Предстоящие 15 лет ведущие добывающие компании в основном будут разрабатывать существующие месторождения углеводородов, отмечается в исследовании компании Ernst & Young. Однако после 2025 г. они будут вынуждены начать активную разработку месторождений на морских шельфах.
До недавнего времени российские нефтегазовые компании не испытывали острой нужды в разведке новых месторождений. Анализ отраслевых данных показывает, что до 2025 г. компании будут разрабатывать существующие и перспективные месторождения. После этого, исходя из текущего уровня геолого-разведочных работ, они столкнутся с проблемой восполнения запасов.
Значительная часть запасов на существующих месторождениях относится к категории трудноизвлекаемых, а уровень обводненности добычи превышает 80%. Это, в свою очередь, вызывает необходимость проведения геологоразведки в новых регионах нефтегазодобычи — таких, например, как шельф Черного моря, Арктический шельф, Охотское море.
Согласно энергетической стратегии России целевой уровень добычи нефти и конденсата к 2030 г. достигнет 500 млн т. Получается такая картина: с 2025 г. (при наличии у России стремления сохранить лидирующие позиции в добыче нефти) возможностей текущих и уже распределенных новых месторождений на суше будет недостаточно для достижения целевого уровня. И если к 2025 г. еще останется возможность нарастить добычу за счет применения интенсивных методов нефтеотдачи и передовых технологий, то в 2030 г. и тем более в 2035 г. закрепиться на вершине мировой нефтяной отрасли помогут только новые месторождения. Причем рекомендуется проводить работы на шельфе, поскольку потенциал геологоразведки на суше значительно ниже.
Инвестиции с высоким риском
На нашей планете инвестиции в геологоразведку характеризуются высоким уровнем риска. Поэтому компании во всем мире инвестируют деньги в геолого-разведочные работы (ГРР) исходя не из общих правил, а из собственной стратегии. Нередко малые и средние компании инвестируют в разведку до половины своего инвестиционного бюджета, а затем — в зависимости от результата — либо богатеют, либо оказываются на грани банкротства.
В международной практике есть примеры, когда компании тратили до 80% инвестиций на реализацию геолого-разведочных проектов. Большинство таких проектов оказалось коммерчески успешным и позволило предприятиям в течение десяти лет увеличить уровень капитализации в несколько раз. Впоследствии уровень инвестиций на проведение ГРР значительно снизился.
Стоит также отметить, что в середине 2000-х гг. крупные компании вкладывали в ГРР порядка 10% инвестиционного бюджета. Сегодня эта доля возрастает по ряду причин.
Во-первых, отсутствуют перспективные проекты на стадии освоения и добычи. Из-за высокой конкуренции цены за предлагаемые активы зачастую не приносят особой выгоды.
Во-вторых, известен печальный опыт компаний, которые переплачивали за проекты, приобретенные на стадии добычи. Правда, крупнейшим игрокам удавались и выгодные приобретения, успех которых основывался прежде всего на глубоком понимании состояния проектов и их перспектив.
В-третьих, надо иметь в виду так называемый ресурсный национализм государств, владеющих значительными запасами углеводородов и не желающих делиться с международными компаниями. Нередко они привлекают иностранный капитал лишь для проведения ГРР или в случае освоения сложных месторождений, требующих специфического технического опыта. В остальных случаях ставка, как правило, делается на национальные компании.
Рекордсмены без интереса
Если говорить о российских предприятиях, то доля вложений в ГРР остается незначительной, что свидетельствует о невысоком уровне их заинтересованности. Например, весьма скромные результаты последних геолого-разведочных работ в Восточной Сибири или на шельфе Каспия наглядно показывают, с каким риском могут столкнуться российские компании, что объясняет их небольшой интерес к ГГР.
Для получения немедленной добычи одних лишь инвестиций в проведение геолого-разведочных работ недостаточно. Требуются масштабные капиталовложения в инфраструктуру, а также время на оценочное бурение, чтобы выбрать ту форму обустройства месторождения, которая принесет наибольшую добавленную стоимость. Здесь очень важно понимать, сколько времени потребуется для добычи первой нефти с момента начала ГРР.
Не вызывает сомнения рост «дисциплинированности» участников отрасли. Так, если в 1970—1980 гг. с момента открытия месторождения до начала добычи проходило два-три десятилетия, сейчас этот срок сократился до восьми-девяти лет.
Российские компании, по оценке экспертов E&Y, могут считаться рекордсменами, поскольку добиваются коммерческой эксплуатации месторождений уже через пять — семь лет. Однако с учетом того, что их основные проекты расположены на суше, работа на шельфе может быть связана со значительным увеличением сроков разработки месторождений. Полученные данные отражают скорее средние показатели. Следовательно, было бы слишком оптимистичным полагать, что и для российских шельфовых проектов этот показатель окажется ниже девяти лет.
Кроме того, надо принимать во внимание опыт уже разрабатываемых или подготавливаемых к разработке шельфовых проектов. Подготовка к промышленной эксплуатации занимает более продолжительный период, что обусловлено не столько технологическими проблемами, сколько экономическими, налоговыми и политическими факторами. Учитывая эти и другие обстоятельства, логично предположить, что коммерческая добыча на российском шельфе начнется лишь после 2024 г.
Между тем игра стоит свеч. Россия омывается водами 13 внутренних и окраинных морей, а площадь шельфа и континентального склона — 6,2 млн кв. км. На российском шельфе открыто 20 крупных морских нефтегазоносных провинций и бассейнов, десять из них — с доказанной нефтегазоносностью. Начальные извлекаемые ресурсы углеводородов в них достигают 100 млрд т условного топлива, в том числе 13 млрд т нефти и 87 трлн куб. м газа.
В 2008 г. были опубликованы результаты пятилетнего исследования, проведенного специалистами Геологической службы США (USGS). Согласно этим данным преобладают месторождения природного газа (более 75%).
При расчете возможных уровней нефтедобычи надо исходить из того, что объем российских извлекаемых запасов арктической нефти — 2—4 млрд т.