Р О С С И Й С К О Й Ф Е Д Е РА Ц И И
В рамках проекта освоения нефтяного потенциала Нижнего Приангарья ОАО «НК "Роснефть"» готовит к отработке участки первой
очереди освоения Юрубчено-Тохомского месторождения в Красноярском крае. Пробурено десять наклонно-направленных скважин. Начать
добычу планируется в 2014 г.
Куюмбинское нефтегазоконденсатное месторождение в Красноярском крае, лицензия на которое принадлежит ООО «Славнефть-Красноярскнефтегаз», планируется ввести в промышленную разработку в 2017 г. На нем пробурены
семь эксплуатационных скважин, ведутся работы по развитию производственной инфраструктуры и подготовке запасов.
ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» ведет обустройство месторождения Им. В.Филановского. Работы являются частью проекта
комплексного обустройства месторождений в
российском секторе Каспийского моря, реализацию которого начал холдинг ОАО «ЛУКОЙЛ».
Проектом
предусматривается
сооружение
25 платформ, прокладка более 1,5 тыс.км трубопроводов. Планируется, что добыча нефти на
месторождении начнется в 2016 г. Нефть будет
поступать в транспортную систему Каспийского
трубопроводного консорциума.
Рост добычи нефти в Охотском НГБ ожидается в связи с планируемым в 2014 г. началом
добычи на Аркутун-Дагинском месторождении,
освоение которого ведет Консорциум «Эксон
Нефтегаз лтд».
Компания ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» планирует в 2015-2016 гг. начать добычу
нефти на осваиваемом ею Имилорском месторождении (ХМАО), основная продуктивность
которого связана с ачимовскими и верхнеюрскими отложениями. В 2013 г. на месторождении
пробурены четыре разведочные скважины, а
также проведены испытания 15 разведочных
скважин, пройденных ранее.
ОАО «Тюменнефтегаз», которое в 2012 г.
являлось дочерней структурой ОАО «ТНКВР Холдинг», ведет освоение уникального по
масштабам Русского месторождения тяжелой
нефти в Тазовском районе Ямало-Ненецкого АО. Промышленная эксплуатация его, как
ожидается, начнется в 2017 г.
ООО «Газпром добыча Ямбург» совместно с
58
ОАО «Газпром нефть» ведет подготовку к разработке подгазовых нефтяных залежей Заполярного нефтегазоконденсатного месторождения в
ЯНАО.
ОАО «Газпром нефть» начало реализацию
программы добычи трудноизвлекаемых запасов
нефти, к которым компания относит запасы в
нефтенасыщенных пластах малой мощности, с
низкими фильтрационно-емкостными свойствами, высокой обводненностью. Основная применяемая технология их освоения – бурение многоствольных горизонтальных скважин и проведение многостадийных гидроразрывов пластов.
В 2012 г. четырехствольная горизонтальная скважина с длиной стволов, достигающей 1 км, пробурена на Умсейском месторождении в ЯНАО;
ранее на нем уже пробурено пять двуствольных
горизонтальных скважин. Это позволило вовлечь в отработку более 8 млн т трудноизвлекаемых запасов месторождения.
Компания «Салым Петролеум Девелопмент
Н.В.», совместное предприятие Royal Dutch
Shell и ОАО «Газпром нефть», продолжает реализацию проекта освоения Салымской группы
нефтяных месторождений в Ханты-Мансийском
АО. В течение 2011-2013 гг. она вела работы
по изучению баженовско-абаланского НГК на
Верхнесалымском месторождении: пробурено
три вертикальных оценочных скважины, проведены трехмерные сейсмические исследования,
комплекс геофизических исследований скважин, а также тестирование двух скважин для
оценки добычных перспектив баженовской свиты. В январе 2014 г. компания приступила к бурению первой горизонтальной оценочной скважины. В рамках пилотного проекта разработки
баженовской свиты планируется построить пять
таких скважин, чтобы оценить эффективность
применения технологии многоступенчатого гидроразрыва пласта.
В 2013 г. создано еще одно совместное предприятие компаний Royal Dutch Shell и ОАО «Газпром нефть», которое будет вести изучение залежей баженовской нефти на Пальяновской
площади Красноленинского месторождения.
В 2014 г. планируется бурение четырех наклонно-направленных скважин глубиной 2,7-2,8 км.
Продолжает освоение «сланцевой» нефти баженовско-абаланского комплекса ОАО «Сургут-
НЕФТЬ И КОНДЕНСАТ
нефтегаз». До 2018 г. компания планирует пробурить на своих лицензионных участках с запасами баженовской нефти 79 поисково-разведочных скважин, углубить 26 эксплуатационных
скважин, провести двухмерную и трехмерную
сейсморазведку. Это позволит нарастить добычу «сланцевой» нефти более чем на порядок, до
5,7 млн т; число эксплуатируемых компанией
объектов с запасами такой нефти возрастет с 10
до 13.
Изучение возможностей коммерческой добычи нефти из отложений баженовской и ачимовской свит на месторождениях Западной Сибири
намерены вести также ОАО «НК "Роснефть"»
и американская ExxonMobil, которые в декабре
2012 г. подписали соглашение о совместной работе на лицензионных участках, принадлежащих российский корпорации.
Соглашение об оценке возможности добычи
нефти из трудноизвлекаемых запасов СевероКомсомольского месторождения на территории
Надымского и Пуровского районов ЯНАО в
июне 2012 г. подписали ОАО «НК "Роснефть"»
и норвежская Statoil.
В результате геологоразведочных работ
(ГРР) в 2012 г. на учет в Государственном балансе запасов поставлено 50 вновь открытых
месторождений с суммарными запасами нефти
в 152,4 млн т, в том числе 29,4 млн т – категории С1. Только два из них относятся к средним
по масштабу: Великое в Астраханской области с
извлекаемыми запасами нефти категорий С1+С2
42,3 млн т, обнаруженное ЗАО «Нефтегазовая
компания "АФБ"» в Прикаспийском НГБ, и
месторождение Им. В.Б.Мазура в Иркутской области (Лено-Тунгусский НГБ) с запасами нефти
в 39,6 млн т, открытое благодаря ГРР, проведенным ОАО «НК "Роснефть"».
Наибольшее количество открытий традиционно сделано в Волго-Уральском НГБ – 27 мелких месторождений с суммарными извлекаемыми запасами нефти 29,6 млн т. Самым крупным
из них оказалось месторождение Им. Сухарева,
открытое ЗАО «Кама-ойл», дочерним предприятием ОАО «ЛУКОЙЛ» в Пермском крае; его
извлекаемые запасы категорий С1+С2 составили
13,1 млн т.
В Западно-Сибирском НГБ количество мелких месторождений увеличилось на 13: шесть
из них открыто в ХМАО, три – в Томской области, два – в ЯНАО и по одному – в Красноярском
крае на Западно-Лодочном лицензионном участке и в Тюменской области на площади Уватского
проекта.
Два новых мелких месторождения обнаружено в Тимано-Печорском НГБ (Республика
Коми), одно – в Северо-Кавказско–Мангышлакском бассейне (Республика Дагестан) и одно –
на шельфе Охотского моря.
На ранее открытых месторождениях в результате ГРР извлекаемые запасы нефти категории С1 увеличились на 559 млн т, в то время как
запасы категории С2 сократились на 173,4 млн т.
Более половины прироста разведанных запасов
(293,1 млн т) получено в ходе доразведки месторождений Западно-Сибирского НГБ. Наиболее
успешными оказались ГРР на месторождении
Приобское, разведанные запасы которого выросли на 51,5 млн т, а также на месторождениях
Приразломное (на 15,8 млн т) и Восточно-Перевальное (на 11,3 млн т) в ХМАО и на Ярудейском нефтегазоконденсатном месторождении в
ЯНАО – его разведанные запасы увеличились
на 11,2 млн т. Существенное сокращение извлекаемых запасов по результатам ГРР произошло
на Восточно-Мессояхском месторождении, где
запасы категории С1 сократились на 26,9 млн т,
категории С2 – на 77,8 млн т. На Западно-Мессояхском месторождении разведанные запасы выросли на 4 млн т, в то время как предварительно
оцененные сократились на 42,7 млн т.
В Тюменской области на Усть-Тегусском
месторождении запасы категории С1 увеличились на 17,1 млн т. В Красноярском крае наибольший прирост зафиксирован на Ванкорском
месторождении (10,5 млн т).
В Тимано-Печорском бассейне почти половину суммарного прироста запасов обеспечили
ГРР на Ярегском месторождении в Республике
Коми, где разведанные запасы увеличились на
25,5 млн т.
Куюмбинское месторождение, расположенное в красноярской части Лено-Тунгусского
НГБ, перешло в 2012 г. в разряд уникальных
благодаря тому, что его запасы категорий С1+С2
выросли на 31,3 млн т. На Юрубчено-Тохомском
месторождении разведанные запасы увеличены
на 9,8 млн т.
59
С О С Т О Я Н И Е И И С П О Л Ь З О В А Н И Е М И Н Е РА Л Ь Н О - С Ы Р Ь Е В Ы Х Р Е С У Р С О В Р О С С И Й С К О Й Ф Е Д Е РА Ц И И
Динамика добычи нефти и прироста ее разведанных запасов в результате ГРР в 2003-2012 гг., млн т
Динамика движения запасов нефти в 2003-2012 гг.
Динамика добычи конденсата и прироста его
разведанных запасов в результате ГРР
в 2003-2012 гг., млн т
Динамика движения запасов конденсата
в 2003-2012 гг., млн т
60
Северо-Даниловское нефтяное месторождение в Иркутской области в ходе ГРР перешло
из разряда средних в крупные.
Значительно выросли запасы нефти Республики Саха (Якутия) по результатам геологоразведочных работ на Талаканском, Северо-Талаканском и Среднеботуобинском месторождениях.
Практически весь прирост запасов нефти
на шельфах России в 2012 г. получен на месторождении Им. Ю.Корчагина в Каспийском море
(Северо-Кавказско–Мангышлакский НГБ), он
составил 6,3 млн т в категории С1.
В целом прирост извлекаемых разведанных
запасов нефти страны, полученный в результате ГРР 2012 г., достиг 588,4 млн т, что на 18,6%
превысило количество запасов нефти, погашенных при добыче. Кроме того, в результате переоценки они увеличились еще на 129,9 млн т.
В результате суммарный прирост извлекаемых
запасов нефти почти в полтора раза превысил
объем ее добычи, а сырьевая база нефти страны в 2012 г. вновь выросла. Это происходит уже
седьмой год подряд.
Прирост разведанных извлекаемых запасов
конденсата по результатам геологоразведочных работ в 2012 г. составил 43,6 млн т, почти в
2,5 раза превысив показатель погашения запасов
при добыче. Около 70% прироста запасов обеспечили геологоразведочные работы на месторождениях Ямало-Ненецкого АО, прежде всего
Уренгойском и Тасийском. Заметную часть прироста дали шельфы России: 5,5 млн т получено
на месторождениях в Охотском и 1,8 млн т – в
Карском море.
Кроме того, в Красноярском крае обнаружены два газоконденсатных месторождения: Ильбокичское и Ново-Юдоконское, суммарные извлекаемые запасы конденсата которых оценены
в 1,25 млн т; открытое в Иркутской области Токминское нефтегазоконденсатное месторождение
заключает 0,12 млн т конденсата.
В результате переоценки российские запасы конденсата категории С1 сократились на
19,9 млн т. В итоге извлекаемые разведанные
запасы конденсата в стране в 2012 г. увеличились (с учетом добычи и потерь при добыче) на
5,4 млн т, или на 0,3%.
Объем добытой в 2012 г. в России нефти уве-
НЕФТЬ И КОНДЕНСАТ
личился против предыдущего года на 5,6 млн т и
составил 496,1 млн т. С учетом газового конденсата добыча жидких углеводородов в стране достигла 513,9 млн т, что выше показателя 2011 г.
на 6,6 млн т, или на 1,3%. Уровень добычи жидкого топлива уже третий год подряд превышает
отметку в 500 млн т.
Базовыми регионами российской нефтедобычи традиционно являются Западно-Сибирский
и Волго-Уральский нефтегазоносные бассейны,
на которые приходится 88% ее суммарного объема. В Западно-Сибирском НГБ добыто почти две
трети российской нефти, или 320,8 млн т; большая ее часть получена на месторождениях Ханты-Мансийского АО. Однако добыча в регионе
вновь, как и в предыдущие годы, сократилась,
составив 259,5 млн т против 261,9 млн т годом
ранее. Это связано с тем, что ряд давно эксплуатируемых месторождений ХМАО вступил в
стадию падающей добычи, а вводимые в строй
объекты имеют не такие высокие промысловые
характеристики.
В то же время растет объем нефти, добытой
на месторождениях Западно-Сибирского НГБ,
расположенных вне Ханты-Мансийского АО.
Основная заслуга в этом принадлежит Ванкорскому месторождению, где добыча за год увеличилась почти на четверть, с 14,8 до 18,1 млн т.
Всего 21 месторождение из 773, разведанных
в Западно-Сибирском НГБ, дает около половины
добычи бассейна. Наиболее высокий уровень
добычи показывает Приобское месторождение в
ХМАО, на котором в 2012 г. добыто 37,7 млн т
нефти; однако следует отметить, что за период
с 2009 г. по 2012 г. добыча на нем снизилась на
4,3 млн т. Вторым по уровню добычи является
Самотлорское месторождение, которое в 2012 г.
дало 23,2 млн т нефти; запасы месторождения
выработаны на 73,8%. Начиная с 2010 г. благодаря планомерному наращиванию добычи третью
позицию занимает Ванкорское месторождение,
которое является одним из главных источников
заполнения магистрального нефтепровода Восточная Сибирь–Тихий океан.
Пуск нефтепровода ВСТО способствовал освоению нефтяных месторождений Лено-Тунгусского НГБ и быстрому наращиванию добычи в
регионе. В 2012 г. в бассейне добыто 16,8 млн т
нефти, почти на 40% больше, чем годом ра-
Динамика добычи нефти на месторож дениях
Западно-Сибирского НГБ в 2003-2012 гг., млн т
Динамика добычи нефти на основных месторождениях Лено-Тунгусского НГБ
в 2007-2012 гг., млн т
61
С О С Т О Я Н И Е И И С П О Л Ь З О В А Н И Е М И Н Е РА Л Ь Н О - С Ы Р Ь Е В Ы Х Р Е С У Р С О В Р О С С И Й С К О Й Ф Е Д Е РА Ц И И
Добыча нефти в нефтегазоносных бассейнах
в 2012 г., млн т
Динамика добычи нефти на основных месторождениях Охотского моря в 2005-2012 гг., млн т
Динамика доли Западно-Сибирского НГБ (%)
в российской нефтедобыче (млн т) в 2003-2012 гг.
62
нее. Крупнейшими поставщиками ее являлись
месторождения Верхнечонское в Иркутской области – 7 млн т и Талаканское в Республике Саха
(Якутия) – 6,2 млн т.
В Охотском НГБ в 2012 г. добыча нефти составила 11,7 млн т, основной ее объем получен
на шельфе Охотского моря. На суше о. Сахалин
добыто только 0,8 млн т. Добыча на главном в
регионе месторождении Чайво сокращается, что
связано с исчерпанием запасов разрабатываемых залежей.
Почти 30% нефти России добывается к западу
от Урала; в том числе более 23%, или 114,8 млн т,
в 2012 г. извлечено из недр Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна. Объем добытого здесь
топлива вырос против 2011 г. на 2,1 млн т. На
уникальном Ромашкинском месторождении, запасы которого выработаны уже на 88,8%, а обводненность превышает 80%, в последнее десятилетие ежегодно добывается 15,2 млн т нефти.
Однако доля месторождения в нефтедобыче бассейна стабильно снижается, в 2012 г. она немногим превысила 13%. Остальную добычу обеспечивают без малого 1000 месторождений.
В Тимано-Печорском НГБ годовая добыча
сократилась с 28,4 до 27 млн т из-за более чем
двукратного ее спада на Южно-Хыльчуюском
месторождении в Ненецком АО.
В пределах российских частей Северо-Кавказско–Мангышлакского, Прикаспийского и
Центрально-Европейского НГБ в 2012 г. суммарно добыто 5 млн т нефти.
Доля основного российского нефтедобывающего региона, ХМАО, в совокупном объеме извлекаемого из недр топлива продолжает снижаться. Причиной этого является как рост добычи нефти в других нефтегазоносных бассейнах страны и
в Западно-Сибирском НГБ за пределами ХМАО,
так и снижение ее уровня в пределах округа.
Добыча конденсата в 2012 г. в России составила 17,85 млн т, продемонстрировав годовой
рост в 6,2%. Почти две трети сырья добыто в
Западно-Сибирском бассейне, в том числе более
40% – в главном газовом регионе – Ямало-Ненецком АО. Еще 17% получено в Прикаспийском НГБ, в основном на Астраханском месторождении, около 14% – в Охотском НГБ.
Подавляющую часть добычи нефти в России
обеспечивают девять вертикально-интегриро-
НЕФТЬ И КОНДЕНСАТ
ванных нефтяных компаний (ВИНК), в структуру которых входят около 150 добывающих предприятий; в 2012 г. ими извлечено 88% российской нефти. При этом две трети нефти добыли
четыре холдинга: ОАО «НК "Роснефть"», Группа «ЛУКОЙЛ», ТНК-ВР Холдинг и ОАО «Сургутнефтегаз», которые владеют почти 60% разведанных извлекаемых запасов нефти страны.
Значительная часть нефтяных активов лидеров нефтедобычи размещена в ЗападноСибирском НГБ; кроме них, в бассейне активно ведут добычу ОАО «Газпром нефть»,
ОАО «НГК "Славнефть"» и ОАО «НК "РуссНефть"»; доля остальных компаний невелика.
Большинство ВИНК работают и в других
нефтегазоносных бассейнах. Исключением являются ОАО «Татнефть» и ОАО «АНК "Башнефть"», подавляющая часть запасов нефти которых находится в Волго-Уральском НГБ; эти
компании добывают наиболее тяжелые и высокосернистые сорта нефти. В Лено-Тунгусском
НГБ ведут добычу в основном ОАО «Сургутнефтегаз» и ОАО «ТНК-ВР Холдинг». Значительная часть запасов Тимано-Печорского бассейна закреплена за ОАО «ЛУКОЙЛ».
Операторы проектов СРП разрабатывают
месторождения нефти в Охотском (Консорциум
«Эксон Нефтегаз Лтд» и «Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд.») и Тимано-Печорском
(СП «Тоталь Разведка Разработка Россия») бассейнах.
Лидером российской нефтедобычи попрежнему является корпорация ОАО «НК "Роснефть"», владеющая более чем пятой частью
разведанных запасов нефти страны. В 2012 г.
она обеспечила без малого четверть (23,6%)
извлеченной в России нефти, увеличив добычу на 2,9 млн т по сравнению с предыдущим
годом. Это произошло благодаря успехам в освоении Ванкорского месторождения. Позиции
ОАО «НК "Роснефть"» в нефтяной отрасли
Российской Федерации еще более укрепились
в 2013 г., после приобретения ею активов ОАО
«ТНК-ВР Холдинг».
Второе место в добыче нефти в 2012 г. занимала Группа «ЛУКОЙЛ», чьи показатели незначительно снизились относительно предыдущего
года – с 85,1 до 84,4 млн т, что связано с продолжением падения нефтедобычи на разрабатывае-
мом ею Южно-Хыльчуюском месторождении в
Ненецком АО.
У предприятий ОАО «ТНК-ВР Холдинг» в
2012 г. добыча нефти снизилась на 3 млн т; спад
ее уровня в ХМАО не удалось компенсировать
ростом на месторождениях Уватского проекта
в Тюменской области и на объектах компании в
Лено-Тунгусском НГБ.
Компания ОАО «Сургутнефтегаз» в 2012 г.
вновь, как и в 2011 г., несколько увеличила производственные показатели благодаря успешной
реализации якутских проектов.
Добыча остальных ВИНК в 2012 г. сохранялась примерно на уровне предыдущего года.
Наибольшего роста в процентном выражении
(на 2,6%) добилась ОАО «АНК "Башнефть"»,
несмотря на то, что многие из ее более чем
Добыча нефти компаниями в 2011 и 2012 гг., млн т
63
С О С Т О Я Н И Е И И С П О Л Ь З О В А Н И Е М И Н Е РА Л Ь Н О - С Ы Р Ь Е В Ы Х Р Е С У Р С О В Р О С С И Й С К О Й Ф Е Д Е РА Ц И И
Корпоративная структура нефтедобычи
в основных нефтегазоносных бассейнах РФ
в 2012 г., млн т
64
160 месторождений находятся на завершающей
стадии эксплуатации.
Разработку запасов нефти России ведут также около 180 более мелких предприятий, среди
которых есть как независимые компании, так и
компании, часть активов которых принадлежит
ВИНК, а также совместные предприятия различных ВИНК. В 2012 г. их суммарная добыча
достигла 46 млн т. Примерно 38% ее пришлось
на две компании: ОАО «Томскнефть» ВНК (совместное предприятие ОАО «НК "Роснефть"»
и ОАО «Газпром нефть») и «Салым Петролеум Девелопмент Н.В.» (совместное предприятие «Шелл Салым Девелопмент Б.В.», входящей в концерн Royal Dutch Shell, и ОАО «Газпром нефть»).
Операторы проектов СРП в 2012 г. получили
13,9 млн т нефти против 12,8 млн т годом ранее.
Добыча консорциума «Эксон Нефтегаз Лтд.»
снизилась на 12,3%, до 6,4 млн т, «Сахалин
Энерджи Инвестмент Компани Лтд.» – на 8,5%,
до 3,75 млн т. При этом СП «Тоталь Разведка
Разработка Россия» увеличило добычу нефти на
Харьягинском месторождении в Ненецком АО
на 10% – до 1,54 млн т.
Более половины российской добычи конденсата – около 9 млн т – пришлось в 2012 г. на
Группу «Газпром».
Объем нефти, поступившей в 2012 г. на
переработку, вырос по сравнению с 2011 г. на
9,4 млн т и составил 265,8 млн т. Это рекордный показатель за последние двадцать лет. Доля
перерабатываемой нефти в объеме добытой увеличилась до 54,2% против 52,3% годом ранее.
Своего исторического максимума – 95% – достиг уровень загрузки установок по первичной
переработке нефти. Суммарная мощность нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ), действующих
в России, составляет 279 млн т в год; по сравнению с 2011 г. она сократилась на 3 млн т. По объему переработки нефти Россия входит в число
мировых лидеров, уступая лишь США и Китаю.
В России действуют 32 крупных НПЗ и более
200 малых; переработкой жидких фракций углеводородов занимаются также некоторые газоперерабатывающие заводы.
В 2012 г. 86,6% мощностей по переработке
жидких углеводородов находилось в распоряжении восьми вертикально интегрированных не-
НЕФТЬ И КОНДЕНСАТ
фтяных компаний; еще около 11% – это крупные
НПЗ, не входящие в структуру ВИНК. Остальное приходилось на долю мини-НПЗ.
По объему первичной переработки нефти среди вертикально интегрированных компаний попрежнему лидировала ОАО «НК "Роснефть"»,
на предприятиях которой в 2012 г. переработано
51,5 млн т нефти. Эта компания, а также Группа «Газпром», на заводы которой поступило
45,2 млн т сырья, и ОАО «Лукойл» (44,7 млн т)
вместе обеспечили более половины российской
нефтепереработки.
Значительные объемы нефти и конденсата перерабатывают также ОАО «ТНК-ВР Холдинг»,
ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «АНК "Башнефть"» и ОАО «Славнефть».
Первичная переработка нефти позволяет получать разнообразные топливные продукты. Однако количество и качество получаемой продукции связано с содержанием в перерабатываемой
нефти соответствующих фракций и с их химическим составом. Процессы вторичной переработки газов, различных дистиллятов и нефтяных
остатков позволяют увеличить выход бензинов и
улучшить их качество.
ВИНК в последние годы прилагают значительные усилия для того, чтобы улучшить качество выпускаемой ими продукции. В этом их
стимулирует политика правительства: с 1 января
2013 г. в России вступил в силу запрет на оборот
топлива экологического класса «евро-2», в дальнейшем планируется запретить использование
топлива стандарта «евро-3», а затем «евро-4».
Высокооктановые бензины и дизельное топливо стандарта «евро-4» и «евро-5» уже производятся на Новокуйбышевском и Сызранском
НПЗ компании ОАО «НК "Роснефть"», на Саратовском НПЗ (ОАО «ТНК-ВР Холдинг»), на
заводе «Ярославнефтеоргсинтез» (ООО «Славнефть») и на нефтеперерабатывающих заводах
Группы «ЛУКОЙЛ». Летом 2013 г. на выпуск
топлив стандарта «евро-5» перешли все заводы
ОАО «Газпром нефть».
Планомерно ведется расширение единственного в Тюменской области Антипинского НПЗ,
введенного в эксплуатацию в 2006 г. В 2012 г.
его мощность возросла на 0,8 млн т, до 4,2 млн т
в год, а в январе 2014 г. пущена еще одна, третья технологическая очередь, в результате чего
мощность предприятия по переработке сырой
нефти возросла до 7,7 млн т в год. Завод не входит в структуры российских ВИНК.
Летом 2013 г. в Кемеровской области начал
функционировать в рабочем режиме Яйский
НПЗ компании ЗАО «НефтеХимСервис».
Оба названных предприятия будут отвечать
мировым стандартам глубины нефтепереработки; как ожидается, после 2015 г. она превысит
90%, что соответствует глубине переработки в
развитых странах.
В то же время среди действующих российских
предприятий только пять НПЗ имеют близкие показатели: на принадлежащих ОАО «АНК "Башнефть"» заводе «Уфанефтехим» и Новоуфимском НПЗ глубина переработки в 2012 г. составляла 90,9% и 87,4%, соответственно, на Омском
НПЗ компании ОАО «Газпром нефть» – 88,8%,
на Пермском и Волгоградском НПЗ, входящих в
структуру Группы «ЛУКОЙЛ», – 82,6% и 87,8%.
Средний показатель глубины переработки
нефти на НПЗ России в 2012 г. не превысил 71%.
Автомобильного бензина в 2012 г. выпущено 38,2 млн т, на 4,4% больше, чем в предыдущем году. Производство авиационного керосина
за год выросло более чем на 10% и составило
10 млн т.
Тем не менее, в структуре выпуска нефтепродуктов в России продолжает доминировать
производство тяжелых и средних фракций, прежде всего мазута и дизельного топлива. В 2012 г.
производство мазута выросло на 1,6%, до
74,5 млн т. Выпуск дизельного топлива несколько сократился – до 69,7 млн т против 70,6 млн т
годом ранее.
Структура первичной переработки жидких УВ
в России в 2012 г., млн т
65
С О С Т О Я Н И Е И И С П О Л Ь З О В А Н И Е М И Н Е РА Л Ь Н О - С Ы Р Ь Е В Ы Х Р Е С У Р С О В Р О С С И Й С К О Й Ф Е Д Е РА Ц И И
Всего в 2012 г. производство различных нефтепродуктов в России достигло 265,7 млн т;
рост относительно 2011 г. составил почти 5%.
Переработка конденсата ведется на двух заводах по его стабилизации (ЗСК); на них получаемый при добыче газа нестабильный продукт
перерабатывается в стабильный конденсат, который на мировом рынке ценится дороже нефти.
Один из заводов, Сургутский ЗСК в ХМАО, принадлежит Группе «Газпром»; второй – Пуровский ЗСК в ЯНАО – входит в состав ОАО «НОВАТЭК». В январе 2014 г. завершено расширение мощности последнего с 5 до 11 млн т в год.
Транспортировка углеводородного сырья по
территории России осуществляется практически полностью по трубопроводам; доля нефти
и конденсата, перевозимых железнодорожным и
другими видами транспорта, незначительна.
Около 90% добытой нефти транспортируется по системе магистральных нефтепроводов, принадлежащих ОАО «АК "Транснефть"»,
остальной объем прокачивается по альтернативным трассам. Трубопроводная система
ОАО «АК "Транснефть"» постоянно развивается; самым крупным проектом последних лет
явилось сооружение нефтепровода Восточная
Сибирь–Тихий океан. Пуск его первой очереди
знаменовал собой новый этап развития нефтяной отрасли России – впервые появилась возможность прокачивать жидкое топливо в восточном направлении и вести поставки нефти на
рынок АТР. В конце 2012 г. ОАО «АК "Транснефть"» ввело в эксплуатацию вторую очередь системы Восточная Сибирь–Тихий океан
(ВСТО-2), являющуюся продолжением нефте-
Структура производства нефтепродуктов в России
в 2012 г., млн т
66
провода ВСТО-1, протягивающегося от г. Тайшет до г. Сковородино; нефтепровод ВСТО-2
соединил г. Сковородино и нефтеналивной порт
Козьмино на берегу Японского моря.
Ввод в строй системы Восточная Сибирь–Тихий океан дал толчок освоению месторождений
Восточной Сибири, Ямала и севера Красноярского края. Однако для поставки нефти из этих
регионов необходимо расширение транспортной
инфраструктуры. На 2016 г. запланирован пуск
магистрального нефтепровода Куюмба–Тайшет,
что позволит связать Куюмбинское и Юрубчено-Тохомское месторождения с трубопроводной
системой ВСТО. Проектная пропускная способность трубопровода – 15 млн т в год.
Для прокачки нефти с месторождений Ямала
ведется строительство нефтепровода Самотлор–
Пурпе–Заполярье; нитку от Самотлора до Пурпе
ОАО «АК "Транснефть"» ввело в строй в 2011 г.
ОАО «ТНК-ВР Холдинг» ведет проектирование нефтепроводной системы «Ямал», которая
свяжет три ее месторождения: Сузунское, Тагульское и Русское – с трубопроводом Заполярье–Пурпе и далее – с системой ВСТО.
В сентябре 2012 г. введен в промышленную эксплуатацию нефтяной терминал в порту
Усть-Луга, что дало возможность пустить в эксплуатацию построенную к этому времени вторую
очередь Балтийской трубопроводной системы
(БТС-2) мощностью на начальном этапе 30 млн т
нефти в год. Трубопровод является альтернативным нефтепроводу «Дружба» экспортным маршрутом для поставок российской нефти в Европу.
Экспорт сырой нефти (включая конденсат)
из России в 2012 г. сократился по сравнению с
2011 г. на 1,8% и составил 240 млн т. Сокращение связано, главным образом, с уменьшением
прокачки по нефтепроводу «Дружба» почти на
12% (до 55 млн т), причиной чего стало снижение закупок рядом европейских компаний. В то
же время благодаря пуску БТС-2 и началу эксплуатации терминала перевалки нефти в порту
Усть-Луга вырос экспорт морским транспортом:
в 2012 г. в западном направлении экспортировано морем на 5,7% нефти больше, чем годом ранее, – 163,2 млн т.
Объем продаж нефти в восточном направлении сохранился на уровне около 43 млн т,
хотя поставки российской нефти по трубопро-
НЕФТЬ И КОНДЕНСАТ
воду ВСТО выросли с 30,4 млн т в 2011 г. до
31,4 млн т в 2012 г. По ответвлению на Дацин в
Китай прокачано 15,1 млн т, остальное поступило на экспорт через порт Козьмино. Помимо Китая нефть, прокачиваемую по ВСТО, закупают
США, Япония и Сингапур.
В целом экспорт нефти из России в дальнее
зарубежье в 2012 г. снизился относительно предыдущего года на 1,3%, составив 211,6 млн т.
Продажи в страны СНГ (с учетом поставок в
страны Таможенного союза) уменьшились более
значительно, на 5,3%, до 28,4 млн т.
Около 80% экспорта сырой нефти из России
обеспечивают четыре компании: «Роснефть»,
«ТНК-ВР», «Сургутнефтегаз» и «ЛУКОЙЛ».
В течение 2011-2013 гг. контрактные экспортные цены на сырую нефть брент (Brent) и юралс
(Urals) колебались незначительно. Поддержанию стабильных мировых цен в значительной
степени способствовал рост добычи легкой малосернистой нефти в США.
Среди нефтепродуктов отечественного производства основным экспортным товаром попрежнему являются мазут и дизельное топливо,
которые используются покупателями как полупродукты для производства высококачественных моторных топлив и другой продукции. Российский бензин по соотношению цена/качество
не выдерживает конкуренции с европейским и
продается в основном на внутреннем рынке.
Экспорт нефтепродуктов из России в 2012 г.
составил 138,2 млн т. Экспорт мазута вырос на
1,7% – до 58 млн т. Продажи дизельного топлива
остались практически на уровне предыдущего
года и составили 36,1 млн т. Поставки бензина
за рубеж сократились против 2011 г. на 12,3%,
до 3,6 млн т.
Спрос на нефтепродукты со стороны российских потребителей практически полностью
удовлетворяется отечественной продукцией.
Импорт нефтепродуктов в Россию в 2012 г. снизился против уровня 2011 г. в 2,7 раза и составил
1,2 млн т.
Сырьевая база нефти России огромна и теоретически может удовлетворять как внутренний,
так и экспортный спрос на продукты ее переработки на протяжении длительного времени.
Однако многолетняя селективная отработка за-
пасов легкой, удобной для добычи неокомской
нефти в Западно-Сибирском бассейне ведет к
ухудшению структуры ее сырьевой базы: постоянно увеличивается доля запасов в сложных,
Динамика экспорта нефти и конденсата
из России в 2003-2012 гг., млн т
Среднегодовые цены на нефть марок «юралс» и
«брент» в 2003-2013 гг., долл. за баррель
Динамика экспорта нефтепродуктов
из России в 2003-2012 гг., млн т
67
С О С Т О Я Н И Е И И С П О Л Ь З О В А Н И Е М И Н Е РА Л Ь Н О - С Ы Р Ь Е В Ы Х Р Е С У Р С О В Р О С С И Й С К О Й Ф Е Д Е РА Ц И И
низкопроницаемых коллекторах, а также доля в
запасах высоковязкой нефти, требующей применения дорогостоящих методов добычи.
Ряд ВИНК уже предпринимают шаги для наращивания добычи трудноизвлекаемых запасов
68
нефти (ачимовская и баженовская свиты). Меры,
принятые Правительством по стимулированию
проектов по разработке запасов трудноизвлекаемой нефти, позволят увеличить ее долю в общем
объеме нефтедобычи.