В середине нынешнего августа департамент по недропользованию по Приволжскому федеральному округу (Приволжскнедра) провел аукционы, где лотами были права на освоение четырех нефтяных месторождений в Самарской области. Участниками торгов были чуть ли не десяток компаний, в их числе не только такие гиганты, как Роснефть, Лукойл и Татнефть, но и небольшие нефтедобывающие предприятия. Причем конкуренция между ними была нешуточная: общая цена лотов выросла в пять раз (со 165 млн рублей до 840,6 млн рублей). В чем причина столь явного интереса к нефтедобыче в регионе с небольшими и к тому же основательно выработанными с середины 1930-х годов месторождениями? И каковы стратегические перспективы добычи углеводородов в Самарской области и других старопромышленных районах Поволжья?
Мал золотник, да дорог
Несмотря на разговоры о приближении эры новых (альтернативных, возобновляемых) источников энергии, нефть и природный газ остаются (по крайней мере, на исторически обозримое время) основой мирового энергобаланса (график 1). Данные на начало 2016 года не должны смущать читателя. Энергетика и, в частности, мировое потребление углеводородов - отрасли весьма инерционные: абсолютные показатели от года к году могут меняться, следуя рыночно-политической конъюнктуре, а вот относительные ведут себя вполне стабильно.
Важнейшую роль в поддержании глобального энергобаланса играет Россия. По данным Государственного доклада министерства природных ресурсов и экологии России "О состоянии и использовании минерально-сырьевых ресурсов РФ в 2016-17 годы", доля нашей страны в доказанных мировых запасах нефти составляет 5%, а ее доля в мировой добыче - 14%. Причем около двух третей российских запасов нефти не уступают по качеству лучшим мировым стандартам (североморской, аравийской легкой и нигерийской нефти). При этом потенциал нефтедобычи на территории России достаточно велик: средний по всем отечественным месторождениям коэффициент извлечения нефти составляет 27%, что ниже, чем в среднем по миру (35%), чуть больше, чем по Саудовской Аравии и Ирану (23%) и существенно меньше, чем по США и Норвегии (38% и 47%, соответственно).
В последние несколько десятков лет большая часть российской нефти (свыше 65%) добывается в северных районах страны, в частности, в Западной Сибири, на территориях Уральского и Сибирского федеральных округов (таблица 1).
Однако по целому ряду геолого-экономических причин нефтедобыча в старопромышленных регионах не сокращается, а в некоторых из них даже растет. И это несмотря на высокую разведанность начальных суммарных ресурсов бассейна (таблица 2) и значительную выработанность его запасов (таблица 3). Такой результат стал возможен благодаря интенсификации всего цикла геологических работ, в частности, освоению трудноизвлекаемых запасов, поиску пропущенных залежей, а также началу освоения более глубоко расположенных залежей углеводородов.
Что касается Самарской области, она в структуре нефтедобычи по регионам Приволжского федерального округа занимает третье место с долей 14%, уступая Республике Татарстан (29%) и Оренбургской области (18,6%); ее доля в РФ и вовсе невелика - 2-3% (таблица 4).
Ведущая нефтедобывающая компания Самарской области - Самаранефтегаз - является дочкой вертикально интегрированной Роснефти, чья доля в РФ максимальна и составляет 35,4% (таблица 5). При этом Роснефть обеспечена доказанными запасами нефти на 20 лет против 19 лет у ЛУКОЙЛа и 15 лет у Газпром-нефти.
По уровню нефтедобычи Самаранефтегаз находится на 5 месте из 14 дочек Роснефти, уступая лишь компаниям из Нефтеюганска, Ванкора, Оренбурга и Самотлора. Годовой объем добычи Самаранефтегаза колеблется в пределах 12,2 -12,3 млн т, лишь в прошлом году из-за участия России в соглашении ОПЕК+ он упал более чем на 4%, - до 11,8 млн т. Тем не менее за последнее десятилетие количество месторождений, разрабатываемых Самаранефтегазом, выросло почти в полтора раза (со 119 до 175), а число лицензионных участков (с перспективой развертывания на них добычи) - более чем на треть (со 125 до 167). Увеличиваются и инвестиции Самаранефтегаза в геологоразведочные работы (в 2106 году на 30% по сравнению с 2015 годом). Это позволило обнаружить новые залежи с фонтанными притоками нефти на месторождениях, открытых еще в 1945-50 гг. и находящихся на завершающей стадии разработки. И такие факты характерны для всей территории Волго-Урала.
Вернуться к разработке месторождений, открытых еще в советское время, призывает замдиректора Института проблем нефти и газа РАН Василий Богоявленский: "В обозримом будущем нефть в России не закончится. При нынешнем коэффициенте извлечения в недрах остается 70% нефти. Есть смысл начинать повторную разработку месторождений, вроде бы выработанных 50-60 лет назад. Как показывает опыт, спустя время на них восстанавливается пластовое давление, и за счет этого можно получать достаточно высокие дебиты".
Взрывного роста нефтедобычи в Волго-Уральском бассейне ожидать, конечно, не приходится: более 80% открытых здесь месторождений относится к категориям мелких и очень мелких (с промышленными запасами нефти 1–5 млн т и менее 1 млн т, соответственно). Но поддерживать здесь стабильный объем нефтедобычи в течение длительного времени вполне реально.
Экономические предпосылки налицо. Это, прежде всего, относительно невысокая себестоимость нефти: по оценкам экспертов, для рентабельности ее добычи достаточно извлекать 2-3 т нефти в сутки в среднем на одну скважину против 10-20 т в Западной Сибири. Во-вторых, это сложившаяся за десятилетия (а значит не требующая больших инвестиций) инфраструктура, в частности, бытовая и нефтетранспортная. В-третьих, близость к крупным центрам нефтепереработки и нефтехимии (особенно в Самарской области и Республике Татарстан). И наконец, хорошо развитые системы подготовки специалистов и прикладных научных исследований.
Бои местного значения
Наряду с вертикально интегрированными компаниями (ВИНК), свою лепту в поддержание уровня нефтедобычи в регионах Поволжья вносят небольшие предприятия. В основном, они, по оценке директора аналитической компании ИнфоТЭК Руслана Танкаева, занимаются геологоразведочными работами: покупают лицензии, готовят месторождения к разработке, а затем продают их или сами налаживают добычу черного золота. Они занимаются бурением и ремонтом нефтяных скважин, а также геофизическими исследованиями. Осваивая небольшие, не вызывающие по разным причинам интереса ВИНК месторождения, которые как раз свойственны территории Волго-Урала, малый бизнес получает доходность в десятки и сотни процентов.
"Для небольших компаний характерен короткий промежуток между разведкой и началом освоения месторождения, - отмечает первый вице-президент Российского геологического общества Евгений Фаррахов. - Малые и средние добывающие предприятия способны эффективно работать в самых сложных условиях, поддерживая дебит нефтяных скважин за счет новых технологий".
Однако для этого им зачастую требуется прямая поддержка региональных властей. Взять хотя бы землеотвод для проведения геологоразведочных работ и освоения месторождений. Без "разъяснительной работы" среди землевладельцев сложно и дорого (при ограниченных ресурсах небольшой компании) перевести нужный участок из состава земель сельскохозяйственного назначения в земли промышленности. Как результат стагнируют объемы бурения, падают налоговые платежи нефтедобывающих компаний в региональные бюджеты, сокращается количество рабочих мест. Вот и приходится властям промысловых регионов налаживать взаимодействие между участниками экономической деятельности ради благополучия населения.
Опыт Самарской области показывает, что решение проблем с землеотводом и завышением стоимости аренды земельных участков кардинально увеличивает заинтересованность малых нефтяных компаний в работе на территории региона. Свидетельство тому - повышение их активности на аукционах, которые проводят Приволжскнедра, а также приобретение лицензий (на изучение, освоение и разработку новых участков) за счет собственных средств.
На повестке дня ТрИЗ
Считается, что на ближайшие 20-30 лет отечественное производство нефти обеспечено уже разведанными запасами. Однако в среднесрочной перспективе Россия столкнется с необходимостью масштабного внедрения высокотехнологичных методов поддержания объемов добычи. И прежде всего за счет трудноизвлекаемых запасов (ТрИЗ). Как видно из графика 2, к 2035 году вклад действующих месторождений в совокупную по РФ добычу сократится в 1,34 раза, а вклад ТрИЗ увеличится в 2,29 раза.
"Технологий работы с ТрИЗ много: термогазохимическое воздействие на пласт, внутрипластовое горение, вытеснение нефти газом и другие, - отмечает руководитель ЗапСибНИИГГ Василий Морозов. - Их опробовали достаточно давно. Но для многих видов ТрИЗ пока нет способов добычи, масштабирование которых было бы технологически и экономически целесообразным. Большинство отечественных разработок находятся на стадии НИОКР".
В опытные работы по освоению ТрИЗ вкладываются все наши крупнейшие нефтяные компании. Так, Роснефть на месторождениях Западной Сибири проводит масштабную оптимизацию действующих систем разработки за счет перехода с традиционных наклонно-направленных скважин на горизонтальные скважины с многостадийным гидроразрывом пласта. Эта технология существенно повышает продуктивность скважин, охват запасов разработкой и в конечном счете рентабельность нефтедобычи. В компании Самаранефтегаз практически полностью перешли c 2D-сейсморазведки на ее трехмерный вариант.
Проблема, однако, в том, что уровень российских технологий добычи ТрИЗ не только существенно отстает от мирового, но и критически зависит от импорта. Это обстоятельство усугубляется санкциями, наложенными ведущими производителями технологий, а также слабой конкуренцией на российском рынке нефтедобычи, где операторы недостаточно мотивированы к внедрению новых технологий, а свое развитие зачастую связывают с доступом к административному ресурсу.
На этом фоне России важно не отстать от еще одной глобальной тенденции - цифровизации нефтяной отрасли. В последние годы крупнейшие мировые компании активно финансируют разработку специализированного программного обеспечения для разведки и добычи нефти: с 2009 года совокупные инвестиции в эту сферу выросли более чем в 5,5 раза (график 3). Развитие IT-технологий привело к концепции "цифровых месторождений", внедрение которой, по данным Сколтеха, позволяет сокращать до четверти операционных издержек, связанных с нефтедобычей.
Исследования Института проблем нефти и газа РАН подтвердили, что IT-технологии позволяют восстановить эффективную добычу легкой маловязкой нефти на месторождениях, вступивших в позднюю стадию разработки, продлить жизнь крупных и гигантских месторождений, а также возродить старые регионы нефтегазодобычи за счет освоения ТрИЗ. Примеры успешной цифровизации есть и на территории Волго-Урала. Вот два из них.
В компании Татнефть отрабатывают методику геолого-гидродинамического моделирования процесса разработки нефтяных месторождений. Речь идет, в частности, об оптимизации расстановки скважин с учетом реального распределения извлекаемых запасов, строения и стадии освоения конкретного месторождения, рентабельности добычи в данный момент времени и других критериев.
Недавно Роснефть запустила в опытно-промышленную эксплуатацию информационную систему на базе Илишевского месторождения компании Башнефть. Система охватывает все основные процессы нефтедобычи и логистики. Реализация данного проекта даст этому месторождению вторую жизнь; экономический эффект составит при этом 1 млрд рублей в год.
