Анализ факторов конкурентоспособности. Проблемы воспроизводства ресурсной базы Тюменской области

В целом по стране в течение последних 15 лет наблюдается все усиливающаяся разница между добычей и воспроизводством углеводородов. Тюменская область является лидирующим регионом в формировании данной тенденции. По оценке МПР РФ, планируемая добыча нефти обеспечена разведанными запасами только до 2010 года. В настоящее время свыше 90% ресурсов уже переданы недропользователям, в распоряжении государства лишь 8% запасов – в основном трудноизвлекаемая нефть в местах с плохой инфраструктурой. Готовых к разработке, даже средних по запасам, месторождений в резерве государства нет.

Так, например, в 2004 году Комиссия НАЦРН рассмотрела результаты ГРР по 278 объектам 29 нефтедобывающих компаний и по 12 объектам нераспределенного фонда недр, поисково-разведочные работы в пределах которого финансируются из бюджета округа. Нефтяными компаниями по распределенному фонду недр были представлены геолого-геофизические материалы, обосновывающие прирост запасов по сумме категорий С1+С2 в объеме 199,4 млн. тонн, принято комиссией – 137 млн. тонн. Основная часть прироста запасов в 2003 году получена по 4 нефтедобывающим компаниям:

• ОАО «Сургутнефтегаз»,

• ОАО «Юганскнефтегаз»,

• ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»,

• ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»».

На эти компании приходится около 88% прироста запасов нефти по ХМАО в 2003 году.

При годовой добыче 232,53 млн. тонн компенсация добычи приростом новых запасов (по категориям ВС1) в 2003 году составила 34%, что значительно меньше чем в 2002 году (56%).

В целом 2004 год был хуже наиболее тяжелого в новейшей российской истории геологии года – 1994–го. Прирастили 238 млн. тонн запасов нефти, а добыли 458 млн. тонн, и при этом треть прироста запасов была произведена не за счет открытия свежих месторождений, а за счет переоценки старых.

Основная проблема состоит в том, что как на территории ЯНАО, так и на территории ХМАО основной прирост идет не за счет новых запасов, а за счет переоценки и уточнения ресурсного потенциала освоенных и разрабатываемых месторождений.

Другая проблема – существенно более мелкие размеры открываемых месторождений – так, НАЦРН в 2003 году констатировал, что «…новые месторождения в основном мелкие и средние, их запасы не превышают 2 млн. тонн…».

Табл. 5. Динамика средних запасов новых нефтяных месторождений категорий А+В+С1+С2, млн. т.

	1971-1075	1976-1980	1981-1985	1986-1990	1991-1995	1996-1999	2000-2001	2002
РОССИЯ	26,5	15,6	16,9	10,8	3,6	4,1	2,3	0,9
Западная Сибирь	76,6	38,7	34,4	17,9	6,9	7,7	4,1	3,0

Табл. 6. Динамика средних запасов новых газовых месторождений России и Западная Сибирь, млрд. куб. м.

	1971-1975	1976-1980	1981-1985	1986-1990	1991-1995	1996-2000
РОССИЯ	167	109	45	70	10	40
Западная Сибирь	428	202	117	67	12	54

Основным источником финансирования работ по приросту запасов являются средства компаний-недропользователей. Так, например, общий объем финансирования геологоразведочных работ в 2003 году превысил 51 млрд. руб. Из федерального бюджета на эти цели было направлено 6,7 млрд. руб., из бюджетов 78 субъектов Российской Федерации – 5,8 млрд. руб. Инвестиции компаний-недропользователей на проведение геологоразведочных работ составили 39 млрд. рублей. В 2004 году в разведку недр из всех источников было вложено 58 млрд. рублей, из них 5,2 млрд. рублей – из федерального бюджета.

Табл. 7. Эффективность подготовки запасов нефти в 1995-2003 гг., т/м бурения.

	1985	1986-1990	1991-1995	1996-2000	2001-2003
РОССИЯ	346,3	260,7	184,8	192,5	195,0
Западная Сибирь	578,4	375,5	229,9	206,3	219,0

Обеспеченность российских компаний, по данным МПР РФ, запасами категорий А+В варьирует от 8 до 28 лет и не может быть признана достаточной для обеспечения устойчивости мирового нефтяного рынка (необходим уровень – от 17 до 30 лет).