Термин «трудноизвлекаемые запасы» нефти появился в семидесятых годах прошлого века. Под ним подразумеваются запасы, заключенные в геологических пластах, особенности которых не позволяют организовать рентабельную добычу нефти с помощью существующих технологий.
В докладе «О состоянии и использовании минерально-сырьевых ресурсов Российской Федерации в 2021 году» говорится о том, что наибольший практический интерес представляют скопления углеводородов в высокоуглеродистых сланцеподобных толщах различного состава — так называемые залежи
«сланцевой нефти».
В России высокоуглеродистые сланцеподобные толщи выявлены в пределах Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (НГП) (баженовская и абалаковская свиты поздней юры — раннего мела), Волго-Уральской и Тимано-Печорской НГП (доманиковая формация в отложениях франско-турнейского возраста), в Предкавказском прогибе (кумская свита и хадумский горизонт олигоцен-миоценового и олигоценового возраста) и Сибирской НГП (куонамская и иниканская свиты в отложениях нижнего — среднего кембрия).
В докладе отмечается, что с каждым годом увеличивается роль нетрадиционных источников углеводородного сырья, к которым относят залежи с трудноизвлекаемыми запасами, — сланцевую нефть.
Сланцевая нефть залегает в плотных горных породах на глубине 2–3 км и более. Сланцы — горная порода, похожая на множество пластинок, между которыми залегает нефть. Извлекать такие углеводороды сложнее, чем традиционные.
Ежегодный прирост по добыче составляет 16%
Как отмечают отраслевые эксперты, оставшихся традиционных запасов пока достаточно для обеспечения ресурсной базой основных проектов российских компаний.
По данным Минприроды, на 1 января 2021 года запасы нефти в России по категориям А+В1+С1 составляли 19 млрд тонн. В 2022 году прирост запасов составил не менее 600 млн тонн.
По данным Роснедр, текущие запасы трудноизвлекаемой нефти в стране на начало 2022 года оценивались в 16,5 млрд тонн. 38% таких запасов приходится на удаленные лицензионные участки, 27% — на низкопроницаемые породы-коллекторы, 21% — на тюменскую свиту, 4% — на шельф.
В 2021 году добыча трудноизвлекаемой нефти в России выросла на 3,75% по сравнению с 2020 годом и составила 166 млн т, сообщили в Минприроды. В ведомстве добавили, что годовая добыча ТрИЗов также увеличилась, ежегодный прирост по добыче составляет в среднем 16%.
Без вовлечения новых объемов тризов не обойтись
«В 2022 году Россия добыла 535 млн т нефти, на 2% больше по сравнению с 2021 годом, несмотря на введенные санкции. В этом году ожидаем чуть меньше, что связано с нашим взаимодействием в рамках ОПЕК+, ожидаем 527 млн т», — сообщил вице-премьер РФ Александр Новак.
Как отмечают отраслевые эксперты, по мере исчерпания легкодоступных углеводородов значение ТрИЗов растет, необходимо уже сейчас активизировать работу в этом направлении. Это важно. Традиционные залежи углеводородов истощаются, качество ресурсной базы ухудшается.
Для поддержания добычи на текущем уровне в среднесрочной перспективе необходимо обеспечить восполнение ресурсной базы. И здесь без вовлечения новых объемов ТрИЗ не обойтись. И если сейчас не активизировать работу, то это может привести к проблемам добычи через несколько лет. Это связано с тем, что инвестиционный цикл в отрасли долгий — не менее 5–10 лет. В результате, откладывание начала разработки ТрИЗ может привести к сокращению налоговых поступлений в бюджет в будущем.
Какие налоги выгоднее?
Минфин будет готов рассмотреть налоговое стимулирование разработки ТрИЗ не ранее 2027 года, заявлял в июне замминистра финансов Алексей Сазанов. По его словам, в 2024–2026 годы потенциал бюджета по стимулированию ограничен, поэтому министерство сможет рассмотреть предложения только после этого периода.
Минэнерго, которое отвечает за добычу нефти в России, придерживается противоположной позиции. Министр энергетики Николай Шульгинов в 2023 году неоднократно заявлял, что министерство поддерживает необходимость разработки ТрИЗ и планирует проработать расширение налога на дополнительный доход (НДД).
НДД правительство ввело в 2019 году, чтобы стимулировать бизнес по разработке залежей ТрИЗ, которые требуют больших инвестиций со стороны компаний в создание новых технологий добычи. В отличие от налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ), НДД рассчитывается не из объема добываемого сырья, а из выручки и составляет 50% дохода компании за вычетом расходов на добычу и транспортировку, пояснили эксперты института развития технологий ТЭК.
Одновременно с переводом участка недр на НДД для него сокращается НДПИ в среднем на 40%. В 2019 году, когда режим НДД только начал действовать, на тот момент глава налогового департамента Минфина Алексей Сазанов оценил выпадающие доходы бюджета за год в 160 млрд руб., напоминают «Ведомости».
Газета приводит пример, когда компания получила лицензию на участок недр и разведала на нем месторождение трудноизвлекаемой нефти. Разрабатывать такое месторождение нефти может быть нерентабельно для компании, потому что на нем нужно будет применять дорогостоящие технологии для извлечения нефти. Для снижения издержек компания может перевести такой участок недр на режим НДД. В этом случае нефтяники инвестируют в разработку месторождения, начинают добывать нефть, но налог на добавленный доход будут уплачивать, только когда добыча станет рентабельной. Если же участок не переведен на НДД, компания уплачивает НДПИ с начала промышленной добычи нефти, что сильно снижает рентабельность проекта.
По мнению главы Фонда национальной энергетической безопасности Константина Симонова, российская нефтянка справляется с санкциями, находятся новые экспортные рынки сбыта, а добыча находится на приемлемом уровне. Он считает ТрИЗ среднесрочным будущим нашей нефтяной отрасли.
Если сейчас не инвестировать деньги в такие проекты, это приведет к серьезному проседанию производства, не из-за санкций или условий ОПЕК+, а из-за внутренних проблем. Так уже произошло в середине девяностых годов прошлого века, когда добыча упала до 300 млн тонн. Сейчас мы опять можем устроить очередной рукотворный обвал добычи из-за непродуманных налоговых решений, поясняет эксперт в интервью «Российской газете».
Недропользователи подходят к разработке ТрИЗ с осторожностью
В начале 2023 года 53% извлекаемых запасов нефти относились к потенциально льготируемым, следует из данных Роснедр. 58% этих запасов относятся к трудноизвлекаемым, которые отличаются сложными геологическими условиями, а еще 42% — это удаленные запасы, которые расположены в суровых климатических условиях.
В портфеле всех крупных нефтяных компаний в России сейчас есть ТрИЗ, отмечают аналитики инвестбанка «Синара». Например, существенный объем добычи сверхвязкой нефти есть у «ЛУКОЙЛа» и «Татнефти». По мнению аналитиков, нефтяной отрасли России необходимо развивать разработки ТрИЗ, потому что качество традиционных запасов нефти со временем снижается. Они также отмечают, что при введении дополнительных стимулов для разработки ТрИЗ нужно найти баланс между развитием отрасли и поступлениями нефтегазовых налогов в бюджет.
Из-за длительного периода окупаемости и высоких рисков, связанных с доступностью технологий для добычи, недропользователи подходят к разработке ТрИЗ с осторожностью. Для их активного вовлечения в разработку в первую очередь необходима четкая формулировка критериев, в соответствии с которыми залежи относятся к ТрИЗ, поясняют эксперты аудиторско-консалтинговой фирмы Kept, которая была частью международной сети KPMG.
Недостаток оборудования
Проблемой при освоении трудноизвлекаемой нефти является недостаток технологий, которые сделают добычу рентабельной. Ограничением, препятствующим активному освоению месторождений ТрИЗ, является малое количество высокотехнологичного оборудования, отсутствие инфраструктуры и ценовые риски, отмечают эксперты консалтинговой компании «Яков и Партнеры» — бывшее McKinsey в России. По их мнению, недоинвестирование в нефтегазовой отрасли и повышенный технологический риск — основные причины низкой инвестиционной привлекательности проектов ТрИЗ в России. Поэтому для них зачастую требуются индивидуальные и справедливые налоговые условия.
Рост доли трудноизвлекаемых запасов нефти означает, что работа по импортозамещению необходимого для этого оборудования становится еще более важной, говорят аналитики «Финам». Приоритетом в этом отношении они называют создание собственного флота гидроразрыва пласта (ГРП).
Технологически и экономически наиболее эффективны такие методы разработки ТрИЗ: бурение горизонтальных и многозабойных скважин, а также ГРП, — считают эксперты Kept.
До усиления антироссийских санкций крупнейшими поставщиками оборудования для освоения ТрИЗ были западные нефтесервисные компании (нефтесервисные услуги), теперь многие из них ушли из страны. У российских нефтесервисных предприятий есть свое оборудование для ГРП и бурения горизонтальных скважин, но оно значительно уступает по техническим характеристикам зарубежным аналогам, отмечают эксперты Kept.
Основная проблема разработки такого оборудования заключается в сложности устройства и локализации электронных компонентов, которые попали под санкции, объясняют эксперты компании. Они считают, что российские компании могут частично импортировать технологии для разработки ТрИЗ из дружественных стран, но при этом появляются два потенциальных риска: качество оборудования и возможный запрет на импорт технологий из-за вероятности вторичных санкций для иностранных компаний.
Создание технологических полигонов
Еще одна проблема при освоении трудноизвлекаемой нефти — технологии, которые сделают добычу рентабельной. Для её решения недропользователи могут получить лицензии на создание технологических полигонов, чтобы разрабатывать и тестировать технологии в реальных условиях.
Согласно российскому законодательству, полигоны можно создавать на абалакской, ачимовской, баженовской, доманиковой и хадумской свитах, а также запасах сверхвязкой нефти. Такие лицензии выдаются бесплатно с минимальными ежегодными платежами, поясняли ранее в пресс-службе Минприроды. На сегодняшний день по две лицензии получили «Роснефть» и «Газпром нефть», одну — «Татнефть», еще пять — «Ставропольнефтегаз».
Говоря о технологических полигонах, глава Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых Игорь Шпуров сообщил, что это очень прогрессивный вид пользования недрами, потому что он направлен не на льготирование добычи нефти, а на инвестиции в создание технологий. Он также отметил, что в результате компании, идущие по этому пути, получат технологии, которые позволят в дальнейшем разрабатывать эти залежи.
Необходима программа поддержки добычи трудноизвлекаемого газа
Полномасштабное освоение трудноизвлекаемых запасов газа в России требует создания специальной государственной программы, в которой будут определены меры поддержки. С таким предложением на Тюменском нефтегазовом форуме в сентябре выступил заместитель председателя правления «НОВАТЭКа» Владимир Кудрин. Он также добавил, что правильным было бы распространить на технологии разработки ТрИЗ механизм господдержки, который действует для СПГ-оборудования.
Исторически основным регионом добычи газа в стране является Надым-Пур-Тазовский регион на Ямале. Сейчас его сеноманский ярус (верхние пласты залежей) выработан на 81%. По словам Кудрина, необходимо переходить к активной стадии освоения ТрИЗ. Общий объем трудноизвлекаемого газа в Надым-Пур-Тазовском регионе оценивается в 5 трлн куб. метров. Эти запасы позволяют добывать как минимум 70 млрд куб. м в год или «намного больше», подчеркнул топ-менеджер.
Для разработки этих запасов необходимы бурение сложных горизонтальных скважин и проведение многостадийного гидроразрыва пласта. Принципиально технологии добычи для этих пластов доступны, но их необходимо тиражировать, а на это потребуется 7–10 лет, пояснил Кудрин. Он подчеркнул, что при текущем налоговом регулировании добыча трудноизвлекаемого газа становится нерентабельной, из-за отсутствия льгот крупные проекты не реализуются. Если прекратить добычу на таких промыслах в пользу новых газовых провинций, то эти 5 трлн куб. м газа могут быть безвозвратно потеряны для экономики страны. При этом несмотря на текущее падение экспорта газа и профицит этого вида топлива на внутреннем рынке, вопрос обеспечения сырьевой базы страны актуален. По разным оценкам, активная добыча трудноизвлекаемого газа потребуется в 2030–2035 годах.
«НОВАТЭК» уже обратился с этими инициативами в Минэнерго и, как отмечают в компании, министерство их поддерживает, но нужна единая дорожная карта с участием всех заинтересованных сторон.
Заместитель министра промышленности и торговли Михаил Иванов в ходе Тюменского нефтегазового форума заявил, что Минпромторг давно занимается темой ТрИЗ, и что по части направлений определенный путь уже пройден. Создан опытный образец флота ГРП. Он выразил надежду на то, что с 2024 года начнется его серийное производство.
