На чей век хватит?

Нефть, казалось бы, вещество очевидное. «Живёт» под землёй и кормит всю страну. Кто-то считает её национальной гордостью и источником богатства, кто-то – проклятьем и ловушкой бедности. Но, как бы там ни было, один вопрос по-настоящему волнует всех: на сколько лет нам её ещё хватит?

Министр энергетики РФ Александр Новак утверждает, что на 30 лет. Но это неточно. Расчет таков: у нас 15 млрд тонн коммерчески извлекаемых запасов, что при нынешнем уровне ежегодной добычи пятьсот с хвостиком млн тонн и даёт искомую цифру. Правда, независимая оценка компании British Petroleum оценивает рентабельные российские запасы чуть ниже – в 12 млрд тонн. Но вот вопрос: какая нефть будет считаться рентабельной, то есть коммерчески извлекаемой, через 5–10 лет? А через 30? А куда за десятилетия уйдут технологии добычи?
Ведь у нас есть ещё примерно столько же – порядка 15 млрд тонн нефти, добыча которой пока невыгодна или затруднена технологически. А это ещё 30 лет работы при наличии технологий и востребованности. Стало быть, если объёмы разведки (и добычи) сохранятся лет на двадцать, мы нарастим запасы ещё как минимум на 10–15 млрд тонн. В общем заветная цифра сто лет добычи вполне достижима, но…
Как ни крути, однозначно оценить перспективы не получится. Слишком много переменных: геополитика, изменения климата, состояние мировой и национальной экономики, темпы роста альтернативных источников энергии, развитие технологий, размер инвестиций. Какую-то часть запасов разрабатывать пока что невыгодно, другую мы попросту не научились добывать. Но это вопрос времени, вопрос нефтяной эволюции.
Югра как эпицентр эволюции
Собственно, этой эволюцией активно занимаются в Югре. Ведь именно наш регион был и остаётся эпицентром нефтедобычи, здесь добывается почти половина всей российской нефти – 236,5 из 555,8 млн тонн за 2018 год.
Если посмотреть динамику, то с 2002 по 2007 год Ханты-Мансийский автономный округ переживал период бурного роста добычи – с 209 млн тонн до 278 млн. Затем наступило десятилетие постепенного спада – до 235 млн тонн в 2017 году. Объяснение этой «дуги» довольно простое: резкий рост цен в нулевые стимулировал добычу. Но геология по объективным и субъективным причинам не смогла обеспечить адекватный уровню добычи прирост извлекаемых запасов. Плюс технологии не позволяли брать труднодоступную нефть, процент которой в общей доле рос по мере выкачивания нефти «лёгкой».
В последние три года, начиная с 2017-го, добыча ведется на уровне 235–236 млн тонн, в нынешнем году всё идёт к этой же цифре. Это значит, что нефтяным компаниям в сотрудничестве с окружным правительством и профильными научными центрами удалось стабилизировать ситуацию.
За счёт чего? Сработали и налоговые льготы по отдельным месторождениям, в частности Приобскому, и технологии подтянулись, в том числе отечественные, и геологи нарастили поисково-разведочное бурение (с 297 тыс. метров в 2016-м до 451 тыс. метров в 2018-м). Отрасль нащупала некий баланс.
Вообще, понять текущее состояние югорской нефтедобычи проще на конкретном и, пожалуй, самом ярком примере – Самотлорском месторождении, 50-летие начала промышленной эксплуатации которого отмечают в этом году. Самотлор с запасами 6,2 млрд тонн входит в десятку крупнейших месторождений мира. На пике, в 1980 году, из него было извлечено 158 млн тонн сырья, что свидетельствует о масштабах югорской нефтедобычи.
Несмотря на высокую степень выработки и высокую степень обводнения скважин, на Самотлоре ещё остаётся порядка миллиарда тонн извлекаемой нефти. И нефтяники полны желания забрать этот миллиард – только в 2018 году здесь было пробурено 400 скважин, а до 2027 года Роснефть планирует довести их число до 2 400.
Но, положа руку на сердце, стоит признать, что экстенсивный путь освоения недр Западной Сибири рано или поздно закончится. А это значит, что самое время искать новые точки опоры.
Нефть из преисподней
Характерный пример – попытки освоения Баженовской свиты. Это огромный по занимаемой площади (миллион квадратных километров!) тонкий слой сверхплотных отложений верхнеюрского периода, который располагается под практически всей Тюменской областью, большей частью Омской и доброй половиной области Томской. Перспективной для извлечения углеводородов, правда, считается примерно четверть от общей территории в западной части Югры.
Слой этот залегает на глубине двух-трёх километров, при этом его толщина не превышает в основном 20–30 метров. Порода в сотни раз твёрже бетона, пропускающая нефть в тысячу раз слабее обычных пород. Аномально высокие температуры, 100–130 градусов Цельсия, и чудовищное давление в 350–460 атмосфер. Нефть содержится в крохотных капсулах, поры в баженовском керне (извлечённых образцах породы) в 10–100 раз меньше, чем поры в обычных образцах.
Но именно здесь сконцентрированы гигантские запасы. В различных источниках они оцениваются от 17 до 80 млрд тонн в зависимости от оптимизма оценщиков. Для понимания: в мире всего несколько месторождений, потенциал которых превышают 10 млрд тонн. При этом оценки оценками, но на государственный баланс пока что взято всего порядка 500 млн тонн извлекаемых запасов Баженовской свиты.
Бажен, кто верует
Дело в том, что доступность всех этих миллиардов находится под вопросом, над которым упорно бьются нефтяники Сургутнефтегаза, Газпромнефти, Роснефти, ЛУКОЙЛа, профильные институты и научные центры. Игра стоит свеч! Но и результат не гарантирован.
Основная методика извлечения сырья сочетает в себе две передовые, но уже хорошо известные технологии: горизонтальное бурение и гидроразрыв пласта. Горизонтальное бурение позволяет «воткнуться» в пласт и протащить «нитку» внутри него, максимально охватив нефтеносный слой. А гидроразрыв – закачка воды под высоким (в тысячу атмосфер) давлением, буквально рвет породу, образуя разломы, по которым обеспечивается приток нефтеносной субстанции к забою скважины. Эта технология успешно применяется для реанимации обычных скважин, а вот на Баженовской свите результаты пока так себе. Не получается добиться стабильно высокой отдачи, скважины либо быстро «выдыхаются», либо вовсе не дают результата. К тому же стоимость добычи здесь заметно и предсказуемо дороже, чем на обычных месторождениях.
Дело ещё и в том, что строение Баженовской свиты гораздо сложнее, многослойнее тех же американских сланцев. Эффективности гидроразрыва мешают слои глины и сланцев, которые попросту закупоривают образуемые разрывы. Но нефтяники и геологи не сдаются, работы продолжаются. Потенциал большой, был бы стимул им заниматься.
Пиастры! Пиастры!
За отраслевое стимулирование у нас отвечает правительство. И оно в последнее время предприняло ряд экстраординарных мер в этом направлении. Чего только стоит налоговый манёвр! Речь идёт о поэтапном снижении экспортной пошлины на нефть и нефтепродукты до нуля к 2024 году при одновременном росте налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ). Этот разворот делает более выгодным экспорт нефти, вследствие чего ведёт к росту цен на внутреннем рынке.
Казалось бы, это выгодно нефтяникам, но на деле всё несколько сложнее. Нефть на экспорт идёт через посредников, нефтепродукты внутри страны реализуют розничные сети – стало быть, дополнительную прибыль в карман положат именно они. А что остаётся нефтяникам? Оплачивать НДПИ по повышенной ставке. Кроме того, очевидно, что рост цен на топливо стремительным бумерангом ударит по самой отрасли, отразится на себестоимости добычи. Правительство собирается смягчить ситуацию введением плавающего акциза для НПЗ, но как оно выйдет на практике, пока неясно.
Впрочем, некоторые месторождения, нуждающиеся в стимулировании добычи, а это и новые, и зрелые с большой долей выработки (как раз наш югорский случай), могут избежать уплаты НДПИ. Вместо этого для них с нынешнего года припасён налог на дополнительный доход (НДД), который взимается не с количества добытой нефти, а с дохода от её продажи за вычетом операционных, инвестиционных и транспортных расходов.
Государство как бы разделяет риски с нефтяниками: инвестируйте в разведку и добычу, мы потерпим, ставка налога либо минимальна, либо вовсе нулевая. Но как только нефть начнёт фонтанировать денежными знаками, ставка вырастает до 50 %. Это прогрессивный налог, выгодный для инвестиций в отрасль, но как он заработает на практике, опять же пока не очень понятно. Налоговые эксперты консалтингового агентства PricewaterhouseCoopers говорят, что выгодность нового налога будет зависеть от экономики добычи на каждом конкретном участке. Впрочем, этих участков не будет много: по оценке Минфина, НДД затронет не более 5–6 % всего объёма добычи нефти в стране.
На чём сердце успокоится
Резюме простое: нефтяная отрасль находится под серьёзным давлением – и финансовым, и технологическим, и природным, но продолжает упорно и продуктивно трудиться. Простой ответ «нефти на наш век хватит» даже в минимальной степени не отражает всей сложности картины происходящего. Мы всего лишь попытались лёгкими мазками обозначить то, с чем каждый день приходится работать нефтяникам, обеспечивая для нас не то богатство с процветанием, не то ловушку бедности. На сто лет вперёд, не сомневайтесь.