Эксперт Эксперт - Эксперт № 25 (2014)

Месторождение для свечного заводика

Наша страна находится на самом начальном этапе изучения перспектив добычи нетрадиционных углеводородов на своей территории. Безусловно, в советское время занимались и горючими сланцами, и метаном угольных пластов, и трудноизвлекаемыми видами нефти, но из-за обилия относительно дешевого традиционного УВС работа с нетрадиционным и трудноизвлекаемым сырьем системно не велась. В результате в России сейчас практически нет даже сколько-нибудь устоявшихся данных по запасам и ресурсам таких углеводородов, которые не вызывали бы сомнений и споров у экспертов (а такие цифры есть, например, по США). Наши оценки с западными существенно разнятся. Так, предварительные оценки ресурсов сланцевого газа в России расходятся на два порядка, от 20 трлн до 200 трлн куб. метров, говорит Светлана Мельникова. Ресурсная база Баженовской свиты (подробнее о ней см. «Национальное достояние как повод для беспокойства», «Эксперт» № 59 за 2012 год), которую МЭА признало в 2013 году наиболее богатой нефтесланцевой толщей в мире, по мнению аналитиков агентства, составляет 144 млрд баррелей нефти и 37 трлн куб. метров газа, при этом только неоткрытых ресурсов традиционного УВС здесь 8 млрд баррелей нефти, 19 трлн куб. метров газа и 21 млрд баррелей газоконденсата. По словам академика Алексея Конторовича, великий геолог своего времени член-корреспондент РАН Иван Иванович Нестеровсорок лет назад считал, что ресурсы нефти в Баженовской свите превышают 20 млрд тонн. Прогнозная оценка запасов УВС Бажена, данная самим Конторовичем еще в 1997 году, превышает 378 млрд баррелей (свыше 50 млрд тонн). Кирилл Молодцов, высказывая мнение Минэнерго, считает, что добыча нефти из Баженовской свиты может составить со временем 80 млн тонн ежегодно, поэтому она определена в Генеральной схеме развития нефтяной отрасли России одним из приоритетов инновационного развития нефтяного комплекса страны. Геологические запасы сверхвязкой нефти и природных битумов в России оцениваются в 55 млрд тонн, причем их разработка уже ведется в Татарстане.

Первым и до сих пор наиболее полным документом, в котором была сделана попытка систематизировать накопленный объем знаний в области нетрадиционных углеводородов в России, стала «Единая государственная программа подготовки минерально-сырьевой базы и добычи углеводородного сырья из нетрадиционных источников», подготовленная ВНИГРИ в 2011 году. Старейший нефтяной институт России, по словам Александра Ильинского, получил заказ на эту работу от Минприроды благодаря тому, что еще в советское время начал развивать тему нетрадиционных ресурсов углеводородов и их комплексного освоения. В документе, в частности, обобщены данные советских и российских ученых и прогнозные ресурсы российского сланцевого газа, сосредоточенного в основном в Западной и Восточной Сибири и оцененного в 48,8 трлн куб. метров.

Программа должна создать условия для увеличения годовой добычи сланцевого газа к 2026 году до 12,2 млрд куб. метров, но эксперты сомневаются, будет ли реализован даже этот небольшой прирост относительно общей добычи природного газа. Обнадеживает то, что в Минэнерго считают: запасы сланцевого газа целесообразно использовать для газификации самих регионов, перспективных для разработки подобных ресурсов и не подключенных к единой системе газоснабжения, а таких — половина территории страны. Такой подход может вполне себя оправдать, считает Ильинский. Конечно, себестоимость добычи сланцевого газа, особенно на первых порах, будет превышать 100 долларов за 1000 куб. метров — при 20–30 долларах на традиционных месторождениях Западной Сибири. Но из-за отсутствия дорогостоящего транспортного плеча и коммерческой стоимости газа для потребителя, близкой к 200 долларов, освоение таких ресурсов может стать интересным, как в той же Америке, для небольших нефтегазодобывающих компаний. Когда поднялся сланцевый бум в США, руководители некоторых компаний, и больших металлургических, и небольших заводиков, прочитав в газетах, что такого газа завались и по всей территории России, просили открыть им месторождение чуть ли не под корпусами их предприятий, смеется Александр Ильинский.

В рамках совместного проекта ВНИГРИ и «Лукойла» «Невостребованные запасы и ресурсы УВС» в региональных месторождениях, освоение которых географически и технологических затруднено, геологи насчитали по запасам (АВС1 + С2) нефти 9,8 млрд тонн, газа — 26,7 трлн куб. метров, еще 7,2 млрд тонн и 20,8 трлн куб. метров составляют ресурсы. Сейчас ученые вместе с предпринимателями и представителями государства прорабатывают комплекс организационных, технологических и экологических мероприятий, с тем чтобы облегчить вовлечение таких УВС в оборот. Часть проблем будет решаться в рамках формируемой сейчас при координации ВНИГРИ технологической платформы «Нетрадиционные источники углеводородного сырья», презентация которой произойдет на днях. Интерес к ней уже проявляют десятки субъектов рынка. Другим знаком оживления деятельности в этой области Ильинский считает участие в проектах по нетрадиционным ресурсам российских «Лукойла», «Газпрома», «Роснефти», «Татнефти», «Сургутнефтегаза»; в последнее время особую активность проявляют и крупные ТНК, у которых есть определенные ограничения на получение лицензий на освоение традиционных объектов, а поле деятельности в области нетрадиционных УВС еще практически свободно.

КИН, НДД и другие

Снижение эффективности добычи углеводородов долгое время усугублялось падением показателя проектного коэффициента извлечения нефти (КИН), причем это связано не только с безвременьем 1990-х.

Из известного специалистам «креста нефтяника» ( график 4

) видно, как постоянный рост доли трудноизвлекаемых запасов (ABC1) sub /sub сопровождался в СССР и России многолетним снижением средней нефтеотдачи КИН, который стабилизировался и начал понемногу расти только в последние годы. Как утверждает Александр Ильинский, справедливости ради стоит отметить, что этот показатель зависит не только от использования или неиспользования современных технологий добычи, в чем зачастую необоснованно упрекают наших нефтяников, но прежде всего от геологических и других особенностей конкретного месторождения. Например, нефтеотдача пластов в Латинской Америке, Юго-Восточной Азии составляет в среднем 24–27%, в Иране — 16–17, в США — 33–37%. Средний проектный КИН российских запасов (категорий АВС1) превышает средний мировой уровень (29%) и составляет 34%. Это не значит, говорит Ильинский, что из пластов нельзя добыть больше проектного. Чем больше мы хотим выкачать из пласта, тем большие затраты необходимо понести, то есть всегда есть пределы возможностей дальнейшей эксплуатации, которые упираются прежде всего в экономику, так как технологии для этого существуют. Было время, когда некоторые компании в России снимали сливки, после чего заброшенное месторождение заводнялось, и, по сути, запасы терялись безвозвратно. Сейчас этого нет, во-первых, потому, что более жестко работает система лицензирования, и, если недропользователи не выполняют лицензионных условий, они могут лицензии лишиться. Сами компании стали работать более грамотно, в целом не уступая западным, прежде всего потому, что они работают в основном на западных же технологиях и оборудовании. В частности, у «Сургутнефтегаза» и «Татнефти» КИН уже превышает 40%.