Не все так плохо, не все так хорошо

Иван Рубанов
11 декабря 2006, 00:00

Приостановившееся лишь в последние годы падение проектных коэффициентов извлечения нефти в России связано с ухудшением структуры запасов и нерациональным использованием нефтяных ресурсов. Последнее обуславливается слабым контролем за исполнением проектных решений добывающими компаниями, которые не являются владельцами недр

Человеку неискушенному непросто разобраться в тонкостях геологической науки и вопросах нефтедобычи. Тем более что данные о запасах и коэффициенте извлечения нефти (КИН) получить сложно: с одной стороны, их не спешат раскрывать власти, как стратегически важные, с другой — компании, которые могут предстать в нелучшем свете. Да и мнения отраслевых специалистов и сотрудников компаний по поводу рациональных способов нефтедобычи порой бывают противоположными. Разобраться в ситуации мы попытались с помощью одного из известных специалистов в области нефтедобычи — заместителя генерального директора ВНИИнефть им. А. П. Крылова, члена Центральной комиссии по разработке нефтяных и газовых месторождений Министерства природных ресурсов РФ Станислава Жданова.

— Коэффициент нефтеотдачи — один из важных показателей эффективности недропользования. Как у нас сегодня обстоят с этим дела?

— В 1965 году проектный КИН по России в целом составлял около 48 процентов, с течением времени его величина уменьшалась и сейчас опустилась до 35,5 процента (речь о накопленном значении. — «Эксперт»).

— Выходит, нефтедобыча у нас становится все более хищнической?

— Один только показатель — динамика проектного КИНа — не дает основания так судить. Строго говоря, этот показатель вообще отражает ожидаемые, проектные, а не достигнутые в какой-то период времени результаты. В начале разработки месторождения коэффициент нефтеотдачи вообще нулевой, постепенно он увеличивается до проектного, и только при закрытии месторождения можно определить реальный КИН. Но в России еще нет ни одного месторождения, где разработки были бы полностью завершены, ну, может, за исключением нескольких мелких.

Между тем уже давно идущее снижение проектного КИНа связано с влиянием ряда факторов. В советские годы при утверждении этого показателя шла борьба между Министерством нефтяной промышленности и Министерством геологии: первое тянуло КИНы вниз — на мой взгляд, это было более объективно, а второе прилагало усилия, чтобы они закладывались повыше (и зачастую преуспевало), что повышало значение сделанных геологических открытий и величину утверждаемых проектных КИНов. Кроме того, в шестидесятые господствовали слишком уж оптимистичные представления об эффективности процесса заводнения (закачка воды в пласт для вытеснения нефти и поддержания ее тока к скважинам. — «Эксперт») и других методов воздействия на нефтяные пласты, благодаря чему опять же утверждались более высокие проектные КИНы. Ну а главное, на протяжении последних десятилетий постоянно ухудшалась структура запасов. Еще в середине семидесятых годов было введено такое понятие — активные и трудноизвлекаемые запасы, доля последних к настоящему времени превысила 50 процентов.

— А как же США? Ведь там, несмотря на аналогичное, но еще более значительное ухудшение структуры запасов, проектный КИН, наоборот, все время повышается. Чем же мы хуже?

— Я долгое время занимался анализом ресурсной базы этой страны, изучал специальную литературу, нашу и американскую. Но я данные по коэффициентам нефтеотдачи или аналогам нашего проектного КИНа на текущий момент нигде у них не нашел.

Данные по числителю этого показателя — начальным извлекаемым запасам — можно найти без проблем и в динамике, и по месторождениям. В США прекрасно понимают, что эти сведения мало о чем говорят: сегодня можно извлечь 20 процентов, а завтра, когда нефть подорожает, — 30 или 40. А вот данных по знаменателю — начальным геологическим запасам найти невозможно. Более того, наш известный ученый нефтяник Владимир Щелкачов, долго занимавшийся историей нефтяной промышленности Америки, прямо писал, что за все время так и не смог найти сведения о начальных геологических запасах нефти в этой стране.

В начале восьмидесятых годов в США была подготовлена правительственная программа по применению методов повышения нефтеотдачи пластов. Нам удалось достать доклад программы по определенным каналам. Вот там действительно были данные о начальных геологических и начальных извлекаемых запасах, но только на тот момент. Доклад рассматривался в конгрессе, и его авторы доказывали, что проектный коэффициент нефтеотдачи в США небольшой — 32,8 процента.

— Выходит, мы все-таки не хуже, и особых проблем с эксплуатацией недр у нас не наблюдается?

— Не все однозначно. С одной стороны, после того, как пришло частное предпринимательство и подорожала нефть, стали вновь запускать неэффективные скважины, законсервированные в советские времена. Более того, в последние годы нефтедобытчики чаще корректируют утвержденный первоначально КИН в большую сторону — утверждаемые уровни этого показателя немного повысились и составляют 25–50 процентов.

С другой стороны, российские нефтяные компании по большому счету используют лишь традиционные технологии, которые давали хорошие результаты на менее сложных запасах. В подавляющем большинстве случаев при оценке проектного КИНа в качестве методов, позволяющих повысить нефтеотдачу пласта, рассматривается только заводнение, а современные методы увеличения нефтеотдачи (МУН, или третичные методы, — см. таблицу. — «Эксперт») практически не применяются. Это еще один фактор, негативно сказывающийся и на проектном КИНе, и на извлечении запасов. Есть и другие серьезные проблемы.

— Кстати, о прогрессивном. Раньше в прессе шла острая дискуссия о методах интенсификации добычи, которые наиболее активно использовали ЮКОС и «Сибнефть». Действительно ли им с помощью трехмерного моделирования пласта, снижения числа скважин, гидроразрыва пласта (образование искусственных трещин в пласте) и других высокотехнологичных штучек удавалось одновременно улучшать экономические показатели и повышать показатели извлечения нефти?

— Названные вами методы всем давно известны и практически всеми используются. Суть в другом. У ЮКОСа была стратегическая линия: как можно быстрее отобрать нефть с низкой себестоимостью. Это вписывалось в пропагандируемую в прессе идею, которую мне доводилось слышать и от нефтяников-бизнесменов, что нефть после 2050 года никому не будет нужна и резко подешевеет.

Эти компании в основном не увеличивали нефтеотдачу, а занимались интенсификацией добычи нефти и снижением ее себестоимости. Например, закрывали скважины с малым дебитом. На некоторых месторождениях у них себестоимость была как на Ближнем Востоке, что совершенно противоестественно — у нас не такие сказочные геологические условия, как у арабов. Грубо говоря, они отбирали самые жирные куски и не занимались тем, о чем говорили.

Если говорить о снижении числа действующих скважин, работа некоторых из них может быть экономически даже нецелесообразна, но их нельзя закрывать, поскольку они обеспечивают полноту выработки запасов. Тем более что у нас месторождение по закону о недрах сдается в аренду не пообъектно, а целиком, а это значит, что в нем должны одновременно разрабатываться все запасы — и легкие, и сложные для добычи.

Это особенно актуально для России, где, в отличие от тех же США, запасы находятся в собственности государства, а не частных лиц. Допустим, нефтяная компания выработала все лучшее на лицензионном участке за 20 лет, получила хорошую прибыль, а потом говорит: я лицензию продлевать не буду. Кто захочет дорабатывать перешедшее в нераспределенный фонд месторождение с оставшимися трудноизвлекаемыми запасами?

— А как о таком нерациональном использовании ресурсов можно узнать?

— В проектных документах устанавливается, что должен делать недропользователь: сколько скважин пробурить, как их расставить, какие мероприятия на них провести, какие не проводить, когда закончить работу на скважине. А у ЮКОСа в то время, да и сейчас у многих недропользователей, значительное число скважин не работало. В проектном документе, допустим, выключение скважины должно происходить при 98 процентах обводненности (содержании воды в извлекаемой на поверхность продукции. — «Эксперт»), а реально она была отключена при 60-процентной обводненности. Кстати, проконтролировать этот важный показатель очень непросто.

— Чем плотнее сетка работающих скважин, тем больше нефти удастся извлечь?

— Есть множество работ, которые показывают, что нефтеотдача тем выше, чем плотнее сетка скважин, хотя в однородных пластах такая зависимость слабее. Поэтому когда мы отключаем скважину очень рано, мы заведомо обрекаем месторождение на снижение нефтеотдачи. Это, как говорится, аксиома. Некоторые надеются, что, если нефть подорожает, можно будет вернуться на такую скважину, но, если она долго простаивала, возможности по извлечению оставшейся нефти на ней ухудшатся.

— А гидроразрыв пласта, напротив, на КИНе отрицательно сказывается?

— Нельзя судить однозначно. При высокой проницаемости нефтеносных пород это может быть свидетельством хищнической разработки. Но есть и другие примеры, в частности Приобское месторождение с очень низкой проницаемостью пород. Там ничего не могли добыть, пока не провели гидроразрыв пласта — именно он обеспечил извлечение нефти.

— Способы разработки месторождения, исходя из которых определяется проектный КИН, выбирает нефтяная компания?

— Нет, этим занимается Центральная комиссия по разработке Министерства природных ресурсов. Она рассматривает, предположим, десять вариантов разработки какого-то месторождения, которые различаются по плотности сетки скважин, по темпу их ввода в строй, системе размещения, по использованию различных реагентов. Потом отбирается один, лучший вариант, который подробно описывается.

На практике при выборе способа разработки, конечно, может идти дискуссия между ЦКР и недропользователем. Первого интересует проектный КИН, а для второго важнее дисконтированный поток наличности. Никто из нефтедобытчиков ведь не скрывает, что основная цель — прибыль. Сами проекты разработки месторождений готовятся на лучшем, чем в советские времена, уровне, благодаря тому что они лучше просчитываются, тщательнее подбираются варианты их разработки. Но как выполняют эти проекты? Зачастую это происходит не лучшим образом, а контроль за их исполнением слабый.

— Насколько у нас остра проблема недостаточного применения методов увеличения нефтеотдачи? Как с этим обстоят дела за рубежом?

— Я уже говорил об американской программе увеличения нефтеотдачи пластов. После ее принятия в лицензии по разработке некоторых месторождений были внесены соответствующие изменения. Часть проектных мероприятий начали финансировать из бюджета, часть — субсидировать за счет различных налоговых льгот, что оговаривалось в лицензионных соглашениях. В результате объемы применения МУН у них довольно существенно возросли (см. график 3. — «Эксперт»).

У нас в 76-м году тоже было принято специальное постановление ЦК КПСС № 700. Был организован Российский межотраслевой научно-технический комплекс «Нефтеотдача». Прописывались определенные экономические рычаги, которые побуждали к использованию МУН. Например, часть нефти, добываемой за счет метода повышения нефтеотдачи пластов, шла на экспорт, и из вырученных средств часть поступала в так называемый фонд повышения нефтеотдачи. Из него покупалось определенное оборудование для опытных участков, выделялись средства на покупку исследовательских установок, компьютеров для НИИ. Но в начале девяностых это все прекратилось.

Одна из причин, конечно, в более высокой себестоимости добычи с использованием МУН. Но дело не только в этом. У нас сложно убедить людей, у которых лицензия на разработку ограничиваются 15–20 годами, что уже сейчас надо вкладывать деньги в более дорогие методы. Что касается Штатов, там есть местные особенности, которые способствуют более широкому применению третичных методов. Например, действуют жесткие законы в отношении предприятий, выбрасывающих CO2, поэтому они рады перевести диоксид углерода в жидкую форму и передать на нефтепромысел для закачки в пласт. Та же ситуация с углеводородными газами самих месторождений, которые нельзя сжигать. Закачка этих химических веществ в пласт позволяет добиваться большего КИНа по сравнению с традиционной закачкой воды.

— С увеличением влияния госкомпаний в российском нефтегазовом секторе ситуация начала меняться?

— Пока этого не чувствуется, мягко говоря. Дело вообще не в частной или государственной принадлежности нефтедобывающих компаний. Дело в принципах работы регулирующих органов и организации системы контроля за ними. Как я отмечал, лицензионные соглашения и проектные документы в целом готовятся нормально, а вот их исполнение никуда не годится.

Поэтому, во-первых, надо установить нормальный контроль за нефтедобычей, причем не со стороны прокуратуры, которая сейчас пытается наказывать нефтяников, а со стороны профильных специалистов — Гортехнадзора. Во-вторых, нужно искать пути стимулирования применения конкретных методов увеличения нефтеотдачи пластов — экономические, организационные, административные. Но быстро это все не произойдет.

— Но ведь, по данным нефтяных компаний, добыча нефти благодаря МУН в России в последние годы увеличилась и даже превысила американский уровень…

До 1991 года у нас действовала отраслевая система, для которой рассчитывались объемы нефти, добытые благодаря использованию МУН, но потом она перестала существовать. Сейчас нефтяные компании публикуют данные о добыче за счет методов увеличения нефтеотдачи исходя из собственных (иногда ошибочных) представлений, какие методы и технологии воздействия на пласты следует при этом учитывать. И вот в соответствии с ними у нас якобы благодаря третичным методам добывают дополнительно 34 миллиона тонн нефти. Но всем понятно, что эти цифры далеки от действительности. На самом деле, по нашим оценкам, за счет третичных методов сейчас добывается порядка полутора-двух миллионов тонн нефти.

— Как же эти цифры получаются?

Мы (имеются в виду сотрудники Центральной комиссии по разработке. — «Эксперт») знаем, например, что на Яречском месторождении за счет тепловых методов увеличения нефтеотдачи добывается около 400 тысяч тонн, на Усинском порядка 150 тысяч и так далее. Все суммируем и получаем упомянутую приблизительную оценку.

— А какая компания сейчас самая продвинутая в плане эффективной работы с недрами?

— Не буду оригинален, пожалуй, это «Сургутнефтегаз». Дело даже не в том, что они много бурят. У «Сургута» сохранилось все лучшее с советских времен, свой институт есть. В других нефтяных компаниях много высококлассных финансистов, а вот с инженерами и геологами положение сложнее.

— Есть прогнозы, говорящие, что тенденция снижения проектного КИНа, ухудшения структуры запасов и уменьшения объемов геологоразведочных работ приведут к таким проблемам с ресурсной базой, из-за которых добыча нефти у нас пойдет вниз уже в ближайшие годы…

— У нас постоянно появляются люди, которые говорят, что через два года нам не избежать падения нефтедобычи. И несколько лет назад такие были, особенно в 2000 году — все, умирает нефтяная промышленность, говорили. Энергостратегию развития страны начали писать в начале двухтысячных, в первой редакции там планировался максимум нефтедобычи в 316 миллионов тонн, потом скорректировали до 360, но все эти показатели были быстро перекрыты.

Вся проблема в том, что сейчас не ведется обобщающих научных работ на высоком уровне. Вот в нашем ВНИИнефть раньше, когда мы представляли Министерство нефтяной промышленности, шла кропотливая работа по анализу ресурсной базы страны, прогнозам добычи нефти. Специально сидели человек пятнадцать и этим занимались. Потом министерство исчезло, а работа заглохла, и мне сейчас неизвестно, чтобы кто-либо этим занимался на должном уровне. Я даже с уверенностью скажу, что никто этим не занимается.