Доклад руководителя аналитического управления Фонда национальной энергетической безопасности Александра Пасечника на 2-м международном форуме "Нетрадиционная нефть и методы увеличения нефтеотдачи (МУН)", 3-4 декабря 2014 г., Москва

1. ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫЕ ЗАПАСЫ НЕФТИ И
АКТУАЛИЗАЦИЯ ЗАДАЧ ПО УДЕРЖАНИЮ ТЕМПОВ
НАЦИОНАЛЬНОЙ ДОБЫЧИ
Слайд 1.
По оптимистическим прогнозам Минэнерго, стимулирующие меры — речь идет как о уже
принятых и планируемых фискальных послаблениям, позволят в перспективе до 2030 года
добывать до 350 млн тонн «трудной» нефти, что принесет в госбюджет дополнительные 2
трлн рублей. Общая экономия нефтяных компаний в течение четырех льготных лет, может
составить от $1,3 млрд до $1,9 млрд в год.
Слайд 2.
Легкая нефть в России почти кончилась — за последние два десятилетия доля
трудноизвлекаемых запасов (ТрИЗ) выросла до 70%. По разным оценкам, в мире добыча
такой нефти составляет примерно 20% от общей добычи. При этом в России вовлечено в
разработку менее 1% (есть понимание, что цифра значительно ниже - около 0,2%).
К труднодоступным относятся месторождения с истощенными запасами, старые
месторождения или с нетрадиционными запасами, на больших глубинах — более 2 км,
высоковязкая нефть, блоки, содержащие сланцевую нефть и т.д. Критерии, по которым
месторождения причисляются к «трудным», определяет Минэнерго. Около 65% всей
«трудной» нефти находится в Западной Сибири (Тюменская область, ХМАО) и Коми и почти
половина запасов в Томской области.
Для разработки «трудных» месторождений необходимы нетрадиционные методы добычи
и новые технологии. Но они слишком дорогие и их применение экономически выгодно только
при высоких ценах на нефть. К примеру Shell в 2013 году отмечала, что их пилотный проект
на Салымском месторождении «Роснефти», с применением новейших технологии для добычи
«трудной» нефти, показал, что и при цене нефти $100 за баррель он маржинально убыточный.
Государство делает особую ставку на разработку Баженовской свиты (Баженовская
свита — группа нетрадиционных нефтесодержащих пластов горных пород (свита),
выявленная на территории около миллиона квадратных километров в Западной Сибири.
Образована осадочными породами морского дна в Титонском-Берриасском ярусах. Свита
залегает на глубинах двух-трех километров и имеет небольшую толщину: обычно двадцать-
тридцать метров, не более 60 метров в депоцентре), которая, в случае создания новых
стимулов для ее освоения, выведет российскую нефтедобычу на новый уровень. Площадь
распространения ее нефтеносных сланцев составляет более 40% территории ХМАО. По
экспертным оценкам, извлекаемые ресурсы нефти в пластах баженовской свиты в Югре
достигают более 3 млрд т, геологические ресурсы — около 11 млрд т.
По данным Научно-аналитического центра рационального недропользования им. В.И.
Шпильмана (НАЦ РН им. В.И. Шпильмана), по ХМАО под критерии трудноизвлекаемых
подпадает 386 залежей 96 месторождений с суммарными начальными извлекаемыми
запасами почти 1,8 млрд т нефти.
Слайд 3.
На начало 2014 года, из Баженовских отложений на территории Югры добывается около
500 тыс. т нефти и еще порядка 12 млн т — из месторождений Тюменской свиты. По оценкам
экспертов НАЦ РН, применение закона о льготах позволит нефтяникам к 2020 году добывать
на Баженовской и Абалакской свитах до 5–6 млн т в год. Но принятых льгот для
форсирования подобных проектов пока недостаточно, отмечают нефтяники.
Тем не менее, в целом проблемы добычного сегмента нефтяной отрасли выходят на
первый план: угрозы падения производства нефти все реальней, это понимают как

2. нефтяники, так и власти. Усугубляет риски и неблагоприятная конъюнктура мирового
рынка нефти. Теперь все чаще звучат осознанные заявления, что решить задачу даже с
удержанием нынешнего уровня производства «черного золота» будет непросто, не говоря уже
о точках роста. Для сохранения добычи нефти на текущем уровне нефтяным компаниям
необходимо существенно нарастить эксплуатационное бурение.
Однако эффект роста добычи нефти от эксплуатационного бурения снизился с 2005
по 2013 года в 2 раза — с 50 до 25 тонн с одного метра проходки. Такие данные 22 октября
привел министр энергетики Александр Новак, выступая на Национальном нефтегазовом
форуме в Москве. Он добавил, что для поддержания существующего уровня добычи нефти
необходим прирост эксплуатационного бурения на 5—7% в год. Теперь необходимость
постоянно наращивать этот показатель становится одной из центральных задач национальной
нефтегазовой отрасли. Снижение эффективности бурения и необходимость его роста
отметили также гендиректор «Сургутнефтегаза» Владимир Богданов и вице-президент
ЛУКОЙЛа Леонид Федун. Но с учетом того, что кооперация с западными партнерами
сворачивается ввиду антироссийских санкций, реализовать сценарий с наращиванием
бурения нашим нефтяникам будет вдвойне трудней.
И здесь, для обеспечения финансирования расширенных масштабов проходки, отрасль
просит у власти новых фискальных преференций. Да, властями уже были предоставлены
существенные послабления нефтяникам, как например налоговые льготы по добыче
трудноизвлекаемой нефти, послабления для сложных шельфовых проектов. Но это точечные
меры, а уже назрел коренной пересмотр. Отрасль давно требует большего — системного
перехода к новым принципам в налогообложении, предлагая взимать налоги с прибыли, а не с
выручки. Однако пока это не находит широкой поддержки у властей. Владимир Путин не так
давно заявил, что скептически относится к задуманной нефтяниками революции, пояснив, что
пока не понимает, как отследить фискальные сборы с прибыли, с которой гораздо проще
«манипулировать», чем с добычей. Тем самым президент РФ обозначил, что пока не готов
рисковать бюджетной статьей в угоду экспериментам индустрии. Это чревато социальными
потрясениями ввиду чрезмерной зависимости федерального бюджета от нефтяных доходов.
Еще одна проблема стагнирования отрасли — это избыточная и чрезмерная концентрация.
Ведь в РФ очень мало по мировым меркам независимых добытчиков, к то время как,
например, в США их число превышает несколько тысяч. И теперь Минприроды примеряет
модель Америки, заявляя, что вопрос с наращиванием добычи могут решить юниорские
компании, а также мелкие и средние компании, просто их теперь надо будет всецело
административно поддерживать. Эта инициатива Минприроды, конечно, весьма
конструктивная и потенциально продуктивная. Только вот главный ее минус — это
запоздалость. Чтобы упредить проблему рисков стагнации и падения национальной добычи
нефти, отраслевым ведомствам надо было начинать действовать в этом русле еще 8—10 лет
назад. Теперь же время потеряно, и относительно быстро поддержать отрасль за счет лепты
«малышей» в добычный вал властям, судя по всему, будет крайне сложно.
Минприроды сейчас ставит на новый организационно-правовой режим для
трудноизвлекаемых запасов – его форсирование, по мнению ведомства, позволит «теме
освоения нетрадиционных источников углеводородов «выстрелить»».
Сегодня по разным экспертным оценкам, более половины (50-60%) углеводородного
сырья в мире при разработке месторождений остаются в недрах. И Россия здесь не
исключение – существенная часть запасов нефти и газа относят к трудноизвлекаемым.
Освоение таких ресурсов требует не только новых технологий и более существенных
инвестиций (в сравнении с добычей традиционных углеводородов), но и фискальной
поддержки для возможности обеспечения приемлемой для разработчиков рентабельности –
т.е. необходим системный государственный подход к управлению и регулированию процессов
освоения ТрИЗ.
Освоение трудноизвлекаемых запасов становится вынужденной необходимостью.
Передовая международная практика говорит о необходимости софинансирования

3. государством развития технологий на начальном этапе разработки подобных месторождений.
Так, США активно стимулировали НИОКР (Научно-исследовательские и опытно-
конструкторские разработки; англ. Research and Development, R&D) в сфере технологий
добычи сланцевого газа через финансирование Института газовых исследований.
Глава Минприроды Сергей Донской считает, что «для создания и отработки технологий
добычи трудноизвлекаемых запасов необходимо отстроить систему от НИОКР до
испытательных полигонов, объединение усилий государства и бизнеса». Этот тезис он
озвучил на одном из недавних заседаний коллегии ведомства.
На сегодня в резерве нераспределённого форда страны осталось лишь несколько
традиционных месторождений нефти, которые можно было бы по уровню запасов отнести
хотя бы к средним.
Но уменьшение числа разведанных нераспределённых месторождений не свидетельствует
об утрате сырьевого преимущества РФ. И хотя все распределённые традиционные нефтяные
залежи активно разрабатываются, за счет чего удовлетворяются текущие потребности
социально-экономического развития РФ и сохраняется наш экспортный потенциал, тем не
менее, в недрах страны сосредоточены крупные залежи улгеводородного сырья, разработка
которых не ведется ввиду отсутствия рентабельных технологий добычи.
Растет противоречие между колоссальным ресурсным потенциалом и растущей
сложностью освоения нетрадиционных групп углеводородов.
Разрешить противоречие, как считают в Минприроды, можно путем работы на
следующих направлениях:
1. Рациональный и комплексный режим обработки тех месторождений, которые уже
проходят активную стадию разработки
2. Усиление и интенсификация работ по изучению, поиску и разведке (в виде
объемов ГРР, объемов финансирования) – как в районах традиционной
деятельности, так и в новых перспективных районах, включая Арктические
территории, Восточную Сибирь, Дальний Восток, шельфы. Здесь инструмент –
механизмы целевого экономического стимулирования ГРР, снижение
административных барьеров и развитие юниорского бизнеса
3. Реализация нового подхода у управлению и госрегулированию процессов освоения
низкорентабельных трудноизвлекаемых залежей полезных ископаемых – в случае
нефти – с низкой проницаемостью и нефтеотдачей, а также бедными содержаниями
– тех , что по устоявшейся терминологии называют «нетрадиционными»,
«тяжелыми», «трудными» и проч. (однозначной терминологии пока нет).
В целях формирования эффективной инновационно ориентированной и конкурентной
среды для освоения/доосвоения нетрадиционных залежей минерально-сырьевых ресурсов
необходимо упростить действующие лицензионные и технические процедуры.
В частности, Минприроды считает, что для участков нетрадиционных углеводородов
лицензии можно выдавать по запросу заинтересованного лица без проведения торгов,
взимания разового платежа при пользовании недрами в заявленных границах.
Функции регулятора в этом случае — быстро убедиться, что заявленный участок
не накладывается на территории заповедников, земель обороны и не подпадает под иные
ограничения. Если все в порядке, оперативно выдается лицензия, практически не содержащая
обязательств по геологическому изучению. В них нет необходимости, поскольку основные
геологические риски уже погашены: отсутствие/наличие полезных ископаемых уже
определено. Лицензироваться будут участки недр, приуроченные не к предполагаемым
перспективным структурам, а к отдельным площадям, достаточным для реализации
современных технологических решений. Единственное лицензионное обязательство —
приступить к пробной эксплуатации или опытно-промышленной отработке не позднее
4-5 лет. Если за это время не получилось отработать возможную технологию
эксплуатации, участок может быть передан другому желающему.

4. При таком подходе отсутствует необходимость настаивать на утверждении запасов
до начала их освоения и разработки, согласовывать проектные решения с государством.
Единственным документом, требуемым для пользователя недр, по версии Минприроды,
может быть проект обустройства лицензионного участка (предмет градостроительной
экспертизы надземной части и оценки воздействия на окружающую среду). Основной акцент
логично сделать на экологических требованиях реализации проектов строительства
промысловых сооружений (например, на требованиях к гидроразрыву и условиям
горизонтального бурения скважин), на регулярности отчетов о проведенных операциях,
унификации условий отчетности по ним. Контроль Ростехнадзора и Росприроднадзора при
этом сохраняется.
Отсутствие НДПИ для таких проектов должно добавить им привлекательности
и одновременно не должно напугать Минфин: без льгот не было бы и дополнительной
добычи, считают в Минприроды.
Значительную роль в разработке подобных месторождений играет обеспеченность
транспортной и трубопроводной инфраструктурой, наличие компаний-подрядчиков
с современными технологиями и навыками ведения работ. Для новых игроков
(«технологических юниоров») предлагаем гарантировать доступ к нефтеперерабатывающим
мощностям вертикально-интегрированных нефтяных компаний. Иначе инновационная нефть
будет перерабатываться «самоварным» способом. Немаловажную роль играет и доступ
инновационных компаний к источникам заемного финансирования. Одним из них может
стать фонд благосостояния.
Участниками процесса освоения новых и выработанных объектов должны стать не только
национальные нефтекомпании, но прежде всего малые и средние компании, имеющие знания,
опыт и желание работать с такими объектами. Глобальный ТЭК динамично развивается
благодаря гибкому и динамичному балансу между мощью гигантов и гибкостью мелких
и средних инноваторов (в странах, занимающихся активной разработкой нетрадиционных
запасов, более 60% добычи нефти обеспечивают такие компании; «сланцевая революция» —
во многом их рук дело).
Россия стоит перед серьезными вызовами. Необходимо четко понимать, за счет каких
источников будет поддерживаться требуемый для развития экономики страны уровень
добычи полезных ископаемых. Предлагаемый механизм позволит обеспечить добычу
необходимых ресурсов и получение налогов, послужит мощным импульсом развития
машиностроения и высокотехнологичного сервисного сектора.
Стимулирующие работу с трудноизвлекаемыми запасами поправки уже внесены в
федеральное законодательство. Согласно ним, при добыче «сложной» нефти к ставке НДПИ
применяются понижающие коэффициенты.
Кроме того, в мае 2014 года законодательно оформлены правила учета российской нефти.
В том числе и фактических потерь при ее добыче, учет которых необходим для начисления
НДПИ. "Четкие правила учета количества нефти в составе добываемой нефтегазоводяной
смеси требуются для стимулирования разработки трудноизвлекаемых запасов нефти, а также
определения технологических потерь при ее добыче. В Правилах устанавливаются формулы
расчета количества нефти в составе нефтегазоводяной смеси на участке недр, включая
определение дебета скважин", - так прокомментировал вице-премьер Аркадий Дворкович
подписанный главой правительства документ. Подсчитывать, кстати говоря, будут и на
шельфе. На него в 2035 году может прийтись до 15% от всей добычи нефти в России. Пока же
добывается порядка 3%.
Слайд 4.
Помимо фискальных сложностей, одна из актуальных проблем нефтегазовой
отрасли сегодня – это снижение эффекта роста добычи нефти от эксплуатационного
бурения.

5. За 14 лет добыча нефти в России выросла в 1,6 раза. Это произошло благодаря вводу
в эксплуатацию месторождений Восточной Сибири и стабилизации добычи на зрелых
месторождениях в Западной Сибири и европейской части страны. Но в последнее время
добыча в Западной Сибири сокращается. Текущих крупных проектов будет
недостаточно, чтобы компенсировать падение на старых месторождениях.
Весь нефтесервисный рынок, исходя из данных Eurasia Drilling Company, оценивается
в $12 млрд. На эксплуатационное бурение приходится до 90%. Таким образом, нефтяникам
предстоит увеличивать затраты более чем на $5 млрд ежегодно для удержания взятой сегодня
нефтедобычной планки в 520 млн тонн в год.
В конце июля США и страны ЕС ввели секторальные санкции, ограничивающие поставку
в Россию некоторых видов оборудования, в том числе для добычи нефти. А в сентябре
ЕС и США запретили западным компаниям оказывать нефтесервисные услуги
на глубоководных, сланцевых и арктических месторождениях.
Слайд 5.
По прогнозу вице-президента «Лукойла» Леонида Федуна, при сохранении текущего
уровня бурения добыча нефти к 2020 г. снизится на 7% до 487 млн т. Спад начнется уже
в следующем, 2015 году. Но это в том случае, если компании будут сохранять текущие
бюджеты, которые верстались исходя из цены в $100-105 за баррель нефти, отметил
он. Но сырье уже стоит гораздо дешевле. Так что при сокращении бюджетов адекватно
падениям нефтяных котировок снижение годовой добычи составит больше 100 млн
т, прогнозирует он.
Сохранить добычу просто за счет роста бурения будет сложно, необходимо осваивать
новые месторождения, инвестировать в них. Для этого необходима поддержка государства как
по снижению налогов, так и по обеспечению дешевого финансирования. Наращивать бурение
можно при условии прямой господдержки или за счет кредитов госбанков. Снизить цены
на бурение отчасти помогло бы развитие собственных нефтесервисных подразделений, но без
освоения новых месторождений смысла в новых нефтесервисных мощностях нет.
В отчете «Сургутнефтегаза» за 2013 г. указано, что эффективность процессов бурения
компания обеспечивает за счет собственных сервисных подразделений. Свои позиции
на рынке нефтесервисных услуг наращивает и «Роснефть», которая в июле купила активы
американской Weatherford в России и Венесуэле. Вместе две эти компании обеспечивают
больше половины эксплуатационного бурения в России. В начале октября гендиректор
«Газпром нефти» Александр Дюков говорил, что компания рассматривает возможность
вхождения в капитал нефтесервисной компании.
В этом контексте примечательна и важна новость о начале создания профильной
госкорпорации. Так, в середине октября из СМИ стало известно что Президент РФ
поддержал создание госкорпорации на базе «Росгеологии». С этой просьбой в письме 18
сентября вице-премьер РФ Александр Хлопонин обратился к главе государства.
«В условиях резко обострившейся международной обстановки формирование
национальной компании, обеспечивающей необходимый уровень геологических и сервисных
работ, является ключевой отраслевой задачей для устойчивого воспроизводства минерально-
сырьевой базы России на долгосрочную перспективу», – говорится в письме.
Преобразование «Росгеологии» в госкорпорацию поддержали в Минприроды, Роснедрах,
а также в Совете безопасности. В рамках преобразования «Росгеологии» также
планируется передать госпакеты в 15 геологоразведочных предприятиях (в их числе
«Дальморнефтегеофизика», «Севморнефтегеофизика» и «Союзморгео», которые работают на
шельфе).
Топ-менеджмент «Росгеологии» считает, что статус госкорпорации позволит компании
эффективнее заниматься воспроизводством минерально-сырьевой базы. Что касается
передачи в организацию госдолей в 15 геофизических предприятиях, этот вопрос был внесен
Минприроды в правительство еще в начале текущего года. В свою очередь, аналитики

6. отмечают, что статус госкорпорации в первую очередь откроет «Росгеологии» возможность
получать приоритетное бюджетное финансирование.
Глава Минприроды Сергей Донской в середине сентября выступил с идеей сформировать
на базе «Росгеологии» национальный отраслевой оператор. Он отметил, такой шаг
поддержит российские нефтедобывающие компании после введения санкций, в
частности, перекрывших организациям доступ к технологиям и оборудованию для добычи
нефти на шельфе и в Арктике
Вообще если говорить о перспективах добычи в России сланцевой нефти и газа, то
сегодня однозначных оценок нет. С одной стороны, у России наиболее крупные запасы нефти
сланцевого типа в мире – порядка 75 млрд барр. Сланцевого газа - на 250 трлн куб. футов, что
выводит нашу страну на девятое место по запасам этого вида топлива. Хотя все это
приблизительные оценки, полноценное геологическое изучение горючих сланцев России не
проводилось из-за отсутствия потребности в них.
Слайд 6.
Добыча нефти и газа в прошедшее десятилетие
характеризуется беспрецедентным ростом
инвестиций в разработку
Для добычи нефти и газа в прошедшее десятилетие характерен беспрецедентный рост
инвестиций в разработку. Причины тому были как технические, которые заключались в
снижении темпов прироста качественных запасов, так и общемировые: рост затрат на
исходные материалы и рабочую силу.
Если до 2002 года соотношение объема доказанных запасов к добыче (R/P), хоть и
нестабильно, но росло, достигнув комфортных 54 лет, то начиная с 2003 года, это
соотношение стало резко падать, сократившись к 2006 году на 10% до 49 лет. Основная
причина была в практически нулевом либо минимальном росте запасов в таких
традиционных регионах добычи, как Северная Америка, Европа, Юго-Восточная Азия и
Западная Африка. К 2003 году эти регионы обеспечивали треть мировой добычи нефти и
более 40% добычи газа, и для сохранения доли рынка необходимы были новые точки роста.
Компании столкнулись с дефицитом крупных месторождений с высокими
добычными характеристиками. Если в 2003-2004 годах средний размер месторождения,
вводимого в эксплуатацию, составлял 140 млн бнэ, то уже к 2006 году он снизился до
80 млн бнэ. Комфортно себя могли чувствовать разве что страны Ближнего Востока с их
огромными высококачественными запасами нефти и газа и страны СНГ. Впрочем, если в
России с 2003 года и вводилось в эксплуатацию как минимум одно месторождение с объемом
более 1 млрд бнэ ежегодно, то ресурсная база пополнялась, как правило, средними и мелкими
месторождениями с запасами менее 100 млн бнэ.
Слайд 7.
Как правило, увеличение доли мелких месторождений в разработке напрямую
сказывается на снижении рентабельности, поскольку удельные издержки таких
разработок существенно выше. Исключением могут быть месторождения-спутники,
которые не требуют значительных капитальных вложений в инфраструктуру и доразведки.
Так, удельные инвестиции в разработку месторождений Северного моря с запасами менее
50 млн бнэ будут не ниже $20/бнэ, а для более крупных месторождений они могут снижаться
до $10/бнэ.
Логично в данной ситуации выглядела экспансия компаний в новые регионы, где
можно было рассчитывать на крупные открытия. Как правило, для морских бассейнов
это означает развитие более глубоководных территорий, а для наземных провинций —
удаленных регионов, где отсутствует развитая инфраструктура. Помимо этого в США

7. актуальность приобретают трудноизвлекаемые запасы нефти и газа, разработка которых могла
переломить многолетний тренд падающей добычи.
Во всех случаях затраты на разработку существенно возрастают, что, собственно, и
произошло в последнее десятилетие, благо темпы роста цен на углеводороды позволяли
компаниям увеличивать расходы. По данным U.S. Energy Information Administration,
инвестиции в секторе добычи выросли с чуть более $100 млрд в 2003 году до $370 млрд в
2013 году, а вместе с операционными затратами расходы превысили $600 млрд. При
этом стоит отметить, что добыча за этот же период выросла менее чем на 20% — с
47 млрд до 55,5 млрд бнэ. Таким образом, в среднем затраты компаний на добычу одного
барреля увеличились с $4 до $11.
На сегодня главным центром глубоководной добычи является "золотой треугольник"
Атлантика-Мексиканский залив, шельф Бразилии и Западной Африки. В этом регионе
сосредоточено порядка 90% разрабатываемых морских запасов углеводородов. Мексиканский
залив стал пионером глубоководного бурения еще в 1990-х годах, а в 2000-х такие скважины
появились на шельфе Западной Африки (Гвинейский залив) и Южной Америки (бассейны
Сантос, Кампос и др.) Со временем "глубоководность" месторождений продолжала расти:
если в 2003 году она составляла около 2 км, то к 2013 году уже достигала 3 км.
В остальных регионах добычи хоть и менее заметно, но также наблюдается тенденция к
увеличению глубоководности месторождений. К примеру, в Средиземном море знаковым
стало открытие в водах Израиля сверхглубоких крупных месторождений Левиафан и Тамар с
запасами 5 млрд бнэ. В Юго-Восточной Азии средняя глубина воды увеличивалась за счет
крупномасштабной разработки крупных запасов на шельфе Австралии (рост средней глубины
воды с 50 м до 350 м) и единичных глубоководных проектов в Индонезии и Индии.
Для сравнения: в России морские проекты реализуются на мелководных шельфах
глубинами 10-50 м, это сахалинские проекты, Приразломное в Печорском море, проекты
ЛУКОЙЛа в Северном Каспии и на Балтике. Наиболее глубоководными в регионе остаются
каспийские проекты Азербайджана на глубинах 100-180 м.
Глубина воды напрямую определяет стоимость как бурения, так и обустройства. Если на
глубинах менее 100 м технически и экономически обосновано применение более дешевых
самоподъемных установок и стационарных платформ, то бОльшие глубины требуют
использования значительно более дорогостоящих плавучих буровых установок и платформ.
Уже не редкость, когда стоимость крупной плавучей глубоководной платформы превышает
$1 млрд.
С ростом средней глубины разработки повышался и спрос на плавучую технику. Если в
2003 году флот плавучих установок для добычи, хранения и отгрузки нефти (FPSO)
насчитывал около 90 единиц, то к 2013 году вырос почти вдвое — до 175 единиц.
Повышенный спрос не преминул сказаться и на стоимости плавучей техники: с 2003 по 2013
год средняя стоимость арендных ставок плавучих буровых установок выросла со $120 тыс. до
$400 тыс. в день, аренда плавучих платформ подорожала с $6 до $24 за тонну, а удельные
затраты на подводные добычные комплексы, которые активно применяются в глубоководной
разработке, выросли в три раза. Росли цены и на стационарные буровые установки и
платформы, но в тренде роста цен на металл, который подорожал за последнее десятилетие в
два с половиной раза.
Морские бассейны Южной Америки и Западной Африки более выгодно отличаются от
Северного моря, поскольку менее выработаны и доля крупных месторождений там
относительно высока. Тем не менее большие глубины удерживают стоимость их разработки в
пределах $15-20 за бнэ. Схожий уровень удельных затрат в этих бассейнах объясняется
зеркальной геологической структурой, хотя начало разработки крупнейших запасов в
бассейнах Сантос и Кампос в Бразилии позволило несколько снизить удельную стоимость
разработки в Южной Америке относительно Западной Африки.
Слайд 8.

8. Удельные затраты на добычу трудноизвлекаемых
запасов углеводородного сырья стремительно
растут
Удорожание традиционной наземной разработки также было неизбежно, но менее
драматично, поскольку принципиально новых технологий и оборудования не требовалось, а
повсеместное внедрение гидроразрыва пласта, конечно, увеличивало общую стоимость
бурения, но не столь значимо. Рост затрат обуславливался прежде всего общемировым ростом
цен на исходные материалы: металл, рабочую силу и прочее. В труднодоступных
материковых регионах дополнительным фактором была и остается сложная логистика. К
примеру, если разработка месторождения среднего размера в Западной Сибири
потребует инвестировать в него в среднем $4-8 за бнэ, то его аналог в Ямало-Ненецком
АО — от $10 за бнэ.
Куда выше удельные затраты на разработку трудноизвлекаемых запасов в США. Десять
лет назад средняя стоимость разработки одного барреля в регионе составляла менее $5, а к
2013 году она достигла $25. Причина тому высокая капиталоемкость разработки сланцев,
обусловленная крайне интенсивным бурением, необходимым для компенсации быстрых
темпов падения дебита скважины. Не дешевле обходится и разработка месторождений в
акватории Северного моря, где на фоне падающей добычи компании начали развивать
арктические территории. Сложные условия разработки, помноженные на относительно
невысокие запасы новых месторождений, и поднимают стоимость удельных инвестиций на
уровень $25 за бнэ и выше.
Средняя стоимость разработки на Ближнем Востоке и России хоть и выросла, как
минимум, в два раза за последнее десятилетие, до $6 и $8 за бнэ соответственно, тем не менее
это существенно ниже стоимости глубоководных проектов и разработок трудноизвлекаемых
запасов. Огромные высококачественные запасы стран Ближнего Востока позволят еще долго
удерживать лидерство по стоимости разработки углеводородов, тогда как в России тренд на
дальнейшее удорожание очевиден. На фоне дефицита крупных открытий в Западной Сибири
актуальность приобрели проекты Тимано-Печоры, Ямала, Восточной Сибири, где удельные
затраты существенно выше, а стоимость разработки шельфовых проектов будет сопоставима
с аналогами Северного моря.
В целом новые центры добычи, сформированные за прошедшее десятилетие, определили
уровни затрат, которые стоит закладывать в оценку будущих новых проектов. Дальнейшего
роста стоимости разработки ожидать не стоит, но и на снижение рассчитывать не приходится,
поскольку доля дорогостоящих проектов в портфелях компаний будет увеличиваться. В
последующее десятилетие центры глубоководной добычи должны пополнить Средиземное
море и Восточная Африка, постепенно замещая относительно дешевые нефть и газ,
поставляемые странами Северной Африки.
Аргентина и Китай уже начинают активно инвестировать в разработку своих огромных
трудноизвлекаемых запасов нефти и газа. В России первые шаги по изучению
трудноизвлекаемой нефти уже сделаны, и поскольку на нее приходится четверть всех
мировых запасов такой нефти, этот потенциал необходимо учитывать в
стратегических планах развития отрасли.
Слайд 9.
В заключении хотелось бы обратить внимание на такую вещь, как взаимосвязь науки,
технологий и перспективность запасов. Речь здесь вот о чем… Есть версия, что НТП
отдаляет прогнозный горизонт истощения рентабельных запасов углеводородного сырья

9. Научно-технический прогресс не позволяет
приближать горизонт истощения рентабельных
запасов углеводородного сырья
В январском номере издания Британского Королевского общества «Философские Сделки»
Philosophical Transaction A (2014, 372, 2006) была опубликована статья по исследованию
перспектив современного социума, стоящего на распутье, причем речь шла о самом
главном — снабжении общества энергией.
Как считает географ Дэвид Мэрфи из Университета Северного Иллинойса человеческое
общество, имея возможность извлекать всё больше и больше энергии, развивается,
увеличивая уровень своей социальной и технологической сложности. При этом возрастает
энергия, которую надо тратить на своего рода метаболизм цивилизации —
поддержание всей этой сложности: ремонт дорог, мостов, эксплуатацию
электростанций, содержание непроизводственных секторов вроде науки и культуры,
здравоохранения, социального страхования и т. д. Автор приходит к выводу, что
однажды может так сложиться, что на развитие энергии не останется. Общество
войдет в стабильное состояние застоя. Если же количество энергии, которой располагает
общество, сокращается, какие-то его компоненты начинают деградировать и отмирать:
биоразнообразие падает. Для предотвращения деградации и преодоления застоя требуется или
новый источник энергии, или перестройка метаболизма цивилизации.
В отличие от природной экосистемы, человеческое общество может находить новые
источники энергии, и это случалось не раз. Известны три важнейших энергетических
события, обеспечивших развитие цивилизации. Первым можно назвать приручение огня,
которое позволило сократить затраты энергии на переваривание пищи — в приготовленном
виде она легче усваивается, на противостояние холоду и на изготовление орудий. Второе —
изобретение сельского хозяйства, зеленая революция неолита, давшая надежный и обильный
источник пищи и сократившая затраты энергии на ее поиски. Третье — использование
ископаемого топлива, что обеспечило независимость от продуктивности природных
экосистем и дало начало промышленной революции.
Внутри трех больших периодов — «огонь» — «сельское хозяйство» — «ископаемое
топливо» есть и более мелкие деления. Так, третий период можно разделить на две части: с
конца XVIII века основным топливом был уголь, однако примерно в середине XX века
первую роль стала играть нефть. В 2010 году в глобальном энергетическом балансе на нее
приходилось 32,3%, на уголь —27,7%, газ — 23,3% (остальное не так значимо: 9,9% — дрова
и кизяки, 5,7 — ядерная энергия, 2,3 — гидроэнергия, 0,5% — жидкое биотопливо и 0,4% —
Солнце с ветром). При этом 95% топлива для транспорта делают из нефти.
Потребление нефти растет очень быстро. С 1988 по 2012 год ее добыли столько же,
сколько за все предыдущее время. А за всю свою историю человечество выкачало из земных
недр 1,248 трлн баррелей нефти (баррель — это бочка объемом 42 американских галлона, или
примерно 159 литров). В 2012 году каждый человек потребил 2,5 бочки, причем
распределение по странам показывает значительную диспропорцию: в странах Организации
экономического сотрудничества и развития (это 18% населения планеты и 60% глобального
ВВП) на каждого жителя пришлось 14 бочек, а лидеры, американцы, сожгли по 25 бочек.
Очевидно, эту диспропорцию исправить нельзя в принципе: сейчас потребление всех
горючих жидкостей составляет 31,2 млрд баррелей в год и если бы каждому из 7 млрд
жителей Земли выдать по 14 бочек, то потребление выросло бы почти в три раза, до 98 млрд
баррелей в год, или 268 млн в день. При этом оптимисты надеются, что при благоприятных
условиях мы сможем в 2030 году осилить максимум 113 млн баррелей нефти в день (сегодня
ежедневное потребление составляет 91 млн баррелей всех горючих жидкостей, а на сырую
нефть из них приходится примерно 85 млн). Пессимисты же упрекают их в излишней

10. мечтательности и отмечают, что нынешний уровень — предел, а дальше будет только
снижение, тем более что этот уровень стабильно держится уже восемь лет. Так мы подошли к
проблеме пика нефтедобычи.
Вопрос «когда кончится нефть?» волнует экспертов не одно десятилетие. Внятного ответа
как не было, так и нет: предсказание «нефть кончится через тридцать лет» регулярно
появляется вот уже полвека, однако она не кончается, а даже наоборот.
Впервые о пике добычи заговорил Марион Кинг Хуберт из лаборатории компании «Шелл»
в Хьюстоне. В 1956 году он опубликовал статью о перспективах ядерной энергетики в связи с
исчерпанием запасов нефти и ввел понятие «пик нефтедобычи», который еще называют
хубертовским пиком. Проанализировав данные о работе американских месторождений,
о темпах открытия новых запасов и о потреблении нефтепродуктов, он предсказал, что пик
американской добычи будет пройден между 1965 и 1970 годом.
Предсказание сбылось, отчего Хуберт и стал знаменитостью. Прохождение пика
сопровождалось серьезными неприятностями, поскольку в 1973 году случилось арабское
нефтяное эмбарго для стран, поддерживающих Израиль, а в 1979 году иранская революция
еще усилила проблемы на рынке нефти. Итогом стал затяжной экономический кризис, выйти
из которого помогли решительные преобразования, предпринятые в США Рональдом
Рейганом (в Великобритании — Маргарет Тэтчер), и крах СССР.
Однако последующие события показали, что расчеты Хуберта слишком схематичны
и не учитывают научно-технический прогресс: с 90-х годов в США начался рост
нефтедобычи. Он был связан с появлением новых технологий: сначала добычи на
глубоководных участках шельфа, потом разработки сланцевой нефти, а также канадских
тяжелых углеводородов. Сейчас американская нефтедобыча уверенно движется к своему
второму пику, и день, когда США превратятся из импортера в экспортера нефти, по мнению
некоторых экспертов, не за горами. (Другие, впрочем, указывают, что потенциал широко
разрекламированной сланцевой нефти для этого слишком мал.) Наличие такого второго пика
позволяет оптимистам утверждать, что за ним, по мере появления соответствующих методов,
может последовать и третий, и четвертый, отчего вся проблема исчерпания нефти выглядит
надуманной.
Благодарю за внимание.
Слайд 10.
ПРИЛОЖЕНИЕ.
Будущее мирового развития сопряжено с
высокими ценами на нефть
Двукратное увеличение расходов за десять лет на извлечение нефти может быть связано с
еще одним крайне неприятным для сторонников нетрадиционной добычи обстоятельством.
Точнее, с индексом, называемым по-английски EROI (energy return on investment) —
отношение энергии извлеченного топлива к той энергии, что нужно затратить на его
извлечение и транспортировку к месту переработки. Эту проблему подробно обсуждает уже
упомянутый Дэвид Мэрфи.
Идея считать такой показатель возникла у американского эколога Чарльза Холла, когда он
в 1968–1971 годах изучал миграцию рыб в одной из речушек Северной Каролины. Он
заметил, что чем крупнее рыба, тем с большей вероятностью она весной движется вверх по
течению, затрачивая при этом немало энергии в отличие от мелких рыб, плывущих по
течению. Холл объяснил это так: да, рыба тратит много энергии, но она попадает в место,
богатое пищей, и восстанавливает энергию с лихвой, которой хватает на рост и размножение.
А вот мелкой рыбе так делать невыгодно — она затратит слишком много энергии на плавание
и не сможет ее компенсировать.

11. Эту же идею можно применить к экономике, более того, уже не один раз предлагали
оценивать результаты производственной деятельности именно в натуральных, энергетических
единицах, а не в денежных, ценность которых весьма условна. В США эту идею в 1974 году
предложил к обсуждению Питер Чапман, главный редактор журнала “Energy Policy”,
а поводом послужило пресловутое арабское эмбарго. В том же году конгресс США одобрил
предложение использовать энергетические оценки для проектов в энергетике. Увы,
в 1979 году грянула иранская революция, и Рональд Рейган запретил любые новые
механизмы регулирования, выгода от которых для общества неочевидна. Лишь в 2005 году
идею снова стали обсуждать, на сей раз в связи с эффективностью биотоплива. Тем не менее
исследователи продолжали работать, и в 1981 году тот же Чарльз Холл, проанализировав
эффективность американской энергетики, ввел термин EROI. Когда же возникла
озабоченность глобальным потеплением, выяснилось: этот показатель тесно связан с
оценками выбросов углекислого газа при выборе альтернативных путей развития энергетики,
что привлекло к нему внимание.
Рассчитывать его нелегко. Тем не менее, по имеющимся оценкам, глобальный EROI для
нефти и газа составлял 26 в 1992 году, поднялся до 36 в 1999 и упал до 18 в 2006-м. Это
много: доля затрат энергии на добычу топлива пренебрежимо мала, а связь между ценой на
нефть и этим показателем оказывается линейной. Не так обстоит дело, если EROI падает
ниже 10, — связь перестает быть линейной, и цена начинает резко, по экспоненте, расти.
Правда, свою роль играет и жадность нефтедобытчиков. Так, если они удовлетворяются
рентабельностью в 10%, цена нефти при EROI 11 оказывается 20 долларов за баррель, а при
100% — уже 60. При падении ниже 4 цена на нефть оказывается между 100 и 200 долларами;
EROI 1,5 уже требует 150–350 долларов (в зависимости от плановой рентабельности).
К чему нам такие расчеты? А к тому, что для добычи нефти с глубоководного шельфа
EROI оказывается меньше 9. Производство же нефти из горючих сланцев (не путать со
сланцевой нефтью!) имеет EROI 1,5 — становится понятным, почему, несмотря на большие
запасы, проекты по ее извлечению не смогли развиваться. Для биотоплива EROI находится
в пределах 1–3 — это очень дорогое удовольствие; как только прекращаются субсидии,
потребление такого топлива резко падает. Меры повышения отдачи выработанных пластов
также требуют все больших затрат энергии — и на закачку воды, и на синтез полимеров,
не говоря уже о разогреве нефти. Поэтому переоценка традиционных запасов вследствие
внедрения новой технологии, на которую надеются оптимисты, неизбежно приведет к
дальнейшему падению нефтяного EROI.
Если смотреть на баланс энергии, то получается, что при EROI 5 обществу достается 80%
добытой энергии — остальное тратится собственно на добычу, а при EROI 1,5 эта доля
равна 50%. Отсюда видно, что чем ниже EROI источника нефти, тем больше этой нефти надо
добыть, чтобы компенсировать ее недостаток из более выгодного источника. В противном
случае энергетическое обеспечение общества будет сокращаться.
Обратная связь цены на нефть с EROI неизбежно приводит к его прямой связи с
экономическим ростом. Экономисты, проанализировав последние 40 лет, определили тот
уровень нефтяных цен, который обеспечивает рецессию: 40–60 долларов за баррель. Если
цены ниже 40, то в мире наблюдается рост, если больше 60 — фиксируется четкий
глобальный спад. Однако многие альтернативные методы добычи, на которые сейчас
возлагают надежды, имеют низкое значение EROI и становятся рентабельными при цене
выше 90 долларов за баррель. Возникает парадокс: для устойчивого роста необходимо
увеличить производство нефти, но для этого требуется повышать цену на нее, что ведет к
экономическому спаду и сокращению потребления. Способы преодоления этого парадокса
неясны.
Итак, анализ перспектив нефтедобычи приводит к одному выводу: эпоха дешевой нефти
закончилась просто потому, что даже поддержание ее на нынешнем уровне требует
вовлечения в оборот источников с высокими затратами на добычу. Спор идет о том, будет ли
так продолжаться дальше или все окажется еще хуже. А что такое «хуже»? Об этом лучше

12. всего судить экономистам-рыночникам, например, из такой авторитетной организации, как
Международный валютный фонд. Статью на эту тему опубликовали Майкл Кумхоф и Дирк
Мюир из исследовательского департамента МВФ (Oil and the world economy: some possible
futures, Philosophical Transaction A, 2014).
В рассматриваемой ими математической модели предполагалось, что в производстве
участвуют три силы: капитал, рабочие и энергия. Стоимость энергии определяется ценой на
нефть, которая, в свою очередь, зависит от спроса и объема производства. При этом имеется
эластичность спроса: цена продукции может расти медленнее цены на нефть, поскольку ее
можно заменить на нечто не столь дорогое. У этого процесса есть ограничитель — так
называемая энтропия, которая показывает, какую долю нефти нельзя заменить ничем.
Например, сейчас нет реальной замены нефти в качестве моторного топлива или сырья для
химической продукции: все альтернативы столь ничтожны, что учитывать их не имеет
смысла. Третий параметр — роль нефти в производстве. С формальной точки зрения ее
нужно оценивать весом цены на нефть в себестоимости продукции, что составляет несколько
процентов. Однако есть мнение, что эта роль существеннее, поскольку именно рост
потребления энергии обеспечил почти половину всего роста промышленности в XX веке.
В качестве начальных условий выбрали ситуацию, когда после нефтяного шока и
значительного роста цены выше 60 долларов за баррель следует падение производства со
скоростью 2% в год, при этом страны-экспортеры стерилизуют большую часть доходов в
суверенных фондах, которые хранят в долговых обязательствах развитых стран. Чем-то это
напоминает нынешнюю ситуацию: в 2008 году случился резкий рост цены на нефть до 140
долларов за баррель, затем последовало снижение цены до нынешних примерно 100 долларов
за баррель. Производство же, как было сказано, почти не растет, а условия для падения вполне
созрели. Так, по данным МЭА, годовая скорость падения добычи на приисках, прошедших
пик (а это подавляющее большинство крупных полей и стран-экспортеров нефти), составляет
6,5% от пиковой мощности. Оптимисты говорят, что если учесть еще не открытые
месторождения, где добыча будет поначалу бурно расти, а также новые, еще не прошедшие
пика, то полная скорость падения составит 3,5% в год. Падение будет скомпенсировано за
счет перечисленных выше факторов вроде добычи из альтернативных источников, что должно
обеспечить рост в 1,8%. Принятые в модели 2% ежегодного сокращения — вполне разумная
альтернатива на случай, если оптимисты заблуждаются.
Меняя все три параметра, исследователи могли получить множество разных решений.
Остановимся на двух. В базовом ни эластичность спроса, ни энтропия не учитывались, а роль
нефти выражалась ее долей в цене. Тогда цены на нефть непрерывно растут, достигая через
20 лет после шока 200 долларов за баррель. При этом суверенные фонды наводняют долговый
рынок, вызывая снижение процентной ставки на кредиты. Но это не спасает мировую
экономику: ВВП падает у всех. У экспортеров он падает потому, что возникает голландская
болезнь — деньги идут на потребление, а все отрасли промышленности, кроме связанных с
трубой, хиреют. (В Голландии после открытия газовых месторождений в 1959 году начался
быстрый рост экспорта газа, в результате в промышленном секторе сократились рабочие
места и развилась инфляция.) У развитых стран, вынесших производство в развивающиеся
страны, растут издержки и падает потребление. Развивающиеся страны в первые десять лет
получают небольшой выигрыш: потребление со стороны экспортеров нефти вызывает рост
производства, однако впоследствии и он сходит на нет. Соответственно у экспортеров
получается огромный профицит платежного баланса — почти 10% от ВВП. У остальных —
соответствующий дефицит.
Если дорогую нефть удается чем-то заменить (высокая эластичность), эти диспропорции
существенно сглаживаются. Развитые страны в краткосрочной перспективе умудряются
выправить платежный баланс, а остальной мир — вырастить ВВП и даже увеличить
внутреннее потребление и инвестиции. Энтропийные ограничения на такую замену делают
ситуацию хуже, чем при базовом сценарии, но не существенно, картина качественно остается
той же, разве что нефть через двадцать лет достигает 300 долларов за баррель. Полный же

13. крах мировую экономику ожидает, если роль нефти в экономике превышает ее долю в цене
продукции. В этом случае падение ВВП может исчисляться десятками процентов,
потребление у экспортеров за двадцать лет удваивается или даже утраивается, профицит
баланса приближается к ВВП, у импортеров же оказывается дефицит в несколько процентов
ВВП. То есть весь мир работает на экспортеров. Очевидно, что такое развитие событий
невозможно и проблема будет решаться политическими методами вроде изъятия запасов
нефти в пользу всего человечества. Более гуманные сценарии, скорее всего, толкают
значительную часть человечества к поиску нового источника энергии и к обществу
снижающихся мощностей, речь о котором шла в статье «Цивилизация старьевщика» в
декабрьском номере «Химии и жизни» за 2013 год (Комаров С.М., кандидат физико-математических
наук,«Химия и жизнь» №1, 2014).
Об исчерпаемости нефти
С точки зрения наиболее распространенной биотической гипотезы происхождения нефти, предложенной в
нашей стране М. В. Ломоносовым, — ее запасы исчерпаемы, хотя она и образуется постоянно со скоростью
несколько миллиардов баррелей в год. Есть и иные точки зрения. В числе экзотических — происхождение
нефти в результате кометной бомбардировки. В принципе такая идея не противоречит современной теории
происхождения планет: на периферии Солнечной системы конденсировались именно углеводородные
фракции протопланетного облака; там сформировались насыщенные метаном, водой и углекислым газом
Юпитер и Сатурн. Образовавшиеся в этой зоне малые тела вполне могли бомбардировать внутренние
планеты, принося туда сырье для изготовления нефти. Кометная нефть так же исчерпаема. А вот абиогенная
гипотеза Д. И. Менделеева о происхождении углеводородов из содержащихся в магме карбонатов
предполагает практически неисчерпаемость ее запасов. Некоторые подтверждения адепты этой точки
зрения находят в тех фактах, что нефть зачастую добывают из таких пород, где животной и растительной
органике взяться неоткуда. В каком-то смысле эти гипотезы равноправны, поскольку, как отмечает
И. М. Королев, нефть может весьма быстро, за десятилетия, образовываться как из биогенного, так и
абиогенного углерода; главное, чтобы в месте его залегания были достаточные давление и температура.
(«Химия и жизнь» №1, 2014).