ОАО «ЛУКОЙЛ»

Согласно данным, аудированным компанией Miller and Lents (США), запасы по категории 3Р углеводородов Компании на 1 января 2012 года составили 29,623 млрд барр. н. э., в том числе 23,602 млрд барр. нефти и 36,125 трлн фут3 газа.

Оценка производилась  в соответствии со стандартами Комиссии по ценным бумагам и биржам США (далее - SEC). Компания приняла решение перейти к оценке запасов по стандартам SEC в 2009 году для обеспечения большей прозрачности данных по запасам и их сопоставимости с данными конкурентов.

Согласно требованиям SEC для признания доказанных неразрабатываемых запасов необходимо наличие утвержденного плана разработки. План должен предусматривать начало разработки данных запасов в течение пяти лет, если определенными обстоятельствами не обосновывается более длительный срок начала разработки. Оценка выполнялась в соответствии со стандартами SEC до достижения экономического предела рентабельной добычи.

Компания также завершила  оценку условных ресурсов по классификации PRMS. По состоянию на 31 декабря 2011 года условные ресурсы по категории 3C составляли 10,3 млрд барр. н. э. В данную оценку впервые включена доля Компании (25,1%) в ООО «Башнефть-Полюс» - совместном предприятии ОАО «ЛУКОЙЛ» и ОАО АНК «Башнефть» по разработке месторождений им. Р. Требса и А. Титова.

Ожидается, что в перспективе объемы нефти и газа, классифицированные как условные ресурсы, будут переведены в запасы по мере приближения сроков их ввода в разработку, выполнения программы по увеличению объемов утилизации газа, а также применения новейших технологий, позволяющих осуществлять рентабельную разработку трудноизвлекаемых запасов. Основная часть доказанных запасов нефти Группы расположена в Западной Сибири, Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции и Предуралье. Основная часть доказанных запасов газа расположена в Большехетской впадине (Западная Сибирь), Узбекистане и Каспийском регионе. 60% всех доказанных запасов Группы относятся к категории «разрабатываемые» (в том числе 65% запасов нефти и 41% запасов газа). Такая структура запасов отражает высокий потенциал наращивания добычи Компанией в среднесрочной перспективе, и в особенности - добычи газа.

Основная часть доказанных запасов Группы относится к традиционным запасам. Лишь около 4,3% доказанных запасов (3,8% запасов 3Р) углеводородов Группы приходится на высоковязкую нефть и 4,7% доказанных запасов (6,0% запасов 3Р) - на шельфовые месторождения. Подобная структура позволяет Компании эффективно контролировать затраты на разработку запасов и быстро вводить в эксплуатацию новые месторождения.

Компенсация добычи приростом доказанных запасов в 2011 году превысила 100%.

Расширение доказанных запасов углеводородов за счет геолого-разведочных  работ, эксплуатационного бурения  и приобретений составило 619 млн  барр. н. э. Из данного объема прирост  за счет геолого-разведочных работ и эксплуатационного бурения составил 612 млн барр. н. э., за счет приобретений - 7 млн барр. н. э. Таким образом, органический прирост запасов компенсировал 76,3% добычи углеводородов (в том числе 77,5% по нефти и 70,4% по газу).

Органический прирост доказанных запасов нефти в России был получен в объеме 516 млн барр. (99% от суммарного прироста) и на международных проектах - 4 млн барр. (1% от суммарного прироста). По доказанным запасам газа органический прирост в России был получен в объеме 310 млрд фут³, 56% от суммарного прироста газа, и на международных проектах - 240 (44% от суммарного прироста газа).

Увеличение доказанных запасов за счет пересмотра ранее  сделанных оценок составило 197 млн  барр. н. э.

В 2011 году был достигнут  существенный прогресс в подготовке к вводу в разработку ряда новых месторождений Группы, что позволило перевести 170 млн барр. н. э. из условных ресурсов в доказанные запасы. В то же время более быстрое, нежели прогнозировалось, падение добычи на Южно-Хыльчуюском месторождении привело к снижению доказанных запасов на 147 млн барр. н. э.

Таким образом, по объемам  доказанных запасов углеводородов  Группа «ЛУКОЙЛ» продолжает оставаться одним из лидеров среди российских и международных компаний.

Обеспеченность текущей добычи углеводородов Группы «ЛУКОЙЛ» доказанными запасами составляет 22 года. По нефти данный показатель равен 20 годам, по газу - 30.

 

Запасы нефти и газа Группы «ЛУКОЙЛ» На 1 января 2012 года

Нефть млн баррГаз  млрд фут3Нефть + газ* млн барр. н. э.
Доказанные запасы	13 403	23 196	17 269
в том числе:
разрабатываемые	8 772	9 478	10 352
неразрабатываемые	4 631	13 718	6 917
Вероятные запасы	6 669	10 476	8 415
Возможные запасы	3 530	2 453	3 939
Итого запасы 3Р	23 602	36 125	29 623

*Для пересчета кубических футов в баррели использован единый коэффициент - 1 баррель равняется 6 000 кубических футов.

 

Распределение запасов 3Р  нефти и газа по регионам деятельности Группы «ЛУКОЙЛ» в 2011 году

	Нефть, млн барр	Газ, млрд фут3	Углеводороды, млн барр. н. э	Доля в запасах углеводородов
Западная Сибирь	13 283	4 917	14 103	47,6%
Предуралье	2 741	1 116	2 927	9,9%
Тимано-Печора	4 214	835	4 353	14,7%
Большехетская впадина	754	19 196	3 953	13,3%
Поволжье	296	299	346	1,2%
Северный Каспий	1 228	2 831	1 700	5,7%
Прочее	315	20	318	1,1%
Международные проекты	771	6 911	1 923	6,5%
ИТОГО	23 602	36 125	29 623	100,0%

 

.3 Геолого-разведочные  работы

 

Организации Группы «ЛУКОЙЛ» осуществляют геолого-разведочные  работы в 12 странах мира. Главная  задача - восполнение добычи углеводородов запасами и подготовка сырьевой базы для организации добычи и обеспечения ее ускоренного роста в перспективных регионах как на территории России, так и за рубежом. При проведении геолого-разведочных работ особое внимание Компания уделяет применению современных технологий, что позволяет значительно повысить эффективность геологоразведки.

Наиболее крупными поисковыми проектами, реализуемыми в рамках решения  поставленных задач, в 2011 году были:

• Продолжение работ  по доразведке Центрально-Астраханского газоконденсатного месторождения

• Продолжение поисково-разведочных  работ в акватории Каспийского  моря с целью оценки перспектив нефтегазоносности  неокомских отложений

• Продолжение поисковых  работ по изучению геологического строения и перспектив нефтегазоносности Денисовской впадины в Республике Коми

• Проведение поисковых работ по изучению перспектив нефтегазоносности  глубоководного шельфа Западной Африки и Аральского региона Основные объемы геолого-разведочных работ на нефть  и газ были сконцентрированы в районах Западной Сибири, Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, Пермского края, Поволжья, Астраханской области, в акватории Каспия и на международных проектах.

В остальных регионах деятельности Группы геолого-разведочные работы проводились с целью подготовки, опоискования новых перспективных объектов и доразведки открытых месторождений.

В 2011 году для выявления и детализации  структур, а также для подготовки к заложению поисково-разведочных  скважин на перспективных объектах Компания провела значительные объемы сейсморазведочных работ 2D, которые составили 6 061 км. Объем сейсморазведочных работ 3D составил 4 312 км2. За последние годы выросли качество таких работ, быстрота обработки и интерпретации данных. Это связано в первую очередь с внедрением новейших информационных технологий. Благодаря высокому качеству сейсморазведки успешность поисково-разведочного бурения по Группе составляет около 70%.

Объем электроразведки составил 246,5 км. Вертикальное сейсмическое профилирование, позволяющее детализировать геологическое строение вокруг уже пробуренной скважины, было выполнено на 15 скважинах. Проходка в разведочном бурении в 2011 году составила 159 тыс. м.

Эффективность геолого-разведочных  работ сохраняется на высоком  уровне - 1 076 т у. т. на метр проходки в бурении. В 2011 году закончены строительством 48 поисково-разведочные скважины, из них продуктивные - 33.

В 2011 году открыто 6 месторождений (Восточно-Ламбейшорское  в Республике Коми, Никулинское в  Пермском крае, Южно-Эйтьянское в Западной Сибири, Южно-Становое и Юрьевское в Волгоградской области, Independance в Кот-д’Ивуаре), а также 20 новых залежей нефти на разрабатываемых месторождениях. Увеличение доказанных запасов по стандартам SEC в результате геолого-разведочных работ и получения дополнительной информации при осуществлении эксплуатационного бурения составило 612 млн барр. н. э. Органический прирост доказанных запасов нефти в России был получен в объеме 516 млн барр. (99% от суммарного прироста) и на международных проектах - 4 млн барр. (1% от суммарного прироста). По доказанным запасам газа органический прирост в России был получен в объеме 310 млрд фут³, 56% от суммарного прироста газа, и на международных проектах - 240 (44% от суммарного прироста газа). Затраты Группы «ЛУКОЙЛ» на проведение геолого-разведочных работ в 2011 году составили 873 млн долл. с учетом доли в зависимых обществах.

Россия

В 2011 году проходка в разведочном  бурении на территории России составила 121 тыс. м, объем сейсморазведочных  работ 2D - 5 463 км, объем сейсморазведочных работ 3D - 4 309 км2.

Затраты на геологоразведку составили 366 млн долл.

Западная Сибирь

Ханты-Мансийский автономный округ - Югра

Ханты-Мансийский автономный округ - Югра является основным регионом нефтедобычи  для Группы «ЛУКОЙЛ». Проведение здесь геолого-разведочных работ направлено, прежде всего, на воспроизводство сырьевой базы для обеспечения текущей добычи Группы. Несмотря на высокий уровень разведанности запасов, геолого-разведочные работы в этом регионе отличаются высокой эффективностью и результативностью.

В 2011 году проходка в разведочном  бурении составила 42,7 тыс. м. Закончено  строительством 14 скважины, в том  числе 12 продуктивных. Коэффициент  успешности разведочного бурения составил 86%. Объем сейсморазведочных работ 2D в регионе составил 907 км, сейсморазведочных работ 3D - 1 936 км². Основные объемы работ проводились в периферийных частях крупных месторождений, с которыми связаны перспективы уточнения контуров нефтегазоносности и прогноз нефтенасыщенности толщин для постановки эксплуатационного бурения.

На территории региона  в 2011 году было открыто 8 новых залежей  на ранее открытых месторождениях. В результате проведения сейсморазведочных  работ 3D и разведочного бурения основной прирост извлекаемых запасов  нефти получен на месторождениях Когалымском (+1,8 млн т) и Нонг-Еганском (+1,4 млн т). Доказанные запасы углеводородов Группы в Ханты-Мансийском автономном округе - Югре, по стандартам SEC, составили 7,3 млрд барр. н. э. (запасы 3Р - 13,6 млрд барр. н. э.). На ряде месторождений были получены значительные притоки нефти.

На Свободном месторождении  в поисковой скважине из отложений  васюганской свиты получен приток нефти дебитом 857 барр./сут при  динамическом уровне 1 846 м. При испытании  разведочной скважины Тевлинско-Русскинского месторождения из юрских отложений получен фонтанный приток нефти дебитом 392 барр./сут на 6-мм штуцере.

На Восточно-Перевальном  месторождении Надеждинского лицензионного  участка пробурена разведочная  скважина, получен приток нефти дебитом 400 барр./сут из ачимовских отложений. Скважина запущена в эксплуатацию.

В результате бурения  поисковой скважины на Южно-Эйтянском  поднятии в 2011 году открыто новое  нефтяное месторождение. При испытании  в колонне пласта Т1 тюменской  свиты получен приток нефти дебитом 138 барр./сут.

Ямало-Ненецкий автономный округ

В Ямало-Ненецком автономном округе в рамках программы ускоренного  роста добычи газа Компания занимается освоением запасов Большехетской  впадины, а также Северо-Губкинского, Присклонового, Южно-Тарасовского нефтегазоконденсатных месторождений и Урабор- Яхинского и Ванско-Намысского участков.

Промышленные притоки  газа и конденсата получены при опробовании  скважин №304 и 2022 на Пякяхинском  месторождении.

При опробовании скважины №304 выявлены 5 новых газоконденсатных залежей Пякяхинского месторождения. Наибольший дебит газа сепарации составил 123 тыс. м3/сут, стабильного конденсата - 124 барр./сут на 12-мм штуцере. При опробовании скважины №2022 Пякяхинского месторождения получен фонтан газоконденсата. При проведении газоконденсатных исследований на 10,2-мм штуцере дебит газа сепарации составил 169,8 тыс. м3/сут, дебит стабильного конденсата -122 барр./сут.