Снижение стоимости добычи нефти является главной задачей энергетической отрасли. Поэтому на развитие альтернативной энергетики положены большие надежды в решении проблемы дефицита энергии. Но эксперты расходятся во мнении насколько возобновляемые источники способны заменить углеводородное топливо.

По данным норвежской аналитической компании Rystad Energy, первое полугодие 2018 года с точки зрения развития ресурсной базы оказалось для отрасли очень успешным. За шесть месяцев геологи открыли 4,5 млрд баррелей нефтяного эквивалента (б. н. э.) новых запасов. Среднемесячный объем открытий на треть превысил результат 2017 года (826 млн б. н. э.). И все это — в месторождениях нефти и газа, которые еще недавно считались трудноизвлекаемыми, а то и вовсе неизвлекаемыми. Шесть крупнейших открытий первых шести месяцев 2018 года сделаны на самых глубоководных геолого-разведочных участках в Атлантике и Средиземном море. Например, нефтяное месторождение Бэллимор (560 млн б. н. э.) Chevron обнаружила в Мексиканском заливе на глубине порядка 2 км. Там же компания Shell нашла Довер с 190 млн б. н. э., помимо двухкилометровой глубины отягощенный высокими давлением и температурой, сложной геологической структурой залежей. Три нефтяных месторождения — Рейнджер, Пакора и Лонгтейл (общий ресурсный потенциал более 1 млрд б. н. э.) — ExxonMobil открыла на блоке Стабрук в Атлантическом океане, в 200 км от побережья Гайаны. На глубоководном участке Аид/Ирида континентального шельфа Норвегии австрийская OMV обнаружила 140 млн б. н. э. Конечно, есть и сухопутные открытия. Но тоже не совсем традиционные. Например, оманская национальная компания Petroleum Development Oman нашла 628 млн б. н. э газоконденсата на Северо-Восточном Мабруке. А в бассейне Халидж-аль-Бахрейн в Бахрейне на мелководье обнаружено порядка 100 млн б. н. э. сланцевой нефти. В общем, это и есть современная картина нефтегазового мира, в которой главную роль играют технологии. С их помощью в добычу вовлекаются все новые категории запасов, замещающие «легкую нефть» и позволяющие человечеству перестать бояться «времени, когда кончится нефть». ОТ РЕВОЛЮЦИИ К ЭВОЛЮЦИИ «Легкая нефть» в мире еще, конечно же, осталась. В целом эксперты оценивают мировые разведанные запасы «легкой нефти» более чем в 95 млрд тонн. Большая часть из них сосредоточена на Ближнем Востоке. Достаточно вспомнить о 20 млрд тонн геологических запасов нефти саудовского месторождения Аль-Гавар, 13 млрд тонн кувейтского Большого Бургана и более 9 млрд тонн Аль-Закума, который контролируют Объединенные Арабские Эмираты. Гигантский потенциал у богатейшего, но потрепанного войной Ирака. В этой же копилке Северная Африка. Но если до 2010-х арабский нефтяной мир мог чувствовать себя достаточно спокойно, то сегодня гегемония нарушена. Главным возмутителем спокойствия стали США, освоившие добычу так называемой сланцевой нефти, находящейся в коллекторах с низкой проницаемостью. Уже в 2011 году добыча этого еще недавно неконвенционального ресурса в Северной Америке достигла 1 млн баррелей в сутки, а в начале 2014-го превысила 3,5 млн баррелей в день, составив примерно 4,3% от мировой добычи всехтипов нефти. Разбалансировка мирового нефтяного рынка обрушила котировки, вызвав шквал прогнозов о смерти сланцевого направления, способного существовать при ценах не ниже $70–80 за баррель. Кризис продемонстрировал, что в современном мире все устроено совсем не так, как еще пару десятилетий назад.

Согласно прогнозу рынка энергоносителей от Energy Information Administration (EIA), в 2018 году в США будет добываться 10,3 млн баррелей нефти в сутки, а в 2019 году — 10,8 млн баррелей. Даже если рассматривать гораздо менее благополучные с точки зрения цен 2016–2017 годы, объем добычи из сланцев был не меньше предкризисного. А это значит, что уровень окупаемости удалось снизить наполовину всего за три года — добывать сланцевую нефть на большинстве формаций сегодня выгодно уже при цене $40 за баррель. Конечно, это не пара долларов за баррель как в Саудовской Аравии, Катаре и ОАЭ, но тем не менее сланцевая нефть становится все больше похожа на традиционный ресурс.

По прогнозам экспертов, до конца 2018 года объем инвестиций в сланцевые проекты превысит $120 млрд. Заодно сможет избавиться от чувства некоторой ущербности по сравнению с соседями по Персидскому заливу Бахрейн, у западного берега которого весной 2018 года обнаружили месторождение с трудноизвлекаемыми запасами, сравнимыми со сланцевыми формациями в Северной Америке. Эти запасы специалисты оценили в 80 млрд баррелей нефти.

К этой же категории запасов специалисты относят и российскую баженовскую свиту — нефтеносные горизонты Западной Сибири, где может содержаться колоссальный объем нефти — до 2 трлн баррелей. Если удастся разработать эффективные и относительно недорогие технологии добычи баженовской нефти, это станет событием в экономической жизни России, сопоставимым по масштабу с освоением нефтяных запасов Западной Сибири в середине XX века. Сегодня лидером процесса разработки такого технологического комплекса в рамках национального проекта выступает «Газпром нефть».

Впрочем, руководитель отдела исследований нефтяных месторождений Rystad Energy Эудун Мартинсен отмечает, что темпы реализации новых сланцевых проектов все же несколько снижаются. Конкуренцию им составили морские нефтегазовые проекты, которые обретают новую жизнь — также в первую очередь за счет сокращения затрат на реализацию и снижения уровня окупаемости добычи.

НА ГЛУБИНУ

В 2014 году в реализацию шельфовых проектов в мире было вложено порядка $350 млрд — это был исторический пик, на который отрасль вышла после достаточно длительного спада, вызванного аварией в Мексиканском заливе платформы Deepwater Horizon. После максимума вновь последовало падение, обусловленное снижением цен на нефть, но очень недолгое. По данным все того же отчета Rystad Energy, если в 2017 году число окончательных инвестиционных решений, принятых для шельфовых проектов, выросло до 62 (вполовину больше, чем в 2016-м), то в 2018 году их ожидается уже около сотни. При этом средний бюджет одного такого проекта сократился с $1,8 млрд в 2013 году до $1 млрд в 2018-м, то есть, как и в случае со сланцевой добычей, практически в два раза. Учитывая, что перспективных морских формаций за прошедшее десятилетие было открыто немало, неудивительно, что очередной виток роста цен подогрел интерес инвесторов к вложениям средств в их разработку. Например, Shell на 30% сумела снизить расходы на освоение нефтяного месторождения Аппоматтокс, открытого в 2010 году в каньоне Миссисипи в Мексиканском заливе. Начальные запасы нефти здесь составляют 50 млн тонн, а начать добычу планируется до конца 2019 года.

А в 2016-м компания приступила к промышленной эксплуатации самого глубоководного нефтегазового месторождения в мире из разрабатываемых — Стоунс в Мексиканском заливе. Запасы Стоунс оцениваются более чем в 250 млн б. н. э., а ресурсный потенциал превышает 2 млрд б. н. э. При проектировании добывающей инфраструктуры на месторождении были использованы 3D-принтеры, а плавучая установка для добычи, хранения и отгрузки нефти Turritella, которая используется на Стоунс, по информации Dow Jones, стоит порядка $1 млрд. ExxonMobil одно за другим делает открытия на шельфе Гайаны. Пятое нефтяное месторождение на глубоководном блоке Стабрук и девятое по счету на шельфе этой латиноамери канской страны компания сделала всего пару месяцев назад. Общие извлекаемые запасы гайянских активов компания оценивает более чем в 4 млрд б. н. э. ExxonMobil обещает запустить на этих месторождениях более пяти плавучих установок, которые обеспечат к 2025 году извлечение более 750 тыс. б. н. э. в сутки. Впрочем, нефтяные компании нацелены не только на южные моря. Не менее привлекательное направление — Арктика. В 2016 году стартовала добыча на одном из проектов Крайнего Севера — месторождении Голиаф (норв. Goliatfeltet) в Баренцевом море. Это первый в истории проект разработки нефтяного месторождения на арктическом шельфе Норвегии, который Eni реализует совместно со Statoil (с 2018 года — Equinor). Запасы Голиафа оцениваются в 180 млн баррелей нефти. Вообще, по оценке экспертов, масштабное освоение северных районов Норвежского и Баренцева морей — стратегическое направление норвежского нефтегазового сектора. Rystad Energy оценивает ресурсный потенциал этого региона в 27 млрд б. н. э. Прекрасные перспективы и на американском севере. По данным IHS Markit, извлекаемые запасы углеводородного сырья Северного склона Аляски, расположенного рядом с границами России, оцениваются в 38 млрд б. н. э., из которых 28 млрд баррелей приходятся на нефть. За последние годы здесь было немало интересных открытий. В частности, Repsol в партнерстве с Armstrong Oil & Gas обнаружила месторождение Хорсшу с запасами в 1,2 млрд б. н. э. ConocoPhillips открыла Уиллоу, оцениваемое в 400–750 млн б. н. э. Caelus Energy обнаружила Тулиманик с запасами в 10 млрд баррелей, из которых 3–4 млрд б. н. э. рентабельны для разработки при ценах на нефть в $50. В РУСЛЕ МИРОВЫХ ТЕНДЕНЦИЙ Российские отраслевые тенденции практически идентичны тому, что происходит в мире. Первый приоритет развития ресурсной базы в стратегической перспективе — нетрадиционные и трудноизвлекаемые запасы. Причем речь идет не только о баженовской свите. В «Энергетической стратегии России до 2030 года», разработанной Министерством энергетики в 2010 году, прогнозируется, что из годового объема добычи в 500–530 млн тонн нефти как минимум 40 млн тонн будет поступать из нетрадиционных месторождений. Это осторожный прогноз, учитывающий сложности с развитием технологий добычи жидких углеводородов из низкопроницаемых коллекторов. В целом же потенциал «русских сланцев», конечно, гораздо серьезнее. Помимо баженовской свиты трудноизвлекаемую нефть содержат также абалакская и фроловская формации в Западной Сибири. Своих технологий ждут и гигантские запасы доманиковой свиты, расположенной вдоль Уральского хребта — практически от Карского моря до Каспия. Это второй по размерам и объемам после баженовской свиты потенциальный источник сланцевой нефти. От бажена доманик отличается только чуть большей мощностью слоев (15−70 м против 10−32 м) и еще меньшей изученностью. В свою очередь, разработку арктических месторождений называют «четвертым поколением российской нефти». По экспертным оценкам, до 2025 года главным источником добычи будет акватория Баренцева и Печорского морей. Именно здесь находится единственное на сегодня шельфовое арктическое месторождение нефти в России, введенное в эксплуатацию, — Приразломное (принадлежит «Газпром нефти»).

Неразведанный же потенциал углеводородов арктической зоны, по оценке Минприроды РФ, сегодня составляет 91% на шельфе и 53% на суше. Если в материковой зоне Российской Арктики открыто почти 350 месторождений нефти и газа, то на арктическом шельфе — всего пара десятков. Нефтяной потенциал шельфа восточных морей России не столь масштабен по сравнению с арктическим, но зато более доступен с точки зрения освоения за счет менее сурового климата и более развитой инфраструктуры. Проекты «Сахалин-1» и «Сахалин-2» уже активно реализуются усилиями «Газпрома», «Роснефти», а также их иностранных партнеров — Shell и ExxonMobil.

Здесь же, в Охотском море, «Газпром нефть» занимается активной разведкой Аяшского лицензионного участка и уже добилась серьезных успехов: открыла месторождение Нептун и в 2018 году начала разведочное бурение на Баутинской структуре. «Лукойл», которому как частной компании доступ на арктический шельф закрыт, успешно продвигается по акватории Каспийского моря.

В 2018 году принято окончательное инвестиционное решение по Ракушечному месторождению, которое станет третьим северокаспийским лукойловским активом — вместе с уже действующими месторождениям им. Юрия Корчагина и им. Филановского. Разведкой еще одного актива на Каспии с высоким потенциалом —нефтегазоконденсатного месторождения Центрального, открытого в 2008 году, — совместно занимаются «Газпром», «Лукойл» и казахский «КазМунайГаз».

Учитывая неосвоенность Восточной Сибири, можно считать, что у России есть потенциал развития и относительно традиционных месторождений, хотя и со сложной геологией. Прицел«Сургутнефтегаза» на Якутию, продвижение «Газпром нефти» в рамках Чонского проекта или открытие «Роснефтью» такой богатой по нынешним меркам залежи, как Савостьяново в Иркутской области (более 150 млн тонн запасов), все же говорят о том, что российская нефтянка не теряет интереса к региону.

Ну и конечно, говоря об открытиях последних лет, нельзя не вспомнить о месторождении с громким именем Великое (лицензия принадлежит ЗАО «Нефтегазовая компания «АФБ»), найденном в 2013 году — и при этом не в глухой тайге, а в близкой и освоенной Астраханской области. 300 млн т н. э. — это, конечно, даже вне десятки крупнейших месторождений России, но для современности открытие, безусловно, уникальное, несмотря на потенциальные сложности разработки актива, связанные с его геологическими особенностями.

НОВЫЕ ТЕРРИТОРИИ

Ресурсов для освоения в мире еще достаточно. Например, Канада — третья в мире по разведанным запасам (около 180 млрд баррелей нефти). При этом практически все канадские запасы (95%) — это нефтяные пески Альберты, представляющие собой смесь битума, песка, воды и глины.

Для добычи такого сырья даже скважин бурить не надо — достаточно экскаватора, а вот его переработка очень дорога. Поэтому объемы добычи битуминозных песков практически всегда следуют за рыночными котировками: при росте цен реализация проектов активизируется, при снижении — замедляется. Специальных технологий требует и добыча нефти в еще одном мировом нефтяном центре — Венесуэле. Это второе государство на планете после Саудовской Аравии по размеру запасов.

Но нефть в Оринокском поясе очень тяжелая, высоковязкая, кое-где близкая по составу к битуминозным пескам, к тому же расположена на достаточно серьезных глубинах. Соответственно, стоимость разработки месторождений высока, так как она требует применения сложных технологий и добычи, и подготовки. При этом к технологическому фактору добавляются сложности политической ситуации в стране. Впрочем, политическая ситуация меняется, технологии совершенствуются, делая проекты добычи сложной нефти все дешевле. Так что венесуэльскую и канадскую нефть вполне можно рассматривать как нефтяной резерв будущего.

Наверное, как и бразильские подсолевые залежи, открытые компанией Petrobras в 2006 году. Объем запасов уже открытых подсолевых месторождений в одной Бразилии оценивается в 50 млрд б. н. э., и разведка идет полным ходом. Исходя из генезиса, предполагается, что залежи подсолевой нефти могут располагаться и у западных берегов Африки, и в Мексиканском заливе. Добыча такой нефти — это основа инвестиции и технологии. Для того чтобы добраться до подсолевых месторождений, надо преодолеть двухкилометровую толщу океанской воды, а потом еще три километра морских отложений. В общем-то, и найти подсолевую нефть удалось за счет появления новых технологий — если бы не современная 3D-сейсмика и суперкомпьютеры, на порядки повысившие качество обработки геологической информации, так и хранились бы эти огромные запасы в своих многомиллионолетних ловушках. А теперь к 2020 году Petrobras планирует добывать из подсолевых отложений около 2–2,5 млн баррелей нефти в сутки.

Так что нефть еще вполне готова посоревноваться с возобновляемой энергией за место под солнцем: все упирается в развитие технологий, а точнее, в темпы этого развития. К тому же в определенных научных кругах есть мнение, что нефть — источник энергии вполне себе возобновляемый.

Согласно биосферной концепции нефтегазообразования, виновный во всех экологических бедах земли парниковый газ (CO2) переносится из атмосферы под земную поверхность и способствует восполнению запасов углеводородов в ходе геологических процессов. Таким образом, авторы теории делают вывод, что все открытые месторождения нефти и газа — это не «клады», а «колодцы», которые не могут быть вычерпаны до конца, и при правильной эксплуатации каждое нефтегазовое месторождение будет восстанавливать запас углеводородов.

А при неправильной излишек углерода из атмосферы будет поглощаться в виде других форм, например в виде газогидратов на морском дне.

Концепций, конечно, можно придумать множество, в том числе таких как эта, ободряющих, но фактически основа энергетического благополучия мира — технологическое развитие. Впрочем, как и в любой период существования человечества. Только темпы этого развития стали гораздо выше.