Оценка состояния сырьевой базы углеводородов Северо-Западного федерального округа и проблемы ее воспроизводства

Основные ресурсы УВ Северо-Западного федерального округа сосредоточены в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (НГП) и в незначительном объеме — в Калининградской области Балтийской самостоятельной нефтеносной области (СНО). Несмотря на существенную разницу в нефтегазовом потенциале, на долю Тимано-Печорской НГП приходится 99 % начальных суммарных ресурсов (НСР) углеводородов. Обе нефтегазоносные территории Северо-Западного федерального округа имеют важное значение для топливно-энергетического комплекса России. По извлекаемым запасам и добыче нефти в материковой части Тимано-Печорская НГП занимает 4-е место среди нефтегазоносных провинций страны и входит в тройку лидеров, нефти марки Urals которых поставляются на экспорт в такие европейские страны, как Нидерланды, Германия, Великобритания и др. Немалое значение нефти Ти-мано-Печорской НГП имеют и на внутреннем рынке страны, особенно в ее европейской части. Нефтяные ресурсы Балтийской СНО играют важную роль в развитии Калининградской области, обособленной от основной территории страны. Учитывая эти факты, восполнению сырьевой базы УВ Северо-Западного федерального округа уделено существенное значение в общероссийских и региональных программных документах. Так, в «Стратегии пространственного развития Российской Федерации на период до 2025 года» [1] в числе перспективных центров экономического роста субъектов Российской Федерации названы муниципальные образования Республики Коми и Ненецкого АО, специализирующиеся на добыче нефти и природного газа (Тимано-Печорская НГП), они же входят и в перечень приоритетных геостратегических территорий Российской Федерации в пределах Арктической зоны. Стратегии социально-экономического развития Республики Коми и Ненецкого АО на 2030 и 2035 гг. [2, 3] в числе приоритетных направлений включают проведение геолого-разведочных работ и увеличение добычи нефти и газа. Одной из важнейших задач в ходе реализации «Стратегии развития минерально-сырьевой базы Российской Федерации до 2035 года» (в дальнейшем Стратегии-2035) является «развитие высоколиквидной минерально-сырьевой базы для действующих и формируемых минерально-сырьевых центров, в том числе в пределах территорий опережающего развития и приоритетных территорий Российской Федерации, включающих... Калининградскую область» [4]. В этом же документе отмечено, что одним из «приоритетных направлений геолого-разведочных работ поисковой и последующих стадий до 2035 г. будут являться оценка и вовлечение в оборот ранее открытых, разведанных, но неразрабатываемых место-

рождений и залежей с трудноизвлекаемой нефтью, связанных с доманиковым горизонтом и их аналогами», которые широко распространены на территории Тимано-Печорской НГП.

Однако в последнее время в регионе сложилось весьма сложное положение как с добычей УВ, так и с воспроизводством минерально-сырьевой базы УВ-сырья. Текущая добыча нефти и свободного газа, несмотря на рост в отдельные годы — 2014–2016 гг. для нефти и 2012–2013 гг. для свободного газа , в течение 10 лет имеет устойчивую тенденцию к снижению (рис. 1). Суммарный прирост запасов категорий А + + В1 + С1 нефти и свободного газа за счет выполнения геолого-разведочных работ, невзирая на сокращение текущей добычи в целом за 2009–2018 гг., превысил уровень накопленной добычи: по нефти — на 4,3 %, а по свободному газу — на 33,6 % (табл. 1). Однако в Ненецком АО и Калининградской области нефти добыто больше, чем приращено запасов, — на 20,8 и 83,2 % соответственно. Если учесть и изменение запасов за счет их переоценки, то по нефти будут превалировать отрицательные показатели, а по свободному газу превышение прироста запасов над добычей снизится до 5,5 %.

Анализ динамики изменения запасов нефти и свободного газа Северо-Западного федерального округа за 2009–2018 гг. показал, что уровень восполнения добычи нефти приростами запасов категорий А + В1 + С1 составлял 100 % и больше, что соответствовало требуемому граничному значению индикатора Подпрограммы 1 «Воспроизводство минерально-сырьевой базы, геологическое изучение недр» (в дальнейшем Подпрограмма) Государственной программы Российской Федерации «Воспроизводство и использование природных ресурсов» (в части УВ-сырья) [5] лишь в течение 3 лет, с 2012 по 2014 г. (рис. 2). Причем это годы, когда прирост запасов осуществлялся и за счет геолого-разведочных работ, и за счет переоценки. В остальные годы добыча и списание запасов превышали их прирост за счет разведки. Так, в 2018 г. добыто и списано в 2,7 раза больше запасов, чем приращено за счет геолого-разведочных работ. Не намного лучше обстоят дела в отношении свободного газа. Восполнение добычи приростами запасов свободного газа за счет геолого-разведочных работ отмечалось в 2011, 2012, 2014, 2016 и 2017 гг., однако в 2018 г. восполнение добычи составило только 9,4 % (рис. 3). Реальная картина хуже — в 2018 г., хотя и в меньшей степени, чем в 2017 г., объем добычи и списания запасов свободного газа превысил объем прироста его запасов более чем в 14 раз. В итоге одна из основных задач как Подпрограммы, так и Стратегии-2035 в Северо-Западном федеральном округе не была выполнена. Причем если учесть различные граничные значения для приро-

Рис. 1. Динамика текущей добычи нефти и свободного газа в Северо-Западном федеральном округе в 2009–2018 гг. Fig. 1. Current production profile, oil and free gas in the Northwestern Federal District, 2009–2018

1 — нефть; 2 — свободный газ

1 — oil; 2 — free gas

Табл. 1. Соотношение объемов прироста запасов категорий А + В₁ + С₁ и накопленной добычи нефти и свободного газа в СевероЗападном федеральном округе суммарно за 2009–2018 гг.

Tab. 1. Correspondence between reserves growth amount in А + В₁ + С₁ categories and cumulative production of oil and free gas in the Northwestern Federal District in total for 2009–2018

Субъект Федерации Нефть Свободный газ накопленная добыча, млн т запасы категорий А + В1 + С1, млн т, за счет соотношение объемов прироста запасов и накопленной добычи, %, за счет накопленная добыча, млрд м3 запасы категорий А + В1 + С1, млрд м3, за счет соотношение объемов прироста запасов и накопленной добычи, %, за счет геолого-разведочных работ переоценки геологоразведочных работ геологоразведочных работ и переоценки геологоразведочных работ переоценки геолого-разведочных работ геолого-разведочных работ и переоценки Северо-Западный, в том числе 294,191 306,795 –65,189 f +4,3 1 –17,9 25,413 33,946 –7,129 t +33,6 t +5,5 Республика Коми 138,628 186,504 –19,912 t +34,5 t +20,2 22,903 23,151 –6,766 t +1,1 –28,5 Ненецкий АО 151,05 119,533 –46,025 1 –20,8 1 –51,3 2,51 10,795 –0,363 +315,7 1 +315,6 Калининградская область 4,513 0,758 –0,748 1 –83,2 –99,8 – – – – ш1m2

1 — прирост запасов превысил накопленную добычу; 2 — прирост запасов меньше накопленной добычи

1 — reserves growth exceeded cumulative production; 2 — reserves growth is less than the cumulative production

Рис. 2. Динамика восполнения добычи нефти приростом извлекаемых запасов категорий А + В₁ + С₁ в Северо-Западном федеральном округе только за счет геолого-разведочных работ (А) и изменение прироста запасов (B)

Fig. 2. History of oil production replacement through addition of А + В₁ + С₁ categories reserves in the Northwestern Federal District refuting from E&P activities only (А) and changes in reserves growth (B)

ста запасов в Подпрограмме (для нефти и свободного газа — 100 %) и в Стратегии-2035 (для нефти — 100 % (предельно допустимо 75 %), свободного газа — 50 %), то в 2018 г. эти условия не выполняются по обоим документам как для нефти, так и для свободного газа.

Анализ состояния сырьевой базы УВ Северо-Западного федерального округа показал, что на ближайшую перспективу в Тимано-Печорской НГП пока еще существует резерв для перевода запасов нефти категорий В2 + С2 в запасы промышленных категорий, есть и резерв для перевода ресурсов категории D0 в запасы категорий В2 + С2, но почти в два раза сократился резерв остаточных (оценка 2009 г.) ресурсов категорий Dл + D1 + D2 (27 % НСР углеводородов, в 2009 г. — 53 %) [6]. Особенно плохо обстоят дела в Республике Коми — как с объемом остаточных неразведанных ресурсов нефти указанных категорий (24 %), так и с воспроизводством запасов свободного газа: сильно выработаны запасы категорий А + В1 + С1 (~74 %) и практически отсутствует резерв запасов категорий В2 + С2 (3 % НСР углеводородов). В то же время подготовленных ресурсов категории D0 вполне достаточно для восполнения запасов категорий В2 + С2. За 2009–2016 гг. они увеличились более чем в 3,5 раза. Калининградская область обеспечена запасами нефти категорий А + В1 +С1, с учетом сохранения объемов добычи на современном уровне, не более чем на 8 лет и совершенно не имеет резерва в виде запасов кате-

Рис. 3. Динамика восполнения добычи свободного газа приростом извлекаемых запасов категорий А + В₁ + С₁

в Северо-Западном федеральном округе только за счет геолого-разведочных работ (А) и изменение прироста запасов (B)

Годы

For Legend items see Fig. 2

горий В2 +С2 и неразведанных ресурсов категории D0. При этом резерв остаточных ресурсов категорий Dл + + D1 + D2 довольно велик (38 % НСР углеводородов) для восполнения ресурсов категории D0.

В течение 2017 и 2018 гг. в Тимано-Печорской НГП ситуация усугубилась. Остаточные (оценка 2009 г.) ресурсы нефти категорий Dл + D1 + D2 сократились до 25 % от НСР углеводородов, а в Республике Коми — до 16 % за счет перевода их в категорию D0, однако увеличения запасов категорий В2 + С2 за этим не последовало. Прирост ресурсов нефти категории D0 в Калининградской области в 2018 г. увеличился и составил почти 60 %, но на состояние запасов это никак не повлияло.

Вместе с тем потенциальные возможности недр нефтегазоносных территорий Северо-Западного федерального округа остаются достаточно высокими. Так, извлекаемые НСР углеводородов Тима-но-Печорской НГП по сумме УВ, согласно оценке на 01.01.2009 г., составили 9406,2 млн т усл. топлива, а их разведанность к началу 2019 г. — ~39 %. Не исчерпан и потенциал недр Балтийской СНО. Несмотря на относительно низкие абсолютные значения извлекаемых НСР углеводородов Балтийской СНО (оценка 2009 г.) — 71,9 млн т, они разведаны менее чем на 2/3 (разведанность 59 %). Наряду с этим, проведенные в 2009–2018 гг. геолого-разведочные работы обеспечили существенный рост геолого-геофизической изу- ченности нефтегазоносных территорий Северо-Западного федерального округа, особенно в пределах Республики Коми и Ненецкого АО. На протяжении последних 10 лет за счет средств федерального бюджета в материковой части Тимано-Печорской НГП были выполнены региональные геолого-разведочные работы в пределах периферийных малоизученных площадей (рис. 4), включающие сейсморазведочные работы МОГТ-2D общим объемом 4124,9 км и бурение одной параметрической скв. Северо-Новоборская глубиной 2500 м. В результате выявлено 254 новых структур с оцененными объемами ресурсов нефти категории Dл — 1748/498 млн т (геологическими/из-влекаемыми) и свободного газа — 395,9 млрд м3.

Большой объем геолого-разведочных работ выполняли и компании на участках недр, предоставленных в пользование в основном в пределах Ти-мано-Печорской НГП, в меньшей степени — Балтийской СНО. В Тимано-Печорской НГП отработано сейсмопрофилей 2D — 17969,4 и 3D — 241267 км ² . Объем поискового и разведочного бурения составил 709,1 тыс. м. Основной объем геолого-разведочных работ, выполненных компаниями, пришелся на центральную, традиционно наиболее изученную и активно осваиваемую, часть Тимано-Печорской НГП — Печоро-Колвинскую и Хорейверскую НГО (см. рис. 4). В результате открыто 34 новых месторождений УВ (рис. 5), по 136 — увеличены запасы нефти и газа, подготовлена к глубокому бурению 141 новая структура. Суммарный прирост запасов категорий А + B₁ + C₁ в Тимано-Печорской НГП составил: по нефти (геоло-гические/извлекаемые) — 740,3/303 млн т, по свободному газу — 33 млрд м ³ . Основной прирост пришелся на ранее открытые месторождения в результате их доразведки и доизучения, доля новых не превысила 21 % общего прироста запасов нефти и 18 % — свободного газа. Значительно увеличился объем подготовленных ресурсов за счет средств недропользователей: по нефти (геологические/извлекаемые) — 1912,4/ /587,6 млн т и свободному газу — 147,6 млрд м ³ .

В пределах суши Балтийской СНО в 2000–2018 гг. за счет средств недропользователей выполнено 422 км сейсморазведки 2D, 361,7 км ² — сейсморазведки 3D, пробурено 6 поисковых скважин общей глубиной 11,196 тыс. км. В результате этих работ открыто Рязанское месторождение и суммарный прирост запасов нефти по 6 месторождениям составил (геологические/извлекаемые) 1,7/0,8 млн т, из которых ~2/3 приходится на открытое месторождение. Объем ресурсов нефти категории D₀, по сравнению с 01.01.2009 г., увеличился на 1,6/0,9 млн т (геологиче-ские/извлекаемые). Ресурсы нефти категории D_л увеличились на 0,363/0,127 млн т (геологические/извле-каемые) за счет двух выявленных структур.

Результаты выполненных геолого-разведочных работ привели к значительным изменениям в структуре НСР углеводородов. Больше всего это затронуло

Тимано-Печорскую НГП, где новые залежи (на новых и ранее открытых месторождениях) выявлены практически во всех нефтегазоносных комплексах (НГК) большинства нефтегазоносных районов (НГР) как в Ненецком АО, так и в Республике Коми. Впервые нефтегазоносность установлена на тех территориях, где она раньше только прогнозировалась. Так, в пределах западного блока Песчаноозерского нефтегазоконденсатного месторождения в 2014 г. открыта нефтяная залежь в верхневизейско-нижнепермском карбонатном НГК. Ранее нефтегазоносность Мало-земельско-Колгуевской НГО была выявлена только в отложениях триасового НГК. Впервые установлена промышленная нефтеносность Кочмесского и Интин-ско-Лемвинского НГР (Северо-Предуральская НГО). В первом случае открытием сразу двух нефтяных месторождений — Кочмесского и Нерцетинского в отложениях верхневизейско-нижнепермского и артин-ско-кунгурского НГК; во втором — нефтяных залежей в пределах тех же НГК на Интинском месторождении, в связи с чем изменен статус Интинского месторождения с газоконденсатного на нефтегазоконденсатное. До этого времени в Кочмесском НГР была известна только одна промышленная газовая залежь в среднекаменноугольных отложениях на Романьельском месторождении, а в Интинско-Лемвинском НГР — газовые залежи в среднекаменноугольно-нижнеперм-ских отложениях на Интинском и Кожимском месторождениях. Открытием залежей Левогрубейюского газового месторождения в нижне-среднедевонских отложениях и верхневизейско-нижнепермском НГК в Восточно-Лемвинском НГР впервые установлена промышленная продуктивность Западно-Уральской НГО, что позволило изменить ее статус и статус Вос-точно-Лемвинского НГР с потенциально газоносных на газоносные область и район. Кроме того, прирост объемов запасов всех категорий и ресурсов категорий D0 и Dл привел к несоответствию разведанной на 01.01.2017 г. части НСР углеводородов суммарной, оцененной в 2009 г., — добыча, запасы категорий А + В1 + С1 и В2 + С2 отдельных НГК в ряде нефтегазоносных районов Тимано-Печорской НГП превысили НСР углеводородов этих территорий согласно оценке 2009 г.

Объем геолого-разведочных работ, выполненных недропользователями в Калининградской области, и, как показано выше, их результаты относительно скромны и, к сожалению, не смогли кардинально улучшить сложившуюся за много лет ситуацию в регионе. Однако сокращение как запасов нефти, несмотря на открытие Рязанского месторождения, так и подготовленных ресурсов при относительно небольшом увеличении выявленных запасов повлекло за собой изменения и в общих НСР углеводородов Балтийской СНО.

Все вышеперечисленное предопределило необходимость переоценки НСР углеводородного сырья

Рис. 4. Долевое распределение объемов геолого-разведочных работ, выполненных в Тимано-Печорской НГП за счет федерального бюджета и компаниями-недропользователями в 2000–2018 гг., по НГО

Fig. 4. Distribution of amount of E&P works carried out in the petroleum areas of the Timan-Pechora Petroleum Province funded from the federal budget and funded by companies-subsoil users in 2000–2018

% 45

1 — глубокое бурение; сейсморазведка ( 2 – 4 ): 2 — 3D (недропользователи), 3 — 2D (недропользователи), 4 — 2D (федеральный бюджет)

1 — deep drilling; seismic exploration ( 2 – 4 ): 2 — 3D (subsoil users), 3 — 2D (subsoil users), 4 — 2D (federal budget)

нефтегазоносных территорий Северо-Западного федерального округа, особенно в Тимано-Печорской НГП, что является необходимым условием приведения в соответствие результатов геолого-разведочных работ с результатами нефтегазодобычных — определяющим условием для обоснования направлений и объемов проведения дальнейших геолого-разведочных работ с целью воспроизводства УВ-сырья в регионе и выработки лицензионной политики. Количественная оценка НСР углеводородов проводилась в течение 3 лет с 2017 г. по 2019 г. как составная часть количественной оценки НСР углеводородов Российской Федерации. Осуществлялась она, как и в ходе предыдущих оценок ресурсов, выполненных ВНИГРИ (2002, 2009 гг. и др.), методом сравнительных геологических аналогий (способ оценки ресурсов по удельной плотности на единицу площади). Этот метод основан на переносе прогнозируемой нефтегазоносности с хорошо изученных эталонных участков с известными характеристиками нефтегазоносности и геологическими параметрами на не- изученные (расчетные участки), с учетом поправочных коэффициентов, т. е. прогноз нефтегазоносности слаборазведанной части территории определяется изменениями объемов и структуры хорошо освоенной ресурсной базы. На современном этапе изученности территории Тимано-Печорской НГП и Балтийской СНО метод геологических аналогий является оптимальным. Он в наибольшей степени позволяет учитывать реальное геологическое строение перспективных территорий, используя весь комплекс геолого-геофизической и геохимической информации. В основу расчетов был положен анализ результатов геолого-разведочных работ и данных по объемам и динамике запасов и добычи УВ за 2009–2016 гг., т. е. количественная оценка выполнена на 01.01.2017 г. При оценке ресурсов категорий D0 и Dл учитывалась кондиционность подготовленных структур (коэффициенты подтверждаемости и достоверности).

В результате предварительные НСР углеводородов, оцененные на 01.01.2017 г. в Тимано-Печорской НГП, составили 23397,984/9560,087 млн т усл. топлива

Рис. 5. Открытые месторождения и подготовленные к глубокому бурению структуры по результатам геолого-разведочных работ в 2009–2018 гг.

Fig. 5. Fields discovered and structures prepared to deep drilling on the result of E&P activities in 2009–2018

Границы ( 1 – 3 ): 1 — административные субъектов РФ, 2 — Тимано-Печорской НГП, 3 — нефтегазоносных областей; месторождения УВ с извлекаемыми запасами категорий А + В₁ + С₁, млн т/млрд м³ ( 4 – 6 ): 4 — < 1, 5 — 1–5, 6 — 30–300; тип месторождения ( 7, 8 ): 7 — газовое и газоконденсатное, 8 — нефтяное; 9 — локальные структуры, подготовленные к глубокому бурению; 10 — нефтегазоносные (потенциально нефтегазоносные) области: 1 — Тиманская, 2 — Ижма-Печорская, 3 — Малоземельско-Колгуевская, 4 — Печоро-Колвинская, 5 — Восточно-Поморская, 6 — Хорейверская, 7 — Варандей-Адзьвинская, 8 — Припайхойско-Приюжноновоземельская, 9 — Северо-Предуральская, 10 — Западно-Уральская, 11 — Северо-Печороморская

Boundaries ( 1 – 3 ): 1 — administrative of RF constituent entities, 2 — Timan-Pechora Petroleum Province, 3 — oil and gas bearing areas; HC fields with recoverable reserves of А + В₁ + С₁ categories, mln tons/bln m³ ( 4 – 6 ) : 4 — < 1, 5 — 1–5, 6 — 30–300; type of field ( 7 , 8 ): 7 — gas and gas condensate, 8 — oil; 9 — local structures prepared to deep drilling; 10 — petroleum (prospective petroleum) areas: 1 — Timansky, 2 — Izhma-Pechorsky, 3 — Malozemel’sky-Kolguevsky, 4 — Pechoro-Kolvinsky, 5 — East Pomorsky, 6 — Khoreiversky, 7 — Varandey-Adz’vinsky, 8 — Pripaikhoisky-Priyuzhnonovozemel’sky, 9 — North Predural’sky, 10 — West Ural’sky, 11 — North Pechoromorsky

Табл. 2. Структура НСР углеводородов Тимано-Печорской НГП и Балтийской СНО по флюиду на 01.01.2017 г.

Tab. 2. Structure of initial total in-place resources for fluids, the Timan-Pechora Petroleum Province and the Baltic independent oil-bearing area as on 01.01.2017

НГП (СНО) Субъект Федерации	Начальные суммарные ресурсы, геологические/извлекаемые
	Всего, млн т усл. топлива	Нефть, млн т	Растворенный газ, млрд м3	Свободный газ, млрд м3	Конденсат, млн т
Тимано-Печорская НГП, в том числе	23397,984 9560,087	18816,397 6050,645	1268,303 442,242	2844,233	469,051 222,967
Ненецкий АО	11708,022 4445,338	9886,282 3115,692	664,321 224,065	1046,373	111,046 59,208
Республика Коми	11533,051 4982,522	8911,171 2929,855	601,768 217,488	1678,103	342,009 157,076
Пермский край	156,911 132,227	18,944 5,098	2,214	119,757	15,996
			0,689		6,683
Балтийская СНО	141,248 76,833	138,472 75,399	2,776 1,434	–	–

(геологические/извлекаемые) (табл. 2), из извлекаемых 63 % приходится на нефть и 29,7 % — на свободный газ. Основной объем УВ сосредоточен в Республике Коми — 52,1 %. Предварительные НСР углеводородов Балтийской СНО составили 141,248/76,833 млн т усл. топлива, в том числе 98 % приходится на нефть.

Сравнивая эти результаты с результатами предыдущей оценки (2009), необходимо отметить, что НСР углеводородов Тимано-Печорской НГП по сумме УВ (нефть, свободный газ, растворенный газ и конденсат) увеличились на 3,4/1,6 %, при этом НСР нефти увеличились на 5,9/8,1 %, а НСР свободного газа уменьшились на 10,1 % (рис. 6).

Разница в процентном изменении НСР нефти и свободного газа обусловлена перераспределением долевого соотношения их НСР (увеличением доли нефти и сокращением доли свободного газа). Связано это в основном со значительным приростом ресурсов нефти категории D0 по отношению к приросту ресурсов свободного газа этой категории — примерно в три раза. Аналогичная ситуация произошла и с выявленными ресурсами категории Dл — по нефти они выросли в большем объеме по отношению к свободному газу — на ~20 %. В результате, учитывая метод оценки, это повлекло за собой соответствующие изменения в расчетных объемах ресурсов нефти и свободного газа категорий D1+D2 и их НСР.

Анализ основных изменений в объеме и структуре НСР углеводородов Тимано-Печорской НГП за 2009–2017 гг. на примере сравнения их извлекаемой части показал, что основной объем прироста НСР углеводородов произошел в среднедевон-франском (на 21 %) и доманиково-турнейском (9,6 %) НГК в Хорейверской (9 %) и Печоро-Колвинской (17,9 %) HГО (рис. 7, 8), что обусловлено большим объемом геолого-разведочных работ, выполненных преиму- щественно недропользователями на территории этих НГО, и, как следствие, открытием новых месторождений и залежей, приростом запасов на «старых» месторождениях, а также увеличением подготовленных и выявленных ресурсов УВ. Существенное увеличение НСР углеводородов в Тиманской НГО (20,6 %), прежде всего, связано с приростом запасов на ранее открытых месторождениях и с увеличением ресурсов нефти, выявленных в ходе геолого-разведочных работ.

Уменьшение НСР углеводородов других НГК (нижне-верхневизейский, нижне-верхнепермский (уфимско-татарский), триасовый и др.) и НГО (Ижма-Печорская НГО, Северо-Предуральская НГО, Западно-Уральская ГО и др.) (см. рис 7, 8) обусловлено различными причинами, к которым следует отнести как невысокий прирост запасов, так и неоправданно завышенные ранее доли различных категорий ресурсов УВ в общем объеме НСР. Однако, за исключением Северо-Предуральской НГО, нефтегазоносные комплексы и области, в которых сократились НСР углеводородов, по абсолютному значению невелики и не играют существенной роли в общем объеме НСР углеводородов Тимано-Печорской НГП, а незначительное снижение НСР углеводородов в Северо-Пред-уральской НГО на фоне их роста в Хорейверской и Печоро-Колвинской НГО кардинально не повлияло на общее увеличение НСР углеводородов в Тимано-Печорской НГП.

В отношении изменений, произошедших в НСР отдельных флюидов (нефть, свободный газ, растворенный газ и конденсат), необходимо отметить, что направленность и характер изменения НСР нефти, как основного компонента УВ в Тимано-Печорской НГП, как в разрезе, так и в плане повторяют закономерности изменения НСР в целом по провинции, за исключением нижнепермского (артинско-кун-гурского) НГК, а также Северо-Предуральской НГО и

Рис. 6. Сопоставление НСР Тимано-Печорской НГП на 01.01.2017 г. с результатами предыдущей оценки на 01.01.2009 г. (геологические/извлекаемые)

Fig. 6. Comparison of initial total in-place resources of the Timan-Pechora Petroleum Province as on 01.01.2017 with the results of previous assessment as on 01.01.2009 (in-place/recoverable)

млн т, млрд м3, млн т усл. топлива

+5,9/8,1 %

18816,4

17758,4

6050,6

+1,7/4,9 %

Нефть

+3,4/1,6 %

–10,1 %

+0,7/0,7 %

3165,1      ₂₈₄₄₂

22636,9

Растворенный газ

1247,5      1268,3

—421,4—442,2

222,9

221,3

Свободный газ

Конденсат

Оценка ( 1 , 2 ): 1 — на 01.01.2009 г., 2 — на 01.01.2017 г.; 3 — извлекаемая часть

Assessment ( 1 , 2 ): 1 — as on 01.01.2009, 2 — as on 01.01.2017; 3 — recoverable part

Западно-Уральской ГО, где преобладающим флюидом является свободный газ, поэтому направленность и характер изменений НСР в их пределах диктуются, прежде всего, изменениями НСР свободного газа. Закономерности изменения НСР растворенного газа и конденсата, как правило, предопределяются изменениями НСР углеводородов нефти и свободного газа соответственно, так как они являются зависимыми компонентами. Небольшие отклонения обычно связаны с неточностью имеющихся данных их содержания в документах строгой отчетности (например, в Государственном балансе).

Предварительные НСР углеводородов Балтийской СНО составили 141,248/76,833 млн т усл. топлива, в том числе 98 % как геологических, так и извлекаемых приходится на нефть. Изменение НСР углеводородов Балтийской СНО по сравнению с предыдущей оценкой составило -1,7/+6,8 % (геологические/из-влекаемые), в том числе по нефти — -1,7/+6,8 %. Увеличение извлекаемых ресурсов при уменьшении геологических обусловлено ростом коэффициента извлечения нефти (КИН). Все изменения НСР углеводородов происходили только в пределах среднекембрийского НГК. Оценка НСР углеводородов ордовикского и силурийского НГК, в связи с отсутствием новой информации об их нефтегазовом потенциале, осталась без изменения и соответствует результатам предыдущей количественной оценки. Как видно из приведенных данных, больших изменений в оценке НСР углеводородов Балтийской СНО на 01.01.2017 г., по сравнению с оценкой на 01.01.2009 г., нет в связи с малыми объемами геолого-разведочных работ, проведенных в 2009–2016 гг. на территории Калининградской области (суша).

В итоге по состоянию на 01.01.2017 г., по предварительным данным, в Тимано-Печорской НГП в структуре НСР нефти суммарная доля ресурсов категорий Dл + D1 + D2 составляет 42 %, D0 — 11 %, а объем запасов всех категорий — около трети (рис. 9). В Балтийской СНО объем ресурсов превышает объем запасов более чем в 7 раз, при этом основную долю в структуре НСР углеводородов составляет накопленная добыча — 49 %.

Вместе с тем, как было показано, объем текущей добычи, как правило для нефти (см. рис. 2) и в меньшей степени для свободного газа (см. рис. 3), в 2009–2018 гг. превышал прирост запасов категорий А + В1 + С1 за счет проведения геолого-разведочных работ. Постоянно росла и выработанность разведанных запасов нефти с темпом ~1 % в год: в Тимано-Печорской НГП с 2009 к 2019 г. она выросла с 28,3 до 37,4 %; в Балтийской СНО — с 83,8 до 90,2 %. Основной

Рис. 7. Сопоставление извлекаемых НСР углеводородов нефтегазоносных комплексов в Тимано-Печорской НГП по оценкам 2009 и 2017 гг.

Fig. 7. Comparison of recoverable initial in-place HC resources of the plays within the Timan-Pechora Petroleum Province according to assessments in 2009 and 2017

I 1 2 34 ^т 56 Т □ 7

Оценка ( 1 , 2 ): 1 — на 01.01.2009 г., 2 — на 01.01.2017 г.; тип флюида ( 3 – 6 ): 3 — нефть, 4 — растворенный газ, 5 — свободный газ, 6 — конденсат; 7 — индекс НГК: O₁ — нижнеордовикский терригенный, O₂–D₁ — среднеордовик-нижнедевонский карбонатный, D₂–D₃f — средне-девон-франский терригенный, D₃dm–C₁t — доманик-турнейский карбонатный, C₁v_1–2 — нижне-верхневизейский терригенный, C₁v₂–P₁ — верхневизейско-нижнепермский карбонатный, P₁ar+k — нижнепермский (артинско-кунгурский) терригенный, P₁–P₃ — нижне-верхнепермский (уфимско-татарский) терригенный, Т — триасовый терригенный

Assessment (1, 2): 1 — as on 01.01.2009, 2 — as on 01.01.2017; fluid type (3–6): 3 — oil, 4 — solution gas, 5 — free gas, 6 — condensate; 7 — play index: O1 — Lower Ordovician, terrigenous, O2–D1 — Middle Ordovician-Lower Devonian, carbonate, D2–D3f — Middle Devonian-Frasnian, terrigenous, D3dm–C1t — Domanik-Tournaisian, carbonate, C1v1–2 — Lower-Upper Visean, terrigenous, C1v2–P1 — Upper Visean-Lower Permian, carbonate, P1ar+k — Lower Permian (Artinskian-Kungurian), terrigenous, P1–P3 — Lower-Upper Permian (Ufimsky-Tatarsky), terrigenous, Т — Triassic, terrigenous объем выработки разведанных запасов свободного газа в Тимано-Печорской НГП приходится на Республику Коми, где она сохраняется на протяжении последнего десятилетия на уровне 73–74 %, что связано со снижением его добычи на фоне небольшого роста объемов запасов категорий А +В1 +С1. В Ненецком АО свободный газ практически не разрабатывается.

Сложившаяся ситуация обусловлена, на взгляд авторов статьи, недостаточным объемом геологоразведочных работ и, прежде всего, поисковооценочного бурения, выполняемого недропользователями. Так, за 10 лет (2009–2018) при сохранении общих объемов глубокого бурения примерно на одном уровне по сравнению с предыдущим периодом (2000–2008) изменилось соотношение в объемах поисково-оценочного и разведочного бурения. В 2000– 2008 гг. на одну разведочную скважину приходилось две поисково-оценочных, а в 2009–2018 гг. — менее одной, т. е. существенно сократился поисковый этап геологоразведки, значительно уменьшился объем буровых работ на поисково-оценочном этапе геолого-разведочных работ (табл. 3). И если замещение сейсморазведочных работ 2D высокоточными площадными сейсморазведочными работами 3D (объем первых сократился на треть за 2009–2018 гг. по сравнению с 2000–2008 гг., а объем вторых — увеличился в 2 раза) привело к увеличению объема подготовленных и выявленных ресурсов УВ категорий D0 и Dл, то сокращение поисково-оценочного бурения — к сокращению открытия новых месторождений (34 по сравнению с 39 в предыдущем периоде), а увеличение разведочных работ обусловлено не только ростом объемов доразведки на ранее открытых месторождениях, но и уменьшением размера одного вновь открываемого месторождения (в ~1,5 раза), что позволяет при открытии месторождения одной поисково-оценочной скважиной в последующем бурить разведочные, а в ряде случаев сразу переходить к эксплуатационным. В итоге по

Рис. 8. Сопоставление извлекаемых НСР углеводородов нефтегазоносных областей в Тимано-Печорской НГП по оценкам 2009 и 2017 гг.

Fig. 8. Comparison of recoverable initial in-place HC resources of the oil and gas bearing areas within the Timan-Pechora Petroleum Province according to assessments in 2009 and 2017

Условные обозначения см. на рис. 7

For Legend items see Fig. 7

Рис. 9. Структура извлекаемых НСР нефти и свободного газа Тимано-Печорской НГП и Балтийской СНО на 01.01.2017 г., %

Fig. 9. Structure of the recoverable initial in-place oil and free gas resources, the Timan-Pechora Petroleum Province and the Baltic independent oil-bearing area as on 01.01.2017, %

A — нефть, Тимано-Печорская НГП; B — свободный газ, Тимано-Печорская НГП; C — нефть, Балтийская СНО.

1 — накопленная добыча; категории запасов ( 2 , 3 ): 2 — А + В₁ + С₁, 3 — В₂ + С₂; категории ресурсов ( 4 , 5 ): 4 — D₀, 5 — D_л + D₁ + D₂

A — oil, the Timan-Pechora Petroleum Province; B — free gas, Timan-Pechora Petroleum Province; C — oil, the Baltic independent oil-bearing area.

1 — cumulative production; categories of reserves ( 2 , 3 ): 2 — А + В₁ + С₁, 3 — В₂ + + С₂; c ategories of resources ( 4 , 5 ): 4 — D₀, 5 — D_л + D₁ + D₂

н CD ГО	сУ + аГ + < о Ф ГО О с[ О о го Ф 8 S Ф го Ф ГО н о	ms о о ■с о VO	ГО X ^ ^ ¥ СС CL J 5 5 1			СП
			н О со X о С[ CD ГО О О о CD н CD ГО	16 i т 1— о х * S       3 t си ° £ го Го £ 5 X х [5 m I о    о		сГ	ГП гч" гч
				о I— си го	н      х ш   ™ 2 и   х О R   g- $ О X I  ГО ГО Л  2 m I о	сх)	сл
					g Ф т S ф	CD гч" CD О о	ГЧ' cd"
				о си ОО		с»	CD ГП ГП
			О О			сл	00 CD" ГЧ
		н 2 ф	5 i i S ф OJ 5 1 ?			О' ГП	ГЧ' CD
			н о со X о С[ CD ГО О О о CD н CD ГО		'^ф15ф-^  6 X ££фф^ф£х£с[ё ГО^ГОГОГОГО±нФАт X g. о. СП х о. н    s о X	гч	о" о гч
				н о I— си го	х ’5 ф 5  ■  s Z   Т   2 Z х го го    2 X	CD 1Л	9
					О    сп о Ф 51 - ° X ч 1 ° О X о g. о. 2 |	гч	m L 3 cd" гч
				о си ОО			00 cd" о ГП
			о о			СГ^ гч	CD' 3
	ф S CD § 5 vo . ф ° н О ю 5	1 CD CD О ОО т £ I				О' гч	00 гч" 00 ГП
		6				СХ)	ГП cd" гч ГП
		о CD ОО				CD CD	cd" о
	Ф CD g со x 5 1 £ CO Ф	Q з "5				гч	3
		н 2 гч				cd" гч	00
						1 * О 00 о о о о гч гч

нефти, несмотря на увеличение общего объема прироста извлекаемых запасов категорий А + В₁ + С₁ за счет открытия новых месторождений (почти в 1,5 раза преимущественно за счет Восточно-Ламбейшорского месторождения), суммарный прирост запасов этих категорий за 2009–2018 гг. сократился по сравнению с 2000–2008 гг. на 12 %. Как следствие, на 2,8 % сократился и общий объем извлекаемых запасов категорий А+В₁+С₁ в Тимано-Печорской НГП. По газу сложившаяся обстановка более благоприятна. Объем прироста запасов категорий А + В₁ + С₁ за счет открытия новых месторождений вырос в ~2 раза, а их суммарный прирост увеличился на 21,3 млрд м ³ (почти в 5 раз) по сравнению с 2009 г., однако общий объем запасов категорий А + В₁+ С₁ свободного газа в Тимано-Печорской НГП вырос только на 2,4 %.

Проведенный анализ четко показывает, что в последние годы недропользователи сконцентрировали свое внимание преимущественно на доразведке ранее открытых месторождений на хорошо изученных лицензионных участках, но это не смогло в полной мере обеспечить воспроизводство запасов УВ-сырья в Тимано-Печорской НГП до уровней, предусмотренных как Подпрограммой, так и Стратегией-2035.

Желанием компаний-недропользователей минимизировать риски инвестиций и при планировании внутренних стратегий развития за счет отдачи предпочтений доизучению уже имеющихся на балансе участков недр, а не исследованию новых, обусловлена их низкая активность на конкурсах и аукционах на право пользования недрами. За последние 11 лет в Северо-Западном федеральном округе было проведено 212 аукционов и конкурсов на 158 участков недр (табл. 4), но из них состоялось менее 1/3 (~29 %). Для сравнения: в целом по России этот показатель составляет 35 %, а в Приволжском и Северо-Кавказском федеральных округах превышает 50 %. В результате в распределенный фонд недр перешел 61 участок. Еще 14 участков после даты проведения торгов было передано недропользователям на геологическое изучение (лицензия вида НП). В нераспределенном фонде после проведенных аукционов и конкурсов осталось 83 участка (~52 % предложенных).

В общей сложности с 2009 по 2019 г. к лицензированию было предложено 229 участков недр, из которых в результате торгов в распределенный фонд перешел 61 участок (лицензии вида НР/НЭ). Еще на 73 участка были выданы лицензии на геологическое изучение (в том числе на 14 после несостоявшихся торгов). Из этого можно сделать вывод, что 134 участка перешло в распределенный фонд, 95 осталось в нераспределенном. Однако из 134 выданных лицензий в этот же период по разным причинам было сдано 40. В итоге на сегодняшний день из 229 участков, предложенных за 11 лет к лицензированию, в нераспределенном фонде находится 135 (~59 %), т. е. больше половины.

Для Тимано-Печорской НГП характерны предпочтения недропользователей к выбору участков в пределах хорошо изученных территорий ее центральной и южной частей и слабый интерес к изучению периферийных площадей, несмотря на новую информацию, полученную в ходе выполнения работ на средства федерального бюджета в этих районах (см. рис. 4). Так, у компаний-недропользователей вызвал интерес только каждый пятый участок недр, предложенный к лицензированию в северо-западной части Ижма-Печорской, восточной части Припайхойско-Приюжноновоземельской и в Северо-Предуральской НГО, причем в основном в последней из перечисленных (рис. 10). Остальные участки либо совсем не заинтересовали (северо-западная часть Ижма-Печорской НГО), либо вызвали интерес, но по результатам проведенных поисково-разведочных работ не подтвердили ожиданий и были сданы (Припайхойско-Приюжноновоземель-ская НГО, район Коротаихинской впадины). Причем это касается не только участков, приобретенных на аукционно-конкурсной основе, но и взятых для геологического изучения.

Как показала оценка на 01.01.2017 г., столь низкая заинтересованность в освоении периферийных частей Тимано-Печорской НГП во многом обусловлена, с одной стороны, завышением их ресурсного потенциала при предыдущих оценках, с другой — слабообоснованными перспективами предлагаемых участков недр и, соответственно, высокими рисками их доизучения и освоения. Для повышения интереса у компаний-недропользователей к выставляемым в рамках аукционов-конкурсов участков необходимо:

– при планировании проведения геолого-разведочных работ за счет федерального бюджета в районах со слабой геологической изученностью, помимо повышения общегеологической их изученности (безусловно, немаловажной фактор для государства), уделять особое внимание качеству подготовки участков для лицензирования, предлагаемых по результатам этих работ;

– при подготовке участков к лицензированию исходить из критериев лицензионной привлекательности участка, включающих не только геолого-технологические показатели (ресурсный потенциал с учетом геологических рисков, техническая доступность), но и экономические (потребность в инвестициях, ожидаемая рентабельность освоения), актуальные на дату оценки, т. е. осуществлять оценку лицензионной привлекательности участка до включения его в перечень.

Выводы

Таким образом, выполненная переоценка НСР углеводородов Тимано-Печорской НГП и Балтийской СНО позволила учесть результаты геолого-разведочных работ, проведенных в 2009-2017 гг., и на

Табл. 4. Сводные данные по участкам недр, предложенным к лицензированию на аукционной/конкурсной основе в 2009–2019 гг.

Tab. 4. Summary over the license areas proposed for licensing in auctions/competitive bidding in 2009–2019

Показатель Число Число организованных торгов, в том числе 212 состоялись 61 не состоялись, в том числе по причине 151 отсутствия допущенных участников 127 допуска только 1 участника 24 Число предложенных к лицензированию участков недр, в том числе 158 торги состоялись, выдана лицензия вида НР/НЭ в том числе 61 позднее аннулировано по причине отказа владельца 10 торги не состоялись, но на участок была выдана лицензия вида НП в том числе 14 позднее аннулировано по причине отказа владельца 1 торги не состоялись, участок остался в нераспределенном фонде недр 83 их основе увеличить объем и внести изменения в структуру НСР углеводородов, особенно неразведанной их части. Решение проблемы воспроизводства запасов, прежде всего нефти промышленных категорий, в объемах если не опережающих, то хотя бы восполняющих темп роста добычи, как это предусмотрено Подпрограммой и Стратегией-2035, во многом зависит от результативности проводимой в регионе программы лицензирования. Повышение эффективности программы лицензирования недр может быть обеспечено путем учета геолого-экономических критериев привлекательности участков недр при ее формировании, т. е. оценкой и предоставлением геолого-экономических показателей до оформления лицензионного соглашения, что будет способствовать сокращению рисков инвестиций и повысит заинтересованность недропользователей в приобретении новых участков [8]. Стимулом к увеличению объемов поисково-разведочных работ может стать введение налоговых преференций, а также других форм поддержки со стороны государства для недропользователей, выразивших желание взять новые участки с низкой геологической изученностью в труднодоступных районах со слаборазвитой инфраструктурой. Прежде всего, такая поддержка нужна компаниям-представителям малого и среднего бизнеса, которых в регионе большинство. Это может быть предоставление кредитов малым нефтяным предприятиям на более выгодных условиях, отсрочка разового платежа за пользование недрами по факту открытия месторождения и др. [9].

Введение хотя бы некоторых из вышеперечисленных мер позволит улучшить воспроизводство минерально-сырьевой базы УВ-сырья в СевероЗападном федеральном округе — в регионе, обладающем существенным УВ-потенциалом, особенно в северо-восточной его части — Тимано-Печорской НГП, причем не только на суше, но и на морском ее продолжении. Территориальная близость к европейским рынкам сбыта определяет возможность более активного освоения Тимано-Печорской НГП, расширения существующего трубопроводного транспорта в сухопутной части провинции и организации морского транспорта в северной части Ненецкого АО.

Основные перспективные направления геолого-разведочных работ для воспроизводства УВ в Тимано-Печорской НГП неоднократно и подробно описаны в ряде публикаций [7, 10, 11]. Для проведения региональных геолого-разведочных работ это преимущественно периферийные части Тимано-Пе-чорской НГП — северная часть Ижма-Печорской впадины, Малоземельско-Колгуевская моноклиналь и Коротаихинская впадина. Как показал выполненный анализ состояния недропользования, актуальность этих направлений не утратила своего значения и в настоящее время в связи с недостаточностью объема полученной информации для успешного проведения лицензионной политики в этих районах. К ним необходимо добавить малоизученные южные части Западно-Уральской НГО и северо-восточные части Северо-Предуральской НГО. Важное значение для региона имеет и шельфовое продолжение Тима-но-Печорской НГП. При формировании направлений лицензионной деятельности необходимо учитывать интерес недропользователей к районам с хорошо изученной и подтвержденной нефтегазоносностью, та-

Рис. 10. Состояние массива действующих лицензий Тимано-Печорской НГП (суша) в 2009–2019 гг.

Fig. 10. The state of the valid licenses selection in the Timan-Pechora Petroleum Province (onshore) in 2009–2019

о.Колгуев

НАРЬЯН-МАР

ВОРКУТА

ПЕЧОРА

СЫКТЫВКАР

ИВДЕЛЬ

Пермский край

ЧЕРДЫНЬ

135 км

КРАСНОВИШЕРСК

Республика КОМИ

Усл. обозначения к рис. 10

Legend for Fig. 10

Участки недр, предлагаемые к лицензированию в рассматриваемый период ( 1 – 5 ): 1 — выдана лицензия НР/НЭ, 2 — выдана лицензия НП, 3 — участок остался в нераспределенном фонде недр, 4 — лицензия сдана, 5 — действующая лицензия на 01.01.2009 г.

Остальные усл. обозначения см. на рис. 5

Subsoil areas proposed for licensing in the considered period ( 1 – 5 ): 1 — NR/NE* license is issued, 2 — NP** license is issued, 3 — the area remains in unallocated fund of subsurface mineral resources, 4 — license is returned, 5 — valid license as on 01.01.2009.

• *    NR — a license for HC geological studies, exploration and development;

• *    NE — a license for HC exploration and development;

• * * NP — a license for geological studies with a purpose of HC fields prospecting and evaluation.

For other Legend items see Fig. 5

ких как Печоро-Колвинская и Хорейверская НГО, где есть достаточно много незалицензированных участков недр. Более тщательная подготовка геологоэкономической документация для них будет способствовать успешному проведению аукционов.

Нефтяные ресурсы Балтийской СНО имеют преимущественно региональное значение, но, благодаря высокому качеству (легкие, малосернистые, малопарафинистые), неглубокому залеганию и расположению на территории со сформированной ин-

фраструктурой, разработка запасов нефти в Калининградской области характеризуется низкой себестоимостью, обеспечивающей рентабельную добычу из низкодебитных скважин на очень мелких месторождениях. Перспективным направлением для увеличения ресурсной базы недр Калининградской области и поддержания добычи может быть как более активное освоение ее морского продолжения (шельф Балтийского моря), так и изучение ордовикского и силурийского нефтегазоносных комплексов [12].