Главный секрет российской нефти

На фоне высоких мировых цен на углеводородное сырье заявление премьера Путина о необходимости снижения налогов для нефтяников многих насторожило. Неужели остающихся сегодня у нефтяных компаний средств уже недостаточно для развития? Или, может, нефть на старых месторождениях заканчивается и нужно срочно искать новые ресурсы? Эксперты утверждают, что с ресурсами все в порядке, их объемы в России оцениваются в миллиарды тонн, только вот используются они плохо.

Разрыв пласта

Официальные данные о запасах нефти в России отсутствуют. А точнее, это государственная тайна. В открытых источниках можно найти лишь ориентировочные оценки разной степени достоверности. Так, по данным BP на конец 2007 года, запасы нефти в России составляли 10,9 млрд т. Если предположить, что сегодняшний уровень годовой добычи (около 500 млн т) не изменится, то нефти нам должно хватить примерно на 20 лет. Впрочем, про эти 20 лет в отрасли говорят давно. Еще в 1990 году преподаватели полушутя-полусерьезно говорили первокурсникам Московского института нефти и газа имени Губкина о том, что нефти осталось этак лет на 20, так что, мол, погорячились вы, ребята, с выбором отрасли. Правда, тотчас же оговаривались, вспоминая, что когда поступали они, годах в 1960-х, то им говорили то же самое: нефти осталось на 20 лет… Геологоразведка, открывавшая все новые месторождения, постоянно отодвигала «конец нефти» на более поздние сроки.

Считается, что нашей стране всегда везло. «Когда в конце 1950-х — начале 1960-х годов открыли новую нефтегазоносную провинцию в Западной Сибири, газета New York Times написала, что большевикам в очередной раз повезло,— рассказывает Анатолий Дмитриевский, академик РАН, директор Института проблем нефти и газа.— Действительно, среди нескольких десятков тысяч месторождений мы могли выбирать месторождения с легкой нефтью. Тогда их доля была весьма велика. Собственно, легкую нефть и добывать технологически проще и дешевле. С течением времени структура запасов менялась. К середине 1980-х доля легкой нефти в общем объеме еще превалировала — порядка 55%. Сегодня же ее меньше 40%. Постепенно мы переходим к наращиванию добычи других видов нефти — тяжелой, вязкой, высокопарафинистой, с высоким содержанием сероводорода. А легкую нефть начинаем добывать в так называемых плохих резервуарах — в местах усложненной добычи».

Период активной разработки (бурения новых скважин) пришелся на 1950-1980-е годы. После распада СССР бурение новых скважин практически прекратилось. Кроме того, в начале 1990-х простаивало около 40 тыс. скважин — 25% всех имеющихся. Соответственно, резко сократился и объем добычи. По сути, все дальнейшее наращивание производства нефти шло за счет ввода в эксплуатацию старых скважин. «Объем эксплуатационного бурения упал в три-четыре раза,— комментирует Дмитрий Попов, начальник отдела компании „Петродата Консалтинг“.— И только сейчас мы достигли 50% от уровня 1991 года». По наблюдениям экспертов, резко сократились и темпы разведки новых участков, в частности почти полностью прекратилось разведочное бурение. Ведь оно всегда вдвое-втрое дороже эксплуатационного, так как обычно проводится в чистом поле, то есть в местах, куда, как говорится, еще не ступала нога человека. А разведочные скважины на шельфе дороже просто на порядок.

В этом нет ничего удивительного: финансовые запасы тогда отсутствовали, а ценовая конъюнктура мирового рынка нефти была далеко не радужной. Например, оценка объема инвестиций в проект «Сахалин-2» составила $20 млрд — эта сумма была сопоставима в середине 1990-х с бюджетом России. Одним из способов решения проблемы стало привлечение иностранных инвесторов на условиях так называемого соглашения о разделе продукции (СРП). То есть иностранная нефтяная компания не допускалась к владению бизнесом, а лишь получала на каждый вложенный в оборудование или производство работ доллар определенный объем добытого сырья, распоряжаться которым могла по своему усмотрению. Такой механизм был реализован на немногих крупных месторождениях — «Сахалин-1», «Сахалин-2», на Харьягинском месторождении.

Что касается повышения добычи на старых месторождениях, то, по словам экспертов, практически все отечественные нефтяники применяли гидроразрыв пласта как единственный способ повышения нефтеотдачи без всякой на то необходимости. При этом в добывающую скважину закачивается гелий с песком крупных фракций, в результате вокруг скважины образуется зона трещин, обеспечивающих высокий приток углеводорода из пласта. Сам по себе гидроразрыв пласта — высокотехнологичный метод, однако использование его далеко не всегда оправданно, как хирургическое вмешательство в медицине. По сравнению с традиционным заводнением, подразумевающим бурение новых скважин, гидроразрыв значительно дешевле, но дает лишь кратковременный эффект: дебит скважины держится на высоком уровне около трех месяцев, а потом возвращается к исходному. Каждый последующий гидроразрыв на одном и том же участке приносит все меньший результат. Но самое главное — после гидроразрыва полностью меняется структура месторождения. По образовавшимся в результате разрыва трещинам идет вода, и отбор нефти становится все более затрудненным. Приходится заново разведывать месторождение — строить новую геологическую модель с учетом потоков, которые шли по трещинам. Иногда применение гидроразрыва приводило даже к гибели месторождения. Например, как рассказал Анатолий Дмитриевский, таким образом было загублено пять месторождений, принадлежавших "Сибнефти": „Массированный гидроразрыв позволил увеличить темпы отбора. Менеджеры компании выполнили поставленную перед ними задачу — показали возможности этих месторождений. И на пике продали „Сибнефть““.

Сегодня, когда говорят о „нерадивых недропользователях“, обычно подразумевают почившие „Сибнефть“ и ЮКОС, однако, как считают знающие люди, варварские методы в той или иной степени использовали все крупные нефтяные компании. И если сейчас гидроразрыв применяется значительно реже, то лишь потому, что сегодня практически не осталось скважин, где он уже не использовался, причем неоднократно.

Еще одно характерное для недавнего времени явление — заброшенные участки, лицензии на разработку которых продавались частным компаниям. Когда участок (месторождение) выставляется на аукцион, потенциальным недропользователям, естественно, выдаются все имеющиеся данные геологоразведки, в том числе и оценка запасов. По мнению специалистов, покупка такой лицензии напоминает лотерею, ведь практически невозможно точно оценить сложность будущей разработки и объем реальных запасов. А если участок приобретает структура, вообще не имеющая реального опыта в разработке месторождений (таких было много), то ситуация становится и вовсе драматической. После изысканий незадачливый „нефтяной магнат“ убеждался в том, что запасов в пласте явно меньше, чем предполагалось, а трудозатрат и инвестиций для их извлечения нужно значительно больше, чем планировалось. Участок забрасывали, пока владельцу не удавалось его перепродать.

Внутренние ресурсы

В последние годы ситуация постепенно меняется. Пусть и не кардинально, но заметно. Например, и сейчас не всегда и не везде недропользователи выполняют условия лицензии, в частности утвержденные планы разработки месторождений (медлят с инвестициями). Допустим, не приступают к бурению в сроки, предусмотренные проектом, или применяют несогласованные методы повышения отдачи пласта (тот же гидроразрыв). Однако сегодня контроль со стороны соответствующих надзирающих государственных ведомств явно усилился. И хотя нам еще по-прежнему далеко до уровня 1991 года, сегодня в России уже отмечается бум эксплуатационного бурения. Как заметил Дмитрий Попов, сейчас даже образовались очереди в сервисные буровые компании. Кроме того, произошел существенный сдвиг и в области геологоразведки. Значительную часть финансирования снова взяло на себя государство. Так, по данным „Росбизнесконсалтинга“ (РБК), только в 2006 году и только на геологоразведочные работы на шельфе из госбюджета было потрачено около 1 млрд руб.

„В разведку шельфовых месторождений очень рискованно вкладываться,— комментирует пресс-служба компании ЛУКОЙЛ.— Тем не менее мы предлагаем создавать консорциумы из нескольких, скажем пяти-шести, крупных компаний — возможно, с привлечением иностранной, чтобы в случае неудач вместе делить риски, а в случае успеха — делить продукцию. Бурение одной скважины на море, к примеру на Каспии, сегодня обходится в десятки миллионов долларов. А чтобы открыть месторождение, необходимо пробурить несколько разведочных скважин, то есть сделать крупные инвестиции. Во льдах это еще дороже“.

Что же касается гигантских инвестиций в дальнейшую разработку месторождений в трудных районах (на шельфе, в северных районах), то, скорее всего, они будут осуществлены исключительно за счет внутренних, российских ресурсов. „СРП было оправданно лишь в 1990-х,— комментирует Анатолий Дмитриевский.— Сейчас мы все потянем сами. В том числе и с точки зрения сложных технологий: не надо забывать, что у нашей страны всегда была высокая технологическая база“.

Другая причина отказа от иностранного участия, о которой говорят специалисты,— неподконтрольность иностранцев. И речь здесь не об исполнении условий лицензии на разработку и даже не об обязательствах по поставкам определенной доли добытой продукции на внутренний рынок, которые никак не зависят от принадлежности недропользователя. В данном случае речь идет о распоряжении свободным продуктом, который непатриотичный варяг может экспортировать куда угодно и по каким угодно ценам, полностью проигнорировав национальные интересы России. В основном это касается участия иностранных акционеров в управлении нашими нефтяными компаниями. Работающие же по СРП иностранные компании обвиняются еще и в необоснованном завышении оценки фактически затраченных средств. Отвечает ли отказ от услуг варягов интересам государства или нет, покажет время. Но вот интересный факт. Согласно исследованию РБК, данные о добыче нефти по нефтяным компаниям свидетельствуют о том, что уже в 2007 году прирост добычи углеводородного сырья в России был обеспечен в основном ее значительным ростом по проектам, реализуемым на условиях соглашений о разделе продукции („Сахалин-1“, „Сахалин-2“, Харьягинское месторождение). Общий прирост добычи нефти в 2007 году составил 10,8 млн т, прирост добычи по проектам с участием иностранцев (СРП) — 8,7 млн т, а это 80,6% всего прироста. Добыча нефти в России без учета добычи по проектам СРП увеличилась в 2007 году лишь на 0,4%.

По данным РБК, добыча нефти в России в первые месяцы 2008 года продемонстрировала резкое снижение темпов роста: в январе-феврале прирост составил лишь 0,6% по сравнению с соответствующим периодом прошлого года. (Для сравнения: в 2002-2004 годах прирост добычи нефти достигал 8,9-11% в год, в 2005-2007 годах — 2,1-2,2%.) По мнению авторов исследования, это является явным признаком исчерпания резервов быстрого увеличения добычи нефти в стране за счет интенсификации разработки действующих месторождений и свидетельствует о необходимости более активного освоения новых нефтяных месторождений.

Однако отечественные нефтяники не спешат с инвестициями ни в новые, ни в даже в уже разрабатываемые месторождения. Более того, наблюдается заметное снижение ввода новых производственных мощностей по добыче нефти. Ввод в действие новых нефтяных скважин в 2007 году составил 2,7 тыс. единиц, то есть сократился на 21% к предыдущему году. В условиях высоких мировых цен на нефть это, конечно, странно.

По мнению экспертов РБК, резкое снижение инвестиций объясняется двумя факторами. Во-первых, в условиях объективного ухудшения условий добычи нефти и негибкости действующей налоговой системы произошло снижение ожидаемой доходности инвестиций в отрасль. Новые месторождения в большинстве случаев характеризуются худшими горно-геологическими и географическими параметрами, их разработка требует повышенных капитальных, эксплуатационных и транспортных затрат. А действующая налоговая система не обеспечивает необходимого снижения налоговой нагрузки при разработке новых месторождений, требующих повышенных затрат, что и сдерживает инвестиции в новые проекты.

Во-вторых, государственная экспансия в нефтяном секторе и опасения по поводу дальнейшего поглощения частного бизнеса, по-видимому, заметно снизили интерес частных нефтекомпаний к долгосрочным инвестициям. А инвестиции государственных компаний ограничивались значительными размерами их задолженности по кредитам, привлеченным на приобретение новых активов.

„В этом году добыча нефти в России, видимо, расти не будет. При сегодняшнем налоговом бремени это зачастую невыгодно,— комментируют в пресс-службе компании ЛУКОЙЛ.— Добыча будет если не убыточной, то нерентабельной. В ЛУКОЙЛе, например, уровень рентабельности должен быть не меньше 15%. То есть если этот показатель равен 5%, то компания отказывается от такого проекта. Это проблема не только частных компаний, но и государственных. Сегодня, чтобы хотя бы поддерживать имеющийся уровень добычи, уже необходимы налоговые послабления. Кроме того, себестоимость добычи год от года только увеличивается, поскольку дорожают техническое оборудование, материалы, цемент, трубы. Кроме того, компании все дальше уходят в регионы, где отсутствует какая-либо инфраструктура, и строительством этой инфраструктуры приходится заниматься самим нефтяникам“.

Действительно, при сегодняшних налоговых условиях государство изымает у нефтяников около 80-90% прибыли от реализации нефти. Но даже если все же увеличить вложения, отдачу в виде роста добычи можно получить далеко не сразу. „Поднять добычу в следующем году до 500 млн т в принципе нереально,— комментирует Дмитрий Попов.— Процесс введения в эксплуатацию новых мощностей достаточно планомерен“.

Фактор времени важен: на суше от момента старта до первого промышленного отбора нефти проходит 5-8 лет, а на шельфе, судя, например, по опыту норвежцев,— 9-11 лет.

Глубже, еще глубже

Проблемы инвестиций, налогов и т. п.— обо всем этом, в конце концов, можно договориться. С природой договориться невозможно. Запасы углеводородов, подлежащие извлечению, судя по всему, неуклонно истощаются. „В 1980-е годы степень извлечения нефти из недр в среднем по российским месторождениям составляла 41%,— рассказывает Анатолий Дмитриевский.— Сейчас же — порядка 30%“. Кроме того, сегодня, по оценкам специалистов, ежегодная добыча пока превышает прирост (постановку на баланс) новых разведанных запасов. А вот это уже серьезно: запасы должны возобновляться.

Впрочем, не так уж все плохо. Во-первых, как ни странно, в России и сегодня масса недоразведанных площадей. „Даже Западная Сибирь изучена сейчас лишь на 70%,— рассказывает Александр Лобусев, декан факультета геологии и геофизики РГУ нефти и газа имени Губкина.— А ведь есть еще практически не исследованная Восточная Сибирь, Север. Там уже открываются новые месторождения. Запасы же на шельфе Северного Ледовитого океана могут быть сопоставимы со всеми нашими суммарными запасами на суше“. Современные технологии, как свидетельствует, например, опыт Бразилии, позволяют успешно вести бурение и добычу нефти глубоко под водой.

Кроме того, можно не только расширять зоны разведки, но и, так сказать, углублять. Как заметил Анатолий Дмитриевский, „на глубинах залегания 2-4 км мы уже почти все пооткрывали“. Сейчас надо выходить на глубины 5-7 км, а потом и на 7-9 км. Второй путь пополнения запасов, по словам Александра Лобусева, связан с развитием технологий поисков и добычи. „Вопрос в том, по каким критериям принимать разведанные запасы на баланс,— поясняет он.— Допустим, какое-то время мы не учитываем отдельные крупные разведанные месторождения, считая их непригодными (нерентабельными) для разработки. Действительно, разведать месторождения можно хоть в космосе, вопрос только в том, кому они там нужны. Однако появляются новые технологии добычи, и некогда неперспективные запасы превращаются в балансовые. В этом смысле наиболее яркий пример — Канада, которая еще в 2002 году по уровню запасов нефти находилась где-то в третьей десятке, а в 2003-м вдруг вышла на второе место в мире после Саудовской Аравии. Просто появились технологии, позволившие рентабельно разрабатывать, а значит, поставить на баланс их гигантские запасы высоковязких нефтей и битуминозных песчаников в районе Калгари. У нас же, например, разведан триллион тонн углеводорода в глинах Баженовской толщи Западной Сибири. Глины практически непроницаемы, то есть обеспечить движение углеводородов в них почти невозможно. Зато если нам удастся извлечь хотя бы 3%, то это будет значительный объем — 30 млрд т. Огромные ресурсы высоковязких нефтей разведаны в Волго-Уральском регионе и Якутии“.

Нетрадиционных источников нефти в России достаточно: по словам Анатолия Дмитриевского, тяжелых нефтяных песков и глин у нас на несколько десятков миллиардов тонн. Что касается себестоимости добытой уже не так легко, как раньше, нефти, то она будет постоянно ограничиваться развитием новых технологий. „Если исходить из разведанных балансовых запасов относительно легко добываемой нефти, то при сегодняшнем уровне добычи нефти нам действительно хватит лет на 20-40. Однако если учесть прогнозные перспективные запасы, то можно гарантировать, что Россия обеспечена нефтью как минимум до конца XXI века“,— подводит итог Александр Лобусев.

А что потом? Месторождения на суше рано или поздно исчерпаются, да и шельф тоже небезграничен. Добывать же нефть, буря скважины посреди Мирового океана, даже если такие технологии и появятся, тоже бессмысленно: само океанское дно лежит на гранитных породах, не содержащих углеводородов. Однако надежда на продолжение нефтяной эпохи у человечества все же есть. Помимо известной всем из школьного учебника осадочной теории происхождения углеводородов есть альтернативная гипотеза. Согласно этой гипотезе, нефть является не результатом процесса осаждения древних организмов, длящегося миллиарды лет, а продуктом, по сей день вырабатываемым где-то в не изученных пока недрах Земли, постоянно притекающим к поверхности и создающим месторождения. Если поверить этой гипотезе, истощенные месторождения могут постепенно возобновлять запасы, подпитываясь из постоянно действующего источника. Или при нарушении старых каналов фильтрации углеводороды могут накапливаться в иных местах, создавая новые месторождения там, где еще недавно нефти не было.