Факторы разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений в Западной Сибири

Тюменский ГНГУ, г. Тюмень, Россия

Нефтегазовый комплекс России, включая в себя множество предприятий и производств, является ведущей отраслью страны. От объемов добычи, мирового спроса на нефть и цены за экспорт зависит большая часть экономики России, при этом развитие нефтяной отрасли в целом во многом зависит от внешнеполитической обстановки и экономической ситуации в стране и мире [2]. Рассмотрим подробнее основные моменты, связанные с разработкой нефтяных месторождений в ХМАО-Югре.

Снижение объемов добычи в последние годы во многом происходит за счет исчерпания запасов по основным месторождениям ХМАО. По данным администрации ХМАО на Самотлорском месторождении в 2010 г. дебит составил 26,5 млн тонн нефти, это 10,2% от общего объема добычи, в то время как 1985 г. было добыто 113,5 млн тонн нефти - 32,5% от общего объема добытой нефти в ХМАО.

В геологоразведочных работах снижение результатов наблюдается с 2001 г., к 2010 г. объем работ сократился на 77% и составил 238,6 тыс м в год против пройденных 1043,9 тыс м в 2001 г. Политика государства в области разработки шельфовых месторождений привлекла интерес многих инвесторов и нефтяных компаний, в результате чего снижается финансирование геологоразведочных работ и работ по обустройству нефтяных месторождений.

Высокая налоговая нагрузка снижает интерес компаний к разработке небольших трудоизвлекаемых залежей нефти, по этой причине нерентабельными являются 64% всех запасов Югры [3]. Основным элементом себестоимости 1 тонны нефти является доля государства. В России она составляет 73%, что в 2 раза больше чем в США, при этом добыча на шельфах требует более крупных затрат. Доля затрат на проведение мероприятий по увеличению нефтеотдачи в США и Казахстане составляет 16% и 13% соответственно, в России лишь 6%. Капитальные затраты во всех странах составляют 1%, что связано с уже сформировавшейся инфраструктурой на месторождениях (т.е. сформирован фонд скважин, налажена транспортная схема и т.д.). Чистая прибыль компании распределилась по странам в таком же порядке: в США - 31%, в Казахстане - 23%, в России - 6%, то есть в 5 раз ниже, чем в США. Соотношение доходов государства и чистой при- были компании в США находятся почти на одном уровне, в Казахстане доля государства ровно в 2 раза выше, чем компании – 46% и 23% соответственно, а в России налоговая нагрузка выше прибыли компаний в 13 раз. Именно этим соотношением определяется степень интереса компаний к разработке тех или иных месторождений, поскольку добыча особо вязкой нефти и нефти из низкопроницаемых коллекторов требует увеличения затрат на МУН, а это в свою очередь ведет, либо к увеличению вложений в проект, либо к снижению прибыли. В таких случаях нефтедобывающие компании могут: 1) привлечь новых инвесторов, убедив в эффективности проекта и нарастить производственную мощность, 2) отказаться от разработки данных залежей посчитав их нерентабельными [3].

Трудноизвлекаемые запасы, включающие в себя сверх вязкую нефть и нефть, добываемую из низкопроницаемых коллекторов, значительно увеличились в объеме разведанных запасов ХМАО. В накопленной добыче нефти в Югре по состоянию на 01.01.2010 г. трудноизвлекаемые запасы составили 38%, активные запасы – 62% от общего объема, а запасы нефти находящиеся в недрах отнесенные к категории АВС1 распределились с точностью в обратном порядке: 62% и 38% [3].

Исходя из сложившейся ситуации в регионе, необходимо рассотреть ряд мероприятий со стороны государства по поддержанию недропользователей: официально признать зависимость страны от объемов добычи нефти в ХМАО, что привлечет инвесторов в данный регион; пересмотреть предложенные ранее Правительством льготы при разработке местjрождения, и увеличить шкалу показателей, определяющих запасы как «трудноизвлекаемые»; а также учесть риск компании при составлении проекта по разработке месторождения [1].