Нефть – новый «возобновляемый» ресурс?

Бажен, доманик, битумы, подсолевые отложения – в мире еще много нефти, которую предстоит добыть.

(Продолжение статьи «Новые горизонты», опубликованной в издании «Сибирская нефть» Сергея ОРЛОВА).

ЧЕТВЕРТОЕ ПОКОЛЕНИЕ РОССИЙСКОЙ НЕФТИ …Российские тенденции по поиску запасов углеводородов практически идентичны тому, что происходит в мире. Первый приоритет развития ресурсной базы в стратегической перспективе — нетрадиционные и трудноизвлекаемые запасы. Причем речь идет не только о баженовской свите. В Энергетической стратегии России до 2030 года прогнозируется, что из годового объема добычи в 500–530 млн тонн нефти как минимум 40 млн тонн будет поступать из нетрадиционных месторождений. Это осторожный прогноз, учитывающий сложности с развитием технологий добычи жидких углеводородов из низкопроницаемых коллекторов.

В целом же потенциал «русских сланцев» гораздо серьезнее. Помимо баженовской свиты ТРИЗы содержат также абалакская и фроловская формации в Западной Сибири. Своих технологий ждут и гигантские запасы доманиковой свиты, расположенной вдоль Уральского хребта — практически от Карского моря до Каспия. Это второй по размерам и объемам после баженовской свиты потенциальный источник сланцевой нефти. От бажена доманик отличается только чуть большей мощностью слоев (15−70 м против 10−32 м) и еще меньшей изученностью.

В свою очередь, разработку арктических месторождений называют «четвертым поколением российской нефти». По экспертным оценкам, до 2025 года главным источником добычи будет акватория Баренцева и Печорского морей. Именно здесь находится единственное на сегодня шельфовое арктическое месторождение нефти в России, введенное в эксплуатацию, — Приразломное (принадлежит «Газпром нефти»). Неразведанный же потенциал углеводородов арктической зоны, по оценке Минприроды РФ, сегодня составляет 91% на шельфе и 53% на суше. Если в материковой зоне Российской Арктики открыто почти 350 месторождений нефти и газа, то на арктическом шельфе — всего пара десятков.

Нефтяной потенциал шельфа восточных морей России не столь масштабен по сравнению с арктическим, но зато более доступен с точки зрения освоения за счет менее сурового климата и более развитой инфраструктуры. Проекты «Сахалин-1» и «Сахалин-2» уже активно реализуются усилиями «Газпрома», «Роснефти», а также их иностранных партнеров — Shell и ExxonMobil. Здесь же, в Охотском море, «Газпром нефть» занимается активной разведкой Аяшского лицензионного участка и уже открыла месторождение Нептун и в 2018 году начала разведочное бурение на Баутинской структуре.

ЛУКОЙЛ, которой как частной компании доступ на арктический шельф закрыт, успешно продвигается по акватории Каспийского моря. В 2018 году принято окончательное инвестиционное решение по Ракушечному месторождению. Оно станет третьим северокаспийским лукойловским активом — вместе с уже действующими месторождениям им. Юрия Корчагина и им. Филановского. Разведкой нефтегазоконденсатного Центрального месторождения на Каспии, открытого в 2008 году, совместно занимаются Газпром, ЛУКОЙЛ и казахский «КазМунайГаз».

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

Нельзя не вспомнить о месторождении с именем Великое (лицензия принадлежит ЗАО «Нефтегазовая компания «АФБ»), найденном в 2013 году в освоенной Астраханской области. 300 млн т н. э. Оно вне десятки крупнейших месторождений России, но для современности – это уникальное открытие, несмотря на потенциальные сложности разработки актива, связанные с его геологическими особенностями.

ТЯЖЕЛАЯ НЕФТЬ ЛАТИНСКОЙ АМЕРИКИ Ресурсов для освоения в мире еще достаточно. Например, Канада — третья в мире по разведанным запасам (около 180 млрд баррелей нефти). При этом практически все канадские запасы (95%) — это нефтяные пески Альберты, представляющие собой смесь битума, песка, воды и глины. Для добычи такого сырья даже скважин бурить не надо — достаточно экскаватора, а вот его переработка очень дорога. Поэтому объемы добычи битуминозных песков практически всегда следуют за рыночными котировками: при росте цен реализация проектов активизируется, при снижении — замедляется.

Специальных технологий требует и добыча нефти в еще одном мировом нефтяном центре — Венесуэле. Это второе государство на планете после Саудовской Аравии по размеру запасов. Но нефть в Оринокском поясе очень тяжелая, высоковязкая, кое-где близкая по составу к битуминозным пескам, к тому же расположена на достаточно серьезных глубинах. Стоимость разработки месторождений высока, так как требует применения сложных технологий и добычи, и подготовки. При этом к технологическому фактору добавляются кризис в стране. Впрочем, политика меняется, технологии совершенствуются, делая проекты добычи сложной нефти все дешевле. Так что венесуэльскую и канадскую нефть вполне можно рассматривать как нефтяной резерв будущего.

Наверное, таковыми можно считать и бразильские подсолевые залежи, открытые компанией Petrobras в 2006 году. Объем запасов уже открытых подсолевых месторождений в одной Бразилии оценивается в 50 млрд б. н. э. Разведка идет полным ходом. Предполагается, что залежи подсолевой нефти могут располагаться и у западных берегов Африки, и в Мексиканском заливе. Добыча такой нефти — это снова инвестиции и технологии.

Для того чтобы добраться до подсолевых месторождений, надо преодолеть двухкилометровую толщу океанской воды, а потом еще три километра морских отложений. Найти подсолевую нефть удалось за счет появления новых технологий. Если бы не современная 3D-сейсмика и суперкомпьютеры, на порядки повысившие качество обработки геологической информации, так и хранились бы эти огромные запасы в своих многомиллионолетних ловушках. А теперь к 2020 году Petrobras планирует добывать из подсолевых отложений около 2–2,5 млн баррелей нефти в сутки.

Так что нефть еще вполне готова посоревноваться с возобновляемой энергией за место под солнцем. Все упирается в развитие технологий, а точнее, в темпы этого развития. К тому же в определенных научных кругах есть мнение, что нефть — источник энергии вполне себе возобновляемый. Согласно биосферной концепции нефтегазообразования, виновный во всех экологических бедах земли парниковый газ (CO2) переносится из атмосферы под земную поверхность и способствует восполнению запасов углеводородов в ходе геологических процессов.

Таким образом, авторы теории делают вывод, что все открытые месторождения нефти и газа — это не «клады», а «колодцы», которые не могут быть вычерпаны до конца. При правильной эксплуатации каждое нефтегазовое месторождение будет восстанавливать запас углеводородов. А при неправильной излишек углерода из атмосферы будет поглощаться в виде других форм, например в виде газогидратов на морском дне.