Нефть и конденсат

Состояние сырьевых ресурсов нефти и конденсата Российской Федерации

Источники: 1– ГБЗ РФ, 2 – Количественная оценка начальных суммарных ресурсов углеводородов РФ по состоянию на 01.01.2017 (ФГБУ «ВНИГНИ», 2020 г.)

Воспроизводство и использование сырьевой базы нефти и конденсата Российской Федерации, млн т

Источники: 1 – ГБЗ РФ, 2 – Банк России, 3 – Минэнерго России

В соответствии со Стратегией развития минерально-сырьевой базы Российской Федерации до 2035 года, утвержденной распоряжением Правительства РФ от 22.12.2018 № 2914-р, нефть относится ко второй группе полезных ископаемых, для которых достигнутые уровни добычи недостаточно обеспечены запасами разрабатываемых месторождений на период до 2035 г. Нефть также входит в перечень основных видов стратегического минерального сырья, утвержденный распоряжением Правительства РФ от 30.08.2022 № 2473-р.

Российская сырьевая база жидких углеводородов на современном этапе, благодаря значительному объему и качественным характеристикам, обеспечивает нефтью и нефтепродуктами отечественных потребителей, а также позволяет отправлять на экспорт около половины добываемого сырья.

Состояние мирового рынка нефти

Россия занимает пятое место в мире по запасам жидких углеводородов; масштабы и уровень освоенности отечественной сырьевой базы обеспечивает стране второе место в рейтинге стран-производителей.

Извлекаемые запасы жидких углеводородов подсчитаны более чем в 50 странах мира и оцениваются в 250,8 млрд т, объем мировой добычи в 2021 г. увеличился до 4,2 млрд т (+1,5% относительно 2020 г.) (табл. 1).

Таблица 1 Запасы и добыча жидких углеводородов в мире

* Извлекаемые запасы нефти и конденсата кат. А+В₁+С₁ Источники: 1 – BP Statistical Review of World Energy, 2 – ГБЗ РФ

С 2017 г. крупнейшим мировым производителем нефти и конденсата являются США. В 2014–2019 гг. рост нефтедобычи в стране превышал 10,2% в год благодаря успешной разработке сланцевых залежей. В 2020 г. из-за резкого сокращения спроса, сложной экономической ситуации, вызванной пандемией коронавирусной инфекции COVID-19 и резкого падения цен нефтедобыча снизилась на 34 млн т (или на 4,6%) — до 712,7 млн т. В 2021 г. сокращение добычи продолжилось: оно составило 1,6 млн т. Основным центром добычи сланцевой нефти является Пермский бассейн, расположенный на территории шт. Техас и Нью-Мексико; поставки на мировой рынок традиционной нефти обеспечивает шельф Мексиканского залива.

В Саудовской Аравии также продолжилось снижение добычи жидких УВС: в 2020 г. оно составило 37 млн т (-6,6%), в 2021 г. — 4,6 млн т (-0,9%). Снижение объемов добычи — результат вынужденных мер по стабилизации ситуации на рынке в рамках действия соглашения ОПЕК+. Нефтяные месторождения страны отличаются благоприятными горнотехническими условиями отработки и характеризуются низкой себестоимостью добычи. Страна поставляет на мировой рынок сырье высокого качества — легкую малосернистую нефть.

Пятерку стран с наибольшей добычей нефти и газового конденсата замыкают Канада и Ирак. В 2021 г. Канада увеличила добычу на 14,9 млн т; большая часть прироста пришлась на обогащенный битум из нефтеносных песков. В Ираке (является членом ОПЕК) добыча продолжила снижение, которое в 2020 г. составило 32,2 млн т (-13,7%), в 2021 г. — 1,2 млн т (- 0,6%).

В Венесуэле добыча нефти и конденсата после пяти лет снижения, вызванного внутренней нестабильностью и введенными США экспортными санкциями, а также последствиями пандемии COVID-19, в 2021 г. выросла на 6 млн т (+22%). Это произошло благодаря активизации сервисных компаний и соглашению Венесуэлы и Ирана об обмене тяжелой венесуэльской нефти на иранский конденсат, что позволило Венесуэле разбавлять свою нефть для экспорта. Венесуэла обладает крупнейшими в мире запасами нефти, однако большая их часть представлена трудноизвлекаемой тяжелой и сверхтяжелой нефтью, заключенной в битуминозных песках нефтегазоносного бассейна Ориноко.

Тенденция роста добычи нефти из нетрадиционных источников за последние 5 лет приобрела устойчивый характер: ежегодный ввод в эксплуатацию новых месторождений из традиционных источников составляет не более 15–20%, что свидетельствует о высокой разведанности основных нефтегазоносных бассейнов мира и качественном ухудшении состояния традиционных запасов в мире. В добыче нефти все большее значение приобретают сланцевые (сланцеподобные) толщи благодаря их интенсивному освоению в США, а также подсолевые толщи, активную эксплуатацию которых ведет Бразилия. В настоящее время доля нетрадиционной нефти в мировой добыче составляет около 11%, тогда как в 2012 г. не превышала 2%.

Мировое потребление жидких углеводородов последнее десятилетие росло. Единственным годом, когда эта тенденция нарушилась, стал 2020 г., по итогам которого произошел резкий спад до уровня 2012 г. Восстановление мировой экономики в 2021 г. привело к значительному росту мирового потребления жидких углеводородов: по данным BP Statistical Review of World Energy, в 2021 г. оно выросло по отношению к 2020 г. на 6% — с 88,7 до 94,1 млн барр./сут. Крупнейшими потребителями, как и в последнее десятилетие, были США (18,7 млн барр./сут.) и Китай (15,4 млн барр./сут.), совместно обеспечившие 36,2% мирового потребления. В число крупнейших потребителей также вошли Индия (4,9 млн барр./сут.), Саудовская Аравия (3,6 млн барр./сут.), Россия (3,4 млн барр./сут.), Япония (3,3 млн барр./сут.), Южная Корея (2,8 млн барр./сут.) и Бразилия (2,3 млн барр./сут.); суммарная доля этих шести стран в мировом показателе составила 21,6%. На остальные страны пришлось менее 43% потребления.

В силу уникальности нефти каждого конкретного месторождения по химическому и фракционному составу и физическим свойствам, влияющим на процесс ее переработки, для упрощения международной торговли были введены «маркерные», или «эталонные» сорта нефти, которые характеризуются определенными граничными значениями основных показателей. Конкретные сорта связаны с определенными регионами добычи (табл. 2). Существует несколько основных маркерных сортов нефти, из которых на рынке наиболее значимы Brent, WTI и Dubai Crude — цены на них устанавливаются в ходе торгов на международных биржах. Для остальных сортов стоимость рассчитывается на основе различий с эталонными.

Таблица 2 Основные характеристики маркерных сортов нефти

Источники: Международное Энергетическое Агентство (МЭА), ЦДУ ТЭК

В качестве эталона для европейской и азиатской нефти используется сырая нефть марки Brent, добываемая на шельфе Северного моря и представляющая собой смесь сортов, добываемых на четырех месторождениях региона: Brent, Forties, Oseberg, Ekofisk. Она характеризуется преобладанием в составе легких фракций и низким содержанием серы.

Схожими параметрами обладает техасская марка West Texas Intermediate (WTI) — эталон для сортов нефти, добываемых в США и прочих странах Западного полушария.

Для сравнительной характеристики сортов, поступающих из Ближневосточного и Азиатско-Тихоокеанского регионов, используют параметры марки Dubai Crude, добываемой в эмирате Дубай (ОАЭ) — она несколько тяжелее Brent и WTI и заметно сернистее.

Основным сортом российской нефти является Urals — на него приходится две трети российского экспорта. Его отличают достаточно высокая плотность, сопоставимая с маркой Dubai, и среднее по уровню содержание серы. Остальные поставки приходятся на сравнительно низкосернистые и более легкие сорта ESPO, Sokol, Siberian Light, Vityaz, Arctic Oil (ARCO). В первом полугодии 2022 г. возрастает роль сорта ESPO, поставляемого в Азию по нефтепроводной системе «Восточная Сибирь – Тихий океан», которая работает на максимальной мощности.

Конъюнктура мирового нефтяного рынка находится под влиянием макроэкономических факторов, таких как баланс спроса и предложения, геополитической ситуации, темпов экономического развития. Нисходящая динамика цен на нефть в 2013–2016 гг. была главным образом обусловлена избыточным предложением нефти на рынке (рис. 1). Восстановление цен началось в 2017 г. благодаря заключению Соглашения об ограничении добычи нефти между странами ОПЕК и еще 11 странами, присоединившимися к ним. Поставки нефти также сдерживали сбои, связанные с пандемией коронавирусной инфекции COVID-19, в то время как спрос оставался на допандемийном уровне. Складские запасы и избыток сырья на рынке сократились, что в сочетании с ростом спроса подтолкнуло цены вверх.

Рост цен на нефть продолжался недолго. Уже в 2019 г., несмотря на продление соглашения ОПЕК+ и ростом потребления в ряде стран, среднегодовая стоимость марки Brent упала на 9,9% по сравнению с уровнем предыдущего года — до 64,3 долл./барр. Причинами этого стал целый ряд факторов: санкции США в отношении Венесуэлы и Ирана, торговая война между США и Китаем, нападение на нефтяные месторождения Саудовской Аравии. Еще более серьезным испытанием для нефтяного рынка стал 2020 г. Карантинные меры, спад промышленного производства и деловой активности привели к беспрецедентному снижению спроса на нефть и, как следствие, снижению цен на мировых товарных биржах. Стремительное падение нефтяных цен заставило страны-участницы ОПЕК+ договориться о введении ограничения объемов нефтедобычи весной 2020 г. Это, а также рост промышленного производства и восстановление спроса на нефть после отмены карантинных ограничений, вызванных пандемией, обеспечили положительную динамику цен в ряде ключевых стран мира, которая сохранилась в 2021 г.

Обострение геополитической ситуации в I квартале 2022 г. привело к новой волне роста цен на нефть: средняя цена марки Brent в июне достигла 123 долл./барр. (+41% по отношению к январю). Существенную роль сыграл отказ части европейских заказчиков от долгосрочных контрактных поставок российской нефти, а также проблемы с логистикой. Значимой для России особенностью 2022 г. стал увеличившийся дисконт стоимости российской нефти марки Urals по отношению к Brent: к середине 2022 г. он достиг 33 долл. вместо 1–2 долл. в 2021 г. (российский сорт имел небольшой дисконт по отношению к североморскому эталону исторически). В результате в июне 2022 г. зарубежные покупатели приобретали российскую нефть за 90 долл./барр. (рис. 2).

Состояние сырьевой базы нефти и конденсата России

По состоянию на 01.01.2022 российские извлекаемые запасы нефти составляют 31,2 млрд т.

Промышленные нефтяные залежи, приуроченные к различным стратиграфическим комплексам, открыты в 37 субъектах Российской Федерации, а также на акваториях Охотского, Балтийского, Каспийского, Баренцева, Азовского, Карского морей и моря Лаптевых (рис. 3). Российская сырьевая база жидких углеводородов отличается значительной неравномерностью распределения запасов — в многопластовых месторождениях, расположенных на территории Ханты-Мансийского АО – Югра (ХМАО – Югра), Ямало-Ненецкого АО (ЯНАО) и Красноярского края, сосредоточено более 62% (19,3 млрд т) извлекаемых запасов нефти страны (табл. 3).

Рис. 3 Распределение запасов нефти по территории Российской Федерации (млрд т) и ее основные месторождения

Источник: ГБЗ РФ

Таблица 3 Основные месторождения нефти

* Н — нефтяное, ГН — газонефтяное, НГ — нефтегазовое, НГК — нефтегазоконденсатное
** Э — эксплуатируемое (разрабатываемое), Р — разведываемое
*** часть запасов находится в нераспределенном фонде недр Источник: ГБЗ РФ

Качество российской нефти в целом соответствует мировым стандартам, лишь немного уступая лучшим зарубежным сортам (Brent, Dubai Crude) по плотности, содержанию серы и фракционному составу. Около половины запасов страны представлено высококачествеными сортами нефти: к легкой нефти относится 43,9% запасов категорий А+В₁+С₁, к мало- и среднесернистым — 49,4%.

Месторождения нефти на территории России сосредоточены в большинстве нефтегазоносных провинций (НГП), границы которых корректируются в ходе работ по созданию единой карты нефтегазогеологического районирования страны (рис. 4).

Рис. 4 Схема нефтегазогеологического районирования территории Российской Федерации

Источник: ФГБУ «ВНИГНИ»

В России ключевую роль в сырьевой базе жидких углеводородов играет Западно-Сибирская НГП, захватывающая территорию субъектов Уральского (ХМАО – Югра, ЯНАО, Тюменской области) и Сибирского (Омской, Томской, Новосибирской областей и части Красноярского края) округов, на территории которых заключено более 60% нефти страны.

В Западно-Сибирской НГП выделено 11 нефтегазоносных комплексов (НГК). Наиболее крупные и высокодебитные скопления нефти, эксплуатирующися в течение многих лет, приурочены к неокомскому НГК: Приобское, Самотлорское, Усть-Балыкское, Приразломное, Мамонтовское месторождения. По качественным характеристикам неокомская нефть лучше экспортируемой смеси российских нефтей Urals: она более легкая (0,85 г/см³), среднесернистая, с низкой вязкостью и небольшим содержанием примесей. Селективная отработка нефти этого горизонта привела к его высокой выработанности, достигающей 65%, и сокращению его доли в национальной нефтедобыче. Растет добыча нефти из трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ) ачимовского, баженово-абалакского, васюганского НГК.

Около 15% извлекаемых запасов нефти учтены в Волго-Уральской НГП, расположенной на территории Приволжского ФО. Здесь выделяется 9 нефтегазоносных комплексов, основные запасы нефти связаны с верхнетурнейско-визейским, среднефранско-турнейским и нижне-верхнедевонским НГК. В уникальных и крупных по запасам месторождениях, в числе которых Ромашкинское, Бавлинское, Ново-Елховское, Арланское, заключено две трети запасов провинции. В пределах провинции широко распространены мелкие и очень мелкие месторождения с запасами менее 5 млн т и 1 млн т соответственно. По качеству нефть уступает западно-сибирской — она преимущественно тяжелая, высокосернистая и высоковязкая и требует дополнительной переработки.

В пределах Лено-Тунгусской НГП, охватывающей территорию Сибирского и Дальневосточного ФО (Красноярский край, Иркутская обл. и Республика Саха (Якутия)), разведано около 10% запасов нефти страны. Здесь выделено 9 НГК, однако основные запасы приурочены к рифей-нижнекембрийским образованиям. В двух уникальных месторождениях — Юрубчено-Тохомском и Куюмбинском — заключена почти половина запасов нефти провинции, примерно половина конденсата — в газоконденсатном Ковыктинском месторождении. Остальные запасы жидких углеводородов распределены между мелкими объектами. Нефть месторождений Восточной Сибири одна из самых качественных в стране — она легкая, малосернистая и имеет низкую вязкость.

Около 8% российских запасов нефти содержится в месторождениях Тимано-Печорской НГП, расположенных на территории субъектов Северо-Западного ФО, а также на прилегающем шельфе Баренцева и Печорского морей. Здесь разведаны крупнейшие в стране месторождения высоковязкой нефти — Ярегское и Усинское в Республике Коми. В провинции выделено 9 НГК; основные запасы нефти заключены в силурийско-девонском и пермском комплексах. Качественные характеристики нефти схожи с волго-уральской; примерно две трети запасов представлены сернистыми и высокосернистыми разновидностями, значительна доля тяжелой и высоковязкой нефти.

В Северо-Кавказской и Прикаспийской НГП, расположенных на территории Южного, Северо-Кавказского и частично Приволжского ФО, а также на акваториях Черного и Каспийского морей, заключено около 3% российских запасов нефти. История нефтедобычи в России началась именно на сухопутной части этих провинций, поэтому они имеют самую высокую в стране степень выработанности разведанных запасов — более 86%. В провинциях учтены только мелкие по запасам нефти месторождения, основной интерес представляют морские акватории, разработка месторождений которых только начинается. Кроме того, в недрах месторождений Прикаспийской НГП заключена пятая часть запасов конденсата страны, почти все они сосредоточены в двух крупных газоконденсатных месторождениях: Центрально-Астраханском и Астраханском.

Все большее значение придается освоению прибрежных российских территорий. Суммарно на шельфе заключено 4,5% запасов нефти и 10,8% запасов конденсата страны. Степень изученности российских акваторий неоднородна, сравнительно хорошо исследованы акватории Каспийского и Азовского морей, Охотского моря (в районе о. Сахалин), прибрежная часть северных морей — Баренцева и Печорского. Шельф остальных арктических морей в большинстве своем мало изучен.

Основная часть запасов жидких углеводородов акваторий локализована на шельфе Баренцева моря, в составе Восточно-Баренцевской НГП. Здесь разведаны крупные запасы конденсата в недрах Штокмановского газоконденсатного месторождения, нефти — в нефтяных месторождениях Приразломное, Долгинское и Медынское-море. Немного уступают запасы Каспийского моря, здесь сравнительно недавно открыты крупные нефтегазоконденсатные месторождения — им. Ю. Корчагина, им. В. Филановского, Ракушечное и Хвалынское. Две трети запасов нефти шельфа Охотского моря приурочены к двум крупным нефтегазоконденсатным месторождениям — Аркутун-Дагинское и Пильтун-Астохское; крупные запасы конденсата заключены в Южно-Киринском и Южно-Лунском месторождениях.

Увеличивается роль нетрадиционных источников углеводородного сырья, к которым относят: трудноизвлекаемые залежи, отличающиеся аномальными физико-химическими свойствами (высоковязкие, сверхвысоковязкие) и скопления УВС с низкими фильтрационными свойствами, расположенные в низкопроницаемых породах; месторождения, удаленные от основных инфраструктурных объектов и/или находящиеся в суровых климатических условиях (например, Арктическая зона, шельф). Вовлечение в разработку ресурсов нетрадиционных скоплений углеводородов приобретает особую актуальность в связи с намечающимся исчерпанием более доступных нефтяных залежей, но требует применения технологий, обеспечивающих рентабельное извлечение.

Наибольший практический интерес представляют скопления углеводородов в высокоуглеродистых сланцеподобных толщах различного состава — так называемые залежи «сланцевой» нефти. В России высокоуглеродистые сланцеподобные толщи выявлены в пределах Западно-Сибирской НГП (баженовская и абалаковская свиты поздней юры – раннего мела), Волго-Уральской и Тимано-Печорской НГП (доманиковая формация в отложениях франско-турнейского возраста), в Предкавказском прогибе (кумская свита и хадумский горизонт олигоцен-миоценового и олигоценового возраста) и Сибирской НГП (куонамская и иниканская свиты в отложениях нижнего – среднего кембрия).

Трудноизвлекаемые запасы нефти выросли за последние 10 лет почти в 2 раза (рис. 5), в основном — за счет низкопроницаемых залежей, отложений тюменской свиты и ачимовской толщи.

Степень освоенности сырьевой базы нефти России высока — в распределенном фонде недр находится 96% технологически извлекаемых запасов (рис. 6).

По состоянию на 01.01.2022 Государственным балансом запасов учитывается 3 290 объектов: 2 320 месторождений в группе разрабатываемых и 970 в группе разведываемых. В нераспределенном фонде недр учитывается 420 месторождений, большинство из них относятся к мелким и очень мелким (запасы менее 5 млн т и 1 млн т соответственно). Кроме того, неосвоенной остается часть ТРИЗ, включая запасы баженовской свиты по ряду крупных и уникальных месторождений.

Состояние нефтяной промышленности России

Добыча

За последнее десятилетие добыча жидких углеводородов в России выросла на 0,5%; добыча нефти за этот период упала на 2% (рис. 7). Наиболее значимое снижение произошло в 2020–2021 г. в связи с глобальным снижением спроса на нефть из-за пандемии COVID-19 и участием России в соглашении ОПЕК+. При этом в Красноярском крае, Иркутской области, Республике Саха (Якутия) добыча росла, в ХМАО – Югра — снижалась.

В 2021 г. добыча жидких углеводородов достигла 516,9 млн т, в том числе нефти — 486,1 млн т (+2% относительно 2020 г.), конденсата — 30,8 млн т (+3,9%).

Растет добыча нефти из трудноизвлекаемых запасов: в 2021 г. она составила почти четверть от суммарной по России. С 2012 г. ее объем вырос в 2 раза, достигнув в 2020 г. 111 млн т (рис. 8). Основными источниками добычи из ТРИЗ являются низкопроницаемые отложения и тюменская свита.

Важнейшими показателями разработки нефтяных месторождений являются текущий коэффициент извлечения нефти (КИН), характеризующий долю отобранных запасов, и конечный КИН, характеризующий долю запасов, которая может быть извлечена из недр при существующих технологиях добычи нефти и в действующих экономических условиях.

С 2012 г. КИН для запасов нефти категорий А+В₁+С₁ постепенно снижается: с 0,381 до 0,366 в 2021 г. (рис. 9). Основной причиной этого стало ухудшение структуры запасов, вызванное ростом доли открываемых месторождений с неблагоприятными геолого-физическими характеристиками залежей и опережающей выработкой высокопродуктивных объектов, менее трудоемких в освоении. Динамика изменения конечного КИН для суммы запасов всех категорий аналогична, однако его величина ниже за счет запасов категорий В₂ и С₂, имеющих, как правило, меньшие величины КИН из-за менее активного вовлечения в разработку запасов низкого качества.

Лидирующим регионом по добыче нефти в России традиционно является Уральский ФО, обеспечивший 53,9% добытого сырья в стране. Самый существенный вклад в производство вносят месторождения ХМАО – Югра; однако в последние годы их доля снижается при увеличении доли ЯНАО и Тюменской области. За последнее десятилетие добыча в ХМАО – Югра упала на 44 млн т (или на 17%), что частично компенсировалось ростом производства в ЯНАО на 13,2 млн т и в Тюменской области на 3 млн т (рис. 10).

Рис. 10 Распределение добычи нефти и конденсата по территории Российской Федерации, млн т

Источник: ГБЗ РФ

Самыми продуктивными в России, несмотря на многолетнюю эксплуатацию, остаются уникальные месторождения ХМАО – Югра: Приобское, Самотлорское, Приразломное и Красноленинское, в 2021 г. на них было добыто 12,8% российской нефти. Еще 3% российской нефтедобычи получено на крупных месторождениях Федоровское и Мамонтовское. С каждым годом возрастает роль недавно введенных в эксплуатацию месторождений, среди которых Северо-Лабатьюганское, Лянторское, Малобалыкское, Повховское, Рогожниковское и ряд других объектов.

Еще 7,4% добычи обеспечили месторождения ЯНАО, где ее центрами являются Новопортовское и Восточно-Мессояхское месторождения, введенные в эксплуатацию в 2012 и 2014 гг. соответственно. Активный рост нефтедобычи в регионе вызван запуском ряда крупных национальных проектов (нефтеналивной терминал Ворота Арктики, нефтепровод Заполярье–Пурпе и др.), а также вводом в эксплуатацию Восточно-Мессояхского и Пякяхинского месторождений. На месторождениях ЯНАО добывается около 70% российского конденсата.

Месторождения Тюменской области в 2021 г. обеспечили 2,2% нефтедобычи, наиболее значительный вклад в этот объем обеспечило Усть-Тегусское месторождение.

Вторым по значимости регионом нефтедобычи России является Приволжский ФО, обеспечивший в 2021 г. 22,8% национальной добычи; из них в Республике Татарстан получено 7,1%, в Оренбургской области — 4,4%, в Самарской области и Пермском крае — по 3,2%, в Республике Башкортостан — 2,5%, в Удмуртской Республике — 2%. Большинство месторождений округа давно разрабатываются и имеют высокую степень выработанности запасов. Благодаря применению новых технологий увеличилась добыча трудноизвлекаемых запасов нефти, ранее считавшихся нерентабельными. Крупнейшими в округе по объемам добычи являются Ромашкинское и Ново-Елховское месторождения в Республике Татарстан.

Существенен вклад Сибирского ФО — в 2021 г. на его месторождениях получено 8,8% добытой в стране нефти. Основная ее часть приходится на месторождения Красноярского края (3,9% российской добычи в 2021 г.) и Иркутской области (3,5%). В меньших объемах нефть получают в Томской (1,4%), Омской (0,02%) и Новосибирской (0,01%) областях. Ведущее место в округе по запасам и добыче нефти занимает Ванкорское месторождение в Красноярском крае, расположенное в Арктической зоне Российской Федерации. Значителен вклад в добычу нефти Верхнечонского и Ярактинского месторождений в Иркутской области и Сузунского месторождения в Красноярском крае.

Вклад других российских регионов в нефтедобычу значительно меньше. В Северо-Западном ФО основные ее центры расположены в Республике Коми и Ненецком АО (2,7% и 2,4% российской добычи в 2021 г.). Основными месторождениями являются Усинское (Республика Коми) и Харьягинское (Ненецкий АО).

Доля Дальневосточного ФО в национальной добыче составляет 3,6%. Центром нефтедобычи в регионе являются месторождения Республики Саха (Якутия): крупнейшее месторождение — Талаканское; растет добыча на Среднеботуобинском и Северо-Талаканском месторождениях. В значительно меньшем объеме добыча ведется на сухопутной части о. Сахалин.

Падает нефтедобыча в старейших нефтедобывающих регионах на юге России — в Северо-Кавказском и Южном ФО. В 2021 г. месторождения округов обеспечили всего 0,5% российского показателя.

В морской части наиболее продуктивными являются акватории Охотского и Каспийского морей, в 2021 г. суммарно обеспечившие 4,4% добытого сырья. Еще 0,8% пришлось на месторождения Баренцева, Балтийского и Азовского морей. Акватории обеспечивают 5,2% российской добычи нефти.

Степень выработанности разбуренных запасов нефти в целом по стране по сравнению с 2020 г. увеличилась с 57,1% до 57,5%, что обусловлено опережающими темпами роста накопленной добычи по сравнению с темпами роста начальных извлекаемых запасов. Наибольшей выработанностью характеризуются Северо-Кавказский и Южный ФО, наименьшей — шельфовые территории и Сибирский ФО (рис. 11).

В 2021 г., по данным Минэнерго России, добычу нефти и конденсата в стране вели 338 нефтегазодобывающих предприятий, в том числе нефти 276 предприятий. Из них в состав вертикально интегрированных компаний (ВИНК) входят 70 компаний, на долю которых приходится большая часть добычи жидких углеводородов. Остальные 268 нефтегазодобывающих предприятий — независимые или совместные предприятия, либо совместные предприятия с долевым участием ВИНК, а также совместные предприятия, действующие на основе соглашения о разделе продукции (операторы СРП), которое регулирует вопросы добычи полезных ископаемых в России иностранными компаниями.

В 2021 г. 5 крупнейших вертикально интегрированных компаний — ПАО «НК «Роснефть», ПАО «ЛУКОЙЛ», ПАО «Газпром нефть», ПАО «Сургутнефтегаз» и ПАО «Татнефть» — добыли 393,8 млн т жидких углеводородов (+4,3 млн т относительно 2020 г.). Добыча нефти менее крупными ВИНК, а также независимыми и совместными компаниями составила 105,3 млн т (+7,4%), операторами СРП — 16,9 млн т (–9,1%) (рис. 12).

Лидирующее положение в стране занимает государственная компания ПАО «НК «Роснефть», ведущая добычу углеводородов в Западной и Восточной Сибири, Поволожском и Уральском регионах, на Дальнем Востоке, Краснодарском крае, а также на шельфах морей. В 2021 г. 38,5% добычи холдинга обеспечили 6 месторождений: Приобское, Самотлорское, Приразломное, Малобалыкское (ХМАО – Югра), Ванкорское (Красноярский край), Верхнечонское (Иркутская обл.). Основные объемы конденсата компания добывает на Уренгойском (АО «Роспан-Интернешнл»), Ванкорском (АО «Ванкорнефть») и Юрубчено-Тохомском (АО «Восточно-Сибирская нефтегазовая компания») месторождениях. Добыча конденсата в 2021 г. составила 3,6 млн т.

Основная ресурсная база ПАО «Лукойл» располагается в Западной Сибири (ХМАО – Югра). Кроме того, добыча нефти и конденсата осуществляется в Пермском крае, Ненецком АО, Республике Коми, на континентальном шельфе.

Около половины (31,1 млн т) нефтедобычи холдинга обеспечивает его дочернее предприятие ООО «Лукойл-Западная Сибирь»; из них две трети объемов получают на Ватьеганском, Тевлинско-Русскинском, Повховском и Южно-Якунском месторождениях. Еще 38% (28,9 млн т) добывают ООО «Лукойл-Пермь» и ООО «Лукойл-Коми». В 2021 г. добыча нефти и конденсата холдингом (без учета доли в совместных предприятиях) составила 75,7 млн т (+3,2%). Несмотря на ограничения добычи по сделке ОПЕК+, компания продолжила развитие приоритетных проектов. Суммарная добыча нефти и газового конденсата на западно-сибирских месторождениях им. В. Виноградова, Имилорском, Средне-Назымском и Пякяхинском в 2021 г. выросла до 4,5 млн т (+8,1%).

ПАО «Сургутнефтегаз» на протяжении последних лет удерживало стабильный уровень добычи нефти в 60–62 млн т/год, обеспечивая 10–11% российского производства. В 2021 г. компания увеличила добычу жидких углеводородов на 0,9% — до 55,3 млн т. Основной регион деятельности компании — ХМАО – Югра; меньшие объемы поступают с месторождений Тюменской области, ЯНАО и Республики Саха (Якутия). Две трети нефтедобычи обеспечивают 9 месторождений, 8 из которых расположены в ХМАО – Югра (Федоровское, Рогожниковское, Русскинское, Северо-Лабатьюганское, Восточно-Сургутское, Лянторское, Западно-Сургутское, Быстринское) и одно — в Республике Саха (Якутия) (Талаканское). В 2021 г. наибольшее увеличение (на 4,2%) наблюдалось в Республике Саха (Якутия), наибольшее снижение — на старых месторождениях ХМАО – Югра.

ПАО «Газпром нефть» ежегодно добывает порядка 9–10% жидких углеводородов. В 2021 г. добыча нефти с конденсатом составила 50,6 млн т (+1,4%). Холдинг разрабатывает месторождения в крупнейших нефтегазоносных регионах страны — ХМАО – Югра и ЯНАО, а также в Иркутской, Омской, Оренбургской, Томской областях и на шельфе Баренцева моря. Ключевым активом компании является южная часть Приобского месторождения (ООО «Газпромнефть-Хантос»), где в 2021 г. добыто 12,3 млн т нефти. Компания ведет активные работы по развитию крупных проектов разработки Новопортовского, Приразломного и Восточно-Мессояхского месторождений.

Основным регионом деятельности ПАО «Татнефть», добывающей 4–5% российской нефти, традиционно является Республика Татарстан; небольшие объемы нефти также поступают из месторождений Ненецкого АО, Самарской, Оренбургской, Ульяновской областей, Республики Калмыкия. Крупнейшими месторождениями компании являются Ромашкинское, Бавлинское, Ново-Елховское в Республике Татарстан. В 2021 г. добыча компании составила 27,8 млн т (+7%).

Добычу углеводородного сырья из российских недр также ведут иностранные компании, одной из форм сотрудничества которых с Россией является соглашение о разделе продукции (СРП). В 2021 г. продолжили действовать 3 таких проекта: «Сахалин-1», «Сахалин-2» и «Харьягинское СРП». В 2021 г. добыча жидких углеводородов операторами СРП составила 16,9 млн т: 15,1 млн т нефти и 1,8 млн т конденсата.

Первичная переработка

Более половины добытой в стране нефти отправляется на переработку: в 2021 г. на отечественные НПЗ было поставлено 280,8 млн т (+4% относительно 2020 г.).

По состоянию на начало 2022 г. переработку нефтяного сырья в России осуществляли 74 нефтеперерабатывающих предприятия, из которых 26 входят в состав ВИНК, 9 независимых, а также 39 мини-НПЗ. Основные мощности принадлежат ПАО «НК Роснефть», ПАО «Газпром», ПАО «Лукойл», ПАО «Сургутнефтегаз», совместно они обеспечили 75,4% объемов нефтепереработки, или 212 млн т (рис. 13).

Глубина переработки нефти в 2021 г. снизилась по сравнению с 2020 г. на 0,7% — до 83,4%; снижение показали НПЗ практически всех компаний, за исключением ПАО «НК «Роснефть». На 5,7% вырос объем выпуска автомобильного бензина, на 17,2% — авиационного топлива, на 3,2% дизельного топлива, на 7,5% — топочного мазута.

Основные нефтеперерабатывающие мощности принадлежат ПАО «НК «Роснефть», на ее долю приходится треть объемов перерабатываемого в стране сырья. В структуру холдинга входят 13 нефтеперерабатывающих заводов, в том числе крупнейшие Рязанский, Комсомольский и др., а также Ангарский нефтехимический комплекс и несколько мини-НПЗ. Объем переработки на российских НПЗ компании в 2021 г. составил 95,1 млн т (+2,3%). Глубина переработки на предприятиях холдинга составляет 75,8%, выход светлых нефтепродуктов — 56,6%.

Основными российскими перерабатывающими мощностями ПАО «Лукойл» являются 4 НПЗ: Нижегородский, Пермский, Волгоградский и Ухтинский. В 2021 г. компания увеличила объемы переработки на 6,5%, что связано с повышением загрузки на фоне улучшения конъюнктуры в 2021 г, а также с проведением плановых ремонтов в 2020 г.

В перерабатывающий комплекс Группы «Газпром» входят мощности по переработке нефти ПАО «Газпром нефть», а также ООО «Газпром нефтехим Салават» — одного из крупнейших в России производственных комплексов нефтепереработки и нефтехимии. Группа ПАО «Газпром» реализует национальный проект по созданию первого в России современного катализаторного производства вблизи своего основного нефтеперерабатывающего актива — Омского НПЗ, являющегося одним из крупнейших в стране и мире. Кроме того, реализуется второй этап программы модернизации перерабатывающих предприятий, цель которого — увеличение глубины переработки и повышение показателя выхода светлых нефтепродуктов. Весной 2021 г. было подписано инвестиционное соглашение с Минэнерго России о строительстве комплекса глубокой переработки нефти на Омском и Московском НПЗ. Увеличение объемов переработки Группой по итогам 2021 г. составило 3,9%.

Переработка нефти в ПАО «Сургутнефтегаз» осуществляется на Киришском НПЗ, являющимся одним из крупнейших в России. На предприятии ведется модернизация технологической схемы для повышения качества выпускаемой продукции.

Самый высокий уровень глубины переработки нефти (99%) достигла ПАО «Татнефть» на комплексе нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов «ТАНЕКО». Запланированные на 2019–2026 гг. работы на предприятии позволят повысить выход светлых нефтепродуктов до 89%.

Транспортировка сырой нефти и нефтепродуктов для отечественных и зарубежных потребителей осуществляется по развитой системе магистральных нефтепроводов ПАО «Транснефть» (рис. 14).

Рис. 14 Укрупненная схема нефтяной промышленности и системы магистральных трубопроводов

Источники: ФГБУ «ВНИГНИ», Минэнерго России, данные ФГБУ «Росгеолфонд»

Внешняя торговля

На экспорт направляется около половины добытого сырья и продуктов нефтепереработки (рис. 15). После пикового значения в 2019 г. наблюдается снижение поставок сырой нефти за рубеж, так в 2021 г. экспорт сырой нефти сократился на 7,6 млн т относительно уровня 2020 г. — до 231,6 млн т. По сравнению с 2012 годом экспорт сырой нефти снизился на 3,5%. По экспорту нефтепродуктов динамика схожая — его снижение наблюдается после пикового значения в 2015 г. В 2021 г. поставки увеличились на 2%.

Основным направлением экспорта сырой нефти традиционно остаются страны Европы. Главными потребителями российской нефти в регионе являются Нидерланды (37,4 млн т в 2021 г.), Германия (19,2 млн т) и Польша (11,2 млн т), заметные объемы направляются в Италию (8,9 млн т) и Финляндию (6,3 млн т); экспорт в остальные европейские страны незначителен. Крупным потребителем российской нефти в западном направлении также является Беларусь (15,6 млн т) (рис.16).

Примерно треть российских экспортных поставок нефти направляется в страны Юго-Восточной Азии, в 2021 г. в этом направлении отправлено 87 млн т (рис. 16). Расширение поставок связано со значительным спросом в регионе и увеличением мощности основной связующей магистрали — нефтепровода «Восточная Сибирь – Тихий Океан» (ВСТО).

Импорт нефти в Россию в 2021 г. составил 19,8 тыс. т. В основном он поступает из Казахстана, весь объем транспортируется через приграничную Саратовскую область.

Экспорт нефтепродуктов из России в 2021 г. достиг 144,5 млн т, увеличившись относительно уровня в 2020 г. (минимальный за последние восемь лет) на 2,2%. Основными причинами сокращения экспорта в 2020 г. стали ограничения, направленные на борьбу с пандемией, и выполнение условий договоренности о сокращении добычи нефти между государствами, входящими в ОПЕК, и государствами, не являющимися членами ОПЕК. Основным направлением поставок нефтепродуктов остаются страны дальнего зарубежья (более 94% экспорта). Основными получателями являются Нидерланды (15%) и США (12%).

Импорт нефтепродуктов в 2021 г. достиг значения в 1,2 млн т, большей частью это поставляемые в Москву битумы и асфальты.

Внутреннее потребление

Более половины производимых в России нефтепродуктов поступает на внутренний рынок, практически полностью покрывая спрос со стороны отечественных потребителей. В 2021 г. поставки бензина составили 36,6 млн т, дизельного топлива — 39,6 млн т, топочного мазута — 6,6 млн т, авиационного керосина — 10,6 млн т. В процентном соотношени доля основных видов нефтепродуктов, отгруженных 2021 г. на внутренний рынок, от их общего объема производства составила: бензина — 89,7%, дизельного топлива — 49,2%, топочного мазута — 15,1%. Импортируются в основном, специальные виды топлива в ограниченном объеме.

В целом за последнее десятилетие, за исключением 2020 г., внутреннее потребление нефтепродуктов выросло почти на 20%. В 2020 г., вследствие сокращения внешних и внутренних авто- и авиаперевозок, вызванного пандемией COVID-19, отгрузки авиационного керосина, бензина и дизельного топлива на внутренний рынок сократились более чем на 6%. В 2021 г. спрос восстановился практически в полном объеме.

Перспективы развития нефтяной промышленности России

Значительная часть новых проектов освоения нефтегазовых месторождений находится в труднодоступных районах, далеких от промышленных центров с отсутствующей инфраструктурой. Для разработки таких объектов нефтегазовые компании формируют так называемые кластеры, объединяющие месторождения по территориальному принципу, что позволяет добиться значительного экономического эффекта и ввести в разработку давно открытые, но «замороженные» ранее месторождения.

ПАО «НК «Роснефть» в 2021 г. продолжила работы по крупнейшему в мире арктическому проекту «Восток Ойл», объединившему нефтегазовые месторождения на севере Красноярского края и ЯНАО (ресурсная база 6,2 млрд т нефти) с целью создания единой инфраструктуры для добычи и транспортировки нефти. В проект включены Ванкорский, Западно-Иркинский, Пайяхский, Восточно-Таймырский и Западно-Таймырский кластеры. Согласно проектным данным, к 2024 г. месторождения обеспечат 25 млн т, в 2027 г. — 50 млн т, к 2030 г. — 100 млн т нефти. Нефть «Восток Ойла» характеризуется низким содержанием серы (0,01–0,1%) и низкой плотностью.

Ранее введенные в эксплуатацию Ванкорское, Сузунское и Тагульское месторождения в 2021 г. суммарно обеспечили добычу 14,1 млн т нефти. На первых двух объектах добыча достигла полки; на Тагульском продолжается бурение эксплуатационных скважин, выход на проектную мощность ожидается в 2023 г.

В 2021 г. продолжалась опытно-промышленная эксплуатация Лодочного и Пайяхского месторождений (табл. 4). Срок ввода в промышленную эксплуатацию Лодочного месторождения не определен. В 2021 г. на нем проведены сейсморазведочные работы 3D (500 км²), введены в эксплуатацию 33 новые скважины и две новые кустовые площадки, подтверждена продуктивность нижнехетской свиты, добыто 1,5 тыс. т нефти. Начало промышленной эксплуатации Пайяхского месторождения намечено на 2024 г. с выходом на проектную мощность к 2030 г. Одновременно с Пайяхским в промышленную эксплуатацию планируется ввести Ичемминское месторождение, на котором в 2021 г. при испытании двух скважин был получен приток нефти и ожидается прирост запасов нефти около 100 млн т. Продолжаются разведочные работы на уникальном Западно-Иркинском месторождении (открыто в 2020 г. на полуострове Таймыр) с запасами нефти категорий С₁+С₂ более 500 млн т.

Таблица 4 Основные проекты освоения месторождений

* Н — нефтяное, НГК — нефтегазоконденсатное Источники: 1– ЦКР Роснедр по УВС, 2 – открытые данные компаний

В 2021 г. ПАО «НК «Роснефть» запустила зимнюю навигацию по Северному морскому пути и проводила работы по проектированию магистрального нефтепровода «Пайяха 1» – ПСП «Бухта Север», нефтеналивного терминала и порта в бухте Север. Первая очередь сооружений позволит обеспечить с 2024 г. транспортировку и перевалку до 30 млн т нефти в год; вторая очередь расширит возможности до 100 млн т.

Крупный нефтегазовый кластер Эргинский располагается в Западной Сибири и включает Эргинский лицензионный участок Приобского месторождения, а также Западно-Эргинское, Кондинское, Ендырское, Чапровское и Иртышское месторождения, расположенные в ХМАО – Югра. Балансовые (извлекаемые) запасы нефти кластера составляют 299 млн т, 90% которых относятся к ТРИЗ. Для их освоения необходимо использование современных технологий по увеличению нефтеотдачи, бурение горизонтальных скважин, методов ГРП (гидроразрыва пласта) и др. Нефть месторождений легкая, малосернистая, соответствующая марке Siberian Light. В 2021 г. начаты научно-технические работы по оптимизации разработки низкопроницаемых коллекторов.

ПАО «Роснефть» начала пробную эксплуатацию трех месторождений Эргинского кластера: Кондинского (добыча началась в 2017 г.), Западно-Эргинского (в 2019 г.), Чапровского (в 2021 г.). Ввод месторождений в промышленную эксплуатацию ожидается не ранее, чем через 5–7 лет по результатам проведенных в ходе пробной эксплуатации работ. В августе 2020 г. был запущен нефтепровод от Эргинского лицензионного участка до Приобского месторождения, ознаменовав первую отгрузку товарной нефти в трубопроводную систему ПАО «Транснефть». Максимальный ожидаемый уровень добычи нефти на месторождениях кластера составит 8,8 млн т в год.

Еще один крупный восточно-сибирский нефтегазодобывающий кластер ПАО «НК «Роснефть» — Даниловский, включает месторождения Северо-Даниловское, Южно-Даниловское, Верхнеичерское и им. Лисовского. Суммарные извлекаемые запасы нефти кластера категорий С₁+С₂ составляют 344 млн т. В IV квартале 2020 г. АО «Верхнечонскнефтегаз» (входит в ПАО «НК «Роснефть») ввело в промышленную эксплуатацию Северо-Даниловское нефтегазоконденсатное месторождение, в 2021 г. накопленная добыча на нем достигла 1 млн т. К 2025 г. планируется довести добычу нефти на месторождении до 2 млн т/год.

На других крупных активах ПАО «НК «Роснефть» в Восточной Сибири (Куюмбинском, Среднеботуобинском, Юрубчено-Тохомском месторождениях) в 2021 гг. проводились активные работы по вводу новых мощностей в эксплуатацию. На Юрубчено-Тохомском месторождении пробурено 40 скважин, в том числе 4 многозабойных, добыто 2,1 млн т нефти и 509 тыс. т конденсата. Максимальный объем добычи в 12 млн т на месторождении ожидается в 2043 г. На Куюмбинском и Среднеботуобинском месторождениях продолжилось эксплуатационное бурение и запуск ключевых объектов инфраструктуры. Добыча жидких углеводородов на них значительно выросла: на Куюмбинском на 50% — до 1,4 млн т; на Среднеботуобинском — на 27% — до 6,1 млн т. За последние несколько лет создана необходимая инфраструктура: построены центральный пункт сбора нефти, газотурбинная электростанция, приемо-сдаточный пункт, магистральные нефтепроводы.

В 2021 г. в ЯНАО холдинг продолжил работы по вводу в эксплуатацию двух крупнейших месторождений высоковязкой нефти — Русского и Северо-Комсомольского.

Разработка Русского месторождения началась в 2018 г., добыча ведется с применением современных технологий, в том числе с горизонтальным бурением многозабойных скважин, позволяющим увеличить дебит на 20–30% по сравнению с традиционной вертикальной скважиной. С начала разработки на нем пробурено более 80 многозабойных скважин, в 2021 г. построена многозабойная скважина с тремя обсадными колонами конструкции «Fishbone» («рыбная кость») и суммарной протяженностью горизонтального участка 1 238 м. В 2021 г. на Русском месторождении добыто 2,4 млн т нефти. Программа его развития предусматривает достижение проектного уровня добычи (более 6,5 млн т нефти в год) после 2022 г.

Промышленная разработка Северо-Комсомольского месторождения начнется в 2022 г. На месторождении предусмотрено использование методов физико-химического воздействия на призабойную зону пласта, в том числе обработки нефтяными растворителями и горячей нефтью. В 2021 г. на месторождении продолжилось строительство основной и вспомогательной инфраструктуры, а также бурение эксплуатационных скважин; добыто 0,5 млн т нефти.

Совместным арктическим проектом ПАО «Газпром нефть» и ПАО «НК «Роснефть» является группа Мессояхских месторождений, находящихся в границах Восточно-Мессояхского и Западно-Мессояхского участков (Гыданский полуостров, ЯНАО). Оператор проекта — АО «Мессояханефтегаз». Запасы группы месторождений превышают 470 млн т нефти. С 2019 г. началась разработка ачимовских пластов. В 2021 г. на Мессояхском проекте пробурены 93 высокотехнологичные скважины. К 2029 г. добыча должна достигнуть 6,6 млн т в год. Кроме освоения глубокозалегающих горизонтов продолжается строительство инфраструктуры II очереди, которая позволит обслуживать и Западно-Мессояхское месторождение, запуск в эксплуатацию которого отложен на более поздний срок.

Одним из стратегических регионов развития ПАО «Газпром нефть» является Восточная Сибирь. Освоение Чонских месторождений (Игнялинское, Тымпучиканское и Вакунайское), извлекаемые запасы которых превышают 270 млн т нефти, является ключевым проектом компании в регионе. Эти месторождения отличает сложность геологического строения и необходимость значительных капиталовложений в инфраструктуру. На Игнялинском месторождении в 2016 г. началась пробная эксплуатация; начало промышленной эксплуатации ожидается не ранее 2027 г. На Тымпучиканском месторождении до 2026 г. будут проводиться бурение поисково-разведочных и эксплуатационных скважин, доразведка и отбор проб.

В активной стадии реализации находится Чаяндинский проект. Месторождение отличается сложным геологическим строением и аномально низким пластовым давлением. В связи с этим его эксплуатация будет вестись при помощи высокотехнологичных скважин типа «Fishbone». В 2020 г. на месторождении началась опытно-промышленная эксплуатация; в 2021 г. запущена трубопроводная система транспортировки нефти в магистральный нефтепровод «Восточная Сибирь – Тихий океан» (ВСТО), введена в эксплуатацию блочно-модульная установка подготовки нефти производительностью 1,5 млн т/год нефти. Достижение проектной мощности по добыче нефти (1,9 млн т) планируется к 2031 г., по добыче газового конденсата (0,4 млн т) — к 2024 г. В 2021 г. добыто 0,8 млн т нефти и 0,3 млн т конденсата.

В 2021 г. ПАО «Газпром нефть» и ПАО «ЛУКОЙЛ» на базе ООО «Меретояханефтегаз» создали совместное предприятие для освоения нефтяного кластера на Ямале (Тазовское, Северо-Самбургское, Меретояхинское и др. месторождения). Значительная часть запасов месторождений сосредоточена в ачимовских отложениях и относится к категории ТРИЗ. Совокупные извлекаемые запасы нефти кластера превышают 200 млн т. Основной целью проекта является добыча сырья на Тазовском месторождении, введенном в промышленную эксплуатацию в июне 2021 г. В перспективе ежегодный уровень добычи нефти на нем достигнет 1,7 млн т.

ПАО «ЛУКОЙЛ» продолжает реализацию трех крупных проектов по освоению нефтегазовых объектов на Северном Каспии — месторождений им. В. Филановского, им. Ю. Корчагина и им. В. Грайфера. На первых двух, уже эксплуатируемых, объем добытой нефти в 2021 г. превысил 7 млн т. Для их развития используют общую инфраструктуру подготовки и транспорта продукции. Продолжается обустройство месторождения им. В.И. Грайфера (ранее Ракушечное). В 2021 г. на ледостойкой стационарной платформе смонтирована буровая вышка, на платформе жилого модуля — вертолетная площадка. Начало промышленной добычи с годовой мощностью 1,1 млн т запланировано на 2024 г.

На шельфе Балтийского моря один из ключевых проектов — разработка Кравцовского месторождения. Работы ведет ООО «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть» (дочерняя структура ПАО «ЛУКОЙЛ»). В числе перспективных проектов ПАО «ЛУКОЙЛ» — запуск месторождения D33, начальные запасы которого 21 млн т нефти. Начало промышленного бурения на месторождении D33 запланировано на конец 2022 г. В 2021–2022 гг. проводились работы по строительству морской буровой платформы, велись подготовительные работы к укладке подводных трубопроводов и силовых кабельных линий. Ввод в эксплуатацию намечен на 2023 г. с проектной мощностью 1,8 млн т нефти в год.

Увеличение доли ТРИЗ нефти в балансовых (извлекаемых) запасах страны требует от большинства нефтегазовых компаний поиска и внедрения инновационных технологий для освоения глубокозалегающих горизонтов разрабатываемых месторождений и для освоения новых. Приоритетным направлением в этой области является разработка запасов нетрадиционных коллекторов баженовской, абалакской, хадумской и доманиковой свит, а также сверхвязкой нефти (более 10 000 мПа*с).

В Республике Татарстан отмечается рост интереса к изучению трудноизвлекаемых углеводородов (доманиковых отложений и сверхвязкой нефти пермских отложений), обусловленный необходимостью восполнения ресурсной базы. В последние 5 лет ежегодный прирост запасов по доманиковым отложениям в среднем составляет 8 млн т. Работы по изучению и освоению ТРИЗ на участках недр «Битум» и «Доманик» ведет ПАО «Татнефть» в рамках комплексного научно-технического проекта. Проект включает реализацию множества технологических решений, в том числе создание и развитие собственных инноваций (бурение горизонтальных скважин на малые глубины, закачка растворителей для увеличения подвижности нефти, применение термогелевых композиций и др.). Наиболее эффективным методом повышения нефтеотдачи низкопроницаемых коллекторов доманиковых отложений является многозонный гидроразрыв пласта. В 2021 г. на четырех скважинах на доманиковую нефть проведен гидроразрыв пласта, по одной скважине получен промышленный приток нефти. Кроме того, реализуется новая площадная система разработки нефтяных залежей, позволяющая выработать остаточные запасы нефти на зрелых месторождениях. При таких операциях КИН повышается в среднем на 11–15% со снижением обводненности продукции на 20–30%.

В 2021 г. утвержден федеральный проект «Технологии освоения трудноизвлекаемых углеводородов» (Федеральный проект «ТРИЗ») — стратегическая программа по созданию отечественных технологий и высокотехнологичного оборудования для разработки запасов баженовской свиты. Оператор проекта ООО «Газпромнефть-Технологические партнерства» (дочернее общество ПАО «Газпром нефть»). Главным инструментом реализации проекта станет запуск технологических полигонов для реализации долгосрочных производственных экспериментов и тестирования отечественных инновационных разработок для добычи трудноизвлекаемой нефти (в первую очередь, баженовской и палеозойской), а также развития технологий повышения нефтеотдачи для добычи остаточных запасов на зрелых месторождениях.

Согласно Энергетической стратегии Российской Федерации, утвержденной распоряжением Правительства РФ от 09.06.2020 № 1523-р, достигнутый уровень добычи нефти существенно превышает прогнозные внутренние потребности Российской Федерации. Как следует из рис. 17, где приведены прогнозные показатели добычи нефти в соответствии с показателями Энергетической стратегии и данными протоколов ЦКР Роснедр по согласованию технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья, эта тенденция сохранится и в перспективе.

Воспроизводство сырьевой базы углеводородного сырья России

В России по состоянию на 01.01.2022 г. зарегистрировано 775 недропользователей, владеющих лицензиями на право пользования недрами с целью поисков, оценки, разведки и добычи углеводородного сырья (УВС). На указанную дату действовало 3 915 лицензий: 2 140 на добычу, 1 209 совмещенных (на геологическое изучение, разведку и добычу) и 566 на геологическое изучение с целью поисков и оценки месторождений УВС (из них по «заявительному» механизму получены 95 лицензий, 21 из которых выдана в 2021 г.).

В пределах Арктической зоны Российской Федерации действовало 610 лицензий (548 на суше и 62 — на шельфах морей): 181 на добычу, 231 совмещенных (на геологическое изучение, разведку и добычу) и 198 — на геологическое изучение с целью поисков и оценки месторождений УВС (из них получены по «заявительному» механизму 72 лицензии, 19 из которых выданы в 2021 г.).

Лицензии действовали на территории 47 субъектов Российской Федерации и континентальном шельфе. При этом лицензионные участки занимают только около 34% площади территорий страны, перспективных на выявление залежей УВС (рис. 18).

Рис. 18 Схема размещения лицензионных участков на углеводородное сырье в России

Источники: данные Роснедр, Минэнерго России

За счет средств недропользователей геологоразведочные работы проводятся в основном на территориях с доказанной нефтегазоносностью. В 2021 г. ГРР на углеводородное сырье проводились силами 737 компаний. Суммарные затраты на выполнение ГРР составили 315 млрд руб. (-5,9% относительно 2020 г.). Снижение финансирования ГРР зафиксировано во всех федеральных округах, кроме Дальневосточного и Сибирского. Максимальные затраты приходятся на Уральский ФО (126,4 млрд руб., или 40%) и на шельф (60,7 млрд руб., или 19%). Минимальные объемы финансирования ГРР уже несколько лет приходятся на Северо-Кавказский ФО (0,8 млрд руб., или менее 1%) и Южный ФО (4,9 млрд руб., или 2%).

Основной объем финансирования (65%) приходится на поисково-разведочное бурение, годовые объемы которого с 2015 г. превышает 1 млн пог. м. В 2021 на фоне общего сокращения финансирования на эти цели затрачено 206 млрд руб. (-35%). В результате объемы бурения сократились до 1070 тыс. пог. м (-10%). По планам, в 2022 г. они составят 1 415 тыс. пог. м.

На государственный учет в 2021 г. поставлено 37 новых месторождения УВС: 31 нефтяное, 5 газоконденсатных и одно нефтегазоконденсатное (табл. 5). Открытые уникальные и крупные по количеству запасов месторождения по флюидному составу относятся к газоконденсатным, открытые нефтяные месторождения по крупности относятся к категориям средние, мелкие и очень мелкие (табл. 6).

Таблица 5 Распределение нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений, впервые поставленных на государственный учет в 2020–2021 гг., между регионами Российской Федерации

Источники: ГБЗ РФ, ФГБУ «ВНИГНИ»

Таблица 6 Основные месторождения УВС с запасами нефти, впервые поставленные на учет в 2020–2021 гг. в результате ГРР за счет средств недропользователей

* Н — нефтяное, НГК – нефтегазоконденсатное Источники: ГБЗ РФ, ФГБУ «ВНИГНИ»

В последние годы значительную часть прироста запасов нефти (60–85%) обеспечивает доразведка флангов и глубокозалегающих горизонтов открытых месторождений и открытия на разведанных площадях.

В 2021 г. прирост запасов нефти категорий А+В₁+С₁ за счет разведки и переоценки превысил их снижение при добыче на 5%, за последнее десятилетие это одно из наименьших значений (минимальный прирост запасов отмечался в 2017 г. — он компенсировал их убыль только на 3%) (рис. 19).

Прирост запасов нефти в 2021 г. произошел за счет открытия средних и мелких по крупности месторождений, а также за счет доразведки ранее открытых месторождений в ХМАО – Югра, ЯНАО, Красноярском крае, Оренбургской области и других субъектах Российской Федерации. В результате переоценки было списано 114,4 млн т. В 2020 г. основной прирост запасов нефти обеспечили открытие уникального по запасам нефти Западно-Иркинского месторождения (Красноярский край), а также доразведка ранее открытых месторождений в ХМАО – Югра, ЯНАО, Красноярском крае, Оренбургской области и в других субъектах Российской Федерации. В результате переоценки запасы сократились на 202 млн т.

В целом с учетом всех причин изменений (прироста за счет ГРР, переоценки, добычи и потерь при добыче) за 2021 г. извлекаемые запасы нефти категорий А+В₁+С₁ увеличились на 23,0 млн т, категорий В₂+С₂ — уменьшились на 203,5 млн т (рис. 20). В 2020 г. извлекаемые запасы нефти категорий А+В₁+С₁ увеличились на 323,9 млн т, категорий В₂+С₂ — на 288,9 млн т.

С 2019 г. добыча конденсата не компенсируется приростами за счет разведки и переоценки (рис. 21).

За 2021 г. с учетом всех причин извлекаемые запасы конденсата снизились: категорий А+В₁+С₁ на 84,4 млн т, категорий В₂+С₂ — на 120,3 млн т (рис. 22). В 2020 г. снижение запасов категорий А+В₁+С₁ составило 89,1 млн т, категорий В₂+С₂ — 37,8 млн т.

Потенциал наращивания запасов жидких углеводородов значителен: перспективные ресурсы нефти категории D₀ оцениваются в 13,8 млрд т, конденсата — в 2,1 млрд т. В промышленные категории по результатам геологоразведочных работ переводится, как правило, четверть из них. Еще более существенны прогнозные ресурсы категорий D₁+D₂ нефти и конденсата, подтверждаемость которых значительно ниже, они оцениваются в 82,5 млрд т и 10,4 млрд т соответственно (рис. 23, 24).

Около 40% перспективных и почти половина прогнозных ресурсов нефти сконцентрированы в пределах Западно-Сибирской НГП, большей частью на территории ХМАО – Югра и ЯНАО. Здесь же локализовано две трети ресурсов конденсата, из них более половины — в газоконденсатных месторождениях ЯНАО. Новые перспективные открытия нефти и конденсата вероятны в пределах Лено-Тунгусской НГП на территории Красноярского края, Республики Саха (Якутия) и Иркутской области, в Тимано-Печорской НГП — на территории Республики Коми и Ненецкого АО. Значителен потенциал у акватории российских морей, где на шельфах Каспийского, Карского, Черного, Баренцева, Печорского, Чукотского, Восточно-Сибирского морей и моря Лаптевых учтены крупные ресурсы жидких углеводородов (рис. 25).

Рис. 25 Распределение подготовленных ресурсов (D₀) и перспективных и прогнозируемых ресурсов (D₁+D₂) нефти по основным субъектам Российской Федерации, млрд т

Источники: ГБЗ РФ, Количественная оценка начальных суммарных ресурсов углеводородов РФ по состоянию на 01.01.2017 г. (ФГБУ «ВНИГНИ», 2020 г.)

Наиболее высокой степенью разведанности начальных суммарных ресурсов характеризуются Приволжский, Северо-Кавказский и Южный ФО, однако геологическая изученность конкретных территорий в пределах этих округов неоднородна. Невысокая степень разведанности Сибири, Дальнего Востока и акваторий российских морей предполагает возможность открытия новых месторождений (рис. 26).

За счет средств федерального бюджета работы проводятся преимущественно для уточнения геологического строения перспективных территорий нераспределенного фонда недр, локализации прогнозных ресурсов нефти и газа, а также подготовки лицензионных участков для выставления их на аукционы для последующего проведения на них поисково-разведочных работ силами недропользователей.

Финансирование геологоразведочных работ на УВС за счет средств федерального бюджета в 2021 г. составило 11 млрд руб. Было пробурено 12,9 тыс. пог. м параметрических скважин, объемы региональных сейсморазведочных работ 2D составили 10,4 тыс. пог. км.

Геологоразведочные работы на углеводородное сырье были проведены на территории всех федеральных округов за исключением Центрального; они включали изучение практически всех нефтегазоносных провинций России, а также акваторий арктических и дальневосточных морей. Наибольшее количество объектов отрабатывалось в Сибирском (9), Уральском (7), Дальневосточном (4) ФО и на континентальном шельфе Российской Федерации (5). Работы также велись в Северо-Кавказском (4), Приволжском (2), Северо-Западном (1) и Южном (1) ФО.

По результатам проведенных в 2021 г. работ были локализованы ресурсы углеводородного сырья категории D_Л в объеме 3,6 млрд т у.т., в том числе 3 млрд т у.т. на шельфе Российской Федерации (рис. 27).

---

Россия является одним из лидеров на мировом рынке жидких углеводородов. Она обладает крупной сырьевой базой (занимает пятое место среди стран-держателей запасов) и занимает второе место по объему добычи.

Западная Сибирь была и остается основным нефтедобывающим регионом на ближайшие десятилетия, добыча ведется уже на месторождениях, залегающих на глубинах 3–5 тыс. м, перспективными являются краевые части разрабатываемых месторождений.

Для воспроизводства сырьевой базы жидких углеводородов целесообразно проведение геологоразведочных работ как для повышения степени изученности уже выявленных перспективных площадей, так и в малоизученных регионах с низкой степенью разведанности, внедрение новых технологий добычи.

На потребление минерального сырья в мире уже в краткосрочной перспективе должен был повлиять общий тренд, связанный с климатической повесткой. Сегодня, взамен четвертого энергоперехода, перехода от нефти и газа к альтернативным источникам энергии и водороду, происходит возвращение к углю даже развитых «зеленых» экономик и «ценовой взрыв» на газ.

Несмотря на текущий уровень потребления (по нефти — это только половина от ежегодно добываемого в стране ее объема) становится очевидна необходимость увеличения глубины переработки и производства конечной продукции с максимальной добавочной стоимостью взамен исторически сложившейся ориентированности России на экспорт сырья.

Что немаловажно, сегодня приходится сокращать сроки от поисков месторождений до их ввода в эксплуатацию: активно меняющийся рынок потребления вынуждает быстрее реагировать, при этом геологическое строение месторождений становится все сложнее и требуют новых подходов к их геологическому изучению.