Россия входит в число десяти стран мира с крупнейшими запасами нефти и занимает лидирующие позиции по газу. Тем не менее, согласно данным Роснедр, добываемых объемов сырья, которые можно выгодно осваивать, хватит примерно на 25 лет. Ежегодное восполнение запасов происходит лишь на две трети, преимущественно за счет доразведки уже выявленных участков. В то же время в Минприроды заявили, что ресурсный потенциал страны превышает эти показатели в шесть раз. Специалисты и игроки рынка считают необходимым увеличить инвестиции в геологоразведку. Вопросы рентабельности добычи при текущих ценах на нефть, а также перспективы открытия новых месторождений подробно рассмотрены в материале «Известий».

Россия располагает значительным потенциалом для расширения запасов углеводородов. В пресс-службе Минприроды «Известиям» сообщили, что резервы, подготовленные к бурению, превышают 13,3 млрд тонн нефти и достигают 34 трлн кубометров газа. Однако общий ресурсный потенциал страны значительно выше и составляет 81,6 млрд тонн нефти и 182 трлн кубометров газа соответственно.

Министр природных ресурсов Александр Козлов ранее отмечал, что запасы нефти в России при текущих темпах добычи обеспечат производство на протяжении 26 лет.

Согласно докладу главы Роснедр Олега Казанова, опубликованному на заседании комиссии Госсовета по энергетике в рамках Татарстанского нефтегазохимического форума 2025 года, доказанные рентабельные запасы нефти в России составляют около 13,2 млрд тонн, что хватит на 25 лет базовой добычи. Документ имеется в распоряжении «Известий».

— Если говорить откровенно, мы практически все объекты с запасами уже передали недропользователям, — прокомментировал он, подчеркнув, что распределённый фонд недр занимает 96%.

По словам Казанова, в 2024 году поступления от разовых платежей за углеводородное сырье на аукционах превысили 4 млрд рублей. Этот показатель ниже доходов от менее значимого для бюджета направления, такого как рассыпная золотодобыча, где полученные средства оказались вдвое больше.

— Несмотря на меры по стимулированию добычи на уже разработанных месторождениях, рано или поздно запасы в них иссякнут. Поэтому, на наш взгляд, крайне важна задача изменения географии нефтедобычи, — отметил руководитель Федерального агентства по недропользованию.

Он подчеркнул необходимость расширения категорий трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ) и роста инвестиций в геологоразведку, в частности на ранних этапах и в регионах, где разведка не проводилась ранее. По словам Казанова, сегодня восполнение запасов на две трети происходит за счет доразведочных работ на уже эксплуатационных месторождениях.

Доцент Финансового университета при Правительстве РФ Валерий Андрианов напомнил, что рост запасов углеводородного сырья, особенно нефти (так как по газу РФ обеспечена достаточно), – это совместная задача государства и компаний нефтегазового сектора, но с четко разделенными функциями.

— Государство занимается поиском ресурсов, выявляя само наличие углеводородов в недрах, а компании должны проводить разведочные работы на участках, полученных на конкурсах и аукционах, чтобы уточнить реальные запасы, — пояснил эксперт.

Согласно данным Минприроды, в России сейчас геологоразведка развивается быстрее, чем добыча. По информации Роснедр, в 2024 году приращение извлекаемых запасов нефти и конденсата составило 592 млн тонн, а по природному газу — 708 млрд кубометров. При этом фактическая добыча нефти равна 516 млн тонн, газа — 685 млрд кубометров.

За прошлый год были открыты 39 новых месторождений углеводородов, среди которых наиболее значимы: Илгинское в Иркутской области, Митикяхское в ЯНАО, Северо-Байкаловское в Красноярском крае, Нелятское в Якутии и месторождение имени Николая Мышевского также в Иркутской области. Общие запасы этих объектов составляют около 290 млрд кубометров газа, 39 млн тонн конденсата и более 21 млн тонн нефти.

Как проинформировали «Известия» в Минприроды, государство вкладывает средства в начальные этапы региональной геологоразведки для выявления участков с крупными запасами углеводородов. Далее поисково-разведочными работами занимается бизнес.

— В настоящий момент наиболее перспективным регионом считается Якутия. По итогам первого этапа федерального проекта «Геология: возрождение легенды» там выявлено шесть перспективных участков недр, а с 2025 года стартовал второй этап, предусматривающий работы на десяти объектах, — отметили в пресс-службе ведомства.

Согласно министерским данным, инвестиции недропользователей в разведку углеводородов в последние пять лет держатся примерно на уровне 300–320 млрд рублей ежегодно. В 2026 году планируется выделить из федерального бюджета 11,5 млрд рублей на региональные геологоразведочные работы, добавили в Минприроды.

Валерий Андрианов пояснил, что из-за высокой геологической изученности популярных нефтегазоносных регионов у государства практически не осталось площадей, которые можно беспрепятственно предложить компаниям для новых исследований.

— Поэтому сегодня основные усилия компаний сосредоточены на доразведке уже имеющихся активов, иными словами, они пытаются выявить новые нефтегазоносные пласты в освоенных месторождениях. Это более экономично и краткосрочно эффективно, однако в долгосрочной перспективе такой подход не позволит достичь полного восстановления и увеличения запасов, — отметил эксперт в разговоре с «Известиями».

«Известия» отправили запросы ведущим нефтегазовым компаниям России по этому вопросу.

Управляющий партнер Kasatkin Consulting Дмитрий Касаткин отметил, что инвестиции нефтегазовых компаний в геологоразведку на уровне 300 млрд рублей выглядят значительными, но в основном они направляются на доразведочные работы и поддержание текущих запасов.

— Малая часть выделяется на поиски в новых регионах. Бюджет Роснедр в 11,5 млрд рублей — это скорее поддержка, нежели развитие. Для сравнения, один полный цикл региональной 2D-сейсморазведки в перспективной зоне может стоить от 3 до 5 млрд рублей, 3D — от 5 до 10 млрд, а бурение одной параметрической скважины глубиной свыше 4 км — еще 2–3 млрд рублей, — рассказал он.

Таким образом, по мнению Касаткина, для комплексной программы разведочных работ в малознакомых районах ежегодные затраты составят десятки миллиардов рублей, что значительно превышает нынешние объемы финансирования, и это без учета проведения базовых методик, таких как аэрофотосъемка и электро-грави-магниторазведка.

Эксперт также обратил внимание, что несмотря на сопоставимый с Саудовской Аравией и Венесуэлой ресурсный потенциал, структура запасов СССР радикально отличается. В Саудовской Аравии, несмотря на постепенное уменьшение, преобладает легкая и относительно дешевая нефть, в Венесуэле — сверхвязкая и капиталоемкая, а в России значительная часть приходится на трудноизвлекаемые запасы в зрелых регионах, а также на новые, сложные для разработки территории, например, Арктику и Восточную Сибирь.

— Это значит, что для сохранения текущих объемов добычи России необходимо значительно увеличить инвестиции в региональную разведку, поскольку через 10–15 лет возможности восполнения запасов за счет доразведки снизятся, — подчеркнул Дмитрий Касаткин.

По мнению Валерия Андрианова, открытие новых крупных месторождений практически невозможно, а обнаружение средних по размерам объектов становится большой редкостью. В этой связи требуется развивать новые регионы и изучать так называемую нетрадиционную нефть.

— В геологоразведке важно четко определить приоритетные направления, учитывая, что они взаимодополняют друг друга. Однако ресурсов не хватит ни на освоение новых регионов, ни на масштабное развитие нетрадиционных запасов одновременно, — считает эксперт.

Кроме того, по его словам, объем рентабельных запасов может снизиться в результате как более глубоких геологоразведочных работ, так и снижения цен на нефть.

— То есть те запасы, которые сейчас считаются добычными при ценах в 60–80 долларов за баррель, могут стать нерентабельными, если цены окажутся в районе 50 долларов, — объяснил он.
Отсюда следует необходимость укреплять минерально-сырьевую базу России как путем поиска новых месторождений, так и за счет доразведки уже существующих запасов, заключил эксперт.