Запасы нефти и газа

Доказанные запасы углеводородов группы «ЛУКОЙЛ» по

Уровень восполнения добычи углеводородов приростом

состоянию на 1 января 2007 года по международной

запасов составил 104%. По нефти данный показатель

классификации1 составили 20,360 млрд барр. н. э., в том

равен 73%, по газу – 330%.

числе запасы нефти – 15,927 млрд барр., запасы газа –

26,597 трлн фут3.

При подсчете запасов учтены изменения законодательства

Российской Федерации, касающиеся налога на добычу

Обеспеченность текущей добычи углеводородов группой

полезных ископаемых (НДПИ). В ранее действовавшем

«ЛУКОЙЛ» доказанными запасами составляет 26 лет. По

законодательстве было заложено снижение ставки НДПИ с

нефти данный показатель равен 23, по газу – 47 годам.

2007 года. Однако в 2006 году это положение было

изменено: была сохранена действовавшая в 2006 году

В 2006 году доказанные запасы углеводородов группы

формула расчета НДПИ. В связи с этим запасы по

«ЛУКОЙЛ» с учетом добычи выросли на 4,1%, а без учета

некоторым месторождениям были пересмотрены в

добычи запасы остались практически на прошлогоднем

сторону понижения. При подсчете запасов учтены

уровне. По нефти прирост запасов с учетом добычи

также налоговые льготы по месторождениям с запа

составил 3,2%, по газу – 7,4%.

сами сверхвязкой нефти. При этом налоговые льготы,

Распределение доказанных запасов группы «ЛУКОЙЛ» по регионам

13,3%

22,0%

53,8%

1,2%

3,8%

2,3%

2,7%

7,5%

48,1%

16,7%

Предуралье

ТиманоEПечора

Западная Сибирь

Большехетская впадина

Международные проекты

2 112 млн барр.

3 496 млн барр.

8 574 млн барр.

197 млн барр.

608 млн барр.

619 млрд фут3

708 млрд фут3

1 999 млрд фут3

12 788 млрд фут3

4 442 млрд фут3

1,6%

0,9%

Поволжье

Прочие

249 млн барр.

243 млн барр

245 млрд фут3

10 млрд фут3

НЕФТЬ

итого

2,8%

100%

15 927 млн барр.

21,8%

Северный Каспий

ГАЗ

итого

100%

26 597 трлн фут3

Доказанные запасы углеводородов,

Доказанные запасы нефти,

Доказанные запасы газа,

млрд барр. н. э.

млрд барр.

трлн фут3

20,360

15,927

26,597

2006

2006

2006

20,330

16,114

25,298

2005

2005

2005

20,072

15,972

24,598

2004

2004

2004

19,9

20,0

20,1

20,2

20,3

20,4

12

13

14

15

16

17

23

24

25

26

27

Нефть,

Газ,

Углеводороды,

На 1 января 2007 года

млн барр.

млрд фут3

млн барр. н. э.

Доказанные запасы

15 927

26 597

20 360

в том числе:

разрабатываемые

10 176

7 480

11 423

неразрабатываемые

5 751

19 117

8 937

Вероятные запасы

8 767

21 436

12 340

Возможные запасы

4 275

10 479

6 022

предусмотренные для месторождений с высокой степенью

крупных месторождений в Западной Сибири. Так,

выработанности, в расчете не учитывались из за отсут

например, доказанные запасы нефти Ватьеганского

ствия практики применения. В будущем появление подоб

месторождения за счет разбуривания и оптимизации

ной практики положительно скажется на оценке запасов

системы разработки были увеличены с учетом добычи на

Компании.

7,5% и по состоянию на конец 2006 года составили

1,46 млрд барр. А доказанные запасы нефти Когалымского

В 2006 году увеличение/открытие новых доказанных

месторождения с учетом добычи выросли на 9,1% и соста

запасов углеводородов составило 617 млн барр. н. э. (551

вили 0,23 млрд барр. Анализ данных по вновь пробу

млн барр. нефти, 399 млрд фут3 газа). Таким образом, за

ренным эксплуатационным скважинам на Кочевском

счет проведения геолого разведочных работ и разбу

месторождении привел к изменению геометрии залежи и

ривания разрабатываемых месторождений Компания

увеличению площади нефтеносности. В результате дока

компенсировала более 77% добычи углеводородов.

занные запасы нефти месторождения с учетом добычи

выросли на 13,9% и составили 84 млн барр.

Крупнейший прирост доказанных запасов обеспечило

месторождение им. В.Филановского, открытое в 2005

Доказанные запасы выросли также в результате приобре

году. В результате бурения второй разведочной скваE

тения и консолидации активов. Доказанные запасы

жины и перевода части запасов из категории «вероятные»

приобретенных в 2006 году активов компании Marathon

в категорию «доказанные» запасы Компании выросли на

Oil Corporation по состоянию на конец 2006 года составили

322 млн барр. н. э. Прирост доказанных запасов по

219 млн барр. нефти. Запасы ЗАО «КаракудукМунай» по

остальным активам группы «ЛУКОЙЛ» в результате

состоянию на конец 2006 года составили 50 млн барр.

разведки и разбуривания составил 295 млн барр. н. э.

нефти. В результате консолидации оставшейся

24 процентной доли в этом обществе запасы Группы

Положительные результаты были получены при разбури

выросли на 12 млн барр.

вании, моделировании и оптимизации систем разработки

РАЗВЕДКА И ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА

Разработка месторождений и добыча нефти

Добыча нефти группой «ЛУКОЙЛ» в 2006 году составила

В рамках реализации «Комплексной программы оптиE

95 235 тыс. т (1 926 тыс. барр./сут)1, в том числе дочерE

мизации разработки и добычи нефти ОАО «ЛУКОЙЛ» на

ними обществами было добыто 91 537 тыс. т. СреднеE

2006–2008 годы» Компания продолжала работать над

суточная добыча нефти группой «ЛУКОЙЛ» выросла по

повышением эффективности разработки месторождений

сравнению с 2005 годом на 5,8%. Органический прирост

и сокращением эксплуатационных затрат. Для выполнеE

добычи составил 2,0%.

ния программы добычи нефти в 2006 году добывающими

обществами группы «ЛУКОЙЛ» был осуществлен комE

В 2006 году в рамках реализации стратегии ускоренного

плекс мероприятий по повышению производительности

роста добычи Компания вела активные работы по обу

добывающих скважин и нефтеотдачи пластов. Затраты на

стройству и вводу в разработку новых месторождений в

разработку месторождений составили 4 652 млн долл.

России и за рубежом. Особое внимание уделялось

месторождениям Тимано Печоры и Северного Каспия.

По состоянию на конец 2006 года 196 месторождений

Компании были включены в многоуровневую систему

В 2006 году добыча нефти дочерними и зависимыми

мониторинга разработки месторождений с использова

обществами Группы осуществлялась на 349 месторож

нием геолого гидродинамических моделей. В отчетном

дениях. За год в разработку введены 10 новых нефтяных

году система активно развивалась: было промоделировано

месторождений: Ульяновское, Степное и Немировское

47 месторождений. Использование геолого гидродинами

(Поволжье), Западно Покамасовское и Западно

ческих моделей позволяет реализовывать при разработке

Котухтинское (Западная Сибирь), Габышевское

месторождений наиболее оптимальные технологические

(Предуралье), Южно Седмесское, Верхнегрубешорское,

решения в соответствии с особенностями геологического

Западно Леккейягинское (Тимано Печора), Мензелинское

строения и структуры имеющихся запасов. Моделирование

(Татарстан) – и одно газоконденсатное – Шах Дениз

позволяет повысить коэффициент извлечения нефти и

(Азербайджан). Запасы введенных в эксплуатацию место

снизить затраты на разработку месторождений. Модели

рождений по категориям «доказанные», «вероятные» и

активно используются Компанией при разбуривании

«возможные» составляют более 680 млн барр. н. э.

месторождений и применении методов повышения

Введенные в разработку запасы более чем на 85% ком

нефтеотдачи пластов. Количество геолого гидродинами

пенсировали добычу углеводородов группы «ЛУКОЙЛ» в

ческих моделей месторождений Группы планируется

2006 году.

увеличить к 2009 году до 261, то есть охват месторождений

14,3%

62,7%

5,9%

2,2%

100%

итого

95 235 тыс. т

ТиманоEПечора

Западная Сибирь

Международные проекты

Прочие

13 601 тыс. т

59 764 тыс. т

5 674 тыс. т

2 059 тыс. т

Компании геолого гидродинамическим моделированием

скважины. Это позволило не извлекать на поверхность

повысится с 55 до 75%. По таким регионам, как Западная

1,9 млн т попутной воды и, как следствие, уменьшить

Сибирь, Тимано Печора и Калининградская область

энергозатраты, а также не допустить быстрого роста

геолого гидродинамическим моделированием предпола

средней обводненности скважин. Проведено 3 165 опера

гается охватить все месторождения.

ций по оптимизации режимов механизированного фонда

скважин. Кроме этого, 144 скважины были переведены на

Проходка в эксплуатационном бурении в 2006 году

механизированный способ добычи.

составила 2 341 тыс. м, что на 61% больше по сравнению с

2005 годом. В эксплуатацию введено 945 новых добыва

ЛУКОЙЛ компенсирует естественное падение добычи

ющих скважин, в том числе 56 горизонтальных. Средний

нефти из за истощения месторождений и ухудшения

дебит новых скважин составил 39,9 т/сут, в том числе

структуры их запасов путем активного применения

средний дебит горизонтальных скважин – 110,4 т/сут.

технологий повышения нефтеотдачи пластов. В 2006 году

Добыча из новых скважин (по доле участия) составила

на месторождениях Компании были проведены 5 274

4,91 млн т.

операции по воздействию на продуктивные пласты

физическими, химическими, гидродинамическими и

В 2006 году продолжилось наращивание объемов буреE

тепловыми методами, обеспечивающими увеличение

ния боковых стволов. В эксплуатацию введено 146

коэффициента нефтеизвлечения. Дополнительная добыча

боковых стволов со средним приростом дебита 25,9 т/сут.

нефти за счет применения методов повышения нефте

Для сравнения: в 2005 году было введено 102 боковых

отдачи пластов составила 24,2 млн т, или 27,0% от

ствола со средним приростом дебита 25,0 т/сут.

суммарной добычи Группы в России.

В целях оптимизации систем разработки месторождений и

Все перечисленные выше мероприятия привели к

поддержания пластового давления под закачку было

увеличению среднего дебита нефтяных скважин

переведено 636 новых нагнетательных скважин (по

Компании до 11,8 т/сут, что позволило сдержать рост

сравнению с 376 скважинами в 2005 году).

затрат на добычу нефти. Следует отметить, что средний

дебит нефтяных скважин на территории России вырос с

По состоянию на конец 2006 года эксплуатационный фонд

2001 по 2006 годы с 8,6 до 11,2 т/сут.

нефтяных скважин Компании насчитывал 27,83 тыс.

скважин (в том числе дающих продукцию – 23,49 тыс.),

фонд нагнетательных скважин – 8,66 тыс. (в том числе под

Россия

закачкой – 6,34 тыс.). По сравнению с 2005 годом эксплуа

тационный фонд нефтяных скважин вырос на 1,8%, что

Добыча группой «ЛУКОЙЛ» на территории России в 2006

связано прежде всего с приобретением добывающих

году составила 89 561 тыс. т нефти, в том числе дочерними

активов. Доля неработающего фонда в эксплуатационном

обществами было добыто 87 930 тыс. т. По сравнению с

снизилась с 16,8 до 15,6%.

2005 годом добыча на территории России выросла на

3,8%. Органический прирост добычи составил 1,6%.

Для повышения эффективности использования фонда

скважин и снижения энергоемкости производства из

В 2006 году добыча нефти дочерними и зависимыми

эксплуатации были выведены 332 высокообводненные

обществами Группы на территории России осуществля

(со средней обводненностью 98,8%) и малодебитные

лась на 327 месторождениях. Эксплуатационное бурение

Добыча нефти, млн т

Ввод в эксплуатацию новых

Ввод в эксплуатацию новых

месторождений, шт.

нефтяных скважин, шт.

95,2

11

945

2006

2006

2006

90,2

9

558

2005

2005

2005

86,2

7

514

2004

2004

2004

80

85

90

95

100

0

5

10

15

0

400

800

1 200

составило 2 122 тыс. м, что на 59,7% больше по сравнению

РАЗВЕДКА И ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА

предприятием группы «ЛУКОЙЛ» и компании

с 2005 годом. Эксплуатационный фонд скважин на конец

ConocoPhillips), Верхнегрубешорское и Южно Седмесское

2006 года составлял 26,97 тыс. скважин, в том числе

с запасами нефти по категориям «доказанные»,

22,80 тыс., дающих продукцию. В 2006 году было введено

«вероятные» и «возможные» около 230 млн барр. нефти.

782 новых скважины, добыча из которых составила

4,47 млн т нефти.

ООО «Нарьянмарнефтегаз», добыча которого в 2006

году составила 500 тыс. т нефти (около 10 тыс. барр./сут),

66,7% добычи группой «ЛУКОЙЛ» на территории России

продолжало подготовку к добыче на Южно Хыльчуюском

пришлось на Западную Сибирь. Месторождения региона

месторождении, крупнейшем месторождении Компании

обеспечили основную часть прироста добычи Компании в

на севере Тимано Печоры. Его доказанные запасы нефти

России по сравнению с 2005 годом (39,5%, или 1,30 млн т).

составляют более 500 млн барр. Качество нефти превы

Значительная часть прироста добычи в Западной Сибири

шает качество российской экспортной смеси Юралс: ее

была получена в результате приобретения активов

плотность составляет 35,5 API (у Юралс – 32,0 API), а

компании Marathon Oil Corporation, на которых с мо

содержание серы – 0,71% (у Юралс – 1,30%). Это означает,

мента перехода их в собственность Группы было добыто

что нефть с месторождения будет реализовываться на

0,9 млн т нефти. В регионе были продолжены работы по

международном рынке с премией к цене Юралс. Место

оптимизации систем разработки месторождений, резуль

рождение планируется разрабатывать с помощью 78

татом которых стал прирост запасов и прогнозных уровней

скважин. Ввод его в эксплуатацию запланирован на конец

добычи по крупным месторождениям. Однако Компания

2007 года. Проектный уровень добычи на месторождении

не только занималась оптимизацией разработки старых

составляет 7,5 млн т/год нефти (более 150 тыс. барр./сут).

месторождений, но и вводила в разработку новые. Так, в

В соответствии с планом его разработки проектная мощ

разработку были введены Западно Покамасовское и

ность будет достигнута в 2009 году.

Западно Котухтинское месторождения с запасами по

категориям «доказанные», «вероятные» и «возможные»

Добыча нефти группой «ЛУКОЙЛ» в Предуралье выросла

более 280 млн барр. нефти.

на 616 тыс. т, или на 6,0%. Этот регион обеспечил 18,7%

прироста добычи нефти Группы в России, причем весь

Добыча существенно возросла также в ТиманоEПечоре

прирост добычи в регионе является органическим.

(на 1,12 млн т): на этот регион пришлось еще 34,3%

Такого роста удалось добиться в том числе благодаря

прироста добычи Компании в России. 55% прироста

применению новых технологий, таких, например, как

добычи было обеспечено за счет консолидации в конце

радиальное бурение и кислотный гидроразрыв пласта.

2005 года ЗАО «Север ТЭК». Оставшаяся часть при

роста является органической. Она была обеспечена

Кроме этого, почти 300 тыс. т дополнительной добычи

такими месторождениями, как Тэдинское, Макарьельское,

было получено с Кравцовского месторождения в

Инзырейское, Харьягинское.

Балтийском море. Добыча здесь в 2006 году составила

861 тыс. т, превысив на 53% уровень 2005 года и на 77%

ЛУКОЙЛ прилагает все усилия для подготовки к разра

уровень, планировавшийся по первоначальному проекту

ботке новых запасов в Тимано Печоре в самые короткие

разработки месторождения. Месторождение разрабаты

сроки. В 2006 году в разработку были введены три

вается с помощью горизонтальных скважин. В 2006 году

месторождения – Западно Леккейягинское (введено в

было завершено бурение четырех скважин, дебит которых

эксплуатацию ООО «Нарьянмарнефтегаз», совместным

составил от 0,79 до 2,83 тыс. барр./сут.

Проходка в эксплуатационном

Распределение эксплуатационного

бурении, тыс. м

бурения по регионам (2006)

2 341

Прочие 2,6%

Предуралье 4,2%

2006

1 453

Западная

ТиманоEПечора 10,6%

Сибирь

2005

73,3%

1 345

Международные

2004

проекты 9,3%

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

Эксплуатационный фонд

Фонд нефтяных скважин,

нефтяных скважин, тыс. шт.

дающих продукцию, тыс. шт.

27,8

23,5

2006

2006

27,4

22,8

2005

2005

26,9

22,1

2004

2004

26,5

27,0

27,5

28,0

21

22

23

24

Добыча нефти на территории Поволжья в 2006 году

Каспии. В соответствии с планами развития добыча на этих

составила 3,2 млн т, что соответствует прошлогоднему

месторождениях к 2016 году превысит 12 млн т нефти

уровню. Повышение эффективности разработки место

(250 тыс. барр./сут).

рождений региона позволяет увеличивать коэффициент

извлечения нефти и сохранять добычу на имеющемся

уровне, несмотря на высокое истощение запасов.

Международные проекты

В 2006 году продолжались работы по освоению

Долевая добыча группой «ЛУКОЙЛ» по международным

месторождений, расположенных на шельфе Каспийского

проектам составила 5 674 тыс. т, что на 46,2% больше по

моря. Надзорными органами Российской Федерации

сравнению с 2005 годом. Основной прирост добычи

было согласовано Технико экономическое обоснование

(около 80%) был обеспечен за счет приобретения в

обустройства месторождения им. Ю.Корчагина. На пред

конце 2005 года компании Nelson Resources, владеющей

приятиях г. Астрахань велись работы по строительству

долями в четырех добывающих проектах на территории

ледостойкой стационарной платформы, с которой будет

Казахстана. Добыча по данным проектам в 2006 году (по

разрабатываться месторождение. Было завершено строи

доле участия) составила около 2,0 млн т. Органический

тельство первого транспортно буксирного судна для

прирост суммарной добычи по международным проектам

работы на Каспии и продолжалось строительство второго.

составил в 2006 году 9,7%. Он был обеспечен прежде

Велась разработка документации на проектирование и

всего проектом Кумколь, добыча нефти на котором (по

строительство причала и плавучего нефтехранилища.

доле участия) выросла более чем на 200 тыс. т.

Месторождение им. Ю.Корчагина планируется ввести в

разработку в 2009 году. Разработка будет осуществляться

Проходка в эксплуатационном бурении по международ

по принципу «нулевого сброса», что гарантирует

ным проектам Компании составила 219 тыс. м. Эксплуата

минимальное воздействие на природный комплекс

ционный фонд нефтяных скважин составил 868 скважин,

Каспийского моря.

фонд скважин, дающих продукцию, – 691. Были введены в

эксплуатацию 163 новые добывающие скважины. Их

В 2006 году надзорными органами была также утверж

средний дебит составил 53,3 т/сут. За счет ввода новых

дена технологическая схема разработки месторождения

скважин дополнительно добыто 0,44 млн т нефти (по доле

им. В.Филановского. Ввод в разработку крупнейшего

участия).

месторождения Северного Каспия намечен на 2012 год.

Прогнозный уровень добычи на основании имеющихся

Одно из главных достижений 2006 года – начало

данных оценивается в 210 тыс. барр./сут высококачест

добычи газового конденсата по проекту ШахEДениз в

венной нефти. Нефть месторождения является легкой

Азербайджане. В декабре 2006 года началась эксплуаE

малосернистой, ее плотность составляет 44 API, а содер

тация первой скважины. Доля группы «ЛУКОЙЛ» в

жание серы – лишь 0,1%. Нефть данного качества будет

проекте составляет 10%. Ожидаемый максимальный

реализовываться на международном рынке с премией к

уровень добычи газового конденсата в целом по проекту

сорту Брент.

составляет около 5 млн т/год (более 100 тыс. барр./сут).

Месторождения им. Ю.Корчагина и им. В.Филановского

По проекту Карачаганак в 2006 году было добыто

станут основой нефтедобычи Компании на Северном

1,45 млн т нефти и газового конденсата (по доле участия).

146

56

2006

2006

102

41

2005

2005

63

29

2004

2004

0

40

80

120

160

0

20

40

60

Уровень добычи соответствует прошлогоднему. Был

введены в эксплуатацию две новые добывающие сква

отработан новый эффективный экспортный маршрут

жины со средним дебитом 85,5 т/сут. Было завершено

нефти «Карачаганак – Самара – магистральная система

также проектирование системы поддержания пластового

«Транснефть», по которому нефть может поставляться

давления.

либо в черноморские и балтийские порты, либо напрямую

в Центральную Европу по нефтепроводу «Дружба». В 2007

По проекту Тенгиз в Казахстане в конце года были

году Операционный консорциум планирует провести

введены четыре новые добывающие скважины со сред

подготовительные работы по расширению добывающих

ним дебитом почти 1 тыс. т/сут. Добыча по проекту

мощностей проекта.

соответствовала уровню 2005 года и составила 0,36 млн т

(по доле участия). В течение 2006 года шли работы по

В отчетном году продолжилась активная разработка

расширению добывающих мощностей проекта.

месторождения Кумколь. Было пробурено 20 эксплуата

ционных скважин, внедрена технология вскрытия про

По проекту Каракудук в Казахстане были закончены

дуктивного пласта на полимерных растворах. Средний

работы по строительству нефтеналивной эстакады и

дебит новых скважин, введенных в 2006 году, составил

терминала. С надзорными органами Казахстана был

56,7 т/сут. Было также введено в эксплуатацию 8

согласован проект утилизации попутного газа. В эксплуа

нагнетательных скважин. Кроме этого, на месторождении

тацию введены 3 новые добывающие скважины со

была введена в строй новая установка подготовки и

средним дебитом 41,1 т/сут. Добыча нефти на место

перекачки нефти годовой мощностью 4 млн т нефти и

рождении выросла по сравнению с 2005 годом на 39,3%,

8 млн т воды для закачки в пласт. Эти мероприятия

или почти на 200 тыс. т.

позволили увеличить добычу на месторождении по

сравнению с 2005 годом на 13,7%, или до 1,7 млн т (по

По проектам Алибекмола и Кожасай в Казахстане в

доле участия).

эксплуатацию было введено 11 добывающих скважин со

средним дебитом 67,6 т/сут. Продолжались работы по

По решению Арбитражного института Торговой палаты

реализации проекта утилизации попутного газа. На место

Стокгольма ЛУКОЙЛ получил преимущественное право

рождении Алибекмола внедрены новая конструкция

на приобретение 50 процентной доли в ЗАО «Тургай

скважин и использование полимерных растворов, позво

Петролеум» – совместном предприятии группы «ЛУКОЙЛ»

ляющие максимально сохранить коллекторские свойства

и PetroKazakhstan, занимающемся разработкой место

продуктивного горизонта.

рождения Кумколь. Данное право возникло у ОАО

«ЛУКОЙЛ» как совладельца ЗАО «Тургай Петролеум» в

По проекту Северные Бузачи в Казахстане было введено

соответствии с Договором акционеров в результате

113 новых добывающих скважин со средним дебитом

сделки по приобретению китайской государственной

31,0 т/сут. Был запущен в эксплуатацию экспортный

нефтяной корпорацией CNPC 100% акций компании

трубопровод, по которому товарная нефть с месторожE

PetroKazakhstan.

дения поставляется в транспортную систему компании

«КазТрансОйл». Суммарная добыча нефти на месторожE

В Египте по проекту Мелейя было введено в эксплуатацию

дении выросла на 78,1%, или почти на 600 тыс. т.

9 новых скважин. По проекту WEEM продолжалось

разбуривание и обустройство месторождения. Были