"Пришло время, когда нужно серьезно заниматься разработкой методики оценки запасов"

Россия обладает огромными запасами трудноизвлекаемой нефти. До сегодняшнего дня эти запасы остаются практически невостребованными, хотя первые попытки разработать технологии их добычи были еще в 70-х годах прошлого века. О будущем развитии добычи трудноизвлекаемой нефти и том, что для этого может сделать государство, BG рассказал министр природных ресурсов и экологии РФ СЕРГЕЙ ДОНСКОЙ.

BUSINESS GUIDE: Сейчас много говорят о росте добычи сланцевой нефти в США и других странах, о пике добычи сланцевого газа. Какова ситуация со сланцевой нефтью в России, как давно у нас изучают такие месторождения?

СЕРГЕЙ ДОНСКОЙ: Сам по себе термин "сланцевая нефть" введен в оборот американскими геологами и подразумевает добычу из сланца. Использовать его у нас не вполне корректно. В СССР в 1970-е годы применялась более точная терминология — "трудноизвлекаемые нефти". В 1970-х годах у нас пытались учесть трудноизвлекаемые нефти в классификации запасов, начинать крупномасштабные исследования, отрабатывать технологические подходы. В частности, было создано специальное НПО "Нефтеотдача".

Речь идет не только о сланцах, но и о глинистой нефти, других нефтематеринских породах — баженитах, хадумитах, доманикитах, которые ранее не рассматривались как промышленные объекты. С развитием технологий все активнее ведется разработка месторождений, ранее считавшихся трудноизвлекаемыми. Теперь их начинают рассматривать как рентабельные и вовлекают в добычу.

В первую очередь потому, что на американском рынке появился тренд по вовлечению в добычу новых объектов. Отработанные на газосодержащих сланцах технологии гидроразрыва пласта и горизонтального бурения стали с успехом применяться для добычи нефти из нетрадиционных коллекторов. Сегодня в России также ведутся разведочные и добычные работы и по баженовской свите, и по хадумитам.

BG: Какова оценка российских запасов трудноизвлекаемой нефти?

С. Д.: Например, запасы по баженовской свите, по данным государственного баланса на начало 2012 года, составляли 501 млн тонн (284 млн тонн по категориям A, B и C1 и 217 млн тонн по категории C2). Большая часть запасов находится в нераспределенном фонде недр — 368 млн тонн, на балансе добывающих предприятий — 133 млн тонн. Основная часть этих запасов находится в Ханты-Мансийском АО (489 млн тонн). Из этих отложений в 2011 году было добыто всего 512 тыс. тонн, то есть пока ведутся лишь опытные работы. Более половины от этого количества — 361 тыс. тонн — было добыто "Сургутнефтегазом" на Ай-Пимском месторождении.

Можно говорить, что эти запасы в настоящее время разрабатываются, но темпы разработки, конечно, низкие.

Следует отметить, что трудноизвлекаемая нефть ранее никогда не учитывалась. Хотя первые притоки баженовской нефти на Салымском месторождении были получены еще в 1967 году, они составляли всего 5 кубометров в сутки, то есть это был чистый эксперимент. На тот момент и в мире не было опыта поиска и подсчета таких запасов, не был отработан подход по оценке месторождений.

Первые оценки запасов по баженовской свите у нас появились в 1970-х годах, но до сих пор не был сформирован общий подход к методике. Поэтому диапазон оценок запасов трудноизвлекаемых нефтей очень широкий. К примеру, Минэнерго недавно оценивало их в 22 млрд тонн, в то время как известный новосибирский геолог Иван Нестеров давал оценку свыше 120 млрд тонн. Полагаю, что сейчас пришло время, когда нужно серьезно заниматься разработкой методики оценки запасов и в России.

BG: Нужно разрабатывать собственную методику или можно адаптировать какие-то зарубежные подходы?

С. Д.: Международный опыт надо изучать, чтобы не оказаться в стороне от мировых трендов. Но нужно разрабатывать и собственные подходы. Сейчас специалисты Минэнерго и Минприроды изучают возможность разработки собственных подходов и адаптации мирового опыта в рамках пилотных проектов по добыче сырья из нетрадиционных источников.

BG: Что сейчас мешает наладить активную добычу трудноизвлекаемой нефти в России?

С. Д.: Во-первых, значительные запасы нефти из традиционных источников. Во-вторых, нехватка технологий. Пока не ясна геология баженовских месторождений и не всегда профессионалы могут определить подход для эффективной разработки таких объектов. Коллеги рассказывали, что буквально рядом бурятся две скважины, но по одной скважине ожидаемый приток нефти есть, а по другой — нет. То есть пока из-за отсутствия необходимых технологий специалисты не всегда могут точно спрогнозировать результат. Еще нужны дополнительные исследования, в том числе государственные механизмы стимулирования на стадии тестирования технологий разработки месторождений. Кстати, подобный подход использовался за рубежом: именно государство начинало программы по трудноизвлекаемым запасам, а уже потом подтягивались частные компании (впрочем, в США государство и бизнес часто шли наперегонки). И здесь успех может привести к революции, аналогичной той, что уже произошла в сланцевом газе.

У нас есть нефтяные компании, которые применяют собственные технологии, есть ряд проектов с привлечением иностранных инвесторов и специалистов. Например, "Роснефть" подписала соглашение с Exxon по разработке баженовской свиты. Кроме того, есть ЛУКОЙЛ с его дочерней структурой РИТЭК, разрабатывающей технологию внутрипластового горения, "Сургутнефтегаз", "Татнефть", занимающаяся высоковязкими нефтями. Можно говорить и о "Зарубежнефти", в структуру которой вошло НПО "Нефтеотдача". В конце прошлого года о своем намерении заниматься трудноизвлекаемыми нефтями объявила и "Газпром нефть".

BG: Технологии у западных компаний более развиты?

С. Д.: Да. У наших компаний вопрос о разработке месторождений трудноизвлекаемой нефти остро не стоял: хватало традиционных запасов. Нетрадиционные запасы рассматривались в исключительных случаях, на долгосрочную перспективу.

BG: Разработка сланцевого газа в США фактически произвела революцию, резко увеличив предложение на рынке. Со сланцевой нефтью такого пока не произошло. В чем причина?

С. Д.: На самом деле за четыре года добыча нефти в США выросла почти вдвое — с примерно 200 млн тонн до 361 млн тонн. В основном за счет того, что технологии, апробированные на сланцевом газе (гидроразрыв пласта, горизонтальное бурение и т. д.), стали применяться и к нефтесодержащим сланцам. А дальше включается эффект масштабирования. Немаловажна и поддержка государства, особенно на начальной стадии. И в США, и, например, в Норвегии на начальной стадии (в 1970-1990-х годах) государство помогало бизнесу развивать пилотные технологии. Затем уже переходили от прямого бюджетного финансирования к косвенному, например через налоговые льготы.

BG: Следует ли ожидать в ближайшее время, например в течение пяти лет, заметного роста добычи трудноизвлекаемой нефти и в России?

С. Д.: В этот период вряд ли. Даже для того, чтобы начать обустройство инфраструктуры, этого времени не хватит. Скорее здесь речь идет о сроках порядка десяти лет. Конечно, объем добычи трудноизвлекаемой нефти в России постепенно будет расти, но не такими темпами, как в США. Хотя, я думаю, и у американцев все не так уж быстро будет развиваться. У нас есть еще значительное количество остаточных запасов традиционной нефти, которые надо отрабатывать.

BG: Насколько я понимаю, сейчас нефтяники по-прежнему выбирают скорее месторождения легкодобываемой нефти, даже если они находятся в неосвоенных районах, а не высоковязкую нефть на территориях, где уже есть инфраструктура?

С. Д.: Здесь все упирается в экономику и риски. Если у нефтяников есть возможность традиционными методами разрабатывать месторождение, то это им проще, чем внедрять новые технологии на таких сложных объектах, как бажениты. Но если месторождение легкой нефти в труднодоступном месте и к нему надо тянуть инфраструктуру, то его экономика будет запредельной. В этой ситуации разработка месторождения трудноизвлекаемой нефти, например низкопористых сланцев, расположенного в районе с существующей инфраструктурой, может оказаться более выгодной. В Западной Сибири уже есть инфраструктура (не нужно далеко тянуть трубу). Там при наличии соответствующего опыта нефтяники будут обращать внимание на трудноизвлекаемую нефть. Хотя, конечно, разработка таких месторождений по сравнению с обычными потребует увеличения объема инвестиций.

BG: У нас также планируется введение налоговых льгот для месторождений трудноизвлекаемой нефти?

С. Д.: Сейчас Минфин, Минэнерго и Минприроды участвуют в подготовке таких преференций. В зависимости от проницаемости пласта будут устанавливаться понижающие коэффициенты к НДПИ, вводиться более щадящая система налогообложения. Уже в скором времени этот законопроект должен быть внесен в правительство. Кроме того, закон о недрах позволяет проводить пилотные проекты на специальных полигонах для отработки технологий, которые потом можно будет распространять на частные компании. Мы рассматриваем такую возможность как одну из форм прямого участия государства.

BG: Речь идет о прямом бюджетном финансировании таких разработок?

С. Д.: Есть вариант, когда консорциум нефтяных компаний при участии государства отрабатывает технологию, а потом начинает ее использовать.

BG: Критики новых технологий добычи сланцевых углеводородов говорят о том, что новые технологии могут негативно сказываться на окружающей среде или даже повышать риски землетрясений. Какова позиция Минприроды по этому вопросу?

С. Д.: Да, в ряде стран экологические риски (загрязнение подземных вод, парниковый эффект и т. д.) привели к запрету добычи сланцевой нефти. Но, во-первых, Европа, где вводились такие запреты, является густонаселенной территорией. В менее населенных районах риски меньше. Во-вторых, технологии развиваются. В США в качестве реагентов, используемых при гидроразрыве пласта, применяют специальные гели, позволяющие уменьшить загрязнение подземных вод. Варианты снижения негативного влияния технологий на экологию сейчас прорабатываются во всем мире, в том числе в России.

BG: Добыча трудноизвлекаемой сланцевой нефти возможна только при высоких ценах на нее. Каковы ценовые ориентиры, делающие выгодным развитие таких месторождений?

С. Д.: По расчетам, сделанным в 2012 году, если мы учитываем, например, рентабельность в 15%, то нефтеносные песчаники могут разрабатываться при цене на нефть в $77 за баррель. Битуминозные пески — в районе $100 за баррель. Для сравнения отмечу, что сверхглубоководные месторождения традиционной нефти можно осваивать при цене около $80 за баррель сырой нефти. Отработка сланцевой нефти будет выгодной примерно в таком же ценовом диапазоне.