Промышленное освоение трудноизвлекаемых запасов, в частности баженовской свиты, в последние годы стало одной из ключевых задач нефтяной отрасли в Ханты-Мансийском автономном округе - Югре в условиях падающей добычи из-за высокой выработки "старых" месторождений. Введенные налоговые льготы для месторождений с баженовскими отложениями результатов пока не дали, добыча из бажена в Югре снижается уже несколько лет. Переломить ситуацию сможет выход на новые эффективные технологии добычи из трудноизвлекаемых запасов, поиском и апробацией которых сейчас и занимаются нефтяные компании. О том, когда ждать результатов работы центра "Газпром нефти" "Бажен", сможет ли "Роснефть" реализовать проекты по изучению бажена без иностранных партнеров, отказавшихся от сотрудничества из-за санкций, и на что делает ставку "Сургутнефтегаз", в интервью агентству "Интерфакс-Урал" рассказал директор НАЦ РН им.В.Шпильмана Александр Шпильман.
- В 2008 году ваш центр сделал прогноз по добыче нефти в Югре до 2030 года. Согласно прогнозу, снижение добычи продолжится примерно на 1,5% ежегодно. Планируете ли делать прогноз на период после 2030 года?
- Мы делаем прогнозы на дальние периоды, но чем длиннее период, тем прогноз менее точен. Трудно учесть факторы, о которых мы можем даже не догадываться. Мы, например, когда делали прогноз в 2008 году, не учитывали добычу из баженовской свиты. А сейчас мы добываем из бажена полмиллиона тонн нефти в год, и, если бы добывалось 10 млн, то мы бы ошиблись. Когда мы делаем прогноз - мы знаем запасы, закономерности их вовлечения в разработку, мы подставляем свои данные в формулы и получаем прогноз. При этом прогноз всегда вероятностный, есть варианты с более высокими и низкими показателями. Очень трудно предсказать все параметры: нам нужно понимать цену на нефть, стоимость и объемы бурения. Есть более прямолинейные прогнозы, они основаны на проектных документах уже разрабатываемых месторождений. Но нам же нужно учесть и те месторождения, которые будут вовлечены в разработку на более длинном периоде. Поэтому сделать прогноз на пять лет на основе проектных документов достаточно просто. В 2008 году мы делали прогноз на 20 лет вперед, что сложнее.
- Но ваш прогноз оказался очень точным...
- Нам повезло. С одной стороны - повезло, с другой стороны - мы действительно знаем, как прогнозировать на основе понимания закономерностей разработки и ввода в разработку месторождений. Мы тогда впервые, это было в 2003-2004 годах, сказали, что добыча в округе будет снижаться. Это вызвало всеобщее удивление, все говорили, что добыча будет расти. И тогда нас очень поддержало руководство Югры, губернатор Александр Васильевич Филипенко поручил правительству проработать вопрос о том, как жить округу в условиях снижающейся добычи. Наш прогноз лег в основу и остальных действий правительства.
Если говорить о новом прогнозе после 2030 года, то нам такого распоряжения от округа пока не поступало. Но вполне возможно, эта задача скоро будет поставлена. Нам нужен примерно год, чтобы сделать хороший прогноз.
- В 2018 году получилось переломить десятилетнюю тенденцию снижения добычи, и регион даже немного нарастил объемы. За счет чего удалось этого добиться? Будет ли эта тенденция долгосрочной или нас все же ждет снижение добычи, как указано в прогнозе?
- В этом году в Югре не будет роста нефтедобычи, скорее всего, сохранятся те же объемы (объем добычи нефти в 2018 году составил 236,5 млн тонн - ИФ) или даже на полмиллиона тонн меньше. Эту тенденцию нельзя назвать ростом, это вопрос уровня стабилизации. Данный процесс характерен для всех нефтяных провинций мира с падающей добычей. Существуют "полки" добычи, на которых несколько лет, обычно 6-7 лет, есть стабильный уровень добычи. Вот и мы дошли до такой "полки". Если смотреть глобально, следующие 10-15 лет добыча будет снижаться. И, скорее всего, примерно теми темпами, что мы и прогнозировали. Но будут встречаться такие "полки".
- Недропользователи резко нарастили объемы эксплуатационного бурения. В 2017 году пробурили 18 млн метров, в 2018 году - 17,5 млн метров. В 2000-м году мы бурили 5,5 млн метров. То есть за такой короткий промежуток времени мы нарастили объем бурения в три раза. Буровые установки, бригады, практически вся отрасль выросла в три раза. Мы иногда слышим, что в Югре нефтяная отрасль снижается. Отрасль не снижается, отрасль растет. Добыча снижается, потому что запасы сейчас трудноизвлекаемые. А отрасль наращивает объемы бурения, особенно "Роснефть".
- Как вы оцениваете на сегодняшний день результаты работы технологического центра "Бажен"? Ранее предполагалось начать коммерческую добычу баженовской нефти в рамках проекта в 2025 году. Сохраняются ли планы? Или процесс может быть ускорен?
- Разработка рентабельной технологии добычи нефти из бажена - главная задача центра "Бажен". Нефть из бажена сейчас добывают, но на пределе рентабельности, даже с учетом всех льгот. Мне трудно давать оценку со стороны, потому что наш центр является компаньоном центра "Бажен" и компании "Газпром нефть". Мы занимаемся больше исследовательской работой: исследуем баженовский керн, пытаемся понять состав породы, ее пористость, проницаемость. Пытаемся понять, как правильно вызывать притоки нефти.
Я считаю, что проект работает хорошо. Пробурено 14 горизонтальных скважин с удлинением до 1,5 км, на скважинах проводится множественный гидроразрыв пласта, который является эффективным по всей длине скважины. На полигоне получают приличные притоки нефти, приличные - это выше 30-40 тонн в сутки. Более 40 тонн в сутки - это тот дебит, после которого проект становится рентабельным. От цифры притока очень многое зависит. Скважина работает короткое время, 3-4 года, и за это время нужно успеть выкачать нефть и бурить новую скважину на соседнем участке.
Специалистам, работающим на "Бажене", нужно опробовать технологии добычи из бажена, убедиться, что они работают, попытаться удешевить бурение скважин. Бурить дешевле при массовом бурении - это возможно. Они стараются и получают первые успехи. Однозначно они пока и сами не отвечают на вопрос: можно ли всегда эффективно разрабатывать баженовскую свиту? Я думаю, что им понадобится еще этот срок, до 2025 года, чтобы выполнить множество различных экспериментов и заявить о том, что технологии промышленного освоения бажена подобраны, и начать бурить уже сотни скважин.
- Насколько активно в России появляются технологии для добычи трудноизвлекаемой нефти?
- Появляются, но мало. Отечественных разработок не так много, нельзя было 20 лет ничего не делать и ждать, что сейчас они быстро появятся. Надежда на то, что Запад нам даст технологии и оборудование, жила последние 20-30 лет. Нефть продавали за валюту, на нее покупали оборудование, поэтому исчезли конструкторские бюро, исчезло множество научных направлений. Возродить индустрию не так просто, потребуются годы, нужно обучить специалистов. Все говорят про импортозамещение, но финансирования нет. Компании что-то финансируют, но неохотно. Проблема есть, и я думаю, что потребуется еще не меньше десяти лет, чтобы наши конструкторские бюро, заводы хорошо заработали.
- В условиях санкций Россия живет уже давно. Как оцениваете, насколько значительно в последние годы компании перестроили свои приоритеты в геологоразведке по сравнению с планами нескольких лет назад?
- В геологоразведке компании практически ничего не перестроили. Выполняется множество проектов по 3D-сейсморазведке, эти проекты нацелены на уточнение строения месторождений для разработки. Объемы поисковой сейсморазведки в целях открытия новых месторождений по-прежнему незначительны. И объемы разведочного бурения ровно такие, насколько компании хотят прирастить запасы - близко к полумиллиону метров. И я считаю, этого вполне достаточно. Санкции ведь ввели очень узко, например на бажен. Западным компаниям запрещено добывать нефть из сланцев. Да, что-то мы на этом потеряли, у нас очень активно работали в сотрудничестве с нашими компаниями международные компании - Total, Shell, ExxonMobil. Когда они ушли, а уходили они извиняясь, то, конечно, нашим компаниям стало труднее подбирать технологии освоения баженовской нефти. Но, я думаю, в конечном итоге все эти технологии будут подобраны.
- Как вы считаете, сможет ли "Роснефть" без ExxonMobil и BP, которые приостановили участие в проектах изучения залежей баженовских отложений в Западной Сибири, самостоятельно реализовать эти проекты?
- На мой взгляд, безусловно, сможет. Если говорить о бажене, то в последние годы именно "Роснефть" наращивает, а "Сургутнефтегаз" несколько снижает добычу из баженовской свиты. У меня даже есть ощущение, что "Сургутнефтегазу" стало не очень интересно разрабатывать бажен, а вот "Роснефти" и "Газпром нефти" - очень интересно. Эти компании активно изучают и подбирают технологии по добыче из бажена. Поэтому, конечно, "Роснефть" сможет сама реализовать эти проекты. Но некоторые научные работы нужны. И, как я уже сказал, дело в финансировании и, видимо, в финансировании самими нефтяными компаниями. Если они не начнут развивать науку, конструирование, то у нас не будет развития. Я думаю, что они к этому придут. Они и так развивают науку, но пока корпоративную, свои институты. Может, в будущем будут развивать и университетскую науку.
- Если "Сургутнефтегазу" стал меньше интересен бажен, на что он делает ставку сейчас?
- На другие территории, "Сургутнефтегаз" пошел в Восточную Сибирь. Он осваивает целый блок месторождений - Рогожниковское и прочие, а также Юганскую впадину на юге округа, там очень хорошие перспективы. То есть главный упор "Сургутнефтегаз" делает на освоение новых территорий. "Роснефть" и "Газпром нефть" остаются в регионе. У "Роснефти" приличные запасы, хорошие месторождения, в том числе новые активы, такие как Ванкор, не совсем новый актив - Приобка, но с хорошей добычей. У "Газпром нефти" есть новые месторождения, ей их хватает, плюс к этому компания добирает новые участки на аукционах.
- Недавно в России завершилась инвентаризация извлекаемых запасов нефти, согласно ее результатам, добыча только 64% запасов является рентабельной. Как вы оцениваете результаты инвентаризации?
- Четыре года назад Россия перешла на новую классификацию запасов, она более соответствует международной классификации, потому что в нее включили экономическую оценку. Мы знаем о технологически извлекаемых запасах, но вопрос в том, будут ли они все извлечены? И расчеты экономистов показывают, что нет, часть будет извлечена, а остальное является нерентабельным. Я несколько скептически отношусь к этим оценкам из-за некоторых вещей. Во-первых, это связано с коэффициентом дисконтирования, который учитывает потерю денег в цене с ходом времени. При расчетах этот коэффициент принимался в размере 15%, это очень много. Это значит, что вложения этого года будут иметь нулевую стоимость через 10 лет. На мой взгляд, это какая-то мифология.
Во-вторых, в Ханты-Мансийском автономном округе нет ни одного остановленного месторождения из более чем двухсот месторождений, находящихся в разработке. А некоторые из них разрабатываются с 1960-х годов. Экономисты же говорят о том, что пройдет, например, 10 лет и месторождения станут нерентабельными. Поверьте, если добыча была бы невыгодной для компаний, они бы остановили месторождения. Я бы все-таки считал рентабельность без учета коэффициента дисконтирования, тогда расчеты, по моему мнению, были бы более корректны. Я не очень понимаю, как использовать полученные результаты.
- Изначально ведь инвентаризация задумывалась для оценки эффективности налоговых льгот.
- Я могу рассказать, как нужно делать оценку эффективности налоговых льгот. Например, государство дало льготу на бажен - нулевой НДПИ (налог на добычу полезных ископаемых - ИФ). Что произошло? Добыча выросла? Нет, добыча снизилась. Если в 2014 году добыча из баженовской свиты в округе составляла почти 759 тыс. тонн, то в 2018 году она снизилась до 483 тыс. тонн. В этом году, по данным на 1 декабря, она составила около 483 тыс. тонн. Больше ничего не надо объяснять: по бажену добыча снижается, налоговые льготы не действуют. Да, параллельно идут другие процессы, создаются полигоны, разрабатываются технологии. Поэтому мы говорим, что это временно.
С другой стороны, поскольку новая классификация запасов потребовала введения параметра их рентабельности, а по части месторождений ее никогда не считали, то инвентаризация позволила иметь нормальный баланс и экономическую оценку всех месторождений. Пусть это была и экспресс-оценка.
- На сколько планируется увеличить коэффициент извлечения нефти (КИН) в ближайшие годы в Югре? Есть ли для этого новые технические решения?
- Техническое решение очень простое - плотнее бурите сетки и увеличивайте КИН. Это простой, понятный и главный подход. Сетки в Западной Сибири стандартные - 25 га на скважину, но сейчас мы уплотняем сетки в среднем до 40 га на скважину. Чтобы увеличить КИН, нужно бурить более плотные сетки, до 15 га на скважину. Но пока этого нет в Западной Сибири.
И второе решение, позволяющее увеличить КИН, - это методы воздействия на пласт, например тепловые, химические. Специалисты из Французского института нефти предполагают, что в Югре можно поднять КИН на 10-15%. Мы собираемся сделать с этим институтом совместный проект и оценить, на сколько в целом по округу можно поднять КИН с помощью химических методов. Мы знаем свойства наших месторождений, пластов, нефти, а французы подскажут нам, как оценить эффективность того или иного метода. Планируем провести достаточно быструю оценку, она займет 3-4 месяца.
- Каковы перспективы в геологоразведке в Югре по сравнению с другими нефтегазовыми российскими регионами? Является ли Артика в этом смысле единственной точкой роста в ближайшие годы?
- Арктика сложна не геологией, Арктика сложна климатом. Большинство арктических проектов оценивается как нерентабельные или технически неосуществимые. Лед - очень опасная вещь, он может срезать все оборудование, вызвать крупнейшие аварии. Поэтому Арктику придется осваивать долго, мучительно, вкладывая огромные средства, которые будут окупаться очень долгое время. У геологов в Арктике нет особых проблем, сейсморазведкой там все изучено, потому что ее продуктивность на море очень высокая: идет пароход с сейсмооборудованием и проходит тысячи километров. На суше бы потребовалось для таких объемов несколько сезонов работ. Арктика - это вызов не геологам, а инженерам, конструкторам скважин, буровых установок, судов. На мой взгляд, в ближайшие 10 лет Арктика не будет являться центром нефтедобычи России.
В Восточной Сибири очень мало успехов, к сожалению, по мнению многих геологов, там достигнут предел нефтедобычи. Остальные провинции - более "старые", в них уже добирается вся "мелочь", добуриваются скважины, чтобы увеличить плотность сетки бурения и добыть новую нефть, как в Татарстане или Башкирии. В Западной Сибири перспективы открытия новых месторождений есть, мы открываем каждый год 2-4 месторождения. Иногда они мелкие, иногда более крупные, например, открытое на западной границе округа Оурьинское месторождение с запасами по категориям С1 и С2 33 млн тонн.