Добыча природного газа: хватит ли потомкам?
На сколько лет добычи хватит природного газа в российских недрах? Можно услышать различные мнения на этот счёт. Так, председатель правления ПАО «Газпром» Алексей Миллер уверен, что поводов для беспокойства не будет ещё минимум 100 лет.
В свою очередь специалисты «Росгеологии» в 2021 году назвали срок в 70 лет. А в прошлом году глава Роснедр Евгений Петров назвал ещё более тревожные цифры. В интервью «Российской газете» он сказал, что технологически извлекаемых запасов природного газа хватит на 62 года. Какая оценка всё же ближе к истине? И что нужно сделать, чтобы не допустить дефицита «голубого топлива» в будущем? Ответы искали участники круглого стола в рамках Промышленно-энергетического форума TNF-2022.
100 лет или 62 года? Смотря как считать
«Есть много разных прогнозов, озвучивают их и первые лица государства. На наш взгляд, проблем в отрасли очень много. В первую очередь это отсутствие технологий добычи газа в условиях арктического шельфа. На сегодня мы добываем только сеноманский газ. По сути дела, добыча трудноизвлекаемых запасов газа (юра, ачимовка) — впереди.
Пришло время говорить об этом и настаивать на предоставлении серьёзных льгот, чтобы мы могли готовить нашу ресурсную базу, добывать соответственно. И чтобы всем участникам процесса это было выгодно», — задал тон обсуждению модератор сессии, генеральный директор ФАУ «ЗапСибНИГГ» Василий Морозов.
То есть смотреть нужно не только на объёмы запасов газа, но и на их структуру. И с этой точки зрения все вышеперечисленные эксперты по-своему правы: всё зависит от того, как считать.
«По данным государственного баланса на 1 января 2022 года, текущие извлекаемые запасы газа (ТИЗ) составили 63 994,7 млрд кубометров. Если брать текущие темпы добычи — 640 млрд кубометров в год — это как раз 100 лет», — отметил научный руководитель по геологоразведке ФАУ «ЗапСибНИГГ» Валерий Огибенин.
В то же время важно учитывать большую долю трудноизвлекаемых запасов. Насколько эффективна их добыча с экономической точки зрения, большой вопрос. Неслучайно в государственном балансе полезных ископаемых появилась новая графа — рентабельные запасы. Именно их имел в виду Евгений Петров, когда говорил, что газа хватит ещё на 62 года.
При этом глава Роснедр подчеркнул, что это «динамические, постоянно меняющиеся величины». Они зависят от цен на мировом рынке и развития технологий. В зависимости от их уровня те или иные месторождения могут как попадать в категорию рентабельных запасов, так и покидать её.
Впрочем, в этой математической формуле есть ещё одна важная переменная. Речь идёт об объёмах потребления газа в будущем. На этот счёт также существуют разные точки зрения.
«За последние 30 лет потребление энергии в мире выросло на 75%. По прогнозам, эти темпы сохранятся до 2040 года, а в развивающихся странах будут ещё больше. А газ сейчас — самый востребованный вид энергии.
На сегодня у нас потребление в стране порядка 280 млрд кубометров, но если учитывать, что за 20 лет оно на 30% вырастет, то будет 400 млрд кубометров газа, тогда как в стратегии заложено 369 млрд кубометров», — поделился цифрами из прогноза Российской Академии наук Валерий Огибенин.
В свою очередь специалисты «Газпрома» спрогнозировали рост потребления «голубого топлива» на 20% к 2040 году от уровня 2021 года. Стоит отметить, что этот оптимизм разделяли и многие зарубежные эксперты. Однако ситуация изменилась после 24 февраля 2022 года. «Борьба санкций» и резкий рост цен на газ привели к тому, что многие потребители стали отказываться от этого топлива в пользу атомной энергии, угля, мазута и альтернативных источников энергии. Причём не только в ЕС, который учится жить без российского газа, но и в Азии.
Об этом говорил вице-президент Китайской национальной нефтегазовой корпорации Хуа Юнчжан. В своём выступлении на Петербургском международном газовом форуме в прошлом году он прогнозировал падение спроса на «голубое топливо» в Поднебесной.
Таким образом, все эти цифры очень гибкие и зависят не только от данных геологоразведки, но и от конъюнктуры на мировых рынках. Что, впрочем, не отменяет проблемы истощения сырьевой базы российских газовых компаний.
Запасы «Газпрома» не беспредельны
«На сегодняшний день «Газпром» работает на месторождениях, открытых ещё в 80-х годах прошлого столетия. Да, на действующих месторождениях находят новые залежи, уточняют контуры месторождений. Но больших успехов нет. Без своевременной разведки и подготовки месторождений мы к 2050 году исчерпаем все резервы.
И мы можем оказаться в таком положении, что у нас не будет газа не только на экспорт, но и для внутреннего потребления», — поделился опасениями Валерий Огибенин.
Как уже отмечалось, текущие извлекаемые запасы на начало 2022 года составляли 63 994,7 млрд кубометров. Из них 40 010,8 млрд кубометров приходились на долю ПАО «Газпром». Второе место занимает ПАО «НОВАТЭК» (8 428,4 млрд кубометров), следом располагаются ООО «РусГазАльянс» (5 935,5 млрд кубометров) и ПАО «Роснефть» (3 213 млрд кубометров).
Однако нужно понимать, что эти компании, в отличие от «Газпрома», не участвуют в программе газификации и не занимаются государственными экспортными поставками, подчёркивает Валерий Огибенин. Поэтому учёный исключает их из своего анализа.
«Получается, что у «Газпрома» 40 трлн на сегодня, из них в Западной Сибири — 23,5 трлн. Если брать европейскую часть страны, то 4,3 из 4,7 трлн — Астраханское месторождение, где много сложностей из-за высокого содержания СО2, серы.
И у них концепция разработки рассчитана на 100 с лишним лет. Фактически эти 4,3 трлн можно отнять. Если убрать шельф, то у «Газпрома» остаётся 28 трлн с небольшим на балансе. С теми темпами добычи, которые характерны для «Газпрома», это 56 лет. Но если посмотреть на Ямбургский регион, то получается, что около 250 млрд — ожидаемое сокращение добычи к 2045 году.
К тому же нужно учесть, что «Газпром» до сих пор занимается добычей сеноманского газа. Это примерно однородная толща с плотностью 33%, месторождение большой мощности. Здесь легко вести разведку, прогнозировать добычу.
Но нижележащие комплексы намного сложнее и затратнее. Возьмите Чаянду: вместо 24 трлн кубометров, которые планировали за 3 года, добыли только 6 трлн», — считает Валерий Огибенин.
Запасы на шельфе: близок локоток, да не укусишь
Очевидно, что нужно вкладываться в геологоразведку. Однако встаёт вопрос, где именно искать.
«Здесь есть два направления: новые территории и объекты нам уже известные, но недоизученные. На мой взгляд, нам надо уходить на новые территории. Тот поисковый задел, что есть в РФ, говоря откровенно, истощился», — отметил заместитель начальника департамента 303 АО «Газпром» Дамир Хабибуллин.
Ещё недавно в качестве магистрального направления развития отрасли рассматривали освоение арктических месторождений. Причём особенно актуально это как раз для природного газа: по оценкам специалистов «ВНИГРИ-Геологоразведка», которые они предложили в своей статье «Арктический нефтегазоносный шельф России на этапе смены мирового энергетического базиса», речь может идти о 95 трлн кубометров «голубого топлива».
Высоко оценивает перспективы шельфа и глава «Росгеологии» Сергей Горьков. По его словам, пожалуй, только здесь остались хорошие шансы на открытие не просто крупных, но уникальных месторождений.
Однако здесь есть существенное «но». Для того чтобы вести успешную добычу, нужны подводно-подлёдные технологии разработки месторождений и большие инвестиции в обустройство, промышленную и транспортную инфраструктуру, считают во «ВНИГРИ-Геологоразведка».
«Баренцево и Карское моря на сегодняшний день не имеют концепции разработки. В Баренцевом море у нас очень большие расстояния от берега, большие глубины. А в Карском море на Ленинградском месторождении, несмотря на глубину 150 метров, из-за айсбергов невозможно поставить погружной комплекс. Эти 9 трлн стоят на учёте, но на самом деле они «повисли», — в свою очередь отмечает Валерий Огибенин.
А что сами добывающие компании? Пока они также признают, что нужных технологий в России нет.
«Шельф стоит особняком по технологиям освоения. Геологоразведку «Газпром» активно проводит. Что касается освоения уже открытых месторождений, то здесь вопрос к технологиям.
У нас Киринское месторождение в разработке, но это не арктический шельф. Пока в ближайшей перспективе выход на разработку этих месторождений будет зависеть от решения этих вопросов и финансирования НИОКР», — резюмировал Дамир Хабибуллин.
В общем, близок локоть, да не укусишь. Да, технический процесс не стоит на месте, и через какое-то время ситуация может измениться в лучшую сторону. Но пока нужно быть честными перед собой: запасы газа на шельфе правда лучше не брать в расчёт.
Будущее за ТРИЗ
Таким образом, по мнению экспертов, в ближайшие несколько десятилетий центр добычи по-прежнему будет сосредоточен в Западной Сибири.
«Западносибирская нефтегазоносная провинция — номер один и по начальным запасам, и по добыче, здесь добывают 85% газа в стране. Более 21 трлн кубометров газа уже извлекли, но текущие запасы газа составляют ещё порядка 50 трлн кубометров», — привёл данные государственной комиссии по запасам Василий Морозов.
С тем, что потенциал Западносибирской провинции не исчерпан, согласен и Валерий Огибенин.
«Мы провели анализ: насколько изменилась ресурсная база после первоначальной оценки и постановки на учёт. По этим территориям она увеличилась в 3 раза, с 40 млрд тонн условного топлива до 120 млрд тонн.
Причём это благодаря простой 2D-сейсмике. То есть, несмотря на то, что, казалось бы, изученность Западной Сибири гораздо выше, чем других провинций, но открытия в основном все здесь», — отметил представитель ЗапСибНИГГ.
В то же время учёный признаёт, что на сеноманской залежи все поднятия уже известны, и дальнейшие добыча и разведка будут связаны с более глубокими горизонтами. И здесь мы вплотную подходим к категории трудноизвлекаемых запасов. То, что будущее добычи за ТРИЗ, осознают и в ВИНК.
«Безусловно, мы понимаем, что до конца 2030 года превалирующий вклад в добычу будет иметь сеноман. Тем не менее у нас есть опыт, когда лёгкая нефть закончилась в 1990-е годы. Чтобы подступиться к более сложным запасам, накопленного в СССР ресурсного потенциала не хватало.
Но мы уже с 2010 года искали технологии, и с этого момента ТРИЗ занимали существенную долю в структуре добычи. Ту же ситуацию мы видим и с газом. После 2030 года доля «трудного» газа будет расти. И это понимание нас двигает к тому, чтобы сейчас заниматься этими запасами. Это ачимовка, где кроме нас также успешно работают «Газпром» и «НОВАТЭК».
В 2023 году мы выходим на опытно-промышленные работы на Березовской свите, чтобы понять, насколько наши подходы к разработке рентабельны», — прокомментировал ситуацию заместитель директора — начальник Управления разработки газовых и газоконденсатных месторождений ПАО «Роснефть» Олег Лознюк.
Здесь речь также идёт о солидных запасах. По оценкам ЗапСибНИГГ, ресурсы зоны АВПД (аномально высокого пластового давления) в ЯНАО составляют 475 млрд тонн в нефтяном эквиваленте, из них 70% — газ. Речь идёт об ачимовской толще, юрских и подстилающих отложениях.
«Многочисленные расчёты (прогноз) и замеры поровых и пластовых давлений в глубоких скважинах, пробурённых в северных и арктических районах Западной Сибири, однозначно свидетельствуют о наличии в недрах массивной системы АВПД со значением Ка до 2,2 и более. Практически все резервуары в этой зоне являются коллекторами и заполнены углеводородами.
Это газ, пары более тяжёлых углеводородов. Мы посчитали площадь зоны АВПД — примерно 540 тыс. кв. км. В разрезе от ачимовки до палеозоя — 50 метров коллекторов наберётся в любой точке бассейна при пористости 14% и коэффициенте нефтегазонасыщенности 0,6%.
Получилась цифра 1,9 трлн тонн в нефтяном эквиваленте. Для подстраховки разделили на 4 и получили 475 млрд», — рассказал о методике подсчётов научный сотрудник
ФАУ «ЗапСибНИГГ» Алексей Нежданов.
«Газ Шрёдингера»: он и есть, и нет
Однако эти запасы не случайно называются трудноизвлекаемыми. Для того чтобы наладить рентабельную добычу, нужны серьёзные инвестиции в технологии, оборудование и инфраструктуру.
«На ачимовке низкая проницаемость, значит, нужны технологии ГРП, извлечения конденсата. Если говорить про Березовскую свиту, также нужны технологии ГРП. Кроме этого, там специфический коллектор, и те технологии, которые используются на Ямбурге, здесь уже не подходят.
Геологоразведка, цифровые технологии, регламент испытаний скважин — всё это снижает временные и финансовые затраты, и всё это нам нужно развивать. Влияют не только технологии скважинных работ.
Надо понимать, что мы идём в Арктику, где нет никакого обустройства. И для того, чтобы испытать ТРИЗ, нужен длительный период. Всегда подумаешь 10 раз, связываться с трудноизвлекаемыми запасами или оставить «на потом», — рассказывает Олег Лознюк.
Остаются вопросы и к качеству геологоразведочных работ. На глубоких горизонтах в зоне АВПД эффективность ГРР не превышает 50–60%. То есть бурятся две скважины, но одна из них оказывается «сухой». При этом геологи по-прежнему уверены, что запасы в недрах действительно есть. Вопрос, как до них добраться.
Впрочем, Алексей Нежданов считает, что не во всех случаях ошибки допускаются на стадии геологоразведки. Более того, учёный утверждает: исследования показывают, что даже те пласты, которые считаются непродуктивными, содержат ископаемое сырьё.
«Мы получаем притоки углеводородов с водой не только в разведочных, но и в эксплуатационных скважинах. У них у всех есть прямые признаки нефтегазоносности. На всех интервалах в воде присутствует газ или плёнка конденсата.
Детальное изучение газохимии керна и буровых растворов свидетельствует о широкомасштабной продуктивности отложений зоны АВПД ЯНАО даже в тех случаях, когда она, по данным испытаний скважины, отсутствует. Да, есть проблема с резервуарами, но сейчас мы научились ювелирно работать с 3D-сейсмикой», — отметил Алексей Нежданов.
То есть газ (как и нефть) вроде бы есть, но в то же время его нет. Чтобы решить этот парадокс, по мнению учёного, начать следует с устранения ошибок, в том числе и на стадии эксплуатации. Речь идёт конкретно о качестве цементирования скважины.
«Во всех этих скважинах низкое качество цементирования, отсутствие или частичное сцепление цементного камня с породой. Мы не знаем, есть ли оно вообще или нет. Чаще его нет. Для освоения глубоких горизонтов это тема номер один. Качественное цементирование имеет большее значение, чем гидроразрыв.
Если цемент хороший, то трещина идёт в пласт и разрывает его. А если цемент плохой, то давление пойдёт не в пласт, а по цементному кольцу и выбьет оттуда все остатки», — объясняет г-н Нежданов.
Впрочем, это не отменяет необходимости работать над повышением качества ГРР (геологоразведочных работ). Каждый новый этап ГРР следует начинать с критической оценки ранее выполненных работ. Зачастую критическая оценка показывает, что они были выполнены не очень хорошо.
Кроме этого, следует расширить комплекс скважинных исследований. В него должны входить отбор герметизированных керна, шлама, проб бурового раствора для газохимических, гидрохимических и петрофизических исследований. Также важны постановка специализированных тематических работ и НИОКР.
«Нужны системные мероприятия для повышения качества и информативности скважин. Это позволит существенно поднять эффективность ГРР. Главное — определиться с количеством связанной минерализованной воды.
Только тогда у нас будут достоверные модели, и мы сможем с открытыми глазами изучать резервуары продуктивной зоны АВПД. Пора снять шоры с глаз о том, что залежи контролируются только поднятием, на самом деле ещё и зонами, где идёт миграция флюидов», — считает Алексей Нежданов.
Кроме этого, учёные ЗапСибНИГГ видят большой потенциал в газогидратах. Предварительные исследования показали, что в недрах Западной Сибири их должно содержаться большое количество. Речь идёт о надсеноманском газоносном комплексе. Однако, перед тем как перейти к полномасштабной добыче, ещё предстоит хорошо поработать.
«Изучение надсеноманских отложений показало, что газогидратов у нас гораздо больше, чем мы предполагали. Мы оцениваем их запасы порядка 200 трлн кубометров газа на лицензионных участках нераспределённых недр, в том числе на участках «Газпрома» 68 трлн кубометров.
Но есть одна проблема: достоверная информация об этом у нас отсутствует, нет ни одной скважины, где бы мы эти газогидраты подняли и изучили бы. Была 720-я Уренгойская, на её примере мы поняли, что у нас есть газогидраты, но…
Поэтому проблема изучения газогидратов — это наш отечественный приоритет, ведь природа Западной Сибири даёт нам возможность первыми в мире освоить залежи газогидратов. Я считаю, что необходимы разработка и принятие федеральной целевой программы по освоению сеноманского гидратного газа», — подчеркнул Алексей Нежданов.
ТРИЗ требуют определения
Трудноизвлекаемые запасы ждут своего часа, но их разработка в текущих экономических условиях, как правило, нерентабельна. ВИНК ждут поддержки от государства, и первым шагом здесь должно стать юридическое признание статуса ТРИЗ.
«Мы понимаем, что для того, чтобы вводить ТРИЗ, нам нужно не только технологическое развитие. Безусловно, это будет зависеть от политической, экономической конъюнктуры. Чтобы работа велась системно, нужен документ, который чётко определит понимание, что есть ТРИЗ», — прокомментировал Олег Лознюк.
Как отметил заместитель начальника управления геологии нефти и газа Федерального агентства по недропользованию Сергей Шиманский, эта работа сейчас ведётся. Главная сложность — определить, что именно следует относить к трудноизвлекаемым запасам.
«В июне 2022 года была создана рабочая группа по выработке подходов к классификации ТРИЗ. Идёт работа с тем, чтобы установить критерии, которые будут применяться для того, чтобы относить запасы к трудноизвлекаемым. Это могут быть геологические предпосылки, отсутствие инфраструктуры, технологий разведки и добычи», — рассказал г-н Шиманский.
Участники круглого стола сошлись во мнении, что при определении критериев следует учитывать не только геологические особенности, но и эффективность добычи.
«Сейчас исходят из геологических особенностей: это состав руды, агрегатное состояние и т. д. На мой взгляд, необходимо расширить критерии. Взять тот же шельф. Здесь сеноманские залежи с точки зрения фильтрационных свойств — это никакие не ТРИЗ, но это трудномонетизируемые запасы за счёт удалённости от инфраструктуры. И с каждым годом в портфеле крупных нефтегазовых компаний таких активов становится всё больше», — отмечает Дамир Хабибуллин.
Сейчас речь идёт только о действующих месторождениях. Однако не стоит забывать, что от получения лицензии до начала работ на участке может пройти 15, а то и больше, лет. И поэтому пришло время относить к трудноизвлекаемым запасам уже и прогнозные ресурсы, развивает свою мысль Дамир Хабибуллин.
Тогда недропользователь, получив новый лицензионный участок, будет уверен, что его риски, в том числе и финансовые, готово разделить государство. Конечно, на разработке критериев работа не закончится. Нужно будет определить, как именно профильное министерство будет администрировать льготы. Пока такой методики нет.
Вновь был поднят вопрос об увеличении бюджетного финансирования геологоразведки. В рамках существующей модели основную нагрузку здесь несут добывающие компании. Однако не все участники круглого стола считают это распределение обязанностей эффективным.
«К большому сожалению, государство устранилось от управления недрами. Государство выделяет Министерству природных ресурсов, Роснедрам 10–12 млрд рублей на ГРР. Министерство полностью устранилось от проведения научных и аналитических работ, ликвидированы институты, осталось только два.
В результате сегодня «Газпром» на 100% ведёт добычу на месторождениях, открытых в советское время. Получается, что при финансировании с расчётом на бизнес ничего не делается на самом деле. На тех месторождениях, что сейчас вовлечены в разработку, к 2035 году добыча сократится в два раза!» — подчеркнул генеральный директор ОАО «Сибирский научно-аналитический центр» Анатолий Брехунцов.
Резюмируем: оценка запасов природного газа в РФ зависит от точки зрения. Стакан может быть наполовину полон: тогда мы говорим о больших разведанных запасах, огромном потенциале зоны АВПД и газогидратов. Или он может быть наполовину пуст.
Тогда мы обращаем внимание на истощение запасов лёгкого в добыче «сеноманского» газа, рост доли ТРИЗ в структуре запасов и отсутствие готовых технологий добычи «голубого топлива» на шельфе и в виде газогидратов. Посыпать голову пеплом ещё рано, разведанных запасов наверняка хватит не просто на годы, но и на десятилетия интенсивной добычи. Но задуматься
о будущем нужно уже сейчас.
К слову
Структура запасов ПАО «Газпром»
(в млрд кубометров):
23 433 — Западная Сибирь;
4 750,5 — Баренцево море;
4 714,9 — Европейская часть РФ;
3 754 — Восточная Сибирь;
2 653,5 — Карское море;
757,7 — Охотское море.
Текст: Андрей Халбашкеев
