Разведанных запасов нефти в России может не хватить для стабилизации достигнутого уровня добычи нефти на ближайшие 10 лет, выяснили чиновники Минприроды, сообщают «Ведомости». В главном добывающем регионе страны, Западной Сибири, в 1993-2005 гг. добыто 3,07 млрд т нефти, а запасы сократились на 3,1 млрд т, заявил директор департамента государственной политики МПР Сергей Федоров на международном форуме «Топливно-энергетический комплекс России: региональные аспекты». И это несмотря на открытие в регионе 200 новых месторождений, сокрушается чиновник: их резервы не смогли компенсировать объема списанных запасов. В целом по России превышение добычи нефти над приростом запасов в 1994-2005 гг. составило более 1,1 млрд т, а газа — 2,4 трлн куб. м, добавил Федоров. Все 179 крупных и крупнейших месторождений, на которые приходится 75% добычи российской нефти, в значительной степени истощены, а на долю 1800 открытых мелких месторождений приходится всего 10% разведанных запасов, подсчитало Минприроды.

На инвестициях в геологоразведку нефтяники экономят. По данным Минприроды, в 2005 г. недропользователи потратили на геологоразведку 4,2 млрд руб., в 2006 г. — 5,8 млрд руб. Из федерального бюджета траты были еще меньше: 1,3 млрд руб. в 2005 г. и 1,97 млрд руб. в 2006 г. Инвестиции в геологоразведку действительно очень скромные, особенно в Восточной Сибири, говорит Нестеров, в прошлом году нефтяники потратили на нее треть от того, что предусматривалось в лицензионных соглашениях.

Главная причина, по мнению Федорова, в «интенсивной эксплуатации месторождений», не всегда подкрепленной внедрением современных технологий.

При существующей технологии разработки месторождений около 70% нефти остается в недрах, сетует чиновник. По его словам, коэффициент извлечения нефти в России — 0,35, тогда как в Норвегии — 0,45, в Саудовской Аравии и США — 0,5.

Большинство российских компаний, в первую очередь ЮКОС и «Газпром нефть» (бывшая «Сибнефть»), добивались рекордных показателей добычи, применяя агрессивные технологии (гидроразрыв пласта, в разы увеличивающий выход нефти из скважины) и не уделяя должного внимания геологоразведке и разработке новых месторождений, соглашается аналитик «Тройки Диалог» Валерий Нестеров. До приобретения «Газпромом» «Сибнефть» ходила в фаворитах у инвесторов из-за рекордных темпов роста нефтедобычи при очень скромных капитальных и операционных затратах. В 2001 г. прирост ее добычи составил 20%, в 2002 г. — 27%, в 2003 г. — 19%. Теперь добыча компании стагнирует.

Впрочем, с 2005 г. ситуация с восполнением запасов улучшилась, говорит Нестеров, по предварительным данным того же МПР, в 2006 г. прирост запасов нефти составил 570 млн т (119% к 2005 г.), а газа — 650 млрд куб. м (99%). Но это результат не столько разведки и открытия новых месторождений, сколько пересмотра запасов действующих. Например, запасы Штокмановского месторождения были увеличены с 3,2 до 3,7 трлн куб. м газа.

Нефтяники не разделяют опасений чиновников. Не все так катастрофично, говорит представитель «Лукойла» Геннадий Красовский, в Татарстане разработка месторождений началась на 30-40 лет раньше, чем в Западной Сибири, но добыча там пока не падает. «Геологию не обманешь, — признает он, — поэтому надо осваивать новые регионы, что мы и делаем в Тимано-Печоре и на Каспии». «Лукойл», по словам Красовского, планирует наращивать добычу на 5% в год.

Нефтепродукты на eOil.ru