Вот уже несколько лет в России ежегодно добывается более 500 миллионов тонн нефти и 600 млрд. кубометров газа. Всего лет десять назад такие объемы добычи, превышающие суммарную добычу нефти и газа в СССР, казалась фантастическими. И хотя многие говорили о неизбежном ее снижении в связи с истощением действующих месторождений и существенным, начиная с 1990-х годов, недофинансировании геологоразведки, этого не произошло. Усовершенствование мировых технологий позволило и российским компаниям осваивать все более трудные запасы.

Однако сейчас говорят о том, что добыча упадет по другой причине: при возникшем профиците углеводородного сырья и низких его мировых ценах высокозатратные российские нефть и газ не выдержат конкуренции на мировом рынке, поэтому большинство новых проектов при текущей и прогнозируемой конъюнктуре окажется нерентабельным. Но и для того, чтобы просто поддерживать столь высокий уровень добычи надо где-то взять эти физические объемы углеводородов. Далее мы попытаемся всесторонне проанализировать складывающуюся ситуацию и ответить на три главных вопроса: где нам взять новые нефть и газ, как их добыть и куда продавать.

Где добывать в России нефть и газ в обозримом будущем

Имеющиеся в нашем распоряжении источники углеводородного сырья можно условно разделить на три группы:

- традиционные залежи нефти и газа в старых районах добычи;

- трудноизвлекаемые залежи и сланцевые месторождения на суше;

- нефть и газ российского шельфа.

Что касается первой из вышеупомянутых групп, то с ней ситуация более или менее прогнозируемая. Прежде всего, эти запасы весьма привлекательны, поскольку находятся в традиционных районах промысла с развитой инфраструктурой, что должно сэкономить существенную часть капитальных затрат. Однако на поверку оказывается, что геологоразведка здесь при высоких затратах малоэффективна, поскольку приводит к открытию сравнительно мелких месторождений. Ежегодно открывается около трех десятков новых месторождений, но большинство из них по запасам не превышают 1 млн. тонн. Более того, в Западной Сибири в предыдущие годы открыто более 200 новых месторождений, которые не разрабатывались и при цене более 100 $ за баррель по причине низкой или отрицательной рентабельности. Чего же ждать при ценах в 40 $ за баррель?

Добыча в крупнейшей нефтегазоносной провинции Западной Сибири - Ханты-Мансийском округе падает уже несколько лет подряд. Тем не менее, на многих малых месторождениях в старых нефтегазодобывающих районах добыча ведется и будет вестись. Развивающиеся технологии обеспечат постепенное увеличение нефтеотдачи и освоение все более трудно извлекаемых запасов. К тому же почти двукратная девальвация российского рубля в 2014-2015 гг. существенно поддержала российских нефтяников. Но сохранить добычу в стране на столь высоком уровне за счет этих месторождений не удастся.

Из вышеупомянутых источников остаются еще два: "сланцы" и шельф. А вот с ними следует разобраться подробнее.

Технологии "сланцевой" добычи и антироссийские санкции

В последние годы о сланцевой нефти сказано так много, что, казалось бы, тема эта уже давно должна отойти на второй план. На самом деле этого не происходит, а многочисленные эксперты зачастую дают полярные оценки данному феномену. Одни говорят о технологической революции в нефтегазодобыче, а другие фактически отрицают серьезность перспектив данного вида углеводородного сырья, применяя по отношению к нему выражения "сланцевый пузырь" и тому подобные. Дискуссия до сих пор не затихает, а после случившегося обвала мировых цен на нефть разгорается с новой силой. Причем сторонников "сланцевого пузыря" в России меньше не становится. Не было недостатка в них и ранее, поскольку эти слова мы часто слышали из уст некоторых топ-менеджеров нефтегазовой отрасли, оправдывавших свое бездействие. А между тем, благодаря этим технологиям США в последние годы стали крупнейшим в мире производителем газа и практически догнали в 2014 году Саудовскую Аравию и Россию по суточной добыче нефти. Именно этот бум был одной из причин появления на мировом рынке избытков углеводородного сырья, что среди прочего спровоцировало нынешнее, более, чем двукратное, падение цен на нефть.

Попытаемся в рамках данной статьи беспристрастно разобраться в ситуации, чтобы сделать собственные выводы. Но для начала условимся, что мы понимаем под "сланцевыми" углеводородами, потому что многозначная англоязычная терминология не вполне точно соответствует сложившимся понятиям в российской специальной лексике.

Есть два основных англоязычных термина "shale"gas (oil) и "tight"gas (oil), которые переводчики, не задумываясь, интерпретируют соответственно как "сланцевые" и "трудноизвлекаемые" газ или нефть. Последние иногда еще называют нефтью (или газом) плотных коллекторов. Однако в России не менее 70% месторождений имеют трудно извлекаемые запасы в сравнении, скажем, с месторождениями Ближнего Востока. В то же время "сланцевые" газ или нефть по своей сути также являются трудноизвлекаемыми, и, кстати, не всегда связаны с горными породами, называемыми сланцами. Таким образом, разнообразие российских геологических условий, да и не только российских, не укладывается в эти два термина.

Чтобы объяснить эту ситуацию проще рассматривать так называемые "сланцевые" месторождения с геолого-технологической (добычной) точки зрения. Так, обычные залежи нефти и газа приурочены к пористым и проницаемым горным породам-коллекторам (песчаникам, известнякам и т.д.), перекрытым или запечатанным глинистыми или иными непроницаемыми покрышками или разломами. После бурения скважины в такой продуктивный пласт-коллектор содержащиеся там нефть или газ можно добывать традиционными методами. А "сланцевые" залежи, в отличие от предыдущих, находятся чаще всего в плотных породах-неколлекторах, в которых микроскопические поры с нефтью или газом не сообщаются между собой. Поэтому бурение скважины в эти пласты не приводит к притоку углеводородов. Ранее такие запасы считались у нас неизвлекаемыми. Для того, чтобы их извлечь, применяют специальные новые технологии гидроразрыва пласта (ГРП), которые стали широко доступны лишь в последнее десятилетие.

Когда говорят о "сланцевой" нефти в России чаще всего вспоминают Баженовскую свиту Западной Сибири, Доманиковскую свиту в Урало-Поволжье, Хадумскую свиту на Северном Кавказе и ряд других геологических формаций, которые, как и вышеназванные, не всегда являются сланцами с точки зрения литологии. Но это, как мы объяснили ранее, и не столь важно, поскольку во главу угла ставятся технологии извлечения углеводородов из недр, которые существенно отличаются от традиционных.

В чем же главные отличия этих новых технологий добычи? Об одном из основных отличий мы уже упоминали - это применение гидроразрыва пласта как главного средства "вызволить" нефть или газ из изолированных микроскопических пор в плотной породе. Для этого первоначально бурят вертикальную скважину до целевого пласта. По мере приближения к нему траекторию ствола скважины постепенно меняют, чтобы в целевой пласт скважина вошла горизонтально или почти горизонтально. Затем бурят горизонтальный участок ствола длиной от нескольких сотен метров до 2-5 километров. После мероприятий по укреплению ствола скважины в пласт под большим давлением закачивают смесь воды, песка и вспомогательных реагентов. Причем давление закачки настолько велико, что в какой-то момент превышает предел прочности окружающих скважину плотных пород, в результате чего появляются протяженные трещины вокруг горизонтальной части ствола. Эти трещины соединяют изолированные до того поры, в которых содержались нефть или газ, в результате чего они становятся доступными для добычи.

Но для того, чтобы начать добычу, нужно теперь откачать из скважины эту жидкость на поверхность, что и делают. А чтобы трещины не закрылись, содержавшийся в жидкости песок, осевший в трещинах (или вместо песка специальные мелкие гранулы под названием "проппант"), служит далее своеобразной "распоркой", защищающей трещину от схлопывания.

Операций ГРП может быть несколько. Они выполняются последовательно, начиная от дальней части ствола. По мере истощения добычи в дальней зоне переходят к ближней и т.д. Такой ГРП называют многостадийным или многоступенчатым. Собственно, эта технология и обеспечила в США "сланцевую революцию", последствия которой мы наблюдаем сегодня. Если в 2005 году США обеспечивала 60% своих потребностей в нефти за счет импорта, то в 2015 годупримерно 20%.

"Сланцевые" технологии добычи вызывают огромные протесты экологов по всему миру, в том числе и в США, и эти претензии отнюдь не безосновательны. Компании, опасаясь штрафов, стали уделять гораздо больше внимания экологии и тратить на это немалые деньги, повышая и без того высокую себестоимость добычи. Но, как бы там ни было, из тысяч действующих промыслов по экологическим причинам закрыты единицы, и "сланцевые" углеводороды как источник сырья уже не исключить из энергопотребления человечества, поскольку ресурсы их действительно велики.

Технологический рывок в "сланцевой" добыче не мог остаться незамеченным и в других странах, в том числе и в России. Однако долгое время считали, что нам достаточно традиционных запасов нефти и газа, чтобы заниматься еще и дорогостоящей сланцевой добычей. И это было справедливо, но с некоторыми оговорками. Во-первых, во многих традиционных нефтегазовых районах немало месторождений перешло в режим падающей добычи. При этом уже созданная там инфраструктура с моногородами, в которых для населения нет другой работы, могла бы быть с успехом использована в отдельных случаях и для "сланцевой" добычи из более глубоких горизонтов. И даже в случае нулевой рентабельности, решалась бы социально значимая для региона задача. Во-вторых, технологии ГРП зачастую весьма полезны и при добыче трудноизвлекаемых запасов на многих уже разрабатываемых "несланцевых" российских месторождениях, так как позволяют зачастую заметно увеличить коэффициент нефтеотдачи. В-третьих, оказалось, что по ресурсам "сланцевых" запасов Россия занимает одно из первых мест в мире, и этот факт никак нельзя игнорировать с учетом будущего. Это означает, что надо учиться уже сейчас применять эти технологии.

С 2011 года ведущие российские компании, такие как "Роснефть", "Лукойл", "Газпромнефть", "Татнефть" и другие стали активно применять отдельные элементы технологий сланцевой добычи. Во многих случаях они стали создавать для этого в России совместные предприятия с зарубежными партнерами: "Shell", "Total", "ExxonMobil" и т.д. Другие компании, например "Сургутнефтегаз", пытались обходиться самостоятельно. За три года количество скважин с ГРП в России увеличилось втрое, хотя пока это были только первые сотни скважин, а не многие тысячи как в США.Но дело пошло, хотя и медленно.

Однако в середине 2014 года грянули антироссийские санкции, сначала американские, а потом и европейские. Под санкции попали в первую очередь технологии по разработке "сланцевых" месторождений. И тут оказалось, что российские нефтяники не сами вели такие работы, а нанимали подрядчиков, причем конечные исполнители, так или иначе, представляли американские сервисные компании. Поэтому они вынужденно подчинились решению властей США, хотя весь американский бизнес был против. Санкции запрещают использование и третьих лиц - посредников. В российских СМИ тут же появилась масса статей, что надо все делать самим, и мы с этим справимся. Однако легко сказать, но трудно сделать. Ведь налаживание отечественного производства почти на пустом месте потребует годы и годы напряженной работы, да и то результат может быть получен только при правильной организации работ и наличии квалифицированных кадров. А ни того, ни другого в необходимых объемах и надлежащего качества, увы, у нас нет. Поэтому, несмотря на победные отчеты всевозможных ведомственных комиссий по "импортозамещению", реальный процесс не налажен и внятной программы нет. А начавшееся недавно небольшое повышение нефтяных цен до $55 за баррель несколько снизило "накал страстей".

Тем не менее, есть отдельные примеры, когда российские компании пытаются самостоятельно найти решение задачи по добыче нефти из неколлекторов, иногда небезуспешно. "Сургутнефтегаз", пожалуй, имеет наибольший опыт в этом деле. Компания "Татнефть" успешно применяет технологии ГРП, правда длина горизонтальных участков стволов не превышает пока 100-200 м. Компания "Ритэк" (теперь входит в "Лукойл") в предыдущие годы развивала термические методы добычи нефти из сланцев, правда они неплохи для добычи тяжелых и вязких нефтей, но не очень эффективны при добыче легкой нефти. Имеются и другие положительные российские примеры. Однако всего этого по большому счету очень мало, чтобы в будущем справиться с освоением несметных ресурсов сланцевой нефти и газа, которыми богаты российские недра.

Наибольшие перспективы связывают с Баженовской свитой Западной Сибири, распространенной на площади в сотни тысяч квадратных километров и залегающей глубже основных продуктивных горизонтов, разрабатываемых в настоящее время. Некоторые геологи ее считают аналогом формации Бакен в США, в которой была открыта сланцевая нефть еще в XIX веке, и только в конце XX века с появлением технологии ГРП начала разворачиваться масштабная добыча. Это сравнение не всегда корректно, поскольку Баженовская свита слишком неоднородна по составу. Советские геологи изучали ее более 30 лет, начиная с первого нефтяного фонтана, полученного в 1969 году. Но геологическое изучение сильно отличалось от "технологического", поэтому значимой промышленной добычи легкой баженовской нефти так и не началось. И только теперь с появлением ГРП можно к ней хотя бы "примериться".

По мнению академика А.Э. Конторовича отнюдь не вся Баженовская свита пригодна для применения ГРП, а только ее верхняя часть, состоящая из достаточно плотных упруго-пластичных пород, которые знаменитый сибирский геолог, член-корр. РАН И.И. Нестеров назвал в свое время баженитами. Но, скорее всего, технологии ГРП при будущей добыче из "Бажена" будут иметь подчиненное значение. Более эффективными, возможно, станут различные варианты вытеснения нефти парогазовыми смесями. Однако все эти методы далеки до применения в промышленных масштабах, обеспечивающих рентабельную добычу.

Ресурсные оценки нефти Баженовской свиты огромны и колеблются от 2-3 млрд. до 170 млрд. тонн. Даже если взять половину от максимума - это больше, чем суммарные начальные геологические запасы легкой нефти всех известных нефтегазоносных провинций России вместе взятых. Большинство российских геологов в качестве компромиссной оценки считают, что в Баженовской свите содержится порядка 20 млрд. тонн нефти, в то время как величина разведанных запасов этой формации исчисляется пока лишь десятками миллионов тонн. Но как считать запасы месторождений Баженовской свиты, равно как и других сланцеподобных формаций - Доманиковской, Хадумской и прочих? Ведь определить в неколлекторах традиционные подсчетные параметры, такие как пористость, эффективная толщина и насыщенность просто невозможно. В Баженовской свите есть и отдельные резервуары в коллекторах, но их немного, поэтому проблема подсчета запасов для сланцеподобных пластов остается одной из главных.

Если следовать существующим инструкциям ГКЗ, то объемным методом подсчитать запасы Бажена, а также Доманика, Хадума и др., объективно невозможно за редким исключением. Можно лишь делать какие-то оценки только после начала эксплуатации залежи методами материального баланса и, может быть, какими-то еще. Так, в основном, и поступают в США. Пробурив дорогостоящую эксплуатационную скважину на свой риск и только потом по дебитам, падению давления и т.п. узнают примерно, на что они могут рассчитывать.

По этой же причине и вести традиционную геологоразведку на такие отложения весьма затруднительно, поскольку сильная латеральная изменчивость свойств не позволяет распространить на большую площадь данные, полученные в результате поискового и разведочного бурения. Это означает, что в большинстве случаев не удастся подготовить основную часть запасов того или иного месторождения по промышленным категориям пока не начнется разработка. Да и в целом имеющаяся на сегодня российская классификация запасов малопригодна для сланцеподобных залежей. Версия объективной классификации с учетом и "сланцевых" углеводородов предложена автором в публикации Многофакторная оценка месторождений углеводородного сырья ("Промышленные ведомости" № 4, октябрь 2015 г. )

В такой ситуации при геологоразведке следует применять высокоразрешающую сейсморазведку с высоким уровнем "интеллектуальной" количественной интерпретации динамики сейсмозаписи. Это поможет более достоверно прогнозировать свойства в межскважинном пространстве, а также существенно облегчит выбор мест заложения каждой следующей поисковой или разведочной скважины. Но главной проблемой для Бажена и других подобных формаций является на сегодня их экономическая непривлекательность в российских условиях.

Экономические аспекты разведки и добычи сланцевых углеводородов в России

Тезис о нерентабельности сланцевой добычи был основным аргументом российских оппонентов, утверждавших с начала 2000-х годов, что этот "пузырь" в США скоро лопнет. И действительно, бурение таких сложных скважин и последующее применение многостадийных ГРП стоили очень дорого. Но технологии развивались и совершенствовались очень быстро из-за высокой конкуренции на внутреннем рынке. В результате цена "отсечения" для сланцевой нефти в США, обеспечивающая минимальную рентабельность, очень быстро снижалась - с 89 долларов в 2006 году до 48 в 2011-м и 44 в 2014-м.

В тот период при себестоимости добычи в 70 долларов и при цене нефти в 100 долларов за баррель скважина окупалась в среднем за 8 месяцев. Если сравнивать себестоимость добычи нефти марки брент в относительно благополучный период 2009-2001 годов в различных регионах мира, то сланцевая добыча была вполне рентабельной. Так, в США себестоимость добычи барреля составляла 70 долларов. В Саудовской Аравии - около 8, в Западной Сибири - 20, в Мексиканском заливе - 30 долларов за баррель. Это объясняется, прежде всего, тем, что нефть добывается вблизи рынков сбыта и поэтому не требуется значительных транспортных издержек, как, например, для нефти Ближнего Востока и, особенно, Западной Сибири.

Однако после обвала нефтяных цен в 2014 году ситуация заметно изменилась. Оценочно затраты на добычу и транспортировку нефти до основных рынков сбыта с учетом налогов и пошлин на начало 2016 года на баррель составили в США 38 долларов (сланцевая нефть), в Саудовской Аравии и Западной Сибири (нефть марки юралс) - 17 и 28 долларов соответственно.

Разумеется, эти цены весьма условны, т.к. невозможно их корректно посчитать при обилии разноудаленных потребителей для Саудовской Аравии и, особенно, для западносибирской нефти. Однако, относительная картина достаточно объективна. Видно, что только саудовская нефть имеет шанс оставаться в зоне прибыли, если цена на нефть будет существенно снижаться. Впрочем, это все же маловероятный сценарий, поскольку и американская сланцевая нефть в значительной мере станет нерентабельной при цене ниже 40-45 долларов. Хотя, если иметь в виду, что в США потребитель находится в относительной близости с производителем, он не так привязан к среднемировой биржевой цене и может заплатить больше. Ведь если он не купит имеющуюся рядом нефть, ему придется нести дополнительные транспортные издержки по ее доставке. Основным регулирующим фактором будет рынок. Цена на местную американскую нефть не должна быть выше цены на саудовскую нефть с учетом доставки ее конечному потребителю.

В течение 2015 г. себестоимость американской сланцевой нефти снизилась на 4-5 долларов за баррель, в связи с чем ее добыча в 2015 году упала всего на 4-5% при том, что мировая цена нефти была устойчиво ниже 40 долларов за баррель, а в 2016 году практически стабилизировалась. Нужно отметить, что себестоимость российской нефти снизилась еще больше за счет существенного уменьшения издержек, обусловленного девальвацией рубля. Это позволило ведущим российским компаниям остаться на плаву даже при цене в $30 за баррель. Однако очень сильно пострадала доходная часть российского бюджета.

Из приведенного краткого экономического обзора видно, что российская сланцевая нефть будет нерентабельной в настоящее время и в ближайшем будущем. Исключение могут составить только месторождения, находящиеся неподалеку от какого-нибудь российского НПЗ, работающего для внутреннего рынка. Но такие найти очень трудно, да и емкость внутреннего рынка в условиях кризиса невелика, а цены не слишком привлекательны.

Вернемся в этой связи к экономике баженовской нефти, как наиболее реальному объекту ее добычи в обозримом будущем. Количество нерешенных проблем в соотношении с гигантскими ресурсами притягивали и продолжают притягивать к проблематике баженовской свиты многих геологов. За 40 лет в ней открыто 92 месторождения легкой нефти, которая является наиболее ценным углеводородным сырьем. Опробованы различные способы стимуляции притоков, в том числе и многоступенчатый ГРП в горизонтальных скважинах, но статистика добычи говорит сама за себя. При таких несметных ресурсах накопленная за всю почти сорокалетнюю историю добыча нефти из баженовской свиты немногим превышает 5 млн. тонн. Это меньше 1% текущей ежегодной добычи по России.

Наибольшую активность в добыче нефти из Бажена показывает компания "Сургутнефтегаз". За 2013 год она добыла 0,6 млн. т баженовской нефти и убыток составил около 3 млрд. рублей. Похожая ситуация была и в последующие три года. Понятно, что "Сургутнефтегаз" - устойчивая компания, которая в наименьшей степени пострадала от санкций, но и она при таких экономических условиях не может позволить себе работать в убыток. Поэтому, скорее всего, и дальше компания на Баженовской свите будет заниматься преимущественно опытно-промышленной эксплуатацией. В последнее время "Газпромнефть" активно занимается данной проблематикой и, пожалуй, вырывается в отечественные технологические лидеры по трудноизвлекаемым запасам.

Себестоимость такой добычи, бесспорно, высока. Но на американском рынке этим бизнесом заняты сотни конкурирующих небольших компаний и потому стимулы к усовершенствованию технологий и их удешевлению очень высоки. Результатом является почти двукратное за 7 лет снижение себестоимости, о чем упомянуто ранее. К тому же доля налогов в цене такой нефти в США неизмеримо меньше, чем в России и Саудовской Аравии.

В России существуют налоговые преференции для месторождений с низкой проницаемостью, но их явно недостаточно для начала масштабных работ по освоению нетрадиционных и трудноизвлекаемых запасов. Министерство природных ресурсов осознало важность этой проблемы и пытается найти механизмы для упрощенного доступа, в том числе частных компаний, к таким участкам недр. Недооценивать значимость для страны этих ресурсов в будущем нельзя. Недаром технологии по их освоению попали в первоочередные американские санкции. Понятно, что в нынешних кризисных условиях и в ближайшем будущем ожидать их рентабельного освоения не приходится. Однако кризисы длятся не вечно, и к неизбежному новому росту надо подойти в полной готовности, вооружившись собственными новыми технологиями. Пока для этого мало что делается, несмотря на многолетнюю трескотню по импортозамещению. Требуются действия, а не разговоры и формальные отчеты некомпетентных чиновников о принятых мерах. Нельзя в очередной раз упускать время, чтобы вновь не оказаться "у разбитого корыта".

Освоение шельфа Арктики и Дальнего Востока: проблемы и перспективы

Российский шельф издавна привлекал к себе внимание геологов, утверждавших, что там находятся несметные богатства полезных ископаемых. Помню, будучи еще студентами МГУ в середине 1970-х годов, мы слышали от своих преподавателей, что всего через несколько лет начнется масштабное изучение и освоение шельфа. Прошло без малого сорок лет, и почти такие же слова я сам говорил своим студентам всего лишь 3-4 года назад. Однако ничего похожего не случилось. Почему? Ведь ресурсный потенциал российского шельфа действительно огромен. В недрах шельфа содержится несметное количество углеводородного сырья, и это никем не ставится под сомнение. Более того, ведущие мировые нефтегазовые компании добывают нефть и газ на шельфе в больших количествах вот уже много десятилетий. Но себестоимость этой добычи даже в давно освоенных районах Мексиканского залива и Северного моря была заметно выше традиционной добычи на суше, уступая лишь сланцевым месторождениям. При средней цене в 110 долларов за баррель все эти месторождения были рентабельны. Однако случившийся в 2014 году обвал нефтяных цен заметно поменял приоритеты мировых добывающих компаний. На действующих промыслах добыча продолжается, а вот новые проекты приостановлены. При этом затраты на разведку новых месторождений на шельфе в мире за последние два года сократились более чем в четыре раза, и пока этот процесс не остановлен.

В 2013-2014 гг. на всех российских акваториях возобновились активные геологоразведочные работы. Значит ли это, что в недалеком будущем мы станем свидетелями заметного роста морской нефтегазодобычи в России? Беспристрастный анализ различных факторов позволяет ответить на этот вопрос весьма сдержанно. Систематическое изучение недр шельфа началось, пожалуй, в середине 1970-х годов, когда созданная в Мурманске Комплексная морская арктическая геолого-геофизическая экспедиция (КМАГЭ, ныне МАГЭ) приступила к производственным геофизическим работам. Правда, и до этого отправлялись в море экспедиции различных организаций, но то были эпизодические исследования или опытно-методические работы. А самые первые морские геофизические исследования в СССР начинались еще на акватории Каспия в 1950 - 1960-е годы.

Новый импульс интенсивному изучению шельфа, в особенности Арктического, придало решение об организации "Главморнефтегаза" в системе Миннефтегазпрома СССР. Благодаря реализации обширной программы геологоразведочных работ в 1980-е годы были открыты десятки морских месторождений в Баренцевом и Карском морях, а также на шельфе Сахалина, которые составляют основную ресурсную базу нынешней и будущей нефтегазодобычи.

В 1990-е годы практически все работы были свернуты из-за отсутствия финансирования, а большинство геофизических и буровых судов, не найдя работу в России, отправились выполнять зарубежные контракты. Следует, правда, отметить, что в 1992 году была организована компания "Росшельф", учредителями которой стали ведущие государственные российские КБ и крупные оборонные предприятия, перепрофилировавшиеся в рамках конверсии на выпуск мирной продукции. "Росшельфу" передали лицензии на крупнейшие открытые месторождения в Баренцевом море: Штокмановское и Приразломное. Вскоре Указом Президента РФ № 765 от 23 мая 1996 года утверждается амбиционная программа освоения запасов углеводородов на шельфе арктических морей России, рассчитанная до 2010 года. Предполагалось, что до этого срока начнется добыча на ряде шельфовых месторождений Арктики, включая Штокмановское и Приразломное. Однако ей не суждено было сбыться.

Зато на Дальнем Востоке в конце 1990-х годов начали осуществлять два больших проекта - "Сахалин-1" и "Сахалин-2", в которые вошли несколько месторождений северо-восточного шельфа Сахалина. Это стало результатом длительных и сложных переговоров представителей государственных органов с иностранными инвесторами в рамках специальных схем налогообложения, допускаемых законом об СРП (соглашения о разделе продукции). Акционерами проектов вместе с иностранцами из российских компаний стали "Роснефть" и "Газпром" с различными долями, а операторами - компании Exxon Mobil и Shell соответственно. Однако основная деятельность здесь началась позднее, уже в первые годы нынешнего века. А "лихие" 1990-е для исследования шельфа были практически потеряны, технологии и квалифицированные кадры утрачены, в то время как в остальном мире шло усовершенствование и развитие технологий.

С началом 2000-х годов наметилось некоторое оживление в изучении шельфа, в том числе и Арктического. Используемая техника уже была преимущественно зарубежной даже у российских сервисных компаний. Наибольшую активность на шельфе проявлял "Газпром", возобновивший проектные и подготовительные работы по Штокмановскому и Приразломному месторождениям, а также развернувший геологоразведочные работы в Обской и Тазовской губах Карского моря. Последние расположены вблизи районов традиционной газодобычи на севере Западной Сибири, где основные сухопутные месторождения перешли в режим падающей добычи. Вскоре эти усилия ознаменовались открытием нескольких газовых месторождений, наиболее крупными из которых были Каменномысское море и Северо-Каменномысское.В это же время "Лукойл" успешно исследовал акваторию Каспия, открыв месторождение им. Филановского, Ракушечное и Центральное - последнее в партнерстве с "Газпромом" и "КАЗМУНАЙГАЗом". А на каспийском месторождении им. Корчагина "Лукойлом" была начата опытная эксплуатация. "Новатэк" приступил к промышленной добыче с берега горизонтальными скважинами на крупном Юрхаровском месторождении в Тазовской губе при средней глубине воды там 4 метра.

И, наконец, в последние годы также произошло несколько значимых событий на шельфе. На Приразломном месторождении все же была начата добыча нефти с опозданием более, чем на 10 лет от планового срока. Правда, темпы ее пока очень низкие. Открыто крупное Южно-Киринское месторождение на шельфе Сахалина, а на соседнем Киринском газоконденсатном месторождении объявлено о начале добычи, хотя здесь предстоит решить еще очень много технических проблем.

За все время изучения российского шельфа уже пробурено свыше 200 морских скважин, однако изученность его остается крайне низкой в сравнении, например, с шельфом Норвегии или шельфом американской части Чукотского моря. Но в 2012-2014 гг. в России резко активизировались геологоразведочные работы в связи с передачей большого количества лицензий "Газпрому" и "Роснефти". Осенью 2014 г. была пробурена скважина на площади "Университетская" на Приновоземельском шельфе Карского моря, открывшее крупное месторождение "Победа". Идет бурение дополнительных разведочных скважин на недавно открытом Южно-Киринском месторождении. Многократно возросли объемы геофизических работ. Так, на 2015-й и 2016 год было запланировано примерно по 20 тысяч квадратных километров сейсморазведки 3D и более 30 тысяч погонных километров 2D. Однако многим планам в ближайшее время, скорее всего, не суждено будет сбыться.

Распределение лицензий на участки шельфа

До 2011 года многие участки российского шельфа находились в нераспределенном фонде недр. Несколькими лицензиями владел "Газпром", преимущественно в Баренцевом и Карском морях с его губами и заливами, а на Дальневосточном шельфе отдельные лицензионные участки принадлежали "Роснефти". Этим же двум компаниям в доле с иностранными партнерами принадлежат лицензионные участки в рамках действующих добывающих проектов "Сахалин-1" и "Сахалин-2", а также некоторых другие на шельфе Сахалина, где добыча пока не ведется ("Сахалин-3", Сахалин-5" и др.). У "Лукойла" было несколько лицензионных участков в акватории Северного Каспия. Единичные лицензии в различных акваториях принадлежали "Новатэку", "Синтезнефтегазу", "Приазовнефти" и другим.

Однако с 2012 года ситуация кардинально изменилась. Для того чтобы компания получила лицензию на участок шельфа, она должна отвечать, прежде всего, двум главным критериям: обладать опытом работы на шельфе не менее пяти лет и иметь долю государства в своем акционерном капитале более 50%. Этим требованиям отвечают лишь "Газпром" и "Роснефть". За компанией "Лукойл", не отвечающей второму требованию, оставлены несколько лицензионных участков в Каспийском и Балтийском морях, которые ей принадлежали ранее.

Объяснить это решение трудно. Во-первых, ни "Газпром" ни "Роснефть" не проводят своими силами ни геофизические, ни буровые работы на шельфе, а нанимают сервисные компании - российские или иностранные. То есть здесь важен опыт тех, кто непосредственно выполняет работы, а не собственный опыт заказчика, которого практически нет. Заказчик лишь организует работы и финансирует их. А что касается не разведочных, а добычных активов, то операторами всех нынешних действующих сахалинских морских проектов являются иностранные партнеры. Начатая "Газпромом" символическая добыча на Приразломном месторождении в Печорском море, это пока не опыт, а, скорее, постоянное преодоление проблем. Во-вторых, если дело в государственном контроле за важнейшими участками шельфа, то такой контроль никуда не исчезает, ведь недра и так принадлежат исключительно государству. Оно всегда вправе вмешаться в процесс разведки и добычи или даже отобрать лицензию, если не соблюдаются лицензионные обязательства, нарушаются технологии или наносится вред окружающей среде. Скорее всего, в этом решении преследовалась другая цель: освободить по максимуму государственный бюджет от высоких трат на изучение нераспределенного фонда недр для подготовки участков к лицензионным раундам. Это теперь задача самих компаний, которые должны изыскивать средства для этого. В результате в 2015 г. "Роснефти" на шельфе принадлежит 55 лицензий, а "Газпрому" - 38.

Следует еще отметить, что размеры этих участков просто гигантские, и таких прецедентов еще не было в мировой практике. Средняя площадь лицензионных участков в России составляет 42000 квадратных километров, тогда как в Канаде - 1800, в Норвегии - 300, а в США - 22.

Чтобы при такой площади дойти до разведочной стадии и подготовить запасы промышленных категорий (С1 и выше) потребуется очень много лет и финансовых ресурсов. В любом случае в сроки выданных лицензий одновременно по всем участкам ни "Газпрому" ни "Роснефти" уложиться невозможно.

Распределение почти всех наиболее привлекательных шельфовых лицензий между двумя "Газпромом" и "Роснефтью" инициировало два разнонаправленных процесса. С одной стороны, отсутствие доступа на шельф для других российских и зарубежных компаний должен резко затормозить процесс его геологического изучения. Но, с другой стороны, необходимость выполнения лицензионных обязательств заставляет и "Газпром" и "Роснефть" (еще "Лукойл" на небольших участках Балтики и Каспия) вести геологоразведку (а она на данном этапе состоит в основном из геофизических съемок) по возможности в соответствии с графиком лицензий. Тем более, что Министерство природных ресурсов (МПР) еще два года назад обещало за этим строго следить. Но сейчас уже ясно, что данные обязательства в срок не будут выполнены.

Принятая схема распределения шельфовых лицензий не позволяет использовать еще один удобный и распространенный в мире инструмент, а именно - мультиклиентскую съемку при геофизических работах. При такой схеме сервисные компании за свои средства и на свой риск проводят работы на выбранных ими самими участках акваторий, а затем многократно продают полученные данные всем заинтересованным компаниям. Совсем недавно, всего 2-3 года назад, МПР пыталась внедрить этот перспективный инструмент на российском шельфе, но встретило непонимание других ведомств. На самом деле позиция МПР была конструктивной и полезной для государства. Например, только норвежская компания PGS была готова тратить ежегодно на геофизику в российской Арктике до 300 млн. долларов собственных средств. Уверен, что и другие компании были готовы к этому. Если бы такая схема была принята, государство в лице МПР получало бы бесплатно информацию о своих недрах и могло использовать ее при формировании тендерных пакетов, обязав участников ее покупать. Сервисные же компании, рискнувшие своими средствами, могли бы иметь доход от продажи материалов в составе тендерных пакетов или в иных формах, получивших распространение в международной практике. Как бы там ни было, теперь поздно об этом говорить. Вопрос решен не в пользу апробированного во всем мире механизма изучения недр с минимальными затратами для государства и компаний.

Правда и в нынешней системе остаются небольшие возможности для применения подобной схемы, которыми пока никто не пользуется. "Роснефть" и "Газпром" могли бы позволить каким-либо сервисным компаниям провести на своих участках мультиклиентские съемки и затем купить эти материалы, например, за половину себестоимости, заключив соглашение об их дальнейшей совместной продаже. Ведь очевидно, что в большинство проектов потом будут вовлечены иностранные партнеры. Это общепринятая мировая практика, когда сложные и крупные месторождения осваивают три-четыре компании в альянсе для снижения рисков. Партнеры при вхождении в проект неизбежно должны приобретать эти данные для оценки объемов запасов и своих собственных рисков. И тогда основной недропользователь частично компенсировал бы понесенные расходы, а сервисная компания вернула бы свои затраты и получила некоторую прибыль. Все были бы в выигрыше.

Еще одним недостатком принятой в России стратегии лицензирования на шельфе является сосредоточенность работ на локальных лицензионных участках и отсутствие возможности изучения региональных закономерностей. Для этих целей придется все равно тратить деньги из государственного бюджета либо проводить совместные научные исследования российских и зарубежных компаний.

Кроме "Газпрома" и "Роснефти" еще одним заказчиком геофизических услуг на шельфе является государство, хотя и в несущественном объеме (по километражу, а не по финансам). В последние годы это были работы, связанные с обоснованием внешней границы континентального шельфа. Эти работы в свою очередь обусловлены предстоящей подачей в ООН российской заявки на расширение зоны юрисдикции России в высоких арктических широтах. Но этот вопрос о границе очень сложный и обсуждается в международном сообществе уже десятилетиями. Маловероятно, что он будет решен положительно в нынешних геополитических условиях.

Итак, все привлекательные участки шельфа теперь распределены, и два российских нефтегазовых гиганта обязаны их изучать. На ближайшую перспективу в 5-7 лет это должно вызвать заметную активизацию геофизических работ, что уже произошло в 2013-2014 годах. Но потом, когда согласно лицензиям надо будет приступать к добыче, все затормозится. Всем понятно, что в таком масштабе добычи на шельфе в обозримом будущем не будет. А будут реализовываться лишь отдельные добычные проекты, отнюдь не в тяжелых ледовых условиях восточной Арктики, на акваторию которой выдано значительное количество лицензий. Поэтому с большой степенью уверенности можно прогнозировать, что через несколько лет порядок лицензирования на шельфе будет пересмотрен.

Техническая оснащенность российских нефтегазовых компаний

В 1980-е годы в Советском Союзе почти все исследования на шельфе выполнялись с использованием отечественной техники, которая по своим характеристикам тогда вполне соответствовала мировому уровню. Реализация масштабной программы освоения Арктики в то время привела к тому, что к концу восьмидесятых годов в СССР появился парк отечественных буровых судов ("Шашин", "Муравленко", несколько СПБУ и др.), которым была бы по силам и нынешняя обширная программа геологоразведочных работ на шельфе.

С тех пор прошло много лет и на сегодняшний день практически все составляющие геологоразведочного процесса на шельфе основываются на импортной технике и технологиях, даже в том случае если отдельные работы выполняются российскими компаниями. Сейчас эта проблема стала особенно уязвимой для дальнейшего изучения недр шельфа, поскольку США, Евросоюз, Норвегия, Канада и Австралия ввели санкции против России. В некоторых из них напрямую прописаны запреты на многие работы в пределах российского шельфа. Так, упоминается сейсморазведка, морское бурение и иные сервисные услуги при глубинах моря свыше 500 футов (152 метра), а также практически все работы в Арктике. И это уже действует. Например, партнер "Роснефти" компания Exxon Mobil даже после открытия месторождения "Победа" в Карском море остановила свое участие в арктических проектах.

Попробуем проанализировать, чем нам грозит дальнейшее применение санкций. Начнем с работ, предшествующих поисково-разведочному бурению, а это, прежде всего, сейсморазведка. Отметим, что для 2D-сейсморазведки с попутными набортными гравимагнитными измерениями у нас есть более десятка собственных судов в компаниях МАГЭ, СМНГ, ДМНГ и других. Но все они оборудованы источниками возбуждения сигналов и приемными устройствами (сейсмокосами), произведенными за рубежом. К тому же возраст многих судов приближается к 30 годам или превышает его.

2D-сейсморазведка эффективна только на рекогносцировочном и поисковом этапе, а при детальных работах, предшествующих заложению дорогостоящих морских скважин, требуется проведение 3D-сейсморазведки. А вот таких судов в российских компаниях всего три, причем число сейсмокос на них - от 4 до 8, в то время как на большинстве тендеров даже российские заказчики уже требуют не менее 12 кос. К тому же имеющееся на борту этих судов оборудование не позволяет проводить широкополосную 3D-сейсмосъемку ("broadband" seismic), в то время как за рубежом это требование уже становится стандартным. То есть, получаемое качество данных 3D будет примерно соответствовать тому уровню, который был в мире 15 лет назад.

Еще один осложняющий момент заключается в том, что сейсморазведку 3D специализированными судами невозможно проводить в ледовых условиях, поскольку 300-400 тонн дорогостоящего забортного оборудования в виде 12-16 сейсмокос могут быть попросту срезаны льдами. Поэтому при нынешнем состоянии дел в восточной Арктике возможны лишь производственные сейсморазведочные работы 2D в течение короткого безледового периода, который в этих местах длится не более полутора месяцев. По поводу компьютерного программного обеспечения для обработки данных сейсморазведки можно утверждать, что здесь замещение зарубежных технологий отечественными разработками вполне возможно.

Важнейшим условием успешной геологоразведки на шельфе является наличие производственной базы и современных технологий для поисково-разведочного, а впоследствии и для эксплуатационного морского бурения. В России есть несколько собственных буровых установок, например, построенные несколько лет назад в Выборге морские буровые "Полярное сияние" и "Арктическая звезда". Но надо понимать, что своими силами мы там сделали только сварные металлические основания, а технологическая часть платформ изготовлена в основном в Южной Корее, причем с использованием немалого числа патентов США. Так что с их обслуживанием в будущем тоже могут возникнуть проблемы. К тому же весь имеющийся немногочисленный парк отечественных морских буровых не в состоянии обеспечить выполнения и трети лицензионных обязательств "Газпрома" и "Роснефти" на своих морских лицензионных участках. К этому следует добавить, что для эксплуатации открытых еще в советское время гигантских месторождений Русановская и Ленинградская в Карском море нет апробированных технологий добычи не только в России, но и в мире. А для покрытой льдом большую часть года Восточной Арктики таких технологий пока нет и в проекте. Концептуальные эскизные наброски не в счет.

Из изложенного следует, что зависимость в изучении российского шельфа от иностранных технологий близка к абсолютной. В высокотехнологичных областях эта проблема быстро не решается, тем более, что за последние двадцать с лишним лет отечественная промышленность, и особенно машиностроение, значительно утратила свой потенциал. Во многом производство теперь сводится к сборке несложных машин и механизмов из импортных комплектующих.. Для того чтобы заново научиться делать что-то свое, нужна серьезная продуманная многолетняя программа работы по импортозамещению в промышленности в условиях санкций, причем реальная, а не та видимость работы, которую мы сейчас наблюдаем. Несколько проектов создания отечественных технологий для разведки на шельфе отобрано Минпромторгом для финансирования, однако до создания реальных изделий и их применения в производстве еще далеко, и конечный результат пока не ясен.

Большим осложняющим фактором на пути к освоению шельфа являются проблемы охраны окружающей среды, особенно в Арктике. Ведь на сегодняшний день по сути нет эффективных методов борьбы с разливами нефти в суровых условиях Заполярья, полярной ночи и в отсутствии какой-бы то ни было промышленной инфраструктуры вокруг на тысячи километров. Последствия разливов нефти или иных неблагоприятных техногенных событий для ранимой арктической природы могут быть катастрофическими, поскольку организовать оперативную ликвидацию таких последствий практически невозможно. Этот факт также является своего рода техническим ограничителем масштабного развертывания добычи углеводородов на арктическом шельфе.

Как отмечалось, последние три года ознаменовались беспрецедентной раздачей лицензий на шельфе двум российским гигантам - "Роснефти" и "Газпрому" и ростом объемов геофизических работ на этих и других участках. В то же время уже открытые более 20 лет назад шельфовые гиганты Штокмановское, Русановское и Ленинградское, а также десятки других крупных и средних месторождений остаются невостребованными по технологическим и экономическим причинам. Так, начало добычи на детально проработанном Штокмановском проекте, в который в предыдущие десятилетия было вложено много средств, переносилось многократно: сначала на 2007 год, потом на 2012-й, а затем на 2017 год. Теперь он вновь отложен на неопределенное и весьма продолжительное время - на 2025 г. и позднее. А начало добычи на Русановском и Ленинградском месторождениях в Карском море отнесено далеко за 2030 год. К тому времени ситуация с энергоресурсами на планете в целом может кардинально измениться. Начало этих изменений мы уже отчетливо наблюдаем сейчас. Крупнейшие зарубежные добывающие компании начали диверсифицировать свой бизнес, уделяя все больше внимания другим секторам энергетики, а не только углеводородам. Это в значительной мере коснулось морских объектов.

Как отмечалось, в связи с нынешним нефтяным кризисом активность в проведении геологоразведочных работ на мировом шельфе значительно упала. Нагляднее всего это можно продемонстрировать в потребностях на буровые установки. Так, еще в 2013 году невозможно было найти на рынке свободную СПБУ даже при суточной ставке в 600 тысяч долларов США. А сегодня такие установки готовы предоставить и за $150 тыс. в сутки, но найти работу даже по такой цене многим не удается. В результате кратного снижения геологоразведочной активности на шельфе почти повсеместно, число работающих морских буровых в мире уменьшилось за два года с 460 до 320. Поскольку сейсморазведка обычно предшествует бурению, то был создан определенный сейсморазведочный задел, который еще не реализован в большинстве компаний. Поэтому сейсморазведочная активность снизилась в относительных объемах еще больше, чем поисково-разведочное бурение.

В новой ситуации следует более тщательно и объективно проанализировать основные посылы в отношении российского шельфа и сделать программу его освоения более реалистичной. А что будет, если все-таки пойти по пути полного выполнения лицензионных обязательств на всех участках и изыскивать немалые средства для продолжения разведки и последующего освоения? Будут ли потребители этой нефти и этого газа? А если будут, то по каким ценам и в каких количествах? Давайте попытаемся найти хотя бы часть ответов на эти вопросы.

Куда поставлять нефть и газ российского шельфа в обозримой перспективе?

Этот вопрос крайне важен, и игнорировать его при таких масштабных проектах никак нельзя. К сожалению, на деле он оставлен "за кадром" во всех известных автору программах развития работ на шельфе. Молчаливо предполагается, что стоит разведать и добыть нефть и газ, тут же найдутся те, кому их можно выгодно продать. Между тем, одной из основных причин остановки крупнейшего Штокмановского проекта стало, в том числе, отсутствие рынка сбыта для этого газового гиганта. Первоначально предполагалось, что часть газа пойдет через трубопровод в Европу, а вторая, более значительная, после сжижения газа на берегу Кольского залива пойдет на рынок США, который в тот момент казался бездонным. И что же теперь? США в значительной мере обеспечивает себя своим газом, выходя на первое место в мире по его добыче. Строятся заводы по сжижению природного газа (СПГ) в США и Канаде, чтобы в ближайшей перспективе экспортировать газ, в том числе и в Европу, вытесняя оттуда Россию. Пока же мы уговариваем себя, что этого не будет, поскольку сланцевый газ очень дорогой, а технологии со временем развиваются и удешевляются. Да и не только сланцевый газ - наш конкурент, но и новые запасы обычного газа в мире открываются год за годом в более благоприятных экономико-географических условиях, чем шельф Арктики и Дальнего Востока.

В последние два года борьба за рынки сбыта углеводородного сырья в мире сильно обострилась. Ситуация вокруг Украины с ее с газотранспортной системой, препятствование Евросоюза прокладке "Южного потока" и развернутое строительство новых терминалов регазификации в Европе тоже находятся в цепи этих событий. Имея в виду эту непростую ситуацию, все обратили свои взоры на страны Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР). Сейчас там газ сильно востребован, а цены в полтора раза превышают европейские. И все надеются, что такое положение вещей сохранится и в будущем. Давайте попытаемся беспристрастно проанализировать эту ситуацию, тем более, что вблизи этого рынка расположены крупнейшие в России морские нефтегазовые промыслы на месторождениях, входящих в проект "Сахалин-1" и "Сахалин-2". Кроме того, недавно начата добыча на Киринском месторождении по проекту "Сахалин-3". Сахалин - это первый и самый значимый добывающий нефтегазовый кластер на российском шельфе. Замечу, что добыча в Арктике на Приразломном пока находится в самой начальной стадии, а Юрхаровское месторождение "Новатэка" в Тазовской губе нельзя в полной мере называть шельфовым.

Сейчас сахалинские шельфовые проекты пополняют российский бюджет более, чем сотней миллиардов рублей ежегодно, хотя в 1990-е годы при запуске схемы СРП у многих депутатов и чиновников были большие сомнения в правомерности этого шага. Но государство в сахалинских проектах почти ничего не потратило, так как основные расходы в рамках СРП взяли на себя иностранные компании. Здесь получили работу и прошли школу морской нефтегазодобычи многие тысячи российских специалистов, а Сахалинская область из депрессивного региона превратилась в передовой технологический район с развитой промышленной и социальной инфраструктурой. Самый современный и пока единственный в России завод по сжижению газа исправно поставляет продукцию в Японию, Корею и Китай, а в 2018 году должна вступить в строй его третья очередь.

В противоположность этому проекты в Баренцевом море, "проглотив" за тридцать лет огромное количество государственных денег, так и не дали реальной отдачи. Это говорит о крайней неэффективности административно-командной системы управления, которая там была реализована, в отличие от Сахалина, где в 1990-х годах настояли на схеме СРП. Хотя запасы региона Баренцева моря многократно выше сахалинских.

Сейчас азиатский рынок принял бы по высоким ценам и кратно больше нефти и газа с сахалинского шельфа. Но давайте посмотрим, что может быть в недалеком будущем? Планируется, что к 2018 году в России будет запущено еще два завода СПГ - на Ямале и во Владивостоке, а несколько позднее, возможно, на Балтике и Печоре. Уже сейчас ясно, что будут задержки, в том числе из-за санкций, и раньше 2021 года эти объекты вряд ли будут готовы. К тому же дальневосточный СПГ на первых порах тоже рассчитывали заполнять газом Сахалина в 2018 году, поскольку газ из Восточной Сибири с Чаяндинского и Ковыктинского месторождений в необходимых объемах к этому сроку не поступит. А на Сахалине пока нет подготовленных к добыче новых месторождений и построенный газопровод "Сахалин-Хабаровск-Владивосток" загружен меньше, чем на четверть. Недавно открытое на шельфе крупное Южно-Киринское месторождение имеет много осложняющих моментов, включая наличие нефтяной оторочки, и в такой короткий срок не может быть запущено. На нем еще продолжается разведка.

А что же к тому времени станет с рынком в Азии? Сейчас туда основной объем СПГ поступает из Катара, который предпочитает этот рынок европейскому из-за высокого уровня цен. В 2017-2018 гг. создадут большие мощности СПГ в Австралии, что приведет к утроению производства сжиженного газа в этой стране, и она на некоторое время может вырваться в лидеры по данному виду топлива. Этот газ, как и газ из Канады, США и других стран также придет на азиатский рынок, занимая свободные ниши. По прогнозам Оксфордского института энергетических исследований, производство СПГ в мире к 2020 году удвоится по сравнению с 2013-м.

Первоначально основные потоки, скорее всего, пойдут на премиальный рынок АТР, в результате чего цены там постепенно будут снижаться до тех пор, пока с учетом транспортных издержек не сравняются со среднеевропейскими. При такой глобализации в недалеком будущем все относительные цены должны фактически выровняться рынком, хотя в абсолютных значениях по регионам они будут различаться в связи с разной удаленностью от источников поставки. А это значит, что азиатский рынок после 2021 года не будет готов принимать российский газ по тем высоким ценам, на которые еще вчера ориентировались некоторые наши экономисты при прогнозе эффективности проектов, в том числе шельфовых. Да и свободной ниши на нем может к тому времени не остаться.

А что же с нефтью, которой на российском шельфе тоже прогнозируются в немалом количестве, хотя значительно меньше, чем газа? Здесь тоже налицо изменения. При постепенном росте нефтяных цен от $40 до $60 за баррель к концу 2017-го года США по прогнозам могут обогнать даже Саудовскую Аравию по суточной добыче нефти, и выйтина первое место в мире.

По прогнозным данным американского агентства RIPA, добыча американской сланцевой нефти при цене $55 сохранится на нынешнем высоком уровне, а при цене $75 к 2030 году может вырасти вдвое. Даже если этот прогноз слишком оптимистичен, мы понимаем, что и цену $75 мало какие новые шельфовые проекты выдержат. Предвыборные обещания нового президента США Д. Трампа о дальнейшей либерализации налогов для американских нефтяников, скорее, склоняют чашу весов в сторону реалистичности такого прогноза, сдерживающего в перспективе существенный рост мировых нефтяных цен. А, значит, у компаний не будет большой мотивации вести геологоразведку в новых отдаленных и неосвоенных районах.

Расширение добычи нефти в США имеет последствия для глобального мира, ведь Соединенные Штаты и Китай - главные потребители нефти и газа на планете. Куда же пойдут образовавшиеся излишки добываемых в других странах углеводородов, которые США теперь не нужны в таких количествах? Понятно, что они будут выброшены на мировой рынок и "работать" на понижение цены. А если вспомнить, что в мире еще много нефти и газа в таких странах как Ливия, Иран, Ирак, которые пока не могут его поставлять в полном объеме из-за внутренних и внешних проблем, то можно понять, что дефицита углеводородов нет, и пока не предвидится. Напротив, в отдельные периоды наблюдается профицит нефти и газа, приводящий к заметному снижению цен. И в эти периоды будут в выигрыше те, у кого низкая себестоимость добычи. Российское углеводородное сырье имеет чрезвычайно высокую себестоимость добычи и доставки к потребителю, кратно превосходящую ту, которая есть, например, на месторождениях Ближнего Востока. Потому попасть в зону убытков при снижении отпускных цен у них очень высока даже в отдельных традиционных районах добычи, не говоря уже о шельфе.

Нельзя сбрасывать со счетов, что Европа вот уже несколько лет как с энтузиазмом взялась за развитие альтернативной энергетики, и уже всерьез обсуждается вопрос о запрете использования бензиновых двигателей в отдельных странах, начиная с 2025 года. Пока нам это кажется маловероятным, но не проспать бы этот момент так же, как мы проспали сланцевый американский бум, который привел к нынешнему профициту нефти в масштабах планеты, пусть и временному.

Высокозатратные арктические шельфовые проекты, скорее всего, будут ждать своего часа много десятилетий. Поэтому в складывающейся ситуации программа изучения и освоения шельфа, безусловно, должна быть скорректирована в пользу финансирования наиболее перспективных проектов в прибрежных и транзитных зонах вблизи районов добычи с развитой инфраструктурой. В остальных районах следует "держать руку на пульсе". Это ведь наши недра, о которых нам надо знать как можно больше. Но пока для этого мы можем себе позволить использовать только относительно дешевые геофизические методы и единичные параметрические скважины в неизученных районах. Амбициозные дорогостоящие программы с неясной рыночной перспективой сейчас нам не по карману, когда денег недостаточно даже на самые необходимые расходы и проекты.

Выводы

Появление на мировом рынке существенных дополнительных объемов углеводородов оказывает сдерживающее влияние на цены нефти и газа, что в перспективе может заметно снизить рентабельность российских шельфовых и сланцевых проектов

Развитие собственных технологий по добыче "сланцевых" углеводородов является необходимым условием для возможности в будущем использовать значительные ресурсы нефти в традиционных районах промысла.

Принятая схема распределения лицензий на шельфе может привести к разведке избыточных, потенциально невостребованных, запасов углеводородов, однако введенные санкции вкупе с низкими мировыми ценами на нефть сильно затормозили темпы изучения и освоения российского шельфа.

Масштабное освоение морских месторождений Арктики в реальной перспективе маловероятна за исключением прибрежных и транзитных зон, как по экономическим, так по технологическим и экологическим причинам.

Без серьезных усовершенствований в управлении нефтегазовой отраслью России будет трудно эффективно отвечать на современные вызовы времени

Юрий АМПИЛОВ, профессор, доктор физико-математических наук