Ханты-Мансийский автономный округ ежегодно добывает чуть более половины всей нефти России и обеспечивает почти 7% мировой добычи. В феврале прошлого года регион отпраздновал добычу 10-миллиардной тонны нефти, накопленной с начала 60-х годов прошлого века. Нефть для автономного округа, где ежегодно проводятся соревнования мирового масштаба, и уровень жизни населения достаточно высок, уже на протяжении многих лет является основным источником дохода. О снижении добычи нефти, прогнозах и основных проблемах нефтяной отрасли агентству "Интерфакс-Урал" рассказал директор Научно-аналитического центра рационального недропользования им. В.И. Шпильмана Александр Шпильман.
- Александр Владимирович, Ханты-Мансийский автономный округ уже в течение нескольких лет фиксирует постепенное снижение уровня добычи нефти. В 2012 году добыча уменьшилась на 1% по сравнению с показателем 2011 года - до 259,9 тысяч тонн. Почему это происходит?
- Природа так определила, что когда вы разбурили месторождение, то с этого момента начинается снижение добычи нефти. У нас месторождения в разработке находятся больше сорока лет - открытое с начала 60-х годов месторождение Трехозерное в Шаимском районе до сих пор разрабатывается. Поэтому не может быть другой картины, другая тенденция появляется только тогда, когда вводятся в разработку новые крупные месторождения. Из последних крупных было введено Приобское месторождение, сейчас два крупных месторождения переданы недропользователям - это месторождения имени Шпильмана и Имилорское. Их ввод немного стабилизирует добычу нефти в округе.
- На сколько лет хватит нефти в ХМАО? Какие у вас прогнозы?
- Дело в том, на какой уровень добычи вы рассчитываете. Например, с добычей в 10 млн тонн в год нефти может хватить и на триста лет. Мы разработали по заказу правительства энергетическую стратегию автономного округа, и наш прогноз выглядит так: добыча нефти до 2020 года не будет ниже 220 млн тонн в год, до 2030 года - не ниже 195 млн тонн ежегодно.
Плюс к этому мы знаем, что ресурсы нефти в недрах огромны, можно найти новые месторождения в более глубоких горизонтах. Правда, они будут более трудноизвлекаемыми и не с такими высокими дебитами. Нефти в округе еще очень много, нефтяники Югры добывают с 70-х годов прошлого века половину нефти России, и в ближайшие десять-двадцать лет эта тенденция сохранится.
Добыча в 200 млн тонн в год - это 1 млрд тонн за пять лет. Любая страна была бы рада такой добыче нефти. В последнее время стало модно говорить о падении добычи нефти: в прошлом году добыли 260 млн тонн, пять лет назад - 278 млн тонн. Неправильно говорить о каком-то коллапсе. Да, месторождения стареют, и дебиты снижаются. Но катастрофы нет, мы имеем в Югре очень стабильную нефтяную отрасль.
- Каким нефтяным компаниям нашего региона удается стабилизировать добычу, а у кого она снижается?
- В первую очередь наращивают добычу компании, вводящие в разработку крупные месторождения. Например, Приобское месторождение разбуривают "Роснефть" и "Газпромнефть". Компания "Салым Петролиум Девелопмент", которая разрабатывая Салымское месторождение, сейчас выходит на максимум добычи нефти. Остальные компании постепенно снижают темпы добычи. Но это не падение и не обвал, тот же "Сургутнефтегаз" добывает в Югре более 50 млн тонн нефти в год, и это - очень высокий уровень.
- Известно, что стабилизировать добычу нефти могла бы активная геологоразведка. Какой объем геологоразведочных работ был проведен в прошлом году? Как Вы оцениваете эти результаты?
- Объемы геологоразведки крайне недостаточны. В прошлом году нефтяники пробурили 305 тысяч метров, а в 2001 году поисково-разведочное бурение составляло более 1 млн метров. Таким образом, объемы геологоразведочных работ сократились примерно в три-четыре раза. Во многом это связано с отменой налога на восстановление минерально-сырьевой базы (ВМСБ), когда у компаний забирали часть прибыли с нефти и целенаправленно вкладывали в геологоразведку. Но было принято государственное решение отменить налог, чтобы компании сами проводили геологоразведку. Нефтяники проводят ее сами, но в три раза меньше. Поэтому и связанные с этим приросты запасов, открытие новых месторождений значительно уменьшились.
Нам нужно бурить минимум 500-600 тысяч метров в год, а лучше - миллион метров. И я думаю, что в ближайшие годы эти задачи будут поставлены на государственном уровне, и мы на 500 тысяч метров выйдем в течение нескольких лет. Выход из ситуации может быть найден в проектах поисковых и разведочных работ, где будут обозначаться необходимые объемы сейсморазведки и бурения, а также сроки их выполнения. Однако, к сожалению, этот документ утратил статус обязательного для выполнения. Я надеюсь, что этот статус будет восстановлен в ближайшие годы, и это позволит контролировать объемы геологоразведки и требовать их выполнения от компаний.
- Какие новые технологии внедряют в последние годы в добыче и разведке компании нашего региона? Как обстоят дела с многостадийным гидроразрывом пласта?
- За последние десять лет широкое распространение получило горизонтальное бурение, которое позволяет добывать больше нефти в каждой такой скважине, чем при вертикальном бурении. Вторая технология, которая позволила вводить трудноизвлекаемые запасы - это гидравлический разрыв пласта (ГРП). Эту технологию используют большинство наших компаний для разработки трудноивзлекаемых запасов и для увеличения дебитов. Для разработки Баженовской свиты эти две технологии компании объединили.
Сейчас начинают внедряться методы химического воздействия на пласт, когда закачивают химические реагенты для того, чтобы отмыть нефть от породы и получить дополнительную добычу. Для получения дополнительной добычи применяются также методы полимерного химического воздействия на пласт. В последнее время очень много сделано и в геологоразведке, в первую очередь, это - 3D-сейсмика, построение трехмерных геологических моделей, новые технологии исследования керна в пластовых условиях и многое другое.
- Для того, чтобы нефтяники больше средств направляли в увеличение добычи нефти, правительство ХМАО предоставляет компаниям налоговые льготы. Необходима ли им еще какая-то поддержка? Нужны ли какие-то новшества в законодательстве?
- Дополнительная поддержка необходима при разработке трудноизвлекаемых запасов. Но я сторонник дифференцированного налогообложения, которое должно определяться прибылью. К сожалению, такой подход в России не внедряется по причине того, что налоговые органы не представляют, как администрировать прибыль. А в мире очень широко используется именно этот подход: если у компании есть сверхприбыль - она изымается, если идет нехватка прибыли - дают льготы. Но дифференцировать налогообложение, например, от дебитов скважины и обводненности, у нас можно. Это сейчас находится на стадии обсуждения. Чем дальше мы будем развиваться, тем больше надо будет вводить в разработку трудноизвлекаемые запасы, тем больше это будет востребовано. Округ уже подал в Госдуму России предложение об уменьшении налогообложения при разработке отложений Баженовской свиты.
- В прошлом году "ЛУКОЙЛ" и "Сургутнефтегаз" выкупили последние крупнейшие месторождения Югры - Имилорское и месторождение имени Шпильмана. Насколько перспективны эти месторождения и насколько компании смогут увеличить объем добычи?
- Если вы хотите понять, сколько будет добыча на максимуме для большинства месторождений - берите 3-5% от запасов. Для Имилора, по предварительной оценке, добыча нефти на максимуме составит 5 млн тонн в год, а для месторождения имени В.И. Шпильмана - 2,8 млн тонн в год. Сейчас эти месторождения - в стадии доразведки, после которой запасы будут уточнены, и только потом будет составлен проект разработки каждого месторождения, где по годам распишут объемы работ и добычи нефти.
- Тенденция начала 21 века - сланцевая нефть, а что у нас со сланцевой нефтью? Какова в целом ситуация в России с ней по сравнению, например, с Америкой? Каковы перспективы по сланцевой нефти в Западной Сибири?
- Сланцевая нефть - это термин, который изначально применялся именно для нефти из сланцевых пород. Потом под этим названием начали понимать другие породы. И сейчас даже американцы часто используют не термин "сланцевая нефть", а "нефть из плотных пород". Существует некоторая путаница в терминологии и в корректности переводов с английского языка. Но если говорить глобально, то "сланцевая нефть" - это нефть в плотных породах, а не в коллекторах. Американцы научились добывать такую нефть, используя горизонтальное бурение с многозональным ГРП, трещины которого в пласте, а не в коллекторе, обеспечивают искусственную проницаемость.
Такие породы в России есть, такие технологии можно использовать. В Западной Сибири - это баженовская свита и во многом похожая на нее абалакская свита. У нас все только начинается, пробурено чуть больше 35-ти скважин такого типа, но уже в данный момент добыча из бажена и абалака превышает полмиллиона тонн в год.
Я думаю, что когда будет пробурена тысяча скважин - а такие планы есть у многих нефтяных компаний - то добыча достигнет 20-25 млн тонн нефти в год. И это - уже приличная добыча. Но для этого требуются большие исследования керна и подбор эффективных технологий разработки.
- Каково Ваше мнение относительно перспектив российского шельфа?
- Известны перспективы месторождений северного шельфа Штокмановского и Приразломного. Пока не определены перспективы восточно-сибирских морей, и это - за пределами 30-го года. Там нет ни одной скважины, все ресурсы, которые там есть, - гипотетические. Наверное, там есть нефть, но ничего не доказано. Самая первая проблема - это технологии. Льды - это очень тяжелые условия, тяжелее на порядок ситуации в северном, норвежских морях. Мне недавно показывали фотографии со дна моря, где образуется донный лед, который во время приливов и отливов волочится по дну. Специалисты сейчас не знают, как быть в этой ситуации, потому что этот лед может срезать все установленное там оборудование.
- Власти ХМАО недавно заявляли, что нефтяные компании планируют выйти к концу 2014 года на 95%-ый уровень утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ). Как думаете, реально ли осуществить эти планы? Какие основные проблемы есть в этой сфере?
- Уровень утилизации попутного нефтяного газа в целом по автономному округу в 2012 году составил 89%. На некоторых месторождениях утилизацию ПНГ достигает 100%, есть отдельные месторождения, где уровень составляет 20-30%. Проблема в том, что на маленьком удаленном месторождении экономически неэффективно строить электростанции, которые перерабатывают попутный газ, и компаниям приходится его сжигать. Добыча нефти не окупает затрат на утилизацию попутного газа на таких месторождениях. Поэтому для удаленных месторождений ищутся варианты. Это не политика, это чистые технологии. Но, я думаю, что в целом по автономному округу компании выдут на необходимый уровень утилизации ПНГ 95% к 2015 году.
Прекращено уголовное дело о гибели кота Твикса в январе текущего года