Аналитика // Интервью. Проблемы у газпром нефти


«Газпром нефть»: основные идеи стратегического развития — ПАО «Газпром нефть»

Сергей Вакуленко

«Газпром нефть» сегодня — одна из самых быстро растущих нефтегазовых компаний на российском рынке. В интервью журналу Nefte Compass начальник департамента стратегии и инноваций «Газпром нефти» Сергей Вакуленко рассказал о принципах формирования стратегии, а также о ключевых факторах, которые учитываются при долгосрочном планировании.

журнал Nefte Compass

— За последние несколько лет отрасль столкнулась с большим количеством новых вызовов — как в связи с этим изменилась стратегия «Газпром нефти»?

— Стратегия изменилась не только у «Газпром нефти», наверное, стоит говорить о том, что изменилась стратегия отрасли. До 2014-го года проблем со средствами на реализацию различных проектов не было, и вся отрасль торопилась набрать побольше активов, полагая, что кто быстрее, тот и успешнее. «Газпром нефть» в этом отношении достаточно уникальна. Компания демонстрировала самый высокий темп роста в отрасли, но рост этот достигался за счет продуманного поступательного движения. Сразу просчитывалось — какие и сколько проектов нужны компании на данном этапе развития, после их реализации появлялись новые и так далее. Этим принципом компания руководствовалась и до 2014 года, весьма уместен он и сейчас. Разумеется, в изменившихся экономических условиях какие-то проекты пришлось пересмотреть. Например, модернизацию нефтепереработки слегка сдвинули из-за бюджетных ограничений. По-другому стали смотреть на проекты с дорогой добычей — не отказываться от них полностью, но максимально удешевить. А в целом та бизнес-модель, которую мы для себя избрали, оказалась крайне жизнеспособной.

— На какой период рассчитана актуальная стратегия компании, и вообще насколько целесообразно долгосрочное планирование в сегодняшних условиях высокой неопределенности?

— Нефтяные компании не могут обойтись без долгосрочного планирования. Тайм-лайн проекта от геологоразведки до запуска месторождения в эксплуатацию — это 10-12 лет. В освоенных регионах, при прочих благоприятствующих условиях можно уложиться и в пять. В среднем, от первой нефти до выхода месторождения на проектный уровень добычи уходит еще 5-7 лет. До нормального возврата на капитал, под который имеет смысл вкладывать деньги, — 15 лет. То есть, в среднем горизонт окупаемости проекта освоения месторождения с нуля составляет 20-25 лет. Если, к тому же, проект связан с применением новых технологий, то десятилетие может потребоваться только на то, чтобы эта технология созрела. Хороший пример — освоение месторождений сланцевой нефти в США. Первые скважины пионеры отрасли начали бурить в 1990-е, а их усилия окупились, в 2010-е. Так что у нас отрасль с очень длинным циклом.

У «Газпром нефти» сейчас официально действует план развития до 2025 года и готовится стратегия до 2030-го. Но в этой новой стратегии будет много проектов с горизонтом реализации до 2044, 2048 годов.

— Почему тогда выбраны именно пятилетние стратегические отрезки?

— Это на самом деле условность, просто понятный временной горизонт. Знаете, как когда по шоссе едешь, фары какой-то определенный отрезок дороги освещают. Так и здесь.

— Новая стратегия будет как-то принципиально отличаться от существующей?

— Планируется, что цели будут больше качественные, чем количественные. Ведь традиционные целевые параметры — объемы добычи, переработки, сбыта — это не совсем стратегия. Стратегия — это о том, как мы собираемся достигать эти цели, какие механизмы использовать.

Сейчас «Газпром нефть» вошла в десятку крупнейших нефтедобывающих компаний мира. Именно нефтедобывающих, так как основная задача компании в группе «Газпром» — это добыча жидких углеводородов. Мы уже превзошли по этому показателю Eni, Statoil, ConocoPhillips и занимаем третье место в России. План — оставаться в десятке, а поскольку общий объем спроса на долгий срок прогнозировать довольно трудно, выставлять себе конкретные числовые параметры, наверное, не совсем разумно. Просто для того, чтобы оставаться в этом клубе, надо расти тем же темпом, что и отрасль, но это не тот темп, который был нам нужен, чтобы войти в этот клуб.

— Есть еще один момент. Если использовать международную классификацию, «Газпром нефть» по-прежнему NOC — National Oil Company, а Eni, Statoil, Shell — это IOC — International Oil Company. В вашей стратегии нет цели стать международным игроком?

— А мы и сейчас международный игрок в какой-то мере. У нас есть международные операции. Мы добываем нефть на Балканах, на Ближнем Востоке.

— Но их не очень много и они, скорее опция, для вашего бизнеса?

— Если наша домашняя территория позволяет нам столько добывать и иметь конвейер проектов, который будет обеспечивать долгосрочный рост, то в этом тоже нет ничего плохого. Фокус внимания многих американских компаний все больше и больше сдвигается в сторону домашних сланцевых месторождений. А тот же Statoil очень долгое время был компанией Северного моря.

— Продолжая международную тему, не могу не задать вопрос о соглашении с ОПЕК по сокращению добычи. Это уже, наверное, не о стратегическом влиянии — как соглашение повлияло на тактику компании?

— Как и все остальные российские компании, оценив целесообразность этого соглашения, мы вполне добровольно заморозили добычу на уровне октября 2016 года — на 2,7%. Наверное, все, кто входил в эту сделку, сомневались, не будут ли потери на объеме больше, чем выигрыш на цене. Но сейчас очевидно, что от сокращения добычи и последовавшей за этим стабилизации рынка сильно выиграли и компании, и страна, и вся мировая отрасль.

Если же говорить о тактике, то раньше мы, грубо говоря, старались добыть все, что возможно в пределах сил и средств, а после присоединения к сделке стали выбирать, где выгоднее бурить в первую очередь, и перенесли фокус нашей активности на новые активы на севере Ямало-Ненецкого региона — Восточно-Мессояхское, Новопортовское, Приразломное месторождения. Это свежие активы с прекрасными высокодебитными скважинами, которые иной раз дают по 700 тонн нефти в сутки, в то время как на старых западносибирских активах дебет новой скважины порядка 40 тонн. То есть, одна скважина на Новопортовском по продуктивности сопоставима с 20 объектами в Западной Сибири.

— Не дешевле было бы вообще отказаться от нового бурения, и сэкономив деньги, и сократив добычу?

— Наверное, мы действительно сэкономили бы какие-то деньги, выполняя квоту отказом от нового бурения. Но мы привыкли смотреть в будущее. Во-первых, это сильно ударило бы по рынку нефтесервиса, а в конечном итоге, и по нашему производственному потенциалу. Во-вторых, фонд скважин можно образно сравнить с демографическим пулом. Если остановить бурение, в этой демографической пирамиде скважин образуется провал, такой как получает человечество после войн, эпидемий. Отсутствие скважин определенных возрастов сильно подкосит наш потенциал на следующие 7-10, а может и 15 лет — то есть, на срок жизненного цикла скважины, и потери будут больше, чем экономия от остановки бурения. Поэтому мы решили использовать новые скважины, как правило, менее обводненные, а значит с меньшими эксплуатационными затратами. А менее эффективные старые скважины переводятся в резерв, и будут снова запущены, когда понадобится увеличить добычу, чтобы удовлетворять растущий спрос.

— Каковы прогнозы — скоро это понадобится?

— Мы полагаем, что существующий уровень квот начнет меняться довольно скоро. За последний год спрос на нефть вырос очень значительно — по разным оценкам от 1,4 до 1,7 млн баррелей в день. Заказ на дополнительную добычу нефти от ОПЕК и от России явно будет — это вопрос каких-нибудь месяцев, может быть года.

— После этого все начнут вводить законсервированные скважины, наращивать добычу и спровоцируют новый кризис?

— Уровень квот изменится, но соглашение России и ОПЕК, скорее всего, сохранится. И то, что мир знает, что у России, так же как и у Саудовской Аравии теперь есть свободная мощность, которую можно легко вывести на рынок, будет служить успокаивающим фактором для желающих реализовывать дорогие и не очень разумные проекты добычи нефти.

— У России размер свободных мощностей не такой значительный, как у Саудовской Аравии...

— Не такой, но уже значительный и постепенно растет. Сегодня это порядка 500 тыс. баррелей в день, а к тому моменту, когда ограничения снимут, я думаю, можеть быть и 700-800 тыс. баррелей. Это, конечно, меньше, чем декларируемые саудовские 2 млн баррелей, которые, кстати, кроме них тоже никто не считал. Но 800 тыс. баррелей — это тоже много. Это больше, чем добрая половина членов ОПЕК производит.

— Вы сказали, что соглашение России с ОПЕК, скорее всего, продлится. На чем основано это мнение? Ведь попытки наладить сотрудничество предпринимались и раньше, но все они проваливались.

— Мое мнение — это мнение стороннего наблюдателя: я регулярно участвую в диалогах Россия — ОПЕК, где мы обмениваемся экспертными оценками. Думаю, что это в очень большой мере вопрос доверия. Раньше этого доверия почему-то не было, но в последние несколько лет, мы видим достаточно высокий уровень взаимопонимания между российским и саудовским министрами энергетики Александром Новаком и Халедом аль-Фалехом. Эти люди и их команды часто встречаются, много общаются. И когда это доверие появилось, стало видно, что сотрудничество действительно приносит достаточно хорошие плоды и ОПЕК, и России.

— Это эффект только для стран, или для бизнеса тоже?

— С одной стороны российские нефтяные компании в силу особенностей налогового режима и так научились эффективно работать при очень низких ценах на нефть. Даже когда цена на нефть была трехзначной, для российских нефтяных компаний из-за особенностей налогообложения она эффективно не превышала $35-40 за баррель. Но, как бы то ни было, всем крайне полезна стабильность. При спокойном взгляде в будущее гораздо проще и планировать, и запускать проекты. Кооперация России и ОПЕК дает ощущение, что каких-то деструктивных ценовых войн, волн демпинга, раскачивания рынка, наверное, не будет.

Кроме того, мы уверены, что дальнейшие успехи российской нефтяной отрасли во многом зависят от реформ налогообложения, формирования гибкого налогового режима. Очевидно, что в атмосфере более высоких цен на нефть, более комфортного положения для бюджета, государству будет проще идти на эти реформы.

— Уже можно говорить, что ситуация стабилизировалась, или все-таки есть еще возможность новых рыночных волнений? Какие, вообще, потенциальные угрозы для нефтяного рынка сегодня существуют?

— Если говорить о ближайших двух-трех годах, это такие характерные вещи, как войны, восстания, стихийные бедствия — в общем, любые глобальные потрясения в нефтедобывающих регионах, которые могут достаточно значительно повлиять на потенциал добычи. Вспомните, период великого роста цен на нефть, приведший к $146 за баррель к 2008 году, начался именно с урагана Катрина 2003-го года.

Если посмотреть в другую сторону, то этот период в то же время характеризовался высоким уровнем экономического роста, который подстегивал спрос на нефть. Сейчас же шаткая политическая ситуация в мире способствует скорее охлаждению экономической активности.

— Как учитываются в вашей стратегии такие факторы как вовлечение новых нетрадиционных запасов углеводородов, таких, как сланцевая нефть, а также развитие альтернативных источников энергии?

— Сланцы сегодня уже сложно называть нетрадиционными запасами. Когда-то и морские месторождения считались нетрадиционными запасами. Мы сейчас успешно добываем нефть из низкопроницаемых коллекторов, которая еще не так давно вообще не входила в число извлекаемых запасов.

Если говорить об альтернативной энергетике: солнце, воздух и вода, электромобили и так далее, то их развитие в своей стратегии мы, конечно, учитываем, но в перспективе гораздо более дальней. Скорость этого развития будет определяться целым клубком факторов, таких как темпы совершенствования технологии изготовления батарей, желание госорганов заниматься социальной инженерией, заставляя людей переходить на использование электромобилей, готовность самих людей к этому. В каком-то крайнем сценарии жители развитых стран решают, что да, действительно, глобальное потепление это очень серьезно, и ради борьбы с ним можно пожертвовать частью своего дохода для того, чтобы автомобилизация в развивающихся странах шла по электрическому пути. При таком развитии событий спрос на нефть действительно начнет падать быстрее, чем все предполагают сегодня. Но к условию, что страны первого мира достаточно богаты, чтобы пойти на это, накладывается еще целый спектр факторов вроде технологической готовности, доступности сырья, причем не только лития, про который вроде бы все знают, но еще и кобальта, неодима для постоянных магнитов, и так далее.

— Существует какой-то основной сценарий, отталкиваясь от которого «Газпром нефть» и формирует стратегию своего развития?

— Этих сценариев несколько. Сценарное планирование как раз и предполагает, что основного не существует. Просто портфель проектов оценивается в разрезе того или иного сценария развития внешней ситуации. Мы так и формируем портфель — чтобы он был достаточно гибок и адаптивен к разным вариантам. В нем есть фундамент, состоящий из проектов, реализация которых имеет смысл при любых условиях, и есть гибкие элементы, которые формируются проектами, которые в некоторых сценариях мы будем запускать, и довольно быстро, а в некоторых отказываться от этого. То есть, сейчас у нас один из главных подходов — это гибкость и адаптивность.

— Страновые и политические риски учитываются при формировании стратегии?

— Конечно, учитываются, но, вообще, со страновыми рисками очень забавная история. Возьмем Индонезию и Великобританию. Традиционно считается, что Великобритания — страна с низким страновым риском, а Индонезия — с высоким. Как вы думаете, сколько раз за последние 30 лет в Индонезии менялся фискальный режим? Ни одного. А в Великобритании больше десяти. И где тогда инвестору спокойнее работать?

— Давайте вернемся в будущее — тема пикового спроса на нефть в 2040-2050-х в последнее время возникает постоянно. Вы верите в то, что рыночные события будут развиваться именно по такому сценарию?

— Я считаю это вполне возможным и вероятным. Мы уже говорили об этом — тенденции будет определять то, насколько люди будут озабочены экологическими проблемами. Здесь и сейчас электромобили — это все-таки дорого. Да, говорят, что электричество дешевле бензина, но не стоит забывать, что в стоимости бензина зашито очень много налогов, и это очень существенный элемент наполнения бюджета. Как только электромобили станут какой-то значимой частью парка, налогами станет облагаться не топливо, а просто поездки — вне зависимости от вида энергоносителя, на котором работает транспортное средство. То есть, налогообложение станет гораздо более прямым, и разница в стоимости эксплуатации между бензиновой и электрической машинами заметно уменьшится. Поэтому в абсолютно не искаженной налогами ситуации, переход на электромобили был бы довольно медленным. Прибавьте к этому проблемы добычи лития, кобальта, скорости производства батарей. При этом мы видим огромный прогресс в технологиях производства бензиновых двигателей, которые становятся все более экономичными, экологичными и эта тенденция способна оказать гораздо большее влияние на мировой энергетический рынок.

— Меньше расход топлива — меньше потребность в бензине?

— Да, автомобили будут становиться все экономичнее, но в то же время их будет становиться все больше. По прогнозам к 2030 году количество автомобилей в мире удвоится. Хотя, конечно, все в этом мире когда-то заканчивается, и, наверное, существует пик спроса на что угодно. Ну, допустим, человечество будет в 2040 году потреблять нефти столько же, сколько в 2000-м. Это довольно заметный спад, но разве нефтяная отрасль плохо жила в 2000 году? Хорошо жила. То есть, российская нефть явно будет востребована, даже если мировой спрос снизится на треть от сегодняшнего уровня. А если он сначала вырастет до 110-120 млн баррелей в год, а потом на 30-40 упадет...

— Почему именно российская нефть будет востребована? В других регионах тоже есть дешевая нефть.

— Хорошо, российский баррель, наверное, будет добыт предпоследним. Последний добудут, несомненно, на Ближнем Востоке.

— Если к тому времени в России будут работать с такими сложными запасами как бажен или добывать нефть в Арктике, она станет далеко не такой дешевой как сейчас...

— Мы работаем над сокращением затрат на добычу такой нефти. К тому же, есть разница между общими затратами на реализацию проекта и текущими расходами. Например, обустройство платформы «Приразломная» на морском шельфе стоило дорого, но в дальнейшем высокодебитные скважины этого месторождения будут давать достаточно дешевую нефть. Новопортовское и Восточно-Мессояхское месторождения — это проекты стоимостью в миллиарды долларов, но учитывая их масштаб, они также будут давать дешевую нефть.

Вообще месторождений такого класса на суше осталось мало, но в России они пока еще есть, и мы их разрабатываем. Кроме того, не стоит недооценивать потенциал Западной Сибири — он поразительно велик. Кроме бажена, который представляется нефтяным Эльдорадо, и за которым все охотятся, есть множество других пластов и свит, в которых скрыты запасы, пусть не во много миллиардов тонн, а в 1-2 миллиарда, но и проницаемость пород там на порядок, на два порядка выше, чем в баженовской свите. При этом Западная Сибирь — хорошо обустроенный район с развитой инфраструктурой. Стоимость добычи этой нефти может быть выше, скажем, не 5-6, а 15-20 долларов за баррель, но ведь и не 40.

— Новая стратегия предполагает, что 10% активности компании может быть сосредоточено в отраслях, не связанных с нефтью и газом. Что конкретно имеется в виду?

— Мы все же не исключаем реализации сценария, в котором спрос на нефть будет расти не такими темпами, как хотелось бы. А мы строим, условно говоря, компанию на сто лет вперед. Да, «Газпром нефть» действительно выросла на нефти, научилась очень многому на нефти, но в целом ключевые компетенции компании универсальны. Это умение концептуально разрабатывать проекты, запускать их, управлять этими проектами, умение управлять производством, технологиями. Так что эти 10% — это, в том числе и желание найти новую растущую область на случай, если в нефтяной отрасли наши умения окажутся не полностью востребованы.

— Многие нефтяные компании сейчас идут в альтернативную энергетику...

— Да, многие идут в альтернативную энергетику... А мы искренне говорим, что сейчас еще не знаем, чем будут заполнены эти стратегические не нефтяные 10%. Пока это просто гипотеза и видение, что да, действительно, мы вполне можем и видим себя через некоторое время активными и успешными не только в нефтяной отрасли. В конце концов, 10 лет назад и планы добывать 100 млн тонн нефтяного эквивалента многим казались дерзостью, гонкой за механическим зайцем, который всегда будет быстрее тебя. Но добежали же.

— А почему все-таки не солнечная, ветряная энергетика как у других? Вам это не интересно?

— У нас есть ветряная энергетика в Сербии, которую мы реально развиваем. Там это гораздо более востребовано, чем в России. Хотя и в России есть такие проекты: на Ямале. Они небольшие, мы эту энергию не продаем — комбинированными энергетическими узлами, которые работают от ветра и солнца оборудованы некоторые удаленные точки.

— Это какие-то пилотные проекты?

— Нет, вполне рабочие. Мы посчитали и поняли, что на данном конкретном удаленном кусте так проще и выгоднее. Поставили ветряк, солнечную батарею, обычную батарею в дополнение к дизель-генератору. Все успешно работает.

— Еще одна «тема будущего», в которой активно участвует компания — цифровая трансформация. Как вы видите свою роль в новой промышленной революции?

— Не такая уж она и новая. Нефтянка работает с большими данными последние лет примерно 20. Просто тогда не было модного сегодня термина big data. Тем не менее, мы оперировали терабайтами данных при обработке сейсмики, при создании гидродинамических моделей. Месторождения нефти и газа ведь никто своими глазами не видел, не спускался на три километра вглубь. Уже десятки лет для этого используются различные приборы. Соответственно, у нас есть много данных различных исследований с советских времен, когда то, что сейчас считается хорошим, годным, качественным месторождением, таковым не считалось. На то, чтобы обработать эти данные вручную уйдут годы, а компьютер с этим справляется на порядки быстрее. Наш Центр сопровождения бурения «Геонавигатор» работает в Петербурге уже несколько лет и позволяет специалистам получать всю необходимую информацию и одновременно отслеживать десяток скважин на удаленных месторождениях — это тоже цифровая трансформация.

— Внедрение цифровых технологий что-то кардинально меняет в нефтяном бизнесе?

— Это резко повышает эффективность.

— То есть, когда нет возможности наращивать масштаб, приходится расти вот так?

— Вы об этом говорите, как о чем-то плохом. Когда-то золото находили в самородках. Самородное золото кончилось, стали в реке искать. С этим возникли проблемы, начали вычислять, откуда это золото в реку попадает, находить жилы. Это золото тоже закончилось, теперь размалывают породу с содержанием золота в десятые доли процента, вымывают его оттуда кислотой. Нефть, которую добывали еще 20 лет назад — это аналог самородков. Сейчас мы приходим к совсем другой добыче, тем не менее, литр нефти сегодня сопоставим по стоимости с литром воды, которую вы покупаете в супермаркете, хотя воду добывать гораздо проще. С помощью новых технологий мы добываем нефть в очень сложных условиях и с минимальными издержками.

И это поможет нам оставаться, грубо говоря, актуальными, сохранять масштаб на протяжении многих лет. Ведь запасы, которые мы сейчас разрабатываем, это малая доля углеводородов, которые содержат наши месторождения. Большую часть нефти мы либо не можем извлечь с помощью существующих технических методов, либо это очень дорого. Развитие технологий и повышение эффективности позволяет нам получить версию 2.0, версию 3.0, Приобки, Ноябрьска, Муравленко, и так далее.

То есть, научившись брать не только самородки, но и рудное золото тоже, мы на старых площадях, по сути, получаем новые месторождения.

www.gazprom-neft.ru

Газпром нефть: основные идеи стратегического развития // Интервью // Аналитика

Газпром нефть сегодня - одна из самых быстро растущих нефтегазовых компаний на российском рынке.

В интервью, начальник департамента стратегии и инноваций Газпром нефти С. Вакуленко рассказал о принципах формирования стратегии, а также о ключевых факторах, которые учитываются при долгосрочном планировании.

- За последние несколько лет отрасль столкнулась с большим количеством новых вызовов - как в связи с этим изменилась стратегия Газпром нефти?

- Стратегия изменилась не только у Газпром нефти, наверное, стоит говорить о том, что изменилась стратегия отрасли. До 2014 г проблем со средствами на реализацию различных проектов не было, и вся отрасль торопилась набрать побольше активов, полагая, что кто быстрее, тот и успешнее. Газпром нефть в этом отношении достаточно уникальна. Компания демонстрировала самый высокий темп роста в отрасли, но рост этот достигался за счет продуманного поступательного движения. Сразу просчитывалось - какие и сколько проектов нужны компании на данном этапе развития, после их реализации появлялись новые и так далее. Этим принципом компания руководствовалась и до 2014 г, весьма уместен он и сейчас. Разумеется, в изменившихся экономических условиях какие-то проекты пришлось пересмотреть. Например, модернизацию нефтепереработки слегка сдвинули из-за бюджетных ограничений. По-другому стали смотреть на проекты с дорогой добычей - не отказываться от них полностью, но максимально удешевить. А в целом та бизнес-модель, которую мы для себя избрали, оказалась крайне жизнеспособной.

- На какой период рассчитана актуальная стратегия компании, и вообще насколько целесообразно долгосрочное планирование в сегодняшних условиях высокой неопределенности?

- Нефтяные компании не могут обойтись без долгосрочного планирования. Тайм-лайн проекта от геологоразведки до запуска месторождения в эксплуатацию - это 10-12 лет. В освоенных регионах, при прочих благоприятствующих условиях можно уложиться и в пять. В среднем, от первой нефти до выхода месторождения на проектный уровень добычи уходит еще 5-7 лет. До нормального возврата на капитал, под который имеет смысл вкладывать деньги, - 15 лет. То есть, в среднем горизонт окупаемости проекта освоения месторождения с нуля составляет 20-25 лет.Если, к тому же, проект связан с применением новых технологий, то десятилетие может потребоваться только на то, чтобы эта технология созрела. Хороший пример - освоение месторождений сланцевой нефти в США. Первые скважины пионеры отрасли начали бурить в 1990-е,а их усилия окупились, в 2010-е.Так что у нас отрасль с очень длинным циклом.

У Газпром нефти сейчас официально действует план развития до 2025 г и готовится стратегия до 2030-го. Но в этой новой стратегии будет много проектов с горизонтом реализации до 2044, 2048 г.

- Почему тогда выбраны именно пятилетние стратегические отрезки?

- Это на самом деле условность, просто понятный временной горизонт. Знаете, как когда по шоссе едешь, фары какой-то определенный отрезок дороги освещают. Так и здесь.

- Новая стратегия будет как-то принципиально отличаться от существующей?

- Планируется, что цели будут больше качественные, чем количественные. Ведь традиционные целевые параметры - объемы добычи, переработки, сбыта - это не совсем стратегия. Стратегия - это о том, как мы собираемся достигать эти цели, какие механизмы использовать.

Сейчас Газпром нефть вошла в десятку крупнейших нефтедобывающих компаний мира. Именно нефтедобывающих, так как основная задача компании в группе «Газпром» - это добыча жидких углеводородов. Мы уже превзошли по этому показателю Eni, Statoil, ConocoPhillips и занимаем третье место в России. План - оставатьсяв десятке, а поскольку общий объем спроса на долгий срок прогнозировать довольно трудно, выставлять себе конкретные числовые параметры, наверное, не совсем разумно. Просто для того, чтобы оставаться в этом клубе, надо расти тем же темпом, что и отрасль, но это не тот темп, который был нам нужен, чтобы войти в этот клуб.

- Есть еще один момент. Если использовать международную классификацию, Газпром нефть по-прежнему NOC - National Oil Company, а Eni, Statoil, Shell - это IOC - International Oil Company. В вашей стратегии нет цели стать международным игроком?

- А мы и сейчас международный игрок в какой-то мере. У нас есть международные операции. Мы добываем нефть на Балканах, на Ближнем Востоке.

- Но их не очень много и они, скорее опция, для вашего бизнеса?

- Если наша домашняя территория позволяет нам столько добывать и иметь конвейер проектов, который будет обесечивать долгосрочный рост, то в этом тоже нет ничего плохого. Фокус внимания многих американских компаний все больше и больше сдвигается в сторону домашних сланцевых месторождений. А тот же Statoil очень долгое время был компанией Северного моря.

- Продолжая международную тему, не могу не задать вопрос о соглашении с ОПЕК по сокращению добычи. Это уже, наверное, не о стратегическом влиянии - как соглашение повлияло на тактику компании?

- Как и все остальные российские компании, оценив целесообразность этого соглашения, мы вполне добровольно заморозили добычу на уровне октября 2016 г - на 2,7%. Наверное, все, кто входил в эту сделку, сомневались, не будут ли потери на объеме больше, чем выигрыш на цене. Но сейчас очевидно, что от сокращения добычи и последовавшей за этим стабилизации рынка сильно выиграли и компании, и страна, и вся мировая отрасль.

Если же говорить о тактике, то раньше мы, грубо говоря, старались добыть все, что возможно в пределах сил и средств, а после присоединения к сделке стали выбирать, где выгоднее бурить в первую очередь, и перенесли фокус нашей активности на новые активы на севере Ямало-Ненецкого региона - Восточно-Мессояхское, Новопортовское, Приразломное месторождения. Это свежие активы с прекрасными высокодебитными скважинами, которые иной раз дают по 700 т нефти в сутки, в то время как на старых западносибирских активах дебет новой скважины порядка 40 т. То есть, одна скважина на Новопортовском по продуктивности сопоставима с 20 объектами в Западной Сибири.

- Не дешевле было бы вообще отказаться от нового бурения, и сэкономив деньги, и сократив добычу?

- Наверное, мы действительно сэкономили бы какие-то деньги, выполняя квоту отказом от нового бурения. Но мы привыкли смотреть в будущее. Во-первых, это сильно ударило бы по рынку нефтесервиса, а в конечном итоге, и по нашему производственному потенциалу. Во-вторых, фонд скважин можно образно сравнить с демографическим пулом. Если остановить бурение, в этой демографической пирамиде скважин образуется провал, такой как получает человечество после войн, эпидемий. Отсутствие скважин определенных возрастов сильно подкосит наш потенциал на следующие 7-10, а может и 15 лет - то есть, на срок жизненного цикла скважины, и потери будут больше, чем экономия от остановки бурения. Поэтому мы решили использовать новые скважины, как правило, менее обводненные, а значит с меньшими эксплуатационными затратами. А менее эффективные старые скважины переводятся в резерв, и будут снова запущены, когда понадобится увеличить добычу, чтобы удовлетворять растущий спрос.

- Каковы прогнозы - скоро это понадобится?

- Мы полагаем, что существующий уровень квот начнет меняться довольно скоро. За последний год спрос на нефть вырос очень значительно - по разным оценкам от 1,4 до 1,7 млн баррелей в день. Заказ на дополнительную добычу нефти от ОПЕК и от России явно будет - это вопрос каких-нибудь месяцев, может быть года.

- После этого все начнут вводить законсервированные скважины, наращивать добычу и спровоцируют новый кризис?

- Уровень квот изменится, но соглашение России и ОПЕК, скорее всего, сохранится. И то, что мир знает, что у России, так же как и у Саудовской Аравии теперь есть свободная мощность, которую можно легко вывести на рынок, будет служить успокаивающим фактором для желающих реализовывать дорогие и не очень разумные проекты добычи нефти.

- У России размер свободных мощностей не такой значительный, как у Саудовской Аравии...

- Не такой, но уже значительный и постепенно растет. Сегодня это порядка 500 тыс. баррелей в день, а к тому моменту, когда ограничения снимут, я думаю, можеть быть и 700-800 тыс.баррелей. Это, конечно, меньше, чем декларируемые саудовские 2 млн баррелей, которые, кстати, кроме них тоже никто не считал. Но 800 тыс. баррелей - это тоже много. Это больше, чем добрая половина членов ОПЕК производит.

- Вы сказали, что соглашение России с ОПЕК, скорее всего, продлится. На чем основано это мнение? Ведь попытки наладить сотрудничество предпринимались и раньше, но все они проваливались.

- Мое мнение - это мнение стороннего наблюдателя: я регулярно участвую в диалогах Россия - ОПЕК, где мы обмениваемся экспертными оценками. Думаю, что это в очень большой мере вопрос доверия. Раньше этого доверия почему-то не было, но в последние несколько лет, мы видим достаточно высокий уровень взаимопонимания между российским и саудовским министрами энергетики Александром Новаком и Халедом аль-Фалехом. Эти люди и их команды часто встречаются, много общаются. И когда это доверие появилось, стало видно, что сотрудничество действительно приносит достаточно хорошие плоды и ОПЕК, и России.

- Это эффект только для стран, или для бизнеса тоже?

- С одной стороны российские нефтяные компании в силу особенностей налогового режима и так научились эффективно работать при очень низких ценах на нефть. Даже когда цена на нефть была трехзначной, для российских нефтяных компаний из-за особенностей налогообложения она эффективно не превышала 35-40 долл США за баррель. Но, как бы то ни было, всем крайне полезна стабильность. При спокойном взгляде в будущее гораздо проще и планировать, и запускать проекты. Кооперация России и ОПЕК дает ощущение, что каких-то деструктивных ценовых войн, волн демпинга, раскачивания рынка, наверное, не будет.

Кроме того, мы уверены, что дальнейшие успехи российской нефтяной отрасли во многом зависят от реформ налогообложения, формирования гибкого налогового режима. Очевидно, что в атмосфере более высоких цен на нефть, более комфортного положения для бюджета, государству будет проще идти на эти реформы.

- Уже можно говорить, что ситуация стабилизировалась, или все-таки есть еще возможность новых рыночных волнений? Какие, вообще, потенциальные угрозы для нефтяного рынка сегодня существуют?

- Если говорить о ближайших двух-трех годах, это такие характерные вещи, как войны, восстания, стихийные бедствия - в общем, любые глобальные потрясения в нефтедобывающих регионах, которые могут достаточно значительно повлиять на потенциал добычи. Вспомните, период великого роста цен на нефть, приведший к 146 долл США за баррель к 2008 г, начался именно с урагана Катрина 2003 г.

Если посмотреть в другую сторону, то этот период в то же время характеризовался высоким уровнем экономического роста, который подстегивал спрос на нефть. Сейчас же шаткая политическая ситуация в мире способствует скорее охлаждению экономической активности.

- Как учитываются в вашей стратегии такие факторы как вовлечение новых нетрадиционных запасов углеводородов, таких, как сланцевая нефть, а также развитие альтернативных источников энергии?

- Сланцы сегодня уже сложно называть нетрадиционными запасами. Когда-то и морские месторождения считались нетрадиционными запасами. Мы сейчас успешно добываем нефть из низкопроницаемых коллекторов, которая еще не так давно вообще не входила в число извлекаемых запасов.

Если говорить об альтернативной энергетике: солнце, воздух и вода, электромобили и так далее, то их развитие в своей стратегии мы, конечно, учитываем, но в перспективе гораздо более дальней. Скорость этого развития будет определяться целым клубком факторов, таких как темпы совершенствования технологии изготовления батарей, желание госорганов заниматься социальной инженерией, заставляя людей переходить на использование электромобилей, готовность самих людей к этому. В каком-то крайнем сценарии жители развитых стран решают, что да, действительно, глобальное потепление это очень серьезно, и ради борьбы с ним можно пожертвовать частью своего дохода для того, чтобы автомобилизация в развивающихся странах шла по электрическому пути. При таком развитии событий спрос на нефть действительно начнет падать быстрее, чем все предполагают сегодня. Но к условию, что страны первого мира достаточно богаты, чтобы пойти на это, накладывается еще целый спектр факторов вроде технологической готовности, доступности сырья, причем не только лития, про который вроде бы все знают, но еще и кобальта, неодима для постоянных магнитов, и так далее.

- Существует какой-то основной сценарий, отталкиваясь от которого Газпром нефть и формирует стратегию своего развития?

- Этих сценариев несколько. Сценарное планирование как раз и предполагает, что основного не существует. Просто портфель проектов оценивается в разрезе того или иного сценария развития внешней ситуации. Мы так и формируем портфель - чтобы он был достаточно гибок и адаптивен к разным вариантам. В нем есть фундамент, состоящий из проектов, реализация которых имеет смысл при любых условиях, и есть гибкие элементы, которые формируются проектами, которые в некоторых сценариях мы будем запускать, и довольно быстро, а в некоторых отказываться от этого. То есть, сейчас у нас один из главных подходов - это гибкость и адаптивность.

- Страновые и политические риски учитываются при формировании стратегии?

- Конечно, учитываются, но, вообще, со страновыми рисками очень забавная история. Возьмем Индонезию и Великобританию. Традиционно считается, что Великобритания - страна с низким страновым риском, а Индонезия - с высоким. Как вы думаете, сколько раз за последние 30 лет в Индонезии менялся фискальный режим? Ни одного. А в Великобритании больше десяти. И где тогда инвестору спокойнее работать?

- Давайте вернемся в будущее - тема пикового спроса на нефть в 2040-2050-х в последнее время возникает постоянно. Вы верите в то, что рыночные события будут развиваться именно по такому сценарию?

- Я считаю это вполне возможным и вероятным. Мы уже говорили об этом - тенденции будет определять то, насколько люди будут озабочены экологическими проблемами. Здесь и сейчас электромобили - это все-таки дорого. Да, говорят, что электричество дешевле бензина, но не стоит забывать, что в стоимости бензина зашито очень много налогов, и это очень существенный элемент наполнения бюджета. Как только электромобили станут какой-то значимой частью парка, налогами станет облагаться не топливо, а просто поездки - вне зависимости от вида энергоносителя, на котором работает транспортное средство. То есть, налогообложение станет гораздо более прямым, и разница в стоимости эксплуатации между бензиновой и электрической машинами заметно уменьшится. Поэтому в абсолютно не искаженной налогами ситуации, переход на электромобили был бы довольно медленным. Прибавьте к этому проблемы добычи лития, кобальта, скорости производства батарей. При этом мы видим огромный прогресс в технологиях производства бензиновых двигателей, которые становятся все более экономичными, экологичными и эта тенденция способна оказать гораздо большее влияние на мировой энергетический рынок.

- Меньше расход топлива - меньше потребность в бензине?

- Да, автомобили будут становиться все экономичнее, но в то же время их будет становиться все больше. По прогнозам к 2030 г количество автомобилей в мире удвоится. Хотя, конечно, все в этом мире когда-то заканчивается, и, наверное, существует пик спроса на что угодно. Ну, допустим, человечество будет в 2040 г потреблять нефти столько же, сколько в 2000-м. Это довольно заметный спад, но разве нефтяная отрасль плохо жила в 2000 г? Хорошо жила. То есть, российская нефть явно будет востребована, даже если мировой спрос снизится на треть от сегодняшнего уровня. А если он сначала вырастет до 110-120 млн баррелей в год, а потом на 30-40 упадет...

- Почему именно российская нефть будет востребована? В других регионах тоже есть дешевая нефть.

- Хорошо, российский баррель, наверное, будет добыт предпоследним. Последний добудут, несомненно, на Ближнем Востоке.

- Если к тому времени в России будут работать с такими сложными запасами как бажен или добывать нефть в Арктике, она станет далеко не такой дешевой как сейчас...

- Мы работаем над сокращением затрат на добычу такой нефти. К тому же, есть разница между общими затратами на реализацию проекта и текущими расходами. Например, обустройство платформы «Приразломная» на морском шельфе стоило дорого, но в дальнейшем высокодебитные скважины этого месторождения будут давать достаточно дешевую нефть. Новопортовское и Восточно-Мессояхское месторождения - это проекты стоимостью в миллиарды долларов, но учитывая их масштаб, они также будут давать дешевую нефть.

Вообще месторождений такого класса на суше осталось мало, но в России они пока еще есть, и мы их разрабатываем. Кроме того, не стоит недооценивать потенциал Западной Сибири - он поразительно велик. Кроме бажена, который представляется нефтяным Эльдорадо, и за которым все охотятся, есть множество других пластов и свит, в которых скрыты запасы, пусть не во много миллиардов т, а в 1-2 миллиарда, но и проницаемость пород там на порядок, на два порядка выше, чем в баженовской свите. При этом Западная Сибирь - хорошо обустроенный район с развитой инфраструктурой. Стоимость добычи этой нефти может быть выше, скажем, не 5-6, а 15-20 долларов за баррель, но ведь и не 40.

- Новая стратегия предполагает, что 10% активности компании может быть сосредоточено в отраслях, не связанных с нефтью и газом. Что конкретно имеется в виду?

- Мы все же не исключаем реализации сценария, в котором спрос на нефть будет расти не такими темпами, как хотелось бы. А мы строим, условно говоря, компанию на сто лет вперед. Да, Газпром нефть действительно выросла на нефти, научилась очень многому на нефти, но в целом ключевые компетенции компании универсальны. Это умение концептуально разрабатывать проекты, запускать их, управлять этими проектами, умение управлять производством, технологиями. Так что эти 10% - это, в том числе и желание найти новую растущую область на случай, если в нефтяной отрасли наши умения окажутся не полностью востребованы.

- Многие нефтяные компании сейчас идут в альтернативную энергетику...

- Да, многие идут в альтернативную энергетику... А мы искренне говорим, что сейчас еще не знаем, чем будут заполнены эти стратегические не нефтяные 10%. Пока это просто гипотеза и видение, что да, действительно, мы вполне можем и видим себя через некоторое время активными и успешными не только в нефтяной отрасли. В конце концов, 10 лет назад и планы добывать 100 млн т нефтяного эквивалента многим казались дерзостью, гонкой за механическим зайцем, который всегда будет быстрее тебя. Но добежали же.

- А почему все-таки не солнечная, ветряная энергетика как у других? Вам это не интересно?

- У нас есть ветряная энергетика в Сербии, которую мы реально развиваем. Там это гораздо более востребовано, чем в России. Хотя и в России есть такие проекты: на Ямале. Они небольшие, мы эту энергию не продаем - комбинированными энергетическими узлами, которые работают от ветра и солнца оборудованы некоторые удаленные точки.

- Это какие-то пилотные проекты?

- Нет, вполне рабочие. Мы посчитали и поняли, что на данном конкретном удаленном кусте так проще и выгоднее. Поставили ветряк, солнечную батарею, обычную батарею в дополнение к дизель-генератору. Все успешно работает.

- Еще одна «тема будущего», в которой активно участвует компания - цифровая трансформация. Как вы видите свою роль в новой промышленной революции?

- Не такая уж она и новая. Нефтянка работает с большими данными последние лет примерно 20. Просто тогда не было модного сегодня термина big data. Тем не менее, мы оперировали терабайтами данных при обработке сейсмики, при создании гидродинамических моделей. Месторождения нефти и газа ведь никто своими глазами не видел, не спускался на три километра вглубь. Уже десятки лет для этого используются различные приборы. Соответственно, у нас есть много данных различных исследований с советских времен, когда то, что сейчас считается хорошим, годным, качественным месторождением, таковым не считалось. На то, чтобы обработать эти данные вручную уйдут годы, а компьютер с этим справляется на порядки быстрее. Наш Центр сопровождения бурения «Геонавигатор» работает в Петербурге уже несколько лет и позволяет специалистам получать всю необходимую информацию и одновременно отслеживать десяток скважин на удаленных месторождениях - это тоже цифровая трансформация.

- Внедрение цифровых технологий что-то кардинально меняет в нефтяном бизнесе?

- Это резко повышает эффективность.

- То есть, когда нет возможности наращивать масштаб, приходится расти вот так?

- Вы об этом говорите, как о чем-то плохом. Когда-то золото находили в самородках. Самородное золото кончилось, стали в реке искать. С этим возникли проблемы, начали вычислять, откуда это золото в реку попадает, находить жилы. Это золото тоже закончилось, теперь размалывают породу с содержанием золота в десятые доли процента, вымывают его оттуда кислотой. Нефть, которую добывали еще 20 лет назад - это аналог самородков. Сейчас мы приходим к совсем другой добыче, тем не менее, литр нефти сегодня сопоставим по стоимости с литром воды, которую вы покупаете в супермаркете, хотя воду добывать гораздо проще. С помощью новых технологий мы добываем нефть в очень сложных условиях и с минимальными издержками.

И это поможет нам оставаться, грубо говоря, актуальными, сохранять масштаб на протяжении многих лет. Ведь запасы, которые мы сейчас разрабатываем, это малая доля углеводородов, которые содержат наши месторождения. Большую часть нефти мы либо не можем извлечь с помощью существующих технических методов, либо это очень дорого. Развитие технологий и повышение эффективности позволяет нам получить версию 2.0, версию 3.0, Приобки, Ноябрьска, Муравленко, и так далее.

То есть, научившись брать не только самородки, но и рудное золото тоже, мы на старых площадях, по сути, получаем новые месторождения.

neftegaz.ru

Путь наверх – ДОБЫЧА – №149 (март 2018) – 2018 – Все выпуски – Журнал «Сибирская нефть» – Пресс-центр – ПАО «Газпром нефть» — официальный сайт компании

Ачимовские отложения — это «трудная» нефть, но у нее есть свои бесспорные преимущества: ее действительно очень много, причем часто она находится по соседству с традиционными, давно разрабатываемыми залежами — там, где уже есть и добывающие предприятия, и необходимая инфраструктура. И все это — хорошо знакомая геологам Западная Сибирь. Всерьез взявшись за  ачимовку было предложено выдающимся российским ученым-нефтяником, одним из первооткрывателей Западно-Сибирской нефтеносной провинции Ф. В. Гурари в 1959 году по названию села Ачимово в Омской области. , в «Газпром нефти» рассчитывают, что в ближайшие годы этот вид запасов станет важным источником пополнения ресурсной базы

Нефтяные ресурсы Западной Сибири формировались в осадочных породах, миллионы лет копившихся на дне древнего моря, которое когда-то покрывало эти территории. Наиболее качественные запасы образовались там, где когда-то находился морской шельф. Породы здесь откладывались равномерно, формируя однородные коллекторы с хорошей пористостью и проницаемостью. Добыть из них нефть несложно, и, конечно же, такие месторождения начали осваивать в первую очередь. Сегодня значительная часть этих запасов уже исчерпана.

Зона доступа

Объем начальных геологических запасов ачимовской толщи на лицензионных участках «Газпром нефти» составляет сегодня более 1,2 млрд тонн. 2,2 млрд тонн — активы совместных предприятий компании. Лицензии еще на чуть более 2 млрд тонн ачимовской нефти принадлежат материнской компании — «Газпрому». Таким образом, более половины из 10 млрд начальных геологических запасов ачимовки в Западной Сибири находятся в сфере влияния «Газпрома» и «Газпром нефти».

Самые большие запасы располагаются в северном кластере ачимовской толщи — в Надым-Пур-Тазовском районе ЯНАО. Однако это достаточно сложные отложения, характеризующиеся большими глубинами, аномально высоким пластовым давлением и большим газовым фактором, что затрудняет доступ к ним. Преимущество запасов центрального кластера — близость к традиционным активам «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза» и «Газпромнефть-Муравленко».

За 2016 год из ачимовских отложений «Газпром нефть» добыла 3 млн тонн углеводородов. Две трети из них получено на Приобском месторождении «Газпромнефть-Хантоса». Помимо Приобки ведутся работы на ачимовских отложениях Еты-Пуровского, Вынгаяхинского, Западно-Салымского, Северо-Самбургского, Тазовского месторождений. В качестве оператора «Газпром нефть» начнет работы на Ямбургском месторождении с огромным объемом запасов — более 1 млрд тонн углеводородов.

Особые запасы

Но наряду с ними существуют и другие запасы, формировавшиеся в то же время и по соседству, но в иных, глубоководных условиях. Часть осадочных пород с мелководья смывало на глубину оползнями и турбидитными потоками. Здесь они уже не лежали ровными слоями, а образовывали так называемые конусы выноса — насыпи сложной формы, растущие от того места, где случился обвал (см. рис. 28). Крупнозернистые породы перемешивались с мелкими частицами глин, в результате чего проницаемость образовавшихся здесь коллекторов оказалась гораздо ниже. Так возникла ачимовка. Со временем рельеф менялся, море уходило, за ним смещалась и граница шельфа. Так ачимовские структуры постепенно распределялись практически по всей территории современной Западной Сибири.

Ачимовская толща обладает огромным ресурсным потенциалом. И хотя нефть из нее добывают уже достаточно давно, результаты пока нельзя назвать впечатляющими. По оценке специалистов «Газпром нефти», накопленная добыча для ачимовских запасов у всех российских нефтяных компаний сейчас составляет не более 4%. Для сравнения: аналогичный показатель по традиционным месторождениям — 22%.

Юрий Масалкин

Юрий Масалкин,начальник департамента по управлению крупными проектами ГРР «Газпром нефти»:

Портфель проектов «Большая Ачимовка» имеет стратегическое значение для компании. Ресурсный потенциал ачимовских отложений огромен и исчисляется миллиардами тонн нефтяного эквивалента. Эффективная разработка данных отложений — большая и комплексная задача, которую возможно решить только при правильном взаимодействии команды различных функций компании. То, что мы осознали этот потенциал, инициировав проект «Большая Ачимовка», уже 50% успеха. Следующим фокусом нашего внимания является формирование высокопрофессиональной команды и вовлечение лучших умов «Газпром нефти» и наших партнеров в решение задачи по раскрытию потенциала этого объекта разработки.

Разрабатывать ачимовские залежи пробовали еще в советское время — но быстро бросили, не получив на пробуренных скважинах желаемого притока. На тот момент подходящих технологий еще не существовало, да и более привлекательных альтернатив было вполне достаточно. Сегодня взгляд на трудноизвлекаемые запасы изменился. Появились и технологии. Так, гидроразрыв пласта, проведенный на скважинах, ранее пробуренных на ачимовских залежах Северо-Самбургского месторождения, позволил увеличить их дебиты более чем в 10 раз.

Ресурсы Ачимовской толщи

Помимо большого объема ресурсов еще одна привлекательная особенность ачимовских отложений состоит в том, что они находятся по соседству с традиционными местами добычи (часто представляют собой другие пласты уже разрабатываемых месторождений), а значит, обеспечены всей необходимой инфраструктурой. Так как «легкие», привычные запасы заканчиваются, а ачимовка способна обеспечить значительный прирост ресурсной базы, она, естественно, вызывает интерес. Со временем переход на разработку нового типа ресурсов для добывающих предприятий Западной Сибири был бы вполне логичным. Однако, чтобы такой переход мог состояться, готовить его нужно уже сегодня. С этой целью в 2017 году в «Газпром нефти» был запущен проект «Большая Ачимовка».

В отличие от баженовской свиты, технологии для эффективной разработки которой еще предстоит изобрести — или значительно видоизменить существующие, ачимовка относится к традиционным трудноизвлекаемым запасам, то есть технологии ее разработки вполне понятны и уже активно используются. «Однако они требуют дополнительной настройки, — рассказывает исполнительный директор проекта «Большая Ачимовка» Георгий Волков. — Анализируя имеющийся опыт, мы видим, что те решения, которые сегодня применяются, недостаточно эффективны. Рентабельность ачимовских проектов необходимо повышать».

Поиск технологий

Причина, по которой разработка ачимовских залежей часто терпит неудачу, в сложном геологическом строении, которое, в свою очередь, связано с особенностями их формирования. Из конусов выноса осадочных пород образовались сложные по форме ловушки, и правильно очертить их границы, а затем охватить эффективной сеткой скважин — нетривиальная задача. Ситуацию усугубляют плохие фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) коллекторов, которые вдобавок могут сильно варьироваться от скважины к скважине. Проницаемость пластов редко превышает 1 мД, в то время как для «хороших» месторождений этот показатель составляет десятки мД. Кроме того, большое количество прослоев песчаника и глин в продуктивных пластах, а также отсутствие четких границ между нефтью и водой затрудняют интерпретацию данных геофизических исследований (ГИС) и выбор наиболее перспективных пластов для бурения.

В качестве базовой технологии для разработки ачимовских отложений «Газпром нефть» использует горизонтальные скважины с многостадийным гидроразрывом пласта (МГРП). Однако частой проблемой после МГРП становятся значительные притоки воды. «Причину этого еще предстоит выяснить. Она может заключаться как в изначально высокой обводненности запасов, так и в том, что трещины ГРП прорываются в соседние водоносные пласты», — отмечает специалист отдела сопровождения проекта «Большая Ачимовка» Научно-технического центра «Газпром нефти» Эмиль Фаттахов.

Другой негативный фактор — быстрое падение объемов добычи: 60–80% за первый год эксплуатации скважины. Это существенно сказывается на рентабельности. Сложности возникают и с поддержанием пластового давления с помощью заводнения. В низкопроницаемом коллекторе закачка воды не приносит желаемых результатов. В качестве альтернативы сегодня рассматривается возможность закачки газа для смешивающегося вытеснения метод увеличения нефтеотдачи, при котором дополнительное вытеснение нефти из низкопроницаемого коллектора достигается путем закачки смешивающегося с ней сжатого газа. При растворении газа в нефти ее вязкость и плотность уменьшаются, а объем увеличивается. . «Еще один возможный путь — максимально сократить сроки окупаемости скважин, снизив их себестоимость. Это позволит обойтись без методов увеличения нефтеотдачи, сосредоточившись на бурении большого количества скважин», — полагает Георгий Волков.

Опыт некоторых зарубежных нефтяных компаний говорит о том, что успешная разработка месторождений с подобными фильтрационно-емкостными свойствами возможна, нужно лишь правильно подобрать технологии. Самое главное препятствие сегодня — недостаток качественной информации. Большинство скважин были пробурены еще в советское время, когда ачимовские отложения не считались перспективными, поэтому они плохо изучены, керна мало, а геофизические исследования проводились лишь самыми простыми методами. Поэтому даже имеющиеся данные требуют актуализации и проверки.

Цифра в помощь

Особенности ачимовки меняются от региона к региону, а значит, однотипные технологические решения не будут работать на всей территории, где обнаруживаются такие запасы. Потребуется целый спектр решений для применения в разных условиях.

На всей территории, где располагается ачимовская толща, выделяют три больших региональных кластера: северный, восточный и западный. На севере расположены более мощные залежи, однако добыча здесь осложняется большими глубинами, высокими пластовыми давлениями и большим газосодержанием. В восточном и западном кластерах пласты с меньшей мощностью, с прослоями песчаников и глин и с большим содержанием воды.

В рамках проекта «Большая Ачимовка» в первую очередь предполагается создать региональную модель ачимовской толщи: выделить в ней типовые зоны и определить приоритетные объекты для вовлечения в разработку. Затем на пилотных участках будут отобраны и протестированы технологические решения, которые в результате свяжут с определенными зонами и геологическими условиями. «Опытно-промышленные работы по тестированию технологий для ачимовской толщи будут проводится на Ватинском и Кетовском участках «Славнефть-Мегионнефтегаза», а также на Еты-Пуровском и Вынгаяхинском месторождениях «Газпромнефть-Муравленко», — рассказал руководитель направления по геологии и разработке проекта «Большая Ачимовка» Дмитрий Гаренских.

Кроме того, планируется запустить ряд технологических проектов, посвященных поиску ответов на разнообразные ачимовские вызовы. «Многие из них уже решаются в рамках тех или иных проектов и программ технологического развития компании. Поэтому потребуется либо актуализировать эти проекты с учетом особенностей ачимовских отложений, либо модифицировать уже готовые решения», — поясняет Дмитрий Гаренских.

Так, под задачи «Большой Ачимовки» актуализируются проекты по созданию региональной петрофизической модели, геофизическим исследованиям скважин и цифровым исследованиям керна. Будет подобран оптимальный комплекс исследований, который позволит с наименьшими затратами получать данные, достаточные для эффективной разработки ачимовских залежей. Сократить затраты на массированное бурение разведочных скважин, извлечение керна и проведение ГИС помогут современные цифровые технологии.

Еще один проект, привлекающий современные когнитивные методы, посвящен интерпретации данных сейсморазведки. Проект был запущен в 2017 году. Его задача — проанализировать имеющиеся данные сейсмических исследований ачимовской толщи, выделить и типизировать определенные объекты, образы, характерные для таких отложений, и научить искусственный интеллект находить их в большом объеме информации. Этот подход позволит существенно повысить точность интерпретации результатов исследования и прогнозирования коллекторских свойств ачимовских пластов. Он уже показал свою эффективность во время сейсмических исследований на Северо-Самбургском месторождении.

www.gazprom-neft.ru


Смотрите также