Розділ 4 перспективи та актуальні проблеми нафтогазоносності надр україНи

Становлення української державності збіглося з гострою економіч­ною кризою, що характеризується падінням рівня виробництва, гіпер­інфляцією, втратою зв’язків між підприємствами, браком енергоносіїв, насамперед нафти та газу. Україна забезпечує промисловість своєю нафтою лише на 10%, а газом на 20%. Поставка нафти здійснюється переважно з Росії, газу - з Росії та Туркменістану. Перехід на сві­тові ціни, неритмічність поставок, недосконалість системи взаєморозрахунків та багато інших обставин роблять питання забезпечення України власною вуглеводневою сировиною життєво важливим.

За запасами нафти Україна займає, четверте, а газу - третє місце в Європі, але за рівнем видобутку значно поступається країнам з близькими до неї запасами.

Видобуток нафти і газу в Україні має понадвікову історію. За цей період галузь знала кращі і гірші часи, але з 1973 р. видобу­ток нафти (разом з газовим конденсатом) постійно знижувався і в 1992 р. становив 4.5 млн.т. Видобуток газу почав скорочуватися ще в 1976 р. і в 1992 р. знизився майже до 20 млрд.м³. Таке становище насамперед спричинене значним вичерпанням запасів великих родовищ, які перебувають у стадії падіння видобутку. Введення в розробку но­вих родовищ не дає змоги повністю компенсувати його через погіршен­ня гірничо-геологічних умов і обмеженість розмірів запасів на біль­шості з них. Насамперед це стосується Східного регіону, який дає 81% нафти і 93% газу країни. Щорічний спад видобутку нафти і конденсату становить тут 8-10%, а газу - 14-15%. Не кращі справи і в Західному регіоні.

У 1992-1993 р.р. з метою оцінки перспектив розвитку нафтогазової промисловості складено національну програму “Нафта і газ України до 2010 року”. Розрахунки показали, що за умови виконання запропонованих обсягів робіт можна було би за перші 10 років стабілізувати приріст запасів вільного газу на рівні 147-149 млрд.м³ за п’ятиріччя, а в 2006-2010 р.р. навіть збільшити його до 186-200 млрд.м³. Подібні перспективи мав і приріст запасів нафти, який становив би в 2006–2010 р.р. – 32.9 млн.т, або в 1.7 рази більше. Видобуток газу в Україні міг би досягти в 2010 р. 35.1 млрд.м³ (в тому числі 8млрд.м³ на акваторіях). Видо­буток нафти згідно з розрахунками в 2010 р. становитиме на суші 3.3млн.т.

Таким чином, у перспективі Україна може розраховувати в 2010 р. збільшити видобуток газу майже в 2 рази, нафти - в 1.7 рази, в ос­новному, за рахунок освоєння родовищ на акваторіях.

Видобувні початкові сумарні ресурси (ПСР) вуглеводнів становлять 8417.8 млн.т у.п., зокрема, на акваторіях 1531.9 млн.т. Ресурси нафти з конденсатом дорівнюють 1706.2 млн.т (на аквато­ріях 215 млн.т), вільного та розчиненого газу - 6711.6 млрд.м³ (на акваторіях 1316.9 млрд.м³).

На початок 1998 р. з надр України видобуто 347.0млн.т нафти з конденсатом (20.3% ПСР), 1711.2 млрд.м³ газу (25.5% ПСР). Розвіда­них (доведених) запасів нафти і конденсату категорій А+В+С, налічується 227.5 млн.т (13.3% ПСР), газу 1136.6 млрд.м³ (16.9% ПСР); більшість (88.5%) сконцентрована на глибинах до 5км.

Ступінь реалізації ПСР на початок 1998 р. загалом становить 40.6%, без акваторій - 48.7%. Ресурси морських аква­торій освоєні лише на 3.9%.

Залишкові нерозвідані ресурси України категорій С₂+С₃+Д скла­дають 4996.7млн.т у.п. Розподіл їх по регіонах нерівномірний. У надрах Східного регіону міститься 42.2%: 1782.3 млрд.м³ газу і 326.1 млн.т нафти з конденсатом. Ресурсна база морських акваторій 29.5%. Частка Західного регіону складає 23.2%, але слід відзначити, що тут знаходяться значні ресурси нафти - понад 540 млн.т, або 60.8% нерозвіданих. Більшість з них (422.9 млн.т) залягає на глибинах (5...7км), і потрібно ще довести рентабельність їх освоєння. Слабо (лише на 10%) реалізовані початкові ресурси континентальної частини Південного регіону.

Отже, Україна має ще великі потенційні можливості для нарощу­вання розвіданих запасів вуглеводневої сировини та збільшення її видобутку. Нерозвідані ресурси вуглеводнів Східного регіону склада­ють 2108.4 млн.т УП, що свідчить про перспективність та необхідність продовження пошуків газу та нафти до 2010 р. і далі. Найбільш ймо­вірне тут відкриття газових та газоконденсатних родовищ, оскільки вільний газ у загальному обсязі нерозвіданих ресурсів становить 82.5% (1739.6 млрд.м³). Слід відзначити, що це стосується лише тра­диційних скупчень. Співробітники УкрДГРІ разом з американськими фа­хівцями обгрунтували перспективність палеозойських відкладів ДДЗ на нетрадиційний газ центрально-басейнового типу в щільних колекторах. У США з таких родовищ видобувають близько 30% газу. Ресурси нетради­ційного газу ДДЗ поки що не оцінено, але за попередніми розрахунка­ми вони становлять не менше третини нерозвіданих ресурсів традиційно­го газу. В Україні існують технічні та технологічні проблеми під час його видобутку з щільних колекторів, які можна вирішити, використо­вуючи світовий досвід.

На перший погляд наведені дані дають підставу вважати, що нафто­газовидобувна промисловість України надійно забезпечена розвіданими запасами нафти і газу (з сучасним рівнем видобутку забезпеченість з нафти становить близько 49 років, а з газу - 62 роки).

Однак ілюзорність цих цифр підтверджується тим фактом, що на переважній більшості значних родовищ з колекторами, які характери­зуються високими ємнісними і фільтраційними властивостями, вже досягнуто нафтовилучення, близьке до проектного.

Таким чином, багаторічна експлуатація родовищ нафти і газу, особ­ливо великих і середніх за запасами, призвела до значної вичерпаності відносно легковидобувних запасів і до істотної зміни структури залишкових запасів. Сьогодні понад половину (57%) поточних розвіда­них запасів нафти за своїми характеристиками віднесено до категорії важковидобувних. Це, перш за все, запаси в низькопроникних колекторах, підгазові зони, нафтові облямівки газових покладів, поклади високов’язких нафт, високообводнені зони нафтових покладів, невеликі за запасами поклади газу з високим вмістом конденсату та ін.

Виходячи з викладеного, сировинна база, що існує, не може забез­печити відчутного зростання видобутку нафти та газу і в зв’язку з цим постає завдання поповнення та нарощування розвіданих запасів вуглеводнів, що врешті-решт створить передумови надійного і стійкого розвитку економіки і енергетичної безпеки держави.

Однак протягом 1991-1999 р.р. в Україні відбувалось катастрофічне зменшення обсягів асигнувань на проведення геологорозвідувальних робіт (ГРР) на нафту і природний газ. Внаслідок різкого скорочення асигнувань на ГРР та зростання вартості робіт зменшувались обсяги глибокого пошуково-розвідувального буріння на нафту і газ. У 1996 р. обсяги буріння в цілому в Україні становили 62.8тис.м, що у вісім разів менше, ніж у 1991 р. При цьому обсяги глибокого пошуково-розвідувального буріння, виконані підприємствами Держкомгеології, скоротилися у 18 разів (17 тис. м порівняно з 306.6тис.м у 1991 р.), а виконані підприємствами Держнафтогазпрому - у 3.4 рази (35 тис. м порівняно з 118 тис. м).

Зниження обсягів буріння також спостерігається і протягом 1997-1999 р.р. За останні чотири роки із запланованих 138 перспек­тивних на нафту і газ структур геофізичними методами підготовлено тільки 73. Необхідно відзначити, що в 2000-2001 р.р. спостерігається деяке збільшення обсягів буріння в зв’язку з покращенням фінансування.

Цілком природно, що зі зменшенням обсягів ГРР, зокрема глибо­кого пошуково-розвідувального буріння, скорочувались прирости роз­віданих запасів нафти і газу. В цілому в Україні прирости розвіда­них запасів вуглеводнів зменшились з 43.33 млн.т у.п. у 1991 р. до 9.6 млн.т УП у 1996 р., тобто в 4.5 рази.

Висока ефективність ГРР в останні роки пояснюється передусім тим, що за відсутності необхідних асигнувань геоло­горозвідувальні підприємства зосереджували зусилля на дорозвідуванні відомих родовищ, де можна було отримати гарантований приріст запа­сів, і практично не розпочинали робіт на нових перспективних об’єк­тах. Проте на сьогоднішній день наробітки минулих років, за рахунок яких здійснювались прирости запасів вуглеводнів в останні роки, практично вичерпано. Без збільшення обсягів робіт і виходу на нові об’єкти подальше нарощування ресурсної бази нафтогазовидобутку в Україні неможливе. Варто підкреслити, що вже п’ять років поспіль приріст запасів нафти і газу залишається меншим від їх видобутку.

Для простого відтворення запасів, які видобуваються з надр, у найближчі роки необхідно щорічно забезпечувати приріст запасів вуглеводнів у обсязі не менше, ніж 23 млн.т у.п.

Як показує світова практика (Великобританія, Канада, Норвегія та інші країни), найбільш інтенсивного розвитку нафтова і газова промисловість досягає там, де ресурсну базу готують самі нафтогазовидобувні підприємства, вкладаючи частину власних прибутків у ГРР.

Для того, щоб забезпечити обсяги приростів запасів вуглеводнів на рівні мінімально необхідних, поряд із стратегічним завданням створення нормативного поля для забезпечення економічних умов підготовки власної ресурсної бази слід вирішити організаційно-технологічні завдання, а саме: законодавчо визначитись, що головною продукцією (товаром) геолого­розвідувальної галузі в ринкових умовах є запаси і ресурси вугле­воднів у надрах, які передаються державою у тимчасове користування надрокористувачам. При цьому ресурси і запаси в надрах ототожнюються із створеними основними фондами; забезпечити максимально повне і ефективне використання коштів, отриманих за рахунок відрахувань нафтогазовидобувних підприємств на ГРР; залучити додаткові капі­тальні вкладення у ГРР на нафту і газ шляхом проведення активної інвестиційної політики та створення сприятливих умов для зарубіж­них і вітчизняних недержавних інвесторів.

Успішне виконання програми “Нафта і газ України до 2010 року” реальне лише в разі своєчасного вирішення ряду проблемних питань. Передумовами цього є прийняття Верховною Радою України законів про надрокористування в умовах ринкової економіки і відповідне фінансове забезпечення, збільшення обсягів буріння, а також техні­ко-технологічної модернізації всього циклу геологорозвідувальних та видобувних робіт. Першочерговою потребою є також створення сучасної системи нагромадження, збереження та використання геологіч­ної інформації у вигляді єдиного спеціалізованого банку даних. Для ефективного розгортання робіт на шельфі та континентальному схи­лі Чорного та Азовського морів необхідна комплексна програма, яка об’єднувала б питання геолого-геофізичного вивчення, морського буріння, видобутку і транспортування нафти і газу, охорони навко­лишнього середовища.

Коло геологічних проблем, що потребують вирішення, охоплює:

- оцінку ресурсів вуглеводнів на глибинах понад 7 км з прог­нозом їх поширення, фазового і хімічного складу;

- вивчення ємнісно-фільтраційних та екрануючих можливостей глибокозалягаючих горизонтів у різних геологічних умовах;

- посилення літолого-фаціальних досліджень і прогнозування геологічного розрізу, як основи для виявлення пасток неантиклінального типу, роль яких в умовах вичерпання фонду традиційних антик­лінальних структур постійно зростає;

- вивчення нафтогазоносності карбонатних колекторів;

- геолого-економічне обгрунтування нижньої межі дебіту наф­тових та газових свердловин у різних геолого-промислових умовах.

Як зазначається в Національній програмі, з урахуванням тео­ретичних міркувань та практичного досвіду формування найбільш ефективних напрямів геологорозвідувальних робіт повинно відбува­тися, виходячи з трьох основних факторів:

1) закономірностей розміщення покладів нафти та газу по стра­тиграфічному розрізу і території нафтогазоносного басейну;

2) кількісної оцінки прогнозних ресурсів вуглеводнів;

3) практичних результатів пошукових робіт в останні роки.

Кожен з цих факторів має свої переваги і недоліки, які слід враховувати для обмеження зайвих витрат на неефективні пошуки і розвідку родовищ. Найбільш важливим є знання і врахування закономірностей розміщення родовищ, але цей фактор відносно ще нерозвіданої частини стратиграфічного розрізу і території регіону завж­ди буває дискусійним, адже залежить від поглядів дослідників на геологічну будову району, походження нафти і газу тощо; добре, коли вибір напрямків пошукових робіт виконується фахівцями, що на відповідний час дотримувались достовірних уявлень про те, в яких частинах розрізу, в яких зонах і на яких глибинах, в яких типах пасток розповсюджуються ще нерозвідані поклади вуглеводнів. У протилежному випадку зайвих фінансових і матеріальних витрат не уникнути. В багатій історії нафтогазопошукових робіт в Україні відомі приклади як прекрасних прогнозів, що призвели до відкриття нових напрямків пошукових робіт, так і значних помилок геологічної думки багатьох дослідників, результатом яких стали невиправдано великі витрати. Ось чому цей основний фактор формування напрямків геологорозвідувальних робіт повинен підкріплюватись двома іншими.

Кількісна оцінка прогнозних ресурсів вуглеводнів на відміну від погля­дів на закономірності розміщення покладів, дає більш однозначні визначення перспективності існуючих прогнозних напрямків пошуків, але вона також не гарантована від значних помилок, пов’язаних з недостатньою оцінкою прогнозних ресурсів вуглеводнів.

3 точки зору ризику більш надійним є третій критерій - опора на конкретні практичні результати пошуків, отримані безпосередньо перед розробкою та обгрунтуванням подальших напрямків. Він базу­ється на тому факті, що родовища одного типу в певних зонах і комплексах майже ніколи не зустрічаються поодинці, а в більш чи менш значній кількості. Таким чином, відкривши одне родовище пев­ного типу, в подібних умовах, можна розраховувати на виявлення ін­ших подібних родовищ, виходячи з аналізу попередніх відкриттів.

Проте і цей критерій має свої обмеження. Він не може привести до відкриття принципово нових типів покладів у нових комплексах та зонах. Крім того, він може хибно орієнтувати розвідників надр на напрямок пошуків, перспективність якого вже вичерпалася.

Отже для формування найбільш ефективних напрямків геологороз­відувальних робіт необхідне комплексне врахування всіх трьох заз­начених вище факторів - закономірностей розміщення родовищ, кіль­кісної оцінки нерозвіданих ресурсів та практичних результатів пошуків, а також переорієнтації пошуково-розвідувальних робіт і промислового освоєння відкриття родовищ від локального способу до групового.

Другим положенням концепції формування напрямків, як зазначено у Національній програмі, повинно бути виділення одного-двох основ­них та ряду інших (другорядних) напрямків робіт. Основним напрямком є найбільш перспективний і йому відповідає найбільша база нерозві­даних ресурсів вуглеводнів на технічно доступних глибинах у відповідний період. Він вже апробований відкриттям реальних родовищ і може забезпечити найбільший приріст запасів вуглеводнів. Інші напрямки робіт орієнтуються на існуючі менш перспективні об’єкти пошуків або на принципово нові напрямки. Останні можуть в найближчі роки не дати приріст запасів вуглеводнів, але вони важливі в плані підготовки основи для розвитку геологорозвідувальних робіт в перспективі на багато років вперед.

В основу розробки Національної програми була покладена ресур­сна база нафтогазоносних регіонів без врахування її структури, а проведення робіт передбачалось приблизно на тих же господарських засадах, які перейшли від колишнього Союзу, тобто геологорозвідку і видобуток планувалось здійснювати централізованими державними під­приємствами. При такій системі господарювання принцип планування “від ресурсної бази” був значною мірою обґрунтованим, оскільки низька чи навіть від’ємна рентабельність на окремих об’єктах перек­ривалась високою або дуже високою рентабельністю на інших родови­щах, і в цілому нафтогазова галузь працювала прибутково.

При переході на ринкові умови господарювання ситуація суттєво змінилась. Діяльність окремих юридичних чи фізичних осіб вимагає, щоб ліцензійні ділянки в перспективі давали прибуток, тому природ­но, інвестуватися будуть роботи тільки на тих структурах чи площах, де прогнозні (проектні) параметри з урахуванням геологічного ризи­ку обіцяють одержання прийнятливого прибутку.

Водночас залишкові потенційні і прогнозні ресурси вуглеводнів, будучи узагальненими, не завжди знаходяться у родовищах або покла­дах, які можуть в сьогоденні забезпечити їх рентабельну розвідку і розробку.

Тому серед економічних проблем у визначенні напрямків пошуково-розвідувальних робіт першочергове вирішення яких сприятиме приско­ренню робіт, є розробка системи вартісної оцінки ресурсів і запа­сів у надрах. Прибуток від реалізації ресурсів і запасів вуглевод­нів у надрах або передача їх на конкурсних засадах в тимчасове ви­користання дозволить в ринкових умовах залучити додаткові інвести­ції в геологічне вивчення надр.

У зв’язку з викладеним виникає реальна потреба наукового обґрунтування напрямків геологорозвідувальних робіт у ринкових умо­вах з позицій їх геолого-економічної доцільності, визначення їх оптимальних обсягів з метою реального прогнозу приростів рента­бельних запасів, що дасть можливість ефективно планувати видобуток нафти і газу в Україні.

В ринкових умовах основним критерієм оцінки ефективних інвести­цій в геологорозвідку стає вартість ресурсів запасів вуглеводнів у надрах та їх якість.

Ринкове нафтокористування в першу чергу вимагає реальної оцін­ки можливих результатів геологорозвідувальних робіт на підготовле­них і виявлених об’єктах, згрупованих на окремій ділянці, чи інди­відуально окремого об’єкта.

Другим етапом або стадією підготовки вихідних даних для визна­чення показників економічної ефективності є прогноз величин необ­хідних капіталовкладень в геологорозвідувальні роботи. На цьому етапі визначається кількість необхідних глибоких свердловин, їх глибини, вартість, черговість буріння і випробування і, що не менш важливо, можливість їх подальшого використання для видобутку вугле­воднів. Для мінімізації розмірів капіталовкладень слід обов’язково передбачити певну (по можливості, максимальну) кількість пошукових і розвідувальних свердловин, які потім можна використовувати як експлуатаційні. На цьому етапі слід визначити загальний час прове­дення геологорозвідувальних робіт для опошукування ділянки чи окре­мої структури, а по можливості і терміни завершення їх розвідки. При цьому необхідні проектні затрати на геофізичні дослідження слід визначити на рівні 10-12% від вартості буріння.

На третьому етапі прогнозу розраховуються техніко-технологічні і економічні показники видобутку вуглеводнів з прогнозних родо­вищ у відповідності з “Класифікацією запасів і ресурсів корисних копалин Державного фонду надр” (Київ, 1998).

Підсумком розрахунків є питомі затрати (капітальні вкладення, експлуатаційні витрати, капітальні ремонти основних засобів тощо) на видобуток, питомий прибуток, строк окупності, індекс рентабель­ності інвестицій та інші необхідні показники. Всі обчислення при­водяться з врахуванням затрат на геологорозвідувальні роботи і дію­чого податкового законодавства.

Така оцінка економічних показників ефективності інвестицій є необхідною для обгрунтування обсягів геологорозвідувальних робіт і їх розподілу за перспективними комплексами геологічного розрізу та зонами концентрації (групами родовищ).

Обсяги геологорозвідувальних робіт при довгостроковому прогнозі (більше ніж 5 років), їх ефективність і можливий (прогнозний) при­ріст запасів вуглеводнів визначаються з використанням декількох методів залежно від наявності вихідних даних.

При ринкових економічних відносинах на перший план виступає геолого-економічна оцінка ресурсної бази регіону, області, ділянки, окремого об’єкта з визначенням відповідних показників - величин капітальних вкладень, строку їх окупності і середнього рівня річної рентабельності. При визначенні таких даних по підготовлених об’єк­тах, виявлених пастках і прогнозних ділянках можна провести відбраковку нерентабельної частини ресурсів, об’єктів, комплексів, експлу­атаційних об’єктів тощо. Можна також провести відбраковку ресурсів за їх якістю.

У визначенні оптимальних обсягів геологорозвідувальних робіт та їх результатів використовується тільки рентабельна частка ресурсів вуглеводнів і об’єктів пошуків та розвідки. Що стосується нерента­бельної частини ресурсів і об’єктів, то для них визначаються необ­хідні умови, які потрібні для підвищення рентабельності інвестицій, зокрема, скорочення затрат на геологорозвідку і видобуток вуглевод­нів, збільшення дебітів свердловин і скорочення часу освоєння запа­сів, можливі зменшення або повна відміна податків та ін.

Для рентабельної частки ресурсної бази за допомогою спеціальної статистичної обробки вихідних даних за період часу, не менший від прогнозного, або із застосуванням екстраполяції залежності освоєння початкових потенційних ресурсів, ефективності глибокого буріння та їх обсягів визначаються необхідні для прогнозу показники. При цьому методі критерієм оптимальності обсягів глибокого буріння є максима­льно можлива їх ефективність за довший період часу, що досягається нехтуванням обсягами глибокого буріння в поточному періоді з більш низькою ефективністю порівняно з наступним часовим періодом.

При використанні методу екстраполяції критерієм ефективності є тільки експертна оцінка.

По нафтогазоносних регіонах України вихідні дані для застосу­вання статистичного чи екстраполяційного (експертного) методу наяв­ні для Західного і Східного нафтогазоносних регіонів, по Півден­ному можливий тільки експертний спосіб прогнозу оптимальних обся­гів геологорозвідувальних робіт, їх можливих результатів і ефектив­ності.

У державному масштабі розподіл обсягів геологорозвідувальних робіт на нафту і газ, спрямованих на пошукові і розвідувальні роботи, слід конкретизувати по окремих цілеспрямованих стратиграфічних (чи нафтогазоносних) комплексах у кожному нафтогазоносному районі, ви­користовуючи зональний спосіб їх виконання.

При наявності достатньої кількості підготовлених до глибокого буріння і необхідних показників економічної ефективності освоєння їх прогнозних запасів (категорії С₁, з врахуванням геологічного ризику) необхідно зробити програму геологорозвідувальних робіт для кожного нафтогазоносного регіону, області, зони. Для таких розра­хунків необхідні високо достовірні відомості про залишкові ресурси вуглеводнів по стратиграфічних комплексах, по розподілу покладів за величиною їх запасів (не тільки за загальнотеоретичними, але і за науково-практичними критеріями), глибинах залягання тощо.