Эксперт № 26 (2013)

Важная альтернатива разработке новых крупных месторождений — добыча так называемой нетрадиционной нефти. Развитие технологий горизонтального бурения и гидроразрыва пласта сделало технически возможным и экономически рентабельным широкое вовлечение в разработку нефти, добываемой из плотных, низкопроницаемых слоев осадочных пород, например из сланцев. Эти технологии получили в последнее время обкатку на практике и уже начали давать первые результаты. В США освоение добычи сланцевой нефти (главным образом в формации Баккен в Северной Дакоте и Игл-Форд в Техасе) позволило впервые с 1970-х начать прирост объемов нефтедобычи. Рост добычи на участках формации Баккен вырос в 2011–2012 годах в 7,5 раза, до 589 тыс. баррелей в сутки. А всего объем американской добычи из низкопроницаемых коллекторов по итогам 2012 года составил 1,2 млн баррелей в сутки. Оптимисты даже стали полагать, что Соединенные Штаты снова, как в старые добрые времена, начнут полностью обеспечивать себя нефтью и даже поставлять что-то на экспорт.

Однако и здесь специалисты «ЛУКойла» видят подводные камни. Запасы нетрадиционной нефти трудно поддаются оценке. По большинству скважин формации Баккен фактические данные есть только за три-четыре года. Оценка же может сильно различаться в зависимости от качества пласта, технологии гидроразрыва и многих иных обстоятельств. Поэтому запасы часто пересматриваются. Например, по формации Баккен в 2008 году геологическая служба США давала оценку 4,3 млрд баррелей, а в 2011 году Continental Resources оценила извлекаемые запасы в 24 млрд баррелей. Потому есть большой риск их сильной переоценки.

Кроме того, существуют и трудности в самой добыче нетрадиционной нефти. Здесь дебиты скважин показывают очень сильное падение в первый же год добычи, на 60–70% от максимума, поэтому для поддержания объема добычи нужно бурить все больше и больше скважин. Все это приводит к объективному удорожанию этой нетрадиционной нефти. Так что в конечном счете рост добычи в Северной Америке не приведет к обвалу цен на мировом рынке, считают в «ЛУКойле».

Кроме того, ряд факторов, среди которых растущая стоимость восполнения запасов, балансирующая роль ОПЕК и ослабление доллара, окажут поддержку ценам на нефть в среднесрочной перспективе.

Не оставаться константой

Какой может быть углеводородная стратегия России в этих условиях?

Если не предпринимать должных усилий, добыча нефти в России будет в лучшем случае стагнировать. В 2012 году в России было добыто 518 млн тонн нефти. Но, по словам вице-президента «ЛУКойла» Леонида Федуна , при сохранении существующей ситуации в 2020 году в России будет не хватать 60 млн тонн нефти, в 2025 году — уже 130 млн тонн. Ведь новых месторождений открывается все меньше.

Благодаря интенсификации добычи на действующих месторождениях и внедрению технологий повышения нефтеотдачи добыча нефти в России на протяжении 2000-х динамично росла. В частности, получила распространение технология гидроразрыва пласта (ГРП), активно внедрялись другие новые технологии и техники. Большая часть российской добычи основывается на открытиях, сделанных еще во времена СССР. Около 90% добычи нефти в Российской Федерации ведется на месторождениях, открытых до 1988 года, и лишь 10% осуществляется на месторождениях, открытых в 1990-е и 2000-е. Эта ситуация, по оценке специалистов нефтяной компании, обусловлена тем, что новые месторождения расположены в основном в удаленных регионах со сложными климатическими или иными условиями. Поэтому вовлечение их в разработку требует значительных инвестиций.

Неудивительно, что во время кризиса 2008–2009 годов наметилась тенденция к падению добычи нефти в России. Однако, как отмечают нефтяники, своевременно принятые российским правительством меры по смягчению налоговой нагрузки позволили стабилизировать добычу и даже обеспечить ее прирост. Положительная динамика добычи, наблюдаемая с 2010 года, во многом связана с вводом в разработку новых крупных месторождений. Наибольший прирост добычи пришелся на Восточную Сибирь, где были введены такие крупные месторождения, как Ванкор, Талаканское и Верхнечонское. Но для преодоления естественного падения добычи необходимо ежегодно вводить по три-четыре месторождения, сопоставимых по размерам с Ванкором.

В конце прошлого года были распределены лицензии на разработку последних крупных нефтяных участков, находящихся на балансе государства: Лодочное (Красноярский край), им. Шпильмана (Ханты-Мансийский округ) и Имилорское (Ханты-Мансийский округ). Согласно планам российских нефтяных компаний, до 2020 года будут введены в эксплуатацию Юрубчено-Тохомское, Русское, Восточно-Мессояхское, Новопортовское, Куюмбинское, Имилорское месторождения. Они смогут обеспечить прирост годовой добычи примерно на 100 млн тонн к 2025 году. Но большая их часть будет введена в эксплуатацию после 2015 года, что рискованно с точки зрения поддержания добычи в стране на устойчивом уровне.