Месторождения в традиционных нефтяных регионах истощаются, и рано или поздно России придется подыскивать замену Западной Сибири как основному источнику углеводородного благоденствия. Впрочем, сделать это будет непросто, и случится это нескоро, утверждают эксперты. В ближайшие 15 лет новые центры нефтедобычи вряд ли смогут составить серьезную конкуренцию Тюменской области.

Резервы добычи

В настоящее время более 70% российской нефти производится в Западной Сибири. Остальные 30% добычи распределены между Волго-Уральским регионом, Тимано-Печорой, Тюменской областью,

24.11.2023 Ціни на нафту: барель Brent - $81,33, WTI - $76,42 23.11.2023 Ціни на нафту: барель Brent - $80,98, WTI - $76,27 22.11.2023 Ціни на нафту: барель Brent - $82,42, WTI - $77,76 21.11.2023 Ціни на нафту: барель Brent - $82,03, WTI - $77,56 24.11.2023 Грецькі судноплавні компанії відмовляються від транспортування російської нафти

Сахалинским шельфом, Северным Кавказом. Но нефтяное изобилие не вечно: в настоящее время во всех традиционных регионах дебиты скважин падают, себестоимость добычи растет, а открытие нового месторождения становится редким праздником.

Можно ли и дальше полагаться на Западную Сибирь, или следует готовиться к тому, что структура нефтедобычи в ближайшие годы существенно изменится? Эксперты настроены консервативно.

«Даже через 15 лет мы не ожидаем качественных изменений в нефтяной географии России,- говорит Виталий Бушуев, директор Института энергетической стратегии (ИЭС).- Дополнительный источник нефти мы видим скорее в более рациональном использовании ресурсов, увеличении среднего коэффициента извлечения нефти до 0,45 или даже 0,5».

По прогнозам ИЭС, даже в 2020 году доля Тюменской области в суммарной нефтедобыче составит не меньше 61%. При этом возрастет роль Восточной Сибири, будет развиваться добыча на морском шельфе. Но все новые регионы в сумме не дадут более 12% добычи. Следовательно, чтобы сохранить или увеличить ее уровень, нужно более бережно использовать имеющиеся запасы, а не лелеять мечты о сказочном нефтяном изобилии Арктики или других неосвоенных регионов.

Восточносибирская Африка

Строительство трубопроводной системы «Восточная Сибирь-Тихий океан» создает иллюзию, что центр нефтедобычи постепенно будет перемещаться на Восток страны. По предварительным прогнозам ИЭС, в 2020 году в Восточной Сибири будет добываться 48 млн. т нефти, что составит около 8% от общероссийской добычи. Будет ли в дальнейшем увеличиваться эта цифра, неизвестно, так как оценить потенциал Восточной Сибири сегодня весьма затруднительно.

Самое крупное нефтяное месторождение Восточной Сибири - Ванкорское с запасами 490 млн. т - открыто на севере Красноярского края, в Эвенкии. Но по геологическому строению Ванкор ближе к Западной Сибири, а в Восточной он оказался в результате особенностей административно-территориального деления. Что касается остальной части Восточной Сибири, а также Якутии, то их нефтеносный потенциал пока исследован мало.

Основные надежды связаны с давно открытыми месторождениями: Талаканским (запасы 124 млн. т нефти, разрабатывает «Сургутнефтегаз»), Юрубченским (64 млн. т, под контролем «Роснефти»), Куюмбинским (до 200 млн. т, «Славнефть»), Верхнечонским (202 млн. т, под контролем ТНК-BP и «Роснефти»).

Однако шанс обнаружить на востоке страны новые крупные месторождения невелик. Вся доразведка ведется в границах уже открытых нефтеносных провинций, что не обещает значительного прироста запасов. Более того, некоторые специалисты уверены, что потенциал Восточной Сибири сильно переоценен.

«До 2020 года весь потенциальный прирост восточных нефтеносных провинций пойдет на покрытие выбывающих объемов добычи западных регионов. И через 10-15 лет добыча в России стабилизируется на уровне 480 млн. т. По моему представлению, как геолога, Восточную Сибирь можно сравнить с Африкой южнее Сахары,- объясняет зампредседателя Совета по изучению производительных сил Минэкономразвития РФ и РАН, доктор экономических наук, академик Александр Арбатов.- Отдельные скопления нефти там имеются, но в небольших, территориально разобщенных нефтегазоносных провинциях».

Арктический шельф

«Восточную Сибирь невозможно сравнивать с Западной. Для поддержания объемов добычи нам неизбежно придется выходить на арктический шельф,- полагает академик Арбатов.- Но это перспектива не 10-15 лет, а более далекая».

Арктический шельф находится на очень низком уровне изученности. Западные районы (Баренцево, Карское моря) изучены несколько лучше, чем восточные (море Лаптевых, Восточно-Сибирское и Чукотское моря).

При этом именно на востоке значительную долю составляют нефтяные ресурсы, тогда как на западе месторождения преимущественно газовые. Но эти 4,9 млрд. т нефти, которые, по предварительным оценкам, содержит восточная Арктика, начнут извлекать не раньше чем Россия научится дешево и качественно строить танкеры ледового класса и ледостойкие платформы.

Пока единственный реализуемый в пределах 10-15 лет арктический нефтяной проект - это разработка Приразломного месторождения, с 2002 года принадлежащего «Севморнефтегазу» (100-процентная дочка «Газпрома»). Приразломное считается первым арктическим шельфовым нефтяным месторождением, которое будет разработано в России и даст старт проектам в Баренцевом, Печорском и Карском морях.

Месторождение расположено на шельфе Печорского моря (юго-запад Баренцева), и условия разработки там относительно несложные: 60 км от берега, глубина моря в районе месторождения 19-20 м. Однако платформа, с которой должна вестись добыча, до сих пор в стадии строительства. Запуск переносится из года в год без объяснения причин, поэтому и последнее обещание «Газпрома» - начать эксплуатацию в 2009 году - не вызывает у экспертов доверия.

В случае если запуск все-таки состоится, добыча на Приразломном в течение первых двух лет не превысит 2 млн. т. Согласно текущей схеме разработки, пик - 6,6 млн. т - придется на 5-й год эксплуатации, а период рентабельный разработки составит 22 года. Таким образом, в общероссийскую нефтедобычу в 2015-2020 годах Приразломное внесет всего 4-6 млн. т.

Остров Сахалин

В дальневосточном регионе перспективы нефтедобычи связаны в основном с акваторией Сахалина. Это наиболее изученный в России шельф, который практически весь опоискован и разбит на проекты от «Сахалина-1» до «Сахалина-9».

Добыча ведется пока только на двух «Сахалинах» - 1 и 2. Венинский блок «Сахалина-3» разведывается «Роснефтью» совместно с Sinopec, и обнародовать результаты своей деятельности компании не спешат. Киринский и остальные блоки в рамках того же проекта находятся пока в нераспределенном фонде недр, кроме того, их принято считать преимущественно «газовыми».

Преимущественно «нефтяным» является проект «Сахалин-1», но его участники недавно заявили о том, что в прошлом году он прошел пик нефтедобычи. В 2008 году здесь будет добыто 7,9-8,2 млн. т, что на 25% ниже уровня 2007 года. Дальше нефтедобыча будет только снижаться. Что касается «Сахалина-2», то пока этот проект не вышел на круглогодичную добычу нефти. В перспективе «Сахалин-2» будет добывать до 8 млн. т нефти ежегодно, но сроки выхода на «полку» прогнозировать пока сложно.

«Возможно, Сахалин в ближайшие 10-15 лет даст нам еще 2-3 проекта,- говорит академик Александр Арбатов.- Но какой вид энергоресурсов там преимущественно будет добываться, говорить рано. Пока на многих участках даже не ведется разведочного бурения».

В погоне за прибылью

Если увеличить средний коэффициент извлечения нефти (КИН) по России хотя бы на 10%, это даст прирост производства нефти в 145 млн. т в год, что намного превышает суммарный потенциал Восточной Сибири и морского шельфа.

В России себестоимость барреля нефти в среднем составляет сегодня от $4 до $6, что в 2-3 раза выше, чем на Ближнем Востоке, но ниже, чем во многих других регионах мира. Однако в ближайшие 10-15 лет этот показатель неминуемо возрастет, поскольку на арктическом шельфе, по самым оптимистичным расчетам, себестоимость составит не менее $10 за баррель, и в Восточной Сибири, ввиду неблагоприятных геологических условий и отсутствия инфраструктуры, он вряд ли окажется намного ниже.

В таких условиях удержать темпы роста нефтедобычи на уровне 2%, по мнению специалистов, удастся, только если уделять одинаково пристальное внимание как разработке новых месторождений, так и интенсификации добычи на старых. Однако в настоящее время дороговизна нефтесервисных услуг и высокая внутренняя норма рентабельности компаний не позволяет нефтяникам заниматься извлечением максимально возможных объемов нефти из каждой скважины.

Компаниям приходится обращать внимание на рентабельность извлечения нефти, а она во многом зависит от производительности скважины. Так, средний дебит ЛУКОЙЛа - 11,5 т в сутки, «Роснефти» - 12,8 т. Хотя на отдельных месторождениях Западной Сибири дебит скважины может достигать нескольких сотен тонн в сутки, на Каспии - до 800 т. Средний показатель по России - примерно 11 т в сутки.

Скважину с производительностью в 3-5 т в сутки в Западной Сибири принято считать низкорентабельной. В таком случае либо применяются методы интенсификации нефтеотдачи (если для этого есть условия), либо скважина консервируется. В последние несколько лет компании все чаще прибегали ко второму решению.

Главная причина, конечно, в том, что увеличение доли низкорентабельных скважин позволяет компаниям удерживать себестоимость добычи на сравнительно низком уровне, а значит, продолжать получать прибыль.

К тому же прорывных апробированных технологий интенсификации нефтеотдачи - одновременно дешевых и эффективных - пока не существует. «Не думаю, что в ближайшие 10-15 лет они появятся», - говорит академик Александр Арбатов.

Концентрация на наиболее высокодебитных скважинах и закрытие «низкорентабельных» скважин влияет по отрасли на коэффициент извлечения нефти (КИН). «Сегодня процент извлечения нефти, по разным оценкам, варьируется между 30 и 37 от объема залежи, - говорит Виталий Бушуев, директор Института энергетической стратегии (ИЭС). - Это весьма скромный показатель даже для России».

Если увеличить средний КИН хотя бы еще на 10%, до 0,45, это даст прирост в производстве нефти в 145 млн. т в год, что намного превышает суммарный потенциал Восточной Сибири и морского шельфа. Возможно, вместо строительства дорогостоящих трубопроводов (или в дополнение к ним) в отношении нефтяного комплекса надо создать такие налоговые условия, в которых нефтяникам было бы выгодно добывать нефть из «нерентабельных» скважин.

Наталья Тимакова, RusEnergy

24.06.2008 г.