Освоение месторождений нефти низкопроницаемых пород в России: Часть 2

Джеймс Хендерсон: The Oxford Institute for Energy Studies

Часть 1

3. Деятельность компаний на российских месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами нефти

Роснефть

Как и подобает российской национальной нефтяной компании, Роснефть взяла на себя ведущую роль в разработке трудноизвлекаемых запасов нефти в стране, в частности после того, как в 2011 году было объявлено о создании совместного предприятия с ExxonMobil. Первоначально, наиболее важной частью данного совместного предприятия представлялись разведочные работы в арктических шельфовых регионах России, в частности в южной части Карского моря, но когда в июне 2012 года компании подтвердили свои совместные планы, стало очевидно, что наибольшие выгоды в ближайшей перспективе скорее всего ожидаются от освоения значительных ресурсов Баженовской свиты и Ачимовских отложений, в т.ч. коллекторов трудноизвлекаемой нефти и сланцевой нефти. Планы компании будут фокусироваться на проекте опытно-промышленной разработки (ОПР), охватывающем 23 лицензионных участка площадью свыше 10 000 км2, в который, помимо углубления существующих скважин и восстановления бездействующих скважин, будет входить бурение новых вертикальных и горизонтальных скважин. Далее, в течение периода пробной эксплуатации (2013-2015 гг.), в пластах будет применена самая современная технология гидроразрыва, после чего будет выполнена оценка возможности применения расширенной схемы разработки. У Роснефти также есть второе предприятие с иностранным участием для разработки ее запасов в сланцах, т.к. Роснефть будет работать с компанией Statoil в Самарской области с целью разведки доманиковых горизонтов на ее 12 лицензионных участках. Так же как и в случае с совместным предприятием с ExxonMobil, Statoil предоставит финансирование и технический опыт в сотрудничестве с российскими работниками Роснефти в данном регионе.

Роснефть предоставила ряд предварительных оценок своих потенциальных запасов трудноизвлекаемой нефти, в т. ч. оценку, датированную весной 2012 года, согласно которой ее запасы нефти в баженовской свите и трудноизвлекаемые запасы нефти составляют до 18 млрд. баррелей, а позже, на презентации для инвесторов в октябре 2012 года, была представлена более низкая оценка в 5,8 млрд. баррелей, которая затем была увеличена до 10,3 млрд. баррелей “трудноизвлекаемых” запасов, как было объявлено на круглом столе для аналитиков в Москве в мае 2013 года. Такое расхождение оценок отражает не только различия в определениях вышеупомянутых сланцевых, нетрадиционных и трудноизвлекаемых запасов и ресурсов нефти, но также то, что применение новой технологии, внедряемой компанией ExxonMobil, находится на очень ранней стадии. Как результат, другая оценка Роснефти, согласно которой объем добычи из ее нетрадиционных месторождений может достичь 300 тыс. баррелей в сутки к 2020 году, должна также рассматриваться с некоторой осторожностью.

Тем не менее, Роснефть действительно имеет некоторый собственный опыт разведки и разработки трудноизвлекаемых запасов нефти, выполнив начальный проект добычи нефти из малопроницаемых пластов Салымской группы месторождений силами своего дочернего предприятия “Юганскнефтегаз”. Результаты ее работы не были особенно положительными, хотя компании удалось установить, что притоки в вертикальных скважинах, пробуренных к пластам баженовско-абалакского комплекса, могут поддерживаться на протяжении нескольких десятков лет на уровне 10 т/сут. (или около 75 баррелей в сутки). Тем не менее, данный уровень добычи и очень низкий общий коэффициент извлечения нефти, составляющий 7%, не обеспечат экономическую целесообразность такого освоения в широком масштабе, отсюда возникает необходимость в более современных методах, которые планируется применять в СП с ExxonMobil.

Сургутнефтегаз

Освоение трудноизвлекаемых запасов нефти в районе Салымского месторождения также было в центре внимания компании “Сургутнефтегаз”, и, действительно, у данной компании наиболее долгая, по сравнению с другими российскими компаниями, история поиска экономически целесообразного способа разработки трудноизвлекаемой нефти. В течение последних 30 лет компания “Сургутнефтегаз” пробурила более 600 скважин на баженовскую свиту на своих лицензионных участках, но противоречивость результатов, опять же, лишь подчеркивает трудности, связанные с успешной разработкой данных запасов. 37% скважин компании оказались «сухими», что демонстрирует проблемы в понимании геологических особенностей пласта, не являющегося однородным, но, с другой стороны, обнадеживает то, что в 63% скважин, в которых были получены притоки нефти, максимальные притоки составляли до 300 т/сут. (или около 2200 баррелей в сутки). За весь период своей деятельности к настоящему моменту компания “Сургутнефтегаз” добыла почти 9 млн. баррелей баженовской нефти, и хотя это в пересчете на весь 30-летний период дает довольно низкий дебит 800 баррелей в сутки, компания рассчитывает, что сможет добыть еще 30 млн. баррелей в следующие два десятилетия. С учетом несколько консервативного прогноза, согласно которому компания склонится к международному сотрудничеству и партнерству, представляется маловероятным, что компания “Сургутнефтегаз” будет находиться в авангарде освоения российских месторождений сланцевой нефти — она скорее будет второстепенным игроком, при этом продолжая разработку своих собственных технических решений по освоению месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти.

Газпром нефть

Газпром нефть, с другой стороны, практикует более инициативный подход и осуществляет два проекта добычи трудноизвлекаемой нефти, одновременно с этим планируя дальнейшее расширение своего участия в разработке сланцевых и плотных нефтяных пластов через покупку дополнительных лицензионных участков. Shell является главным партнером компании в ее первом проекте добычи трудноизвлекаемой нефти, в рамках которого ведется исследование возможности разработки ресурсов на лицензионном участке, где находятся существующие “традиционные” объекты разработки Верхне-Салымского месторождения, в составе “СПД” , 50:50 совместного предприятия между двумя компаниями. Партнеры по СП составили совместный план реализации проекта ОПР стоимостью 80 млн. долларов на Северно-Салымском месторождении, содержащем отложения в баженовском сланцевом слое, и намереваются далее расширить СП с целью подачи заявки на новые лицензионные участки в Ханты-Мансийском автономном округе в рамках четырехлетнего плана по вводу в эксплуатацию основных сланцевых месторождений в регионе. При этом Газпром нефть наметил первоочередными задачами СП начать добычу в 2015 году, а к 2024 году достигнуть пикового объема добычи 35 тыс. баррелей в сутки, и в конечном счете освоить до 650 млн. баррелей запасов.

Помимо своего партнерства с Shell, Газпром нефть также осуществляет проект оценки и возможной эксплуатации Пальяновской площади в баженовской свите гигантского Красноленинского месторождения. В августе 2013 года компания объявила о том, что к концу 2013 года начнет проект ОПР на четырех скважинах, планируя пробурить наклонные скважины на плотные нефтяные пласты в течение последующих 18 месяцев, после чего примет решение о возможности промышленного освоения данных запасов. Газпром нефть имеет все возможности для того, чтобы выполнить данную оценку, т.к. она уже ввела в эксплуатацию 60 млн. баррелей трудноизвлекаемой нефти под существующими залежами в 2012 году и планирует перевести еще пять плотных нефтяных пластов на этап разработки, начиная с 2013 года. У Газпромнефти также накоплен обширный опыт использования горизонтальных скважин и гидроразрыва на своих месторождениях традиционной нефти в Западной Сибири, и она планирует пробурить 120 горизонтальных скважин и выполнить 90 многоступенчатых гидроразрывов в 2013 году. Как результат, компания должна быть в состоянии применить данные навыки в нижележащих горизонтах, хотя компания предупредила, что нехватка технических ресурсов в России может оказаться сдерживающим фактором в деле полномасштабной эксплуатации баженовских запасов.

ЛУКойл

Компания ЛУКойл выражала свой энтузиазм по поводу запасов трудноизвлекаемой и сланцевой нефти в течение последних двух лет, при этом вице-президент компании Леонид Федун описывает их как “наш Баккен” и заявляет, что “у нас есть запасы, и рано или поздно мы их извлечем”. И действительно, ЛУКойл уже приступила к эксплуатации запасов в глубоко залегающих и малопроницаемых пластах под своими существующими месторождениями в Западной Сибири, указав в своем официальном справочнике за 2013 год, что она увеличивает объемы производства на Восточно-Перевальном и Поточном месторождениях с использованием многоступенчатого гидроразрыва горизонтальных скважин для эксплуатации ачимовских отложений на своих лицензионных участках. Хотя ни одно из этих месторождений не является крупным (их совокупные доказанные запасы составляют около 350 млн. баррелей), применяемые на них методы помогают предотвратить падение добычи, и это будет также важно потому, что компания переходит к разработке других плотных нефтяных пластов, включая баженовскую свиту, на текущих и новых лицензионных участках. В 2012 году компания приобрела лицензионные участки для разработки Имилорских отложений в ХМАО, которые содержат значительные запасы трудноизвлекаемой нефти, а также объявила в ходе недавней телеконференции, что планирует приобрести еще один или два “трудноизвлекаемых” объекта в краткосрочной перспективе, чтобы воспользоваться преимуществами высокой экономической целесообразности таких запасов.

В 100% собственности ЛУКойл также находится дочернее предприятие РИТЭК, которое уже некоторое время специализируется на извлечении трудноизвлекаемых запасов. И действительно, компания, название которой расшифровывается как “Российская инновационная топливно-энергетическая компания”, в настоящее время ведет первоначальную разработку баженовских запасов сланцевой нефти с одновременным применением горизонтального бурения, гидроразрыва и технологии термогазохимического воздействия на пласт. В рамках двух проектов ОПР, на Гальяновском и Средне-Назымском месторождениях, в настоящее время изучается, может ли помочь термогазохимическое воздействие на пласт повышению возможности добычи сланцевой нефти путем ее нагрева и улучшения ее притока сквозь низкопроницаемые пласты с использованием методов, аналогичных тем, что применяются при разработке канадских запасов битуминозной нефти. Хотя пробная разработка сейчас находится на ранней стадии, есть надежда, что сочетание нагрева и гидроразрыва позволит осуществлять намного более широкую разработку сланцевых пластов на всех предприятиях ЛУКойла.

ТНК-BP

Хотя компанией ТНК-BP сейчас владеет Роснефть, и она больше не представляет отдельную отчетность о своей деятельности, перед поглощением компании ее планы по освоению трудноизвлекаемой нефти включали семь проектов ОПР в Западной Сибири с ориентировочными запасами 4,5 млрд. баррелей. Компания заявляла, что располагает почти 7,5 млрд. баррелей запасов трудноизвлекаемой нефти в одной лишь Западной Сибири, и более 20 млрд. баррелей суммарных трудноизвлекаемых запасов в целом. Ряд проектов ОПР нацелен на разработку новых пластов на существующих месторождениях, при этом хорошим примером может служить Северно-Хохряковское месторождение. Текущий дебит из традиционных слоев месторождения составляет 1600 баррелей в сутки, и компания хочет удвоить этот показатель в 2013 году посредством эксплуатации 350 млн. баррелей трудноизвлекаемых запасов на месторождении с применением стандартных методов горизонтального бурения и многоступенчатого гидроразрыва. Хотя цифры добычи относительно малы, проект станет индикатором оптимальных методов для применения в плотных пластах компании, и в 2013 году будет потрачено до 100 млн. долларов на дальнейшее изучение данного вопроса компанией на всех семи ее проектах. Аналогичный проект ОПР будет выполняться на Рябчиковском месторождении на границе гигантского Самотлорского месторождения, где почти 800 млн. баррелей трудноизвлекаемой нефти, как считается, имеют потенциал для освоения, при этом дочернее предприятие компании, “Варьеганнефтегаз”, планирует осуществить еще три проекта в партнерстве с компанией Schlumberger с целью эксплуатации 2 млрд. баррелей трудноизвлекаемых запасов, находящихся на его балансе.

Партнерство также упоминается, когда речь заходит о двух других проектах ОПР ТНК-BP, с компанией, совместно с Halliburton ведущей эксплуатацию Ем-Ёговского месторождения — одного из объектов компании, входящих в огромную Красноленинскую группу месторождений. Доля TNK-BP оценивается в около 750 млн. баррелей легкой, трудноизвлекаемой нефти, и компания Halliburton заключила договор на условиях риска о применении ее технологии бурения и гидроразрыва для улучшения эксплуатационных характеристик месторождения, с получением премиальных выплат в случае перевыполнения плановых производственных показателей. До поглощения Роснефтью компания собиралась заключить аналогичную сделку для реализации ее заключительного проекта ОПР на Ван-Еганском месторождении, при этом один из заместителей генерального директора компании подчеркивал, что потребность в иностранных подрядчиках объяснялась тем, что “по моему мнению, чтобы найти некую эффективную технологию, нам необходимо решить целый ряд сложных вопросов. Здесь нам необходимо качественное бурение скважин и новые методы заканчивания, а в этих вопросах именно иностранные сервисные компании достигли успеха.”

Деятельность небольших компаний

Помимо крупных, вертикально интегрированных российских нефтяных компаний и их иностранных партнеров, имеется также несколько небольших нефтяных компаний, которые начинают исследовать потенциал нетрадиционной нефти в стране. Руспетро — независимая компания, котирующаяся на Лондонской фондовой бирже, которая в первую очередь фокусируется на добыче нефти из плотных нефтяных пластов в Западной Сибири. Она является компанией-оператором лицензионных участков в Красноленинском регионе, где получила доступ к лицензионным участкам общей площадью 1234 км² с потенциальными запасами в баженовской свите, и приступила к начальным разведочным работам на данных глубоко залегающих пластах, расположенных под месторождениями, которые уже содержат 1,8 млрд. [баррелей] доказанных и вероятных запасов. Тем временем, в Томской области “Siberia Imperial Energy”, компания, которая сейчас находится в 100% владении Индийской национальной нефтяной компании (ONGC), также планирует эксплуатацию запасов сланцевой и трудноизвлекаемой нефти на своих лицензионных участках, чтобы компенсировать резкое падение добычи за последние два года. Компания считает, что у нее может быть до 2,1 млрд. баррелей запасов трудноизвлекаемой нефти в своем портфолио, и планирует начать проекты ОПР в 2013 году, чтобы узнать, какую часть нефти из данных запасов можно извлечь. Тем не менее, компания “Imperial” ищет сильного партнера, располагающего техническим опытом и денежными средствами, требующимися для полномасштабной оценки и разработки ее потенциальных запасов, и хотя потенциальные партнеры выражают определенную заинтересованность, никаких соглашений до настоящего момент еще не было подписано. Также оператором двух лицензионных участков в Томской области является компания “Petroneft”, еще одна небольшая компания, начавшая добычу из “традиционных” коллекторов, но она также выявила потенциальные запасы в баженовских сланцевых слоях под ее существующими месторождениями. Компания пока еще не начала каких-нибудь существенных оценочных работ, но она представляет собой еще один пример потенциальной выгоды от глубокозалегающих слоев нетрадиционной нефти в Западной Сибири.

4. Выход на промышленную разработку российских запасов трудноизвлекаемой нефти

Из вышеописанного очевидно, что несмотря на рост энтузиазма компаний в отношении разведки российских нетрадиционных запасов, а также включение в данный процесс международных компаний, деятельность по большей части касается проектов ОПР с целью оценки размера запасов и реальности их промышленного извлечения. Первые результаты, как представляется, подтвердили геологические неопределенности, о которых упоминалось выше, при этом начальные дебиты скважин составляли от 75 баррелей в сутки до 2000 баррелей в сутки, а в некоторых исключительных случаях доходили до 7000 баррелей в сутки. Они также подтвердили наличие хорошо известного присущего сланцам явления быстрого падения добычи из отдельных скважин, когда дебит скважины во 2-м году эксплуатации составляет в среднем лишь 30 процентов от дебита 1-го года, а в 3-ем году эксплуатации дебит падает до всего лишь 20 процентов от начального, вслед за чем начинается долгое пологое падение дебита (см. типовой профиль добычи на Рис. 4). Больший риск, создаваемым данным явлением, еще более усугубляется более высокой стоимостью бурения необходимых горизонтальных скважин на глубину больше той, что традиционно использовалась в России для разработки нефтяных месторождений. В то время как средняя вертикальная скважина, пробуренная на традиционном западно-сибирском нефтяном месторождении, может стоить 1–2 млн. долларов, горизонтальная скважина, пробуренная на нижележащий баженовский слой, вероятнее всего, будет стоить в районе 8–10 млн. долларов, при этом некоторые буровые компании оценивают возможную стоимость бурения в 15 млн. долларов в случае более сложных скважин. Для сравнения отметим, что американская компания “Hess” сообщила о том, что средняя стоимость бурения и заканчивания одной ее скважины на баккеновскую сланцевую формацию в Северной Дакоте сейчас составляет 8,6 млн. долларов, а компания “Marathon Oil” сообщает о том, что средняя стоимость ее скважины, пробуренной на сланцевую формацию Игл-Форд, составляла около 8–8,5 млн. долларов в четвертом квартале 2012 г. В России некоторые компании упоминали гораздо более низкие затраты на бурение, при этом Роснефть приводила цифру 5 млн. долларов за скважину, но представляется очень маловероятным, что средняя стоимость бурения и полного заканчивания скважины будет ниже, чем на очень конкурентном рынке США.

В свете данных высоких затрат на скважины, разброса дебитов и резких темпов падения добычи, которые так отличаются от традиционной российской модели нефтяного месторождения, экономические показатели разработки нетрадиционной нефти из баженовских сланцевых формаций требуют наличия налоговой системы, которая позволяет осуществлять быструю окупаемость затрат. Нынешняя российская система, однако, создана для отрасли, по большей части ведущей добычу из существующих месторождений с низкой потребностью в капиталовложениях. Она основана на роялти с дохода (т.е. налоге на добычу полезных ископаемых, сокращенно НДПИ) и режиме налога на экспорт, применяемом к каждому баррелю в равном размере, от первоначальной добычи и до окончательного истощения, без введения поправки на рентабельность. Как результат, исторически сложилось так, что промышленное освоение запасов нетрадиционной нефти в России очень сложно обосновать, особенно виду того, что действующая ставка налога при цене нефти 100 долларов за баррель составляет около 60 процентов, исходя из того, что 45 процентов добычи идет на экспорт, а 55 процентов реализуется на отечественном рынке. Например, по расчетам автора, скважина, пробуренная на баженовскую свиту, стоимостью 9 млн. долларов и с начальным дебитом 50 т/сут. (370 баррелей в сутки) имеет ВНР (внутреннюю норму рентабельности) минус 5% при цене нефти 100 долларов за баррель в соответствии с налоговой системой, общепринятой в первой половине 2013 г. Действительно, чтобы достичь 15% минимальной ставки доходности, необходимо, чтобы цена нефти на экспорт составляла значительно выше 200 долларов за баррель (исходя из того. что 45% нефти экспортируется).

Как результат, между нефтяными компаниями и российским правительством на протяжении уже долгого времени ведется обсуждение возможности введения либо режима налогообложения прибыли, либо снижения текущих ставок НДПИ и/или налога на экспорт. В результате этого был принят в первом чтении законопроект, который существенно снизит, а в некоторых случаях исключит НДПИ (платеж роялти) при освоении месторождений трудноизвлекаемой нефти. Законопроект, в рамках которого сделана попытка предоставить налоговые льготы в отношении широкого спектра трудноизвлекаемой нефти, по сути разделяет проекты на категории в зависимости от показателей проницаемости коллекторов, степени выработанности месторождения и размера нефтенасыщенного пласта. После этого применяются различные коэффициенты с целью снижения уровня НДПИ, при этом, например, к нефти, добытой из слоев с очень низкой проницаемостью и толщиной не более 10 метров, применяется коэффициент 0,2 (т.е. соответствующая компания платит 20 процентов от текущей ставки НДПИ), в то время как к нефти из аналогичных коллекторов толщиной более 10 метров будет применяться коэффициент 0,4. К глубоким отложениям тюменской свиты, упомянутым выше, будет применяться коэффициент 0,8, означающий, что налоговая льгота на всю добытую нефть будет не такой уж большой, но к сланцевым формациям в баженовской свите и связанных с ней Абалакским, Хадумским и Доманиковым горизонтах будет применяться нулевой коэффициент, а это означает, что они не будут облагаться НДПИ в течение 180 налоговых периодов (эквивалентных 15 годам).

Непосредственное воздействие данного изменения налога на типичную скважину в сланце, производящую 50 тонн в сутки и стоящую 9 млн. долларов, впечатляюще, но не до конца убедительно. ВНР возрастает от минус 5% до плюс 7%, но учитывая то, что большинство компаний устанавливает свою минимальную ставку доходности в диапазоне 15-20%, этого все еще будет недостаточно для обоснования инвестиций. Это подчеркивает основную проблему с налоговой льготой по НДПИ, а именно то, что при этом продолжает применяться та же самая льгота ко всем скважинам, независимо от стоимости или начального дебита, без учета рентабельности. По сути, это та же самая проблема, которая стоит сейчас перед всей российской нефтяной отраслью в целом, за исключением того, что она усиливается ввиду высоких соответствующих затрат и огромной области неопределенности в отношении многих из исходных допущений в экономических расчетах. На Рис. 5 показаны существенные различия в экономических результатах между разнообразными допущениями по стоимости скважин и начальным дебитам, что представляет собой все еще нерешенный вопрос для всех нефтяных компаний, планирующих вести освоение российских запасов нетрадиционной нефти.

Как видно из вышеприведенного, скважина с начальным дебитом 50 т/сут. и стоимостью 9 млн. долларов имеет ВНР 7 процентов, но та же самая скважина при дебите 75 т/сут. имеет ВНР 24 процента, а при дебите 100 т/сут. ВНР взлетает до 44 процентов. Аналогичным образом, скважина с дебитом 50 т/сут. имеет ВНР 16 процентов при стоимости скважины 7 млн. долларов, но лишь 2 процента при стоимости скважины 11 млн. долларов. Хотя может казаться неудивительным, что 50% рост дебита приводит к значительному повышению ВНР, главная идея здесь заключается в том, что дебит скважины 75 или 100 т/сут. находится вполне в пределах параметров возможных результатов, но 25 т/сут. — это также очень даже возможный дебит, при котром ВНР составляет лишь чуть больше нуля, даже если стоимость скважины снизится до 5 млн. долларов. Более того, данные экономические показатели учитывают лишь стоимость успешного освоения скважины и не вводят поправку на стоимость возможных 35 процентов скважин, которые могут оказаться сухими или малопродуктивными (нерентабельными). Даже если данную процентную долю сухих скважин снизить до 25% или даже 20%, воздействие дополнительной стоимости одной непродуктивной скважины из пяти добавит более 2 млн. долларов к стоимости каждой продуктивной скважины и, как показано на Рис. 4, это может легко перевести скважину с дебитом 75 т/сут. в разряд экономически необоснованных.

При том, что средняя скважина в баженовской свите имеет начальный дебит 50 т/сут. , однако, неудивительно, что ряд компаний продолжает бороться за получение от российского правительства дополнительных налоговых льгот, в т. ч. за снижение ставки налога на экспорт. В настоящее время такой шаг не рассматривается, в частности потому, что воздействие на и так уже раздутый российский бюджет, полагающийся в основном на налоги на экспорт нефти, будет слишком большим, и Министерство Финансов не пойдет на это. Как результат, хотя нынешнее освобождение от НДПИ определенно является положительным шагом к освоению российских запасов сланцевой и трудноизвлекаемой нефти, его может быть недостаточно для стимулирования полномасштабной эксплуатации данных запасов в краткосрочной перспективе. Ключевой индикатор соответствия налогового режима, вероятно, появится только после завершения в 2015 году проекта ОПР, выполняемого Роснефтью и ExxonMobil, т.к. благодаря нему будут получены несколько более точные оценки ключевых параметров добычи и затрат для экономических расчетов, а ExxonMobil вряд ли примет решение об осуществлении дополнительных существенных затрат, если оно не будет вписываться в рамки устраивающего компанию режима налогообложения.

5. Практический вопрос — наличие достаточного количества бурового оборудования

Вопросы геологии и налогообложения, очевидно, будут критически важными при освоении российских запасов трудноизвлекаемой нефти, но также может появиться дополнительное осложнение в сервисной отрасли, где предоставление достаточного числа оборудования для выполнения амбициозных целевых показателей освоения и добычи может представлять собой серьезную проблему. Согласно информации, предоставленной компанией “REnergyCo”, которая составляет ежемесячную статистическую отчетность по буровым станкам для России, общий текущий парк станков, работающих в стране, составлял от 717 в феврале и 978 в июне 2013 г., а согласно информации, полученной от российской буровой компании “Eurasia Drilling”, предполагается, что около 17 процентов данных станков будут достаточно мощными (1500 л/с или более) для бурения глубоких горизонтальных скважин, которые необходимы в ачимовских, баженовских и тюменских горизонтах (см. Рис. 6).  Как результат, мы можем сделать вывод, что в настоящее время в России активно работают около 150-175 станков большой грузоподъемности, но также будет логичным заключить, что все они уже активно заняты на бурении 800 горизонтальных скважин, которые были закончены в России в 2012 году на существующих месторождениях, в т. ч. в Тиман-Печорском районе и в Западной Сибири. Как результат, можно прийти к достаточно обоснованному заключению о том, что, несмотря на освобождение части старых станков для работы на пластах с нетрадиционной нефтью, вероятно, что большую часть станков, требующихся для освоения российских залежей трудноизвлекаемой нефти, понадобится изготовить в течение нескольких следующих лет. И действительно, компании-изготовители станков уже предвкушают многомиллиардные долларовые поступления в результате активизации данных работ.

Относительно упрощенный анализ, как представляется, подтверждает данный вывод. Если мы предположим, в рамках данного обсуждения, что все станки, требующиеся для проведения глубокого бурения на пласты с нетрадиционной нефтью, должны быть новыми, и что намеченный Министерством природных ресурсов целевой показатель добычи 1 млн. барр./сут. должен быть достигнут через 10 лет, то, используя стандартные допущения по начальному дебиту скважины, темпам падения добычи и количеству пробуренных скважин на станок в год, мы можем рассчитать число требующихся станков. Предположим, что начальный дебит скважины будет составлять 50 т/сут., а темпы падения будут такими, как показано на Рис. 3 выше, и с учетом этого количество скважин, необходимых для достижения поставленной цели 1 млн. барр./сут., будет составлять на пике 1800 в 10-й год программы полномасштабной разработки (см. Рис. 7). Что касается числа станков, необходимых для выполнения данной программы бурения, допустим, что на бурение каждой скважины уйдет 35 суток (по сравнению с 26 сутками на баккенских скважинах в США), и что также понадобится некоторое время для перемещения станка между площадками скважин и месторождениями, которое, вероятно, будет значительным. По расчетам Eurasia Drilling, на перемещение станка с одного месторождения на другое уйдет в среднем 45 дней, но т. к. вероятно, что с одной площадки будет буриться сразу несколько скважин, прежде чем станок будет перемещен, мы уменьшили данное время простоя до 25 дней, и в таком случае подразумевается, что каждый станок сможет пробурить, в среднем, 6,1 скважины в год. Таким образом, на пиковом уровне активности понадобятся 220 активных станков для бурения новых скважин с целью поддержания дебита на уровне 1 млн. барр./сут. или чуть больше, и если добавить к этой цифре 25% на непредвиденные обстоятельства с учетом времени простоя и ремонта станков, можно заключить, что может понадобиться изготовить до 275 новых станков в течение следующих 10 лет, чтобы обеспечить выполнение амбициозного целевого показателя по добыче российской нетрадиционной нефти. Если сравнивать с США, то там, согласно статистическим данным по числу станков компании “Baker Hughes”, в августе 2013 г. в Северной Дакоте и Монтане работали около 180 станков, обеспечивая добычу 700 000 барр./сут., таким образом объем добычи на станок составлял 3900 барр./сут., в то время как по российским предположениям, для поддержания добычи на уровне 1 млн. барр./сут., понадобится 275 станков, или 3600 барр./сут. на станок. С учетом трудностей российского климата и развивающегося характера сервисной отрасли в России, данное различие в результатах кажется разумно обоснованным и обеспечивает некоторую степень уверенности в нашей оценке.

Ключевым вопросом, конечно, является то, возможно ли будет изготовить такое количество станков в течение данного 10-летнего периода. Даже если приведенный выше прогноз верен лишь как ориентировочный, достижение уровня добычи трудноизвлекаемой нефти 1 млрд. барр./сут. потребует трехкратного увеличения парка тяжелых станков России, а при том, что индивидуальная стоимость новых тяжелых станков оценивается в широких пределах от 10 до 60 млн. долларов, в сумме это составит целых 15 млрд. долларов, или около 1,5 млрд. долларов в год на протяжении 10 лет. Для сравнения отметим, что Eurasia Drilling, которая в 2012 году выполнила 29 процентов от всех буровых работ на суше (см. Рис. 8), произвела капзатраты за год на общую сумму 600 млн. долларов. Если экстраполировать эту цифру, чтобы создать аппроксимацию для буровой отрасли в целом, мы можем предположить, что суммарные капзатраты на бурение нефтепромысловых сервисных компаний в 2012 году могли составить 2 млрд. долларов, а это означает, что наша оценка потенциальной годовой потребности лишь в бурении нетрадиционными способами может составить 75% указанной суммы, если потребуется достичь целевых показателей Министерства природных ресурсов.

Конечно, приходится признать, что все данные расчеты в настоящее время являются в значительной степени теоретическими, но они, по крайней мере, указывают на весьма реальный потенциал ограничения в плане возможностей нефтепромысловых сервисных компаний в России на следующие 10 лет. В действительности, даже краткосрочные прогнозы вероятных буровых работ подчеркивают колоссальный рост, который, вероятно, произойдет по мере того, как начнутся более интенсивные и глубокие работы по разведке и разработке. На Рис. 9, в подтверждение вышесказанному, приведен отраслевой прогноз увеличения объемов бурения и роста числа горизонтально пробуренных скважин в России.

И последнее замечание по поводу инвестиций, требующихся в отрасли нефтепромысловых услуг в России — может существовать значительный риск задержки осуществления затрат, пока нефтяные компании устанавливают истинный потенциал ресурсной базы. Нефтепромысловые сервисные компании не будут инвестировать в буровое оборудование для обслуживания отрасли, производящей 1 млн. баррелей в сутки, пока не будут знать, что данный потенциал может быть достигнут и, следовательно, что их новые станки смогут достойно окупить себя в перспективе от среднесрочной до долгосрочной. Такое развитие событий, при котором либо целевые показатели добычи не будут достигнуты, либо суммарный дебит достигнет отметки 1 млн. барр./сут. а затем резко снизится, может обернуться катастрофой для сервисных компаний и, как результат, они, вероятно, станут осуществлять осторожные инвестиции по мере того, как будут наблюдать рост отрасли нетрадиционной добычи в России. По умолчанию, это, вероятно, сдержит рост добычи в краткосрочной перспективе, а это означает, что более амбициозные целевые показатели добычи вряд ли будут выполнены.

6. Прочие вопросы

Помимо основных вопросов экономической целесообразности разработки нефти нетрадиционными методами в России и наличия достаточных мощностей у сервисных компаний, есть ряд других вопросов, на которые необходимо дать ответ, прежде чем компании примут решения о значительных инвестициях.

Закон “О стратегических запасах”: Одна правовая проблема, как минимум для иностранных компаний, связана с Законом “О стратегических запасах”, который был принят в виде изменения к Закону “О недрах” в мае 2008 г., и который ограничивает иностранное участие в месторождениях с запасами, превышающими определенную величину, а именно 70 млн. тонн (или около 500 млн. баррелей) по нефти и 50 млрд. куб. м. (или около 1,75 триллиона куб. футов) по газу. Для любых месторождений, превышающих данный размер, или расположенных на континентальном шельфе, владельцем контрольного пакета акций должна быть российская компания. Тем не менее, поскольку запасы сланцевой нефти намного сложнее определить в разобщенных нефтяных блоках, чем на месторождениях традиционной нефти, у которых, как правило, имеется определенное площадное распространение и глубина под ловушкой того или иного вида, российские власти могут затрудниться с точным определением, владеет или нет стратегическими запасами отдельно взятая компания. В будущем это может создать проблемы для любой иностранной компании, которая может приступить к работе как владелец контрольного пакета акций на лицензионном участке, и лишь потом обнаружить, что это является противозаконным. В настоящее время данная потенциальная проблема решается путем создания совместных предприятий между российскими компаниями, владеющими 51 процентом акций, и иностранными компаниями с 49% долей участия, но для того, чтобы развитие данной отрасли было быстрым и конкурентным, может понадобиться окончательно решить вопрос стратегических запасов, чтобы привлечь более широкий спектр компаний к освоению нетрадиционных запасов.

Корпоративная среда:  В связи с этим встает второй, более субъективный вопрос о корпоративной среде, необходимой для активизации успешного освоения нетрадиционных запасов. Центр нетрадиционной добычи газа в Северной Дакоте насчитал 89 компаний, работающих на одном лишь только участке сланцевой формации Баккен в США, и именно данное разнообразие корпоративного участия, а также малый размер и быстрая адаптация многих из компаний лежат в основе успеха отрасли добычи нефти и газа нетрадиционными методами в данной стране. Крупнейшими компаниями, осуществляющими добычу из сланцевой формации Баккен, были “Whiting Petroleum” и “Hess”, и хотя это компании немаленькие, с рыночной капитализацией 6,2 млрд. долларов и 26,5 млрд. долларов соответственно, они не являются международными нефтяными компаниями, которые, фактически, довольно медленно осуществляют вхождение в американскую отрасль нетрадиционной добычи нефти. По словам одного участника отраслевого рынка, “большие международные нефтяные компании хорошо умеют строить планы на будущее… их графики составляются на много лет вперед, и они могут реализовывать очень сложные проекты. Но все это превращается в недостатки, когда работаешь в сланцевых формациях. Такая работа требует внесения корректив в свои планы в зависимости от степени изученности пласта или от рыночной конъюнктуры. И такое адаптивное планирование лучше удается небольшим компаниям.” И действительно, один работник компании “Chevron” в открытую прокомментировал, что “мы собираемся осуществить это [разработку сланцевой нефти] правильным образом, [но] на это, вероятно, у нас уйдет больше времени, чем у некоторых других компаний.”

Корпоративная среда в России резко контрастирует со сложившейся в США динамической моделью участия небольших компаний — в России несколько крупных компаний возглавляют процесс, и доминирует здесь “Роснефть”, национальная нефтяная компания страны. Модель партнерства с крупными международными нефтяными компаниями разработана с целью внедрения международных технологий и опыта, но одним заключением на основе опыта Chevron может быть то, что прогресс, вероятно, скорее будет методичным, а не быстрым. Пока еще слишком рано делать какие-либо выводы относительно того, будет ли российская модель в конечном счете более или менее успешной, чем американская, т. к. концепция партнерства международных и национальных нефтяных компаний сама по себе находится на ранней стадии разработки. Все, что можно сказать на данный момент, это то, что эта концепция иная, и поэтому в своей основе она содержит риск превращения в долгосрочный, а не краткосрочный проект, так как у крупных компаний имеется более широкий круг интересов и проблем, которые могут стать потенциальными отвлекающими факторами по сравнению с небольшими и по большей части связанными с предпринимательской деятельностью проблемами, возникающими в первую очередь в ходе освоения месторождений сланцевой нефти в США.

Лицензирование: Относительно сложный характер российской корпоративной среды также отягощается режимом лицензирования в отношении трудноизвлекаемой и нетрадиционной нефти, который проявляет тенденцию к тому, чтобы отдавать предпочтение более крупным компаниям. Большая часть баженовской сланцевой формации залегает под существующими лицензионными участками и месторождениями в Западной Сибири и, как было упомянуто выше, она является главной нефтематеринской породой в регионе. В некоторых случаях лицензионные участки с коллекторами неглубокого залегания также простирались ниже, до залегающих глубже сланцевых формаций, и поэтому крупным компаниям, доминирующим в российском добывающем секторе, по умолчанию принадлежат значительные объемы в баженовской свите. Даже если нынешние лицензионные участки сейчас не простираются вниз до баженовских отложений, тем не менее, ожидается, что компании, владеющие лицензионными участками неглубокого залегания, смогут распространить свои разведочные площади на более глубокие горизонты, как нечто само собой разумеющееся. Что касается новых лицензионных участков, Газпром нефть выявила площадь, содержащую потенциальные 8-10 млрд. тонн (60–75 млрд. баррелей) запасов, которая еще предстоит распределить, лишь в одном ХМАО, так что все еще возможно появление на данном рынке новых участников. Однако с учетом того, что правительство сейчас отдает предпочтение организациям, контролируемым государством, что подчеркивается в недавнем отчете рейтингового агенства Fitch, а также возможных последствий введения описанного выше Закона о стратегических запасах, кажется вероятным, что большинство данной новой площади отойдет той же самой группе компаний, которые сейчас доминируют в отрасли.

Вопросы охраны окружающей среды и водных ресурсов: То, что Россия занимает огромную географическую площадь, означает малую вероятность того, что ее будут беспокоить те проблемы экологии, которые сейчас актуальны в странах с более высокой плотностью населения, где группы лоббистов сейчас поднимают вопросы о возможном воздействии гидроразрывов на источники питьевой воды и риске сейсмических возмущений. Несмотря на это, у России есть несколько строгих законов об охране окружающей среды, согласно которым можно налагать высокие штрафы на компании, причиняющие ущерб посредством утечек или сброса вредных отходов, и в настоящее время неясно, необходимо ли их дополнительно адаптировать с учетом активизации деятельности в результате значительных объемов горизонтального бурения и гидроразрыва пластов, применяющихся при освоении запасов трудноизвлекаемой и сланцевой нефти. С учетом того, что работы в плотных пластах с использованием данных методов ведутся на протяжении уже нескольких лет в рамках текущего законодательства, можно предположить, что ситуация не изменится при распространении бурения на запасы нетрадиционной нефти. Тем не менее, учитывая сложный рельеф Сибири в сочетании с неблагоприятными погодными условиями, означающие, что здешний ландшафт характеризуется промерзшими равнинами зимой и топкими болотами летом, будет неудивительным, если российские власти решат, что для управления различными видами работ по освоению, подразумевающими большие объемы нагнетания жидкости и необходимость учесть вынос на поверхность не менее 15 процентов закачанной воды, потребуется новое законодательство. Любое изучение данного вопроса, очевидно, может занять определенное время и вызвать задержки в выполнении работ.

Еще одним важным вопросом в области экологии может также стать водопользование. Хотя в данном случае речь не идет о представляющемся маловероятным риске засухи в Сибири, но тот факт, что температуры составляют ниже нуля значительную часть года означает, что проблема водообеспечения может быть существенной. Для этого может потребоваться согласование с государством более широкой сети обогреваемых трубопроводов, чтобы обеспечить поставку воды в зимнее время, расширения парков автомобильного транспорта и объектов хранения, чтобы обеспечивать наличие воды в различные периоды года, а также адаптации нормативов отбора и нагнетания воды, которые сейчас контролируются Министерством природных ресурсов. Конечно, ни один из данных вопросов не является непреодолимым, но тем не менее они удлиняют процесс перехода от разведки к полномасштабной разработке российских нетрадиционных запасов нефти.

Потребность в рабочей силе: Последний, и гораздо более субъективный вопрос касается наличия в самом сердце России достаточного числа квалифицированных работников, отвечающих требованиям гораздо более интенсивных работ, необходимых для эксплуатации нетрадиционых нефти и газа. При том, что на данной ранней стадии невозможно давать точные оценки, освоение запасов Баккена в США, по расчетам, создаст 65 000 новых рабочих мест в отрасли, а бум добычи нефти в Северной Дакоте сейчас вызывает дефицит рабочей силы и оборудования. Как описал сложившуюся ситуацию один из участников рынка – “мы нуждаемся в помощи, мы нуждаемся в рабочей силе и мы нуждаемся в информации.” В России большая часть квалифицированных работников уже активно привлечена к работам по предотвращению истощения существующих запасов страны и, действительно, экономика в целом может столкнуться с дефицитом рабочей силы по мере сокращения численности населения, с последствием, что если потребуется резко увеличить объемы бурения для ускорения извлечения нетрадиционной нефти, весьма вероятно, что потребуются в большом количестве дополнительные работники, которых нельзя просто перевести на новые объекты с существующих месторождений. Конечно, участие иностранных компаний может способствовать решению данной проблемы, но, несмотря на это, вопрос наличия квалифицированных кадров в Западной Сибири для удовлетворения будущих нужд отрасли по-прежнему актуален.

7. Выводы

Российские месторождения традиционной нефти в Западной Сибири находятся на стадии истощения, и поэтому российскому правительству и его нефтяным компаниям придется сделать неизбежный выбор, если они желают сохранить объемы добычи нефти в стране на уровне свыше 10 млн. баррелей в сутки. Много энтузиазма вызвал огромный потенциал для разведочных работ шельфовых зон страны, это сопровождалось созданием совместных предприятий между Роснефтью и различными международными нефтяными компаниями с целью эксплуатации лицензионных участков в южной части Карского моря, Баренцева и Черного морей, и с введением российской администрацией налоговых льгот для привлечения инвестиций. Отдельным направлением деятельности данных совместных предприятий также является эксплуатация российских запасов нетрадиционной и сланцевой нефти, что может, по сути, дать более быстрый результат в плане объемов добычи, компенсирующих падение добычи на существующих месторождениях. Действительно, при том, что, по оценкам геологической службы США (USGS), Россия является крупнейшим владельцем запасов сланцевой нефти в мире, с 75 млрд. баррелей потенциально извлекаемых запасов, может показаться, что здесь открываются огромные возможности, и Министерство природных ресурсов РФ поставило цель к 2025 году добывать 1 млн. баррелей в сутки из данной ресурсной базы.

Этот энтузиазм, однако, следует умерить, т.к. сначала требуется решить ряд вопросов, которые возникнут в случае необходимости успешного освоения российских запасов нетрадиционной нефти. Наиболее большие запасы сланцевой нефти в стране, в баженовской свите, сравнивают с запасами на месторождении Баккен в Северной Дакоте, где сейчас добывают более 700 000 баррелей нефти в сутки, но различия между этими двумя участками так же интересны, как и сходства. Детальная геологическая оценка более 2 млн. км2 баженовской свиты еще не завершена, но даже предварительные результаты сейсмических изысканий и бурения говорят о значительной неоднородности в пределах даже малых расстояний, с очень различающимися начальными дебитами и кривыми падения добычи из скважин, находящихся друг от друга на расстоянии всего лишь нескольких километров. Кроме того, существует большое различие в оценках затрат на бурение, что, опять же, предполагает широкий разброс условий эксплуатации, при этому увеличивая риски для компаний-операторов.

В данных обстоятельствах налоговый режим, фокусирующийся на платежах роялти за баррель добытой или экспортированной нефти без учета возмещения производственных затрат всегда будет затруднять для нефтяных компаний обеспечение коммерческой окупаемости своих инвестиций. Российское правительство начало принимать во внимание данный факт, и недавние законодательные решения предлагают различные платежи роялти в виде налога на добычу полезных ископаемых в зависимости от сложности извлечения, но как показал наш анализ, даже этого может быть недостаточно для привлечения широкомасштабных инвестиций. Может также потребоваться снижение ставок налога на экспорт, но более рациональным подходом в долгосрочной перспективе была бы реструктуризация нормативной базы, чтобы она фокусировалась на обложении налогом прибыли, а не дохода. Российская администрация не желает идти на это, опасаясь, что “гибкая система бухгалтерского учета в нефтяных компаниях” в результате приведет к тому, что большая часть добытой нефти будет классифицироваться как “трудноизвлекаемая”, с последующим сокращением налоговых поступлений, но может оказаться так, что необходимость в стимулировании освоения российских запасов нетрадиционной нефти может придать дополнительный импульс к введению режима налогообложения прибыли для российской нефтяной отрасли.

Еще одним важным вопросом в деле освоения российских запасов сланцевой и трудноизвлекаемой нефти будет расширение сервисной отрасли нефтяной промышленности. Количество нефтяных буровых станков большой грузоподъемности, способных бурить глубокие горизонтальные скважины, необходимые для эксплуатации баженовских пластов, понадобится увеличить в три раза, чтобы достичь целевых показателей, установленных Министерством природных ресурсов. В связи с этим возникает вопрос о способности сферы услуг в нефтяной отрасли обеспечить выполнение возможного требования об осуществлении затрат на сумму 15 млрд. долларов. Более того, сервисные компании также должны будут расширить свой парк оборудования для гидроразрыва пластов и другого технологического оборудования, а это окажет давление как на их способность к финансированию такого большого объема закупок в течение относительно короткого периода времени, так и на их желание взять на себя риск инвестирования в то, что все еще является неопределенной ресурсной базой.

Общая корпоративная среда в данной отрасли является еще одним важным вопросом, стоящим перед российской нефтяной отраслью при освоении ее запасов нетрадиционной нефти. В одной лишь Северной Дакоте 89 малых и средних компаний участвуют в разработке сланцевой формации Баккен, в то время как в России четыре крупных и вертикально интегрированных компании (после того, как ТНК-BP была поглощена Роснефтью) возглавляют деятельность по освоению баженовских пластов совместно со своими новыми международными партнерами. Сейчас слишком рано говорить о том, будет ли новая и становящаяся преобладающей в России модель партнерства “национальная нефтяная компания — международная нефтяная компания” успешной при освоении запасов трудноизвлекаемой и сланцевой нефти в стране. Тем не менее, есть подозрение, что компании с широким охватом отечественных и международных интересов будут с меньшей вероятностью фокусироваться на оперативном решении многих проблем, с которыми наверняка столкнутся те самые частные предприятия, доминирующие сейчас в американском секторе добычи нетрадиционными методами.

В общем и целом, хотя Россия, без сомнения, имеет огромный потенциал для освоения запасов нетрадиционной нефти, кажется маловероятным, что амбициозный плановый показатель Министерства природных ресурсов будет выполнен. Мы будем иметь более полную информацию о геологических и коммерческих вопросах, которые стоят перед отраслью, после завершения в 2015 году проекта ОПР, выполняемого Роснефтью и ExxonMobil, но есть подозрение, что российскому правительству может понадобиться продемонстрировать еще больше гибкости в своих налоговых мероприятиях, чтобы стимулировать полномасштабную разработку баженовской сланцевой формации. Хорошей новостью, однако, является то, что это может придать сильный импульс процессу полного пересмотра режима налогообложения нефтяных предприятий, с изменением его на модель налогообложения прибыли, для того, чтобы объемы добычи не опустились ниже 10 млн. баррелей в сутки. При менее оптимистичном развитии событий правительство по-прежнему будет беспокоить сокращение налоговых поступлений в краткосрочной перспективе, в результате чего изменения вноситься не будут, а будут осуществляться лишь однократные корректировки, что отрицательно скажется на развитии отрасли и не позволит выполнить даже более умеренные плановые показатели добычи сланцевой и трудноизвлекаемой нефти, установленные Министерством энергетики.