Економіст Андерс Ослунд пише: «Потенціал як у Норвегії, результати — як у СРСР». Україна посідає друге місце в Європі за запасами газу (1,1 трлн м³), поступаючись лише Норвегії (2 трлн м³). Проте розрив у ефективності вражає:
• Норвегія видобуває 124 млрд м³ на рік.
• Україна з 1993 року стабільно тримається на позначці лише 20 млрд м³.
Для порівняння візьмемо за основу доступний документ, а саме Концепцію розвитку газовидобувної галузі України, яка схвалена КМУ 28.12.2016 року № 1079-р.
Згідно з Концепцією:
• Запаси газу України станом на 2016 рік складали 924 млрд куб. метрів, а Норвегії — 1 900 млрд куб. метрів. Тобто на 2016 рік запаси Норвегії були майже у два рази більші.
• Темп вилучення запасів газу в Україні на 2016 рік становив 2%, а Норвегії — 6%. Тобто в 3 рази більший у Норвегії, ніж в Україні.
Пояснення щодо помилок у Концепції
Запаси газу України станом на 2016 рік дійсно складали 924 млрд куб. метрів по всіх трьох нафтогазоносних регіонах, а саме: Східний — 80,96% від всіх запасів; Західний — 11,7%; Південний — 7,34%.
Південний регіон, основні його запаси знаходилися з 2014 року під окупацією Росії. І лише незначна частка його запасів була на контрольованій Україною території. Тому враховувати запаси Південного регіону (близько 68 млрд куб. метрів) при визначенні середнього темпу вилучення по Україні у 2016 році некоректно. Частина запасів Східного регіону (Донецька та Луганська області) також знаходилася під окупацією Росії. Тому їх також враховувати некоректно, а це близько 13 млрд куб. метрів.
Отже, реальні доступні запаси газу України станом на 2016 рік складали 843 млрд куб. метрів.
Враховуючи вищезазначене, я скорегував темп вилучення запасів газу: для Східного регіону — 2,5%; для Західного регіону — 1,1%; середній — 2,3%.
Порівняння за міжнародною класифікацією PRMS
Необхідно розуміти, що запаси газу України станом на 2016 рік (924 млрд куб. метрів), які наведені в Концепції — це загальні запаси. Для подальшої зручності в порівнянні наведу дані за класифікацією PRMS (категорія Р1 — Proved/Доведені):
• PDP (producing) — фактично видобуваються;
• PDNP (proved developed non-producing) — підготовлені до розробки, але не видобуваються;
• PUD (proved undeveloped) — потрібне буріння.
Саме ці категорії запасів (Р1) України станом на 2016 рік за класифікацією PRMS, без Південного регіону і Луганської та Донецької областей, становили лише 647 млрд куб. метрів.
Відповідно, середнє значення темпу розробки (вилучення) становило 3,03%, в тому числі по Східному регіону — 3,12%, а по Західному — 2,02%.
За даними Концепції та Oil&Gas Journal/EIA, запаси газу категорії Р1 (Proved) Норвегії становили 1,93 трлн куб. метрів. Отже, на 2016 рік запаси газу категорії Р1 Норвегії були більші в 2,98 раза за запаси категорії Р1 України, а темп вилучення запасів — лише у 2 рази більший, ніж в Україні.
Особливу увагу необхідно звернути на те, що в Норвегії запаси категорії Р1 в об’ємі 1,93 трлн куб. метрів (70% запасів Р1 зосереджені в одному родовищу Troll) були зосереджені не більше ніж у 50 газових і газоконденсатних родовищах. В Україні ж запаси категорії Р1 в об’ємі 647 млрд куб. метрів були зосереджені в 330 родовищах.
Кейс Troll: норвезький гігант проти українських реалій
Саме гігантське родовище Troll є найкращим кейсом Норвегії: глибина залягання 1400–1700 метрів; колектор пісковик пористістю 30–35% і проникність від 2 000 мД до 10 000 мД; площа родовища близько 750 кв. кілометрів; початкові видобувні запаси газу близько 1,4 трлн куб. метрів; початкові максимальні дебіти досягали 20 млн куб. метрів на добу; видобувний фонд свердловин — менше ніж 50 одиниць. Родовище почали розробляти в 1996 році.
Для розуміння: об’єм початкових запасів 6 головних родовищ України (Шебелинське, Західно-Хрестищенське, Єфремівське, Яблунівське, Мелихівське, Машівське) разом дорівнює одному родовищу Troll Норвегії.
Унікальне родовище України — Шебелинське: глибина залягання 1450–2380 метрів; колектор пористістю від 8% до 25% і проникністю від 5 мД до 12 мД; площа родовища близько 305 кв. кілометрів; початкові видобувні запаси газу близько 734 млрд куб. метрів; початкові максимальні дебіти досягали 550 тис. куб. метрів на добу; видобувний фонд — понад 560 свердловин.
Родовище почали розробляти в 1956 році. Поточний (на початок 2025 року) коефіцієнт вилучення — 0,87.
Стан запасів на 2025 рік
Запаси газу України станом на початок 2025 року становлять 482 млрд куб. метрів (без Південного регіону і Луганської та Донецької областей). Запаси категорії Р1 за класифікацією PRMS складають 435 млрд куб. метрів. Середнє значення темпу вилучення становить 4,41%, в тому числі по Східному регіону — 4,5%, а по Західному — 3,6%.
Запаси газу Норвегії на початок 2025 року — близько 1 250 млрд куб. метрів категорії Р1. Середнє значення темпу вилучення становить 10%. Поточний коефіцієнт вилучення по родовищу Troll складає 78–82%, а максимальний очікують на рівні 85%. По родовищу Ormen Lange показник складає 70–75%, очікуваний максимум — 80%. Ці показники менші за фактично вже досягнутий на Шебелинському родовищі (87%).
Підсумувати хочу наступними даними:
• У 2024 році з родовищ Troll і Ormen Lange видобувним фондом не більше 54 свердловин видобули 50 млрд куб. метрів газу.
• В геологічних умовах України, якщо прийняти найкращі пористості і проникності, то з цих же родовищ видобувним фондом 54 свердловини видобули б лише 1,5 млрд куб. метрів газу.
Структура запасів компаній на 2025 рік
Економіста Андерса Ослунда цікавить лише «Нафтогаз».
Розглянемо структуру запасів компаній на 2025 рік:
• НАК «Нафтогаз України»: запаси категорії Р1 відсутні. Ресурси Р3 (Possible) оцінюються в об’ємі 161 млрд куб. метрів газу.
• АТ «Укргазвидобування»: 176 родовищ із запасами категорії Р1 — 347 млрд куб. метрів. Запаси категорії Р2 (Probable) — 79 млрд куб. метрів. Ресурси Р3 оцінюються в об’ємі 278 млрд куб. метрів.
• ПАТ «Укрнафта»: 86 родовищ із запасами категорії Р1 — 56 млрд куб. метрів. Запаси категорії Р2 — 27 млрд куб. метрів. Ресурси Р3 оцінюються в об’ємі 11 млрд куб. метрів.
У запасах категорії Р2 не враховувалися запаси з невизначеним промисловим значенням (код класу 332), які сумарно по двох компаніях складають 277 млрд куб. метрів, а також запаси газу центрально-басейного типу Святогірського родовища (АТ «Укргазвидобування») в кількості 98 млрд куб. метрів.
Ризики реструктуризації
Для реального прориву Ослунд пропонує радикальну реструктуризацію — розділити «Нафтогаз» за регіональним принципом: «Полтавагазвидобування», «Шебелинкагазвидобування», «Львівгазвидобування».
Такі дії можуть призвести до зменшення або повної зупинки видобутку з виснажених родовищ «Львівгазвидобування». На балансі АТ «Укргазвидобування» філії ГПУ «Львівгазвидобування» обліковується 46 газових і газоконденсатних родовищ із запасами категорії Р1 у 20 млрд куб. метрів. Запаси категорії Р2 складають 26 млрд куб. метрів. На сьогодні розвідка в даному регіоні, а також часткове перекривання експлуатаційних витрат забезпечується компанією АТ «Укргазвидобування» за рахунок філій, що працюють у Східному регіоні.
Досьє «ЕнергоБізнесу»
Володимир ЩЕРБИНА, експерт у сфері розробки родовищ вуглеводнів, геолог.
Освіта: Харківський державний університет (спеціальність «Геологічна зйомка, пошук та розвідка родовищ корисних копалин»); пройшов підвищення кваліфікації в Івано-Франківському національному технічному університеті нафти і газу за напрямом нафтогазової геології та геофізики.
Кар’єра: понад 20 років досвіду в науково-дослідних інститутах галузі. Пройшов шлях від інженера-технолога до керівних посад в «УкрНДІГАЗ» та ДП «Науканафтогаз» (структури НАК «Нафтогаз України») ; протягом десяти років (2008–2019) очолював центр із розробки родовищ та відділ проектування в «УкрНДІГАЗ» ПАТ «Укргазвидобування»; засновник та керівник науково-виробничих фірм «ПРОЕКТ-НАФТОГАЗ» та «ГЕРА ЛТД», які сумарно реалізували понад 800 науково-дослідних робіт для галузі.
Експертна діяльність: член Центральної комісії з питань розробки родовищ (ЦКР) при Мінпаливенерго (2008–2017); експерт Державної комісії України по запасах корисних копалин (ДКЗ) та Науково-технологічного центру ПЕР НАН України; брав безпосередню участь в аудитах резервів вуглеводнів компанії «Нафтогаз» спільно з міжнародними аудиторами (2004–2011).
Практичні здобутки: керівник та співавтор проектів розробки ключових родовищ Східного регіону (зокрема Західно-Хрестищенського, Яблунівського, Кобзівського) та шельфу Чорного моря (Одеське, Голіцинське та ін.).
