Пойдут в разведку

Топливно-энергетический комплекс, всегда бывший одним из столпов экономики Поволжья, переживает не лучшие времена: цены на углеводороды находятся на небывало низких отметках, объемы добычи не растут, а извлекать нефть и газ из-под земли с каждым годом становится все труднее. При этом одной из первых статей расходов, порезанных добывающими компаниями в нынешний кризис, стали геологоразведочные работы. Тем не менее, по словам экспертов, и у ВИНКов, и у малых добывающих компаний не остается другого выбора, кроме как масштабно вкладываться в ГРР, иначе уже скоро они столкнутся со значительным снижением объемов извлекаемых запасов и, соответственно, со снижением уровня добычи.

Из школьного курса географии известно, что Поволжье — это регион, богатый полезными ископаемыми. Однако главная природная ценность региона — это, конечно, нефть и газ. Именно сюда в 50-х годах прошлого века переместился с Кавказа центр нефте- и газодобычи, были открыты или масштабно разработаны сразу несколько крупных месторождений. Так, одним из крупнейших на тот момент не только в стране, но и в мире считалось Ромашкинское месторождение, а в целом до открытия месторождений Сибири Волго-Уральская провинция занимала первое место в России по объемам добычи нефти. В 70-х годах были открыты и начали разрабатываться гигантские месторождения в Западной Сибири, при этом Поволжье и сегодня продолжает играть важную роль в отечественной нефтедобыче: регион занимает второе место по добыче нефти и газа, нефтедобывающая промышленность остается одной из главных отраслей специализации округа. Современные масштабы добычи нефти в районе, по подсчетам специалистов, в последние годы колеблются в пределах 10-14% от уровня РФ. «Более половины добычи нефти Поволжья приходится на Татарстан, сегодня мы добыли более 3 млрд тонн нефти. Крупнейшим центром нефтедобычи является Альметьевск, развившийся на базе самого мощного в Поволжье Ромашкинского месторождения. От Альметьевска начинается нефтепровод «Дружба». Выделяется добычей нефти и Самарская область, важнейшими центрами являются города Отрадный и Нефтегорск. Непосредственно с добычей нефти и газа связано развитие нефте- и газоперерабатывающей промышленности, нефтехимия», — отмечает замдиректора института «ТатНИПИнефть» ПАО «Татнефть» по научной работе в области геологии трудноизвлекаемых запасов Венера Базаревская.

Как пишет независимое аналитическое агентство «Инвесткафе», одной из основных проблем татарстанской нефтяной отрасли, равно как и ее крупнейшего недропользователя «Татнефти», является высокая истощенность ресурсной базы. Основной добывающий актив Ромашкинского месторождения дает порядка 60% от общей добычи компании, или около 50% объемов нефти, добываемой в республике. Еще порядка 20% приходится в совокупности на Ново-Елховское, Бавлинское, Сабанчинское, Первомайское и Бондюжское месторождения, которые находятся в стадии падающей добычи, а Ромашкинское выработано более чем на 80%. В целом по республике степень выработанности активных запасов превышает 90%. 

Выступая на XXI Татарстанском нефтегазовом форуме, глава РТ Рустам Минниханов сделал заявление, что в будущем России неизбежно придется сделать ставку на трудноизвлекаемые и нетрадиционные запасы. Активизация в upstream-сегменте нефтяной отрасли ПФО уже идет полным ходом, рассказывал ранее «Вестнику» аналитик ИК «Финам» Дмитрий Баранов. «Прежние источники сырья постепенно истощаются, новых крупных месторождений в регионе нет, поэтому игроки рынка переключаются на небольшие месторождения, а также начинают активнее работать с участками недр, где находится вязкая и сверхвязкая нефть. Этому также способствуют и изменения в размере фискальной нагрузки отрасли, которые произошли за последнее время», — говорит Баранов. Еще в 2012 году правительство согласилось на просьбу Минэнерго РФ снизить экспортную пошлину для месторождений сверхвязкой нефти до 10% от обычной ставки ($387 за тонну, по данным на прошлый год), установив срок льготного периода в 10 лет. Государство с учетом того, что со сверхвязкой нефти ранее был снят НДПИ, практически ничего не получало с ее добычи, однако этот шаг был оправдан: вкладываться в месторождения сверхвязкой нефти добывающим компаниям было невыгодно. При этом ресурсы сверхвязкой нефти в России оцениваются почти в 50 млрд тонн, из них на Татарстан приходится от 1,7 до 7 млрд тонн. Одно из бюджетообразующих предприятий республики «Татнефть» уже добывает на Ашальчинском месторождении такую нефть, в прошлом году было добыто 445 тыс. тонн, что в 1,9 раза больше, чем в 2014 году. В перспективе планируется увеличить объем добычи СВН поэтапно до 2 млн тонн в год. За три года — до 2018 года — в соответствующую программу планируется вложить 100 млрд рублей. В этот период компания намерена удваивать ежегодно добычу сверхвязкой нефти. По данным отраслевых аналитиков, для месторождений республики характерны большие выработанность и обводненность, что вынуждает «Татнефть» добывать порядка 45% своей нефти с применением новых технологий. С одной стороны, это ведет к удорожанию ее себестоимости, с другой — дает толчок к повышению инновационности компании и всего сектора. Так, в мае прошлого года Рустам Минниханов и министр природных ресурсов и экологии РФ Сергей Донской подписали соглашение о создании полигонов по разработке и внедрению новейших технологий поиска, разведки, разработки и освоения трудноизвлекаемых запасов, ресурсов углеводородного сырья. Соглашение предусматривает создание на территории Татарстана двух опытных полигонов: по доманиковым продуктивным отложениям (полигон «Доманик» на сланцевую нефть) и по залежам сверхвязкой нефти и природных битумов пермского комплекса (полигон «Битум»).

Одновременно после налогового маневра государства к сверхвязкой нефти Поволжья стали активно проявлять интерес крупнейшие ВИНКи. Президент ОАО «ЛУКОЙЛ» Вагит Алекперов уже заявил, что договаривается с «Татнефтью» о возможности совместных разработок месторождений сверхвязкой нефти. Ранее сообщалось, что уже в этом году компания намерена удвоить инвестиции в регион — до 5 млрд рублей. Пока речь в основном идет о крупных заказах для промышленных предприятий Татарстана, однако фигурирует и нефтедобыча до 1 млн тонн в год (ее ведет дочерняя компания «ЛУКОЙЛа» ОАО «РИТЭК»).

При этом, как отмечают эксперты, относительно невысокое качество поволжской нефти является лишь одной из главных проблем, стоящих перед местной добывающей отраслью. Как отмечает проректор по научной деятельности Приволжского федерального университета, доктор геолого-минералогических наук Данис Нургалиев, на территории ПФО при нынешнем темпе извлечения нефти хватит на 50 лет. Однако Нургалиев отмечает недостаточный, на его взгляд, объем работ по геологоразведке и приросту доказанных извлекаемых запасов углеводородов. «Большинство крупных месторождений, которые сейчас активно разрабатываются, открыты еще в советское время, когда эта работа была централизована и находилась в зоне ответственности государства. Сейчас же каждая компания ведет разведку исходя из собственных потребностей и возможностей. Естественно, геологоразведочные работы — это долгосрочные инвестиции, которые не окупаются за 5-7 лет, максимум за 10. Поэтому компании, нацеленные на получение прибыли, чаще всего не горят желанием вкладываться в это направление. И, конечно, это первое, что режут в расходах как наименее выгодные инвестиции», — поясняет Нургалиев. Стоит отметить, что эта тенденция характерна для нефтегазовой сферы всей страны. Ранее министр Сергей Донской, выступая на Восточном экономическом форуме, говорил, что по итогам 2015 года государственное финансирование геологоразведочных работ (ГРР) в РФ в 2015 году сократится почти на 20% — до 28,4 млрд. «Что касается средств недропользователей, то здесь ситуация другая. Хотя они тоже снизились (на 10% по сравнению с прошлым годом) до 310 млрд рублей, надо учитывать, что в прошлом году инвестиции составили 350 млрд. Это был максимальный объем инвестиций за 20 лет, в принципе за весь российский период после Советского Союза. При этом надо сказать, что физические объемы по поисковому, разведочному бурению, сейсморазведке тоже снизились примерно пропорционально тем объемам снижения инвестиций, частных инвестиций, которые сложились где-то на 10%», — говорил Донской позднее в ходе планового доклада президенту РФ Владимиру Путину. 

По словам Нургалиева, несмотря на повсеместное распространение в Поволжье новых технологий, которые зачастую оказываются настоящими ноу-хау, само качество геологоразведки оставляет желать лучшего. «Если мы говорим о том, что падает такой показатель, как количество разведывательных скважин, то нужно говорить и о том, каково само качество этого бурения. Просто пробурить скважину — это одно дело, а обустроить ее — совсем другое, величина инвестиций может различаться до 5 раз», — комментирует Нургалиев. Кроме того, по его словам, крайне редко при освоении месторождений применяется моделирование, которое позволяет вести добычу более эффективно и, соответственно, значительно увеличивает ресурсную базу. «Только порядка 40% всех залежей у нас промоделировано, при этом лишь у 20% от этих 40% — модели реальные и правильно просчитанные, а не формальные. В этом основной потенциал увеличения объема имеющихся запасов углеводородов», — говорит Нургалиев. Хотя в последнее время в России много говорят и пишут о положительной динамике развития геологоразведочных работ, вопросов и проблем в этой области не становится меньше, отмечает Венера Базаревская. «Геологи всегда были, есть и будут первопроходцами, геологи-нефтяники изучают толщи пород, находящиеся на больших глубинах — 2-3 км. Заглянуть внутрь «хоть одним глазком» не получается, и получить достоверные геологические данные возможно, только непрерывно совершенствуя методологические и технологические процессы в геологоразведке». Базаревская с сожалением констатирует, что проведение геологоразведочных работ сегодня напрямую связано с возможностями нефтегазодобывающих компаний, поскольку геологоразведка — это изначально убыточный проект, и финансировать геологоразведку могут только крупные компании. «А в России кроме 10 ВИНКов еще около 450 нефтяных компаний, не все из которых могут заниматься дорогостоящей геологоразведкой, учитывая, что всегда в нефтяной геологии есть только два варианта развития событий: есть нефть — нет нефти. Затраты на геологоразведку — это очень долгосрочные вложения: ты вкладываешь сегодня, результат увидишь через 5-7 лет, а прибыль получишь еще через 5 лет. Поэтому как только возникают проблемы, как в последнее время: упала цена на нефть, доллар и евро возросли, геологоразведочные затраты срезаются в первую очередь», — говорит Базаревская.

При этом Базаревская отмечает: в Татарстане прирост запасов происходит за счет геологоразведки, доразведки пропущенных горизонтов, переоценки ранее выявленных запасов, увеличения нефтеотдачи пластов за счет применения МУН. «Поисково-разведочные работы, направленные на прирост запасов промышленных категорий, сосредоточены в основном на перспективных землях республики, где имеется значительное количество открытых и разрабатываемых месторождений. Особая роль принадлежит подготовке запасов в карбонатных коллекторах девонских и каменноугольных отложений. Значительный прирост осуществляется по шешминским пермским отложениям. За последние 15 лет прирост запасов нефти компенсировал годовую добычу, а в какие-то годы даже несколько превысил годовой отбор нефти, что говорит о хорошей подготовке приращения запасов нефти», — говорит Базаревская.