Трудный газ как вызов и победа

Светлана Сайгаткина,
обозреватель «Энергетической политики»

Россия на фоне прогнозов роста спроса на газ планирует увеличить его добычу уже через 5 лет на 30%, а через 25 лет – в 1,7 раза для покрытия как экспортных, так и внутренних поставок. Однако эти грандиозные планы не подкреплены необходимыми извлекаемыми запасами. Декларируемые объемы запасов более чем в 80% случаев относятся к трудноизвлекаемым, освоение которых требует принципиально новых сложных технологий и серьезных налоговых льгот. Перефразируя старый советский анекдот о тигре, который может съесть за раз 40 кг мяса, да только ему никто их не даст, можем сказать, что запасы‑то есть, вот только кто их даст нам освоить.

Поставленные цели

За последние пару лет в мире вернулся интерес к использованию углеводородных ресурсов – прогнозируется существенный рост спроса как по нефти, так и по газу. В прошлом году доля природного газа в мировом энергобалансе продолжила рост даже на фоне того, что многие западные страны продолжают декларировать отказ от ископаемых видов топлива.
По оценке Международного энергетического агентства (МЭА), в 2025 году потребление газа в мире увеличилось на 1%, до 4,3 трлн кубометров, а в текущем году вырастет на 2%. По оценке Форума стран – экспортеров газа, в 2055 году, то есть через 30 лет, в мире будет потребляться 5,4 трлн кубометров газа, на треть больше, чем сейчас, а доля газа в энергобалансе вырастет с 23 до 26%. Газ обладает необходимыми для «зеленых» потребителей качествами: низкий углеродный след, нетоксичность при транспортировке и хранении. Кроме того, газ – незаменимый балансирующий источник энергии при использовании нестабильных возобновляемых источников: ветра, солнца и воды.
Между нефтегазовыми компаниями обострилась конкурентная борьба за контроль над запасами нефти и газа, поскольку крупных открытий становится все меньше, а освоение новых провинций сопряжено с большими геологическими рисками.
Россия поставила себе амбициозные цели. Согласно Энергетической стратегии до 2050 года, добыча газа в стране должна вырасти до 853 млрд кубометров в год по сравнению с 663 млрд кубометров, добытых в 2025 году (рост на 28%). К 2036 году планируется нарастить показатель до 965 млрд (почти на 50%), а к 2050 году перевалить триллионый рубеж – 1107 млрд кубометров.
«Показатели развития газовой отрасли России, заложенные в Энергостратегии, выглядят достаточно амбициозно. Уже к 2030 году экспорт должен увеличиться в 1,8–2 раза относительно фактического показателя, а к 2050 году – в 2,2–3 раза. Таким образом, темпы роста экспорта газа из России, заложенные в Энергостратегии, должны в разы превысить общемировые. Например, по данным ФСЭГ, мировая торговля природным газом к 2050 году вырастет лишь на 44%», – говорит партнер Kept, руководитель практики по оказанию услуг компаниям нефтегазового сектора Максим Малков.
Он отмечает, что, кроме экспорта, должно вырасти и внутреннее потребление газа к 2050 году – на 106 млрд кубометров в инерционном сценарии. По мнению М. Малкова, основной прирост может сформироваться в нескольких ключевых секторах, таких как электроэнергетика, проекты газохимии, газификация и газомоторное топливо.

Есть ли ресурсы?

Сейчас на Государственный баланс поставлено 63,5 трлн кубометров извлекаемых запасов газа. Из них половина – в Уральском федеральном округе, включая Ямало-Ненецкий автономный округ. Одна четверть запасов, или 15,6 трлн кубометров, сосредоточена на российском шельфе.
Другими словами, запасы имеются. Одна загвоздка – добывать из недр стало слишком сложно и зачастую дорого.
Дело в том, что сейчас добыча газа ведется главным образом на территориях, где еще в советское время, порядка полувека назад, были открыты месторождения-гиганты – Уренгойское, Ямбургское, Медвежье и Заполярное. В то время на их освоение были брошены значительные ресурсы, построена инфраструктура, газопроводы, вокруг них выросли города. Всё это – Надым-Пур-Тазовский регион ЯНАО. Сейчас он обеспечивает 67% текущей российской газодобычи, а выработанность месторождений – свыше 75%.
Будущее нашей газовой отрасли – это, главным образом, новые месторождения, которые расположены дальше на север, в Арктике и на шельфе. А это совсем другие условия: отсутствие инфраструктуры, как газопроводной, так и урбанистической, холод, льды, чувствительная к экологии природа, ограниченное для проведения работ время и гораздо более сложные технологии. Российские газо- и нефтедобытчики уже работают здесь, но это требует от них больше усилий и средств, чем работа в традиционных регионах.
Газовикам приходится уходить вглубь недр – там есть валанжинские, неокомские залежи (1700–3200 м под землей), еще ниже (3500–4000 м) – ачимовские, юрские, меловые. Также имеется сенонский и туронский газ, он выше сеноманских залежей – тех, откуда и добывались исторически основные объемы газа. Но условия сложнее: газа меньше, породы более сложные, более высокое давление и температуры, необходимость извлечения жидких углеводородов, в случае с сеноном и туроном – газ низконапорный со сложными коллекторами.
При этом сеноманский газ – это чистый метан, который используется в газовых горелках или на электростанции. А вот более глубокозалегающий газ имеет в своем составе так называемую широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ), а также этан – ценное сырье для газохимии, но оно требует строительства дополнительной инфраструктуры и удорожает проект. Впрочем, оно же и дает дополнительные доходы.
Соответственно, построенная на месторождениях для извлечения сеноманского газа инфраструктура непригодна для более глубокозалегающего газа, но ее можно использовать для добычи сырья из вышележащих пластов. Надсеноманский газ характеризуется низкой проницаемостью пласта, высоким содержанием глинистых фракций, сравнительно низкой температурой пласта, что требует других технологий.
Ачимовские и юрские отложения залегают в породах, твердых как бетон, осложненных сверхвысоким давлением и температурами. Перечисленные геологические особенности приводят к низким коэффициентам извлечения газа и конденсата, высокой стоимости и сложности скважин, быстрому падению дебитов, необходимости постоянного ввода новых скважин для поддержания «полки» добычи. Эффективная разработка многих таких залежей на сегодняшний день нерентабельна.
Поэтому участники отрасли предлагают пока сосредоточить усилия на освоении и доразведке Надым-Пур-Тазовского региона, где имеется инфраструктура. Здесь газ еще есть, но самый «легкоизвлекаемый», находящийся в сеноманских залежах, по большей части добыт – показатель выработанности составляет 73%, его запасов осталось менее 7 трлн кубометров. То есть, условно, если добывать только этот газ, его хватит при текущем темпе только на 10 лет.
Но и здесь есть свои сложности: для освоения зрелых месторождений нужно реконструировать существующую инфраструктуру. Поскольку по мере извлечения газа давление в пласте снижается, в нем накапливается вода, что приводит к так называемому «самозадавливанию» скважины. Поэтому для добычи остаточных запасов нужно увеличивать плотность бурения, проводить мероприятия по снижению обводненности и ставить дополнительные компрессоры, а это немаленькие затраты. В отрасли оценивают объемы низконапорного газа на уже разрабатываемых месторождениях ЯНАО в 2 трлн кубометров.
В целом, по данным Госбаланса, извлекаемые запасы «неосложненного неокомского» комплекса в ЯНАО составляют 13,2 трлн кубометров при степени выработанности в 21%, ачимовского – 5 трлн (выработан на 10%), юрского – 5,9 трлн кубометров (выработан всего на 2%).
Некоторые залежи, в частности сенон, сравнивают со всем известным американским сланцевым газом, который вывел США на первое место по добыче газа. Отрасль несколько лет подбирала технологии, и ей были предоставлены налоговые льготы. Этого же теперь просят и наши газовики.

Многолетние обсуждения

Вопрос о поддержании уровня добычи газа за счет сложных залежей Надым-Пур-Таза обсуждается уже несколько лет, еще до принятия Энергостратегии до 2050 года. Так, один из основных участников отрасли, «НОВАТЭК», треть запасов которого приходится на ачимовские залежи, 54% – на меловые и лишь 12% – на сеноманские, поднимал его перед властями еще пять лет назад. И власти были готовы услышать компанию.
«Необходимо поддерживать уровень добычи в Надым-Пур-Тазовском регионе. Это обеспечит загрузку инфраструктуры и сохранит рабочие места. Надо дополнительно рассмотреть программу развития Надым-Пур-Тазовского региона, разработать экономические меры стимулирования извлечения трудноизвлекаемых запасов на этой территории, обеспечить максимальное вовлечение трудноизвлекаемых запасов в разработку», – говорил вице-премьер РФ Александр Новак на тематическом совещании в 2021 году.
По его словам, кроме вовлечения в разработку сложных залежей региона, это позволит осуществлять добычу конденсата, ШФЛУ и этана, которые являются ценными компонентами для нефтегазохимии и позволят развивать эту промышленность на Ямале. В связи с этим Минэнерго разработало несколько вариантов размещения заводов по сжижению газа и газохимических мощностей, в зависимости от того, в какие сроки и какие залежи осваивать выгоднее. Отмечалось также, что получаемая продукция позволит загружать Северный морской путь.
«Необходима комплексная программа развития этой территории, которая будет включать в себя как технологические решения, так и меры налогового стимулирования и будет идти в связке с реализацией поручений Президента по развитию Северного морского пути и строительству Северного широтного хода», – говорил губернатор ЯНАО Дмитрий Артюхов.
Однако прошло несколько лет, вопрос остается актуальным, как никогда, а решений правительства о предоставлении льгот до сих пор нет.

Наработанный опыт

Сейчас «НОВАТЭК» отмечает, что уже работает со сложными залежами, развивая технологии, и это стало для компании нормой, но подчеркивает, что даже самые передовые разработки не могут раскрыть потенциал, если экономическая модель останется прежней. Сегодня налоговая модель простых объектов применяется к глубинным и сложным залежам, но именно они становятся новой нормой добычи и требуют другого подхода, уверяют в компании. Если разработку сложных запасов отложить, часть ресурсов останется недоступной.
По оценке директора департамента разработки месторождений компании Александра Язькова, при сохранении текущего подхода по разработке запасов возможен дефицит добычи газа от целей, установленных в Энергостратегии, уже в 2030 году в объеме 30 млрд кубометров, к 2036 году – 90 млрд, а в 2050 году – 450 млрд. Для покрытия дефицита нужно вовлечь в разработку 12–16 трлн кубометров запасов.
Согласно его презентации, представленной в мае в ходе семинара, организованного Мин-
энерго, из всех запасов ЯНАО на полуострове Ямал, где активно работает компания, расположенном ближе к Северному Ледовитому океану по сравнению с Надым-Пур-Тазом, сосредоточено порядка 15 трлн кубометров, из них четверть – это юрские залежи. Порядка 3 трлн кубометров – на Гыданском полуострове, еще менее обустроенном, чем Ямал; из них 11% – это ачимовские залежи, 16% – юрские.
В Надым-Пур-Тазе уже порядка 3% ресурсов приходится на добычу ачимовского газа, на полуострове Ямал – 2%. По словам Язькова, порядка половины ачимовских залежей региона не вовлечены в разработку, еще 19% – меловых. При этом 8–14% запасов можно добыть, увеличив коэффициент извлечения газа за счет применения технологий подъема и обустройства.
В компании считают, что сложный газ Надым-Пур-Тазовского региона на ближайшие 10 лет остается безальтернативным источником покрытия дефицита в добыче.

Цель оправдывает средства

Заметим, что указанные объемы добычи по Энергостратегии, отражают ее целевой сценарий, который предполагает реализацию мероприятий для обеспечения внутреннего рынка и «эффективной реализации экспортного потенциала» с достижением технологического суверенитета и конкурентоспособности отраслей топливно-энергетического комплекса.
Если же сохранить подходы в отраслях ТЭК и текущие тренды регулирования, реализуется инерционный сценарий, согласно которому добыча газа в 2030 году вырастет лишь до 813 млрд кубометров, в 2036 году – до 884 млрд, в 2050 году – до 922 млрд.
«НОВАТЭК» указывает, что ввиду перехода к добыче из более сложных пластов ухудшается рентабельность – сейчас лишь 10% ресурсной базы компании «попадает в рентабельную область».
В настоящее время российские как нефтяники, так и газовики для извлечения углеводородов из сложных пластов используют технологические решения, подобные технологиям, применяемым при добыче сланцевых запасов США: скважины сложного строения – с горизонтальными отводами, fish-bones (скважина напоминает рыбью кость), а также гидроразрыв пласта, чтобы увеличить трещиноватость породы и приток углеводородов. В частности, для ГРП используется огромное количество воды и специализированные проппанты – вещества, нужные для того, чтобы скважина не «схлопнулась».
Как рассказал в ходе семинара заместитель генерального директора «Зарубежнефти» по геологии и разработке Игорь Афанасьев, для добычи трудноизвлекаемой нефти технология гидроразрыва пласта по сложности производства и объему привлекаемой техники напоминает настоящий завод. «В скважину закачивается до 6 тыс. кубометров воды и столько же пропанта – это 6 тыс. вагонов, целое озеро, чтобы получить из одной скважины приток, причем не такой большой – 10 тыс. тонн накопленной добычи, а не сотнями», – рассказал он. Кроме того, для управления комплексом по ГРП нужно свыше 30 МВт энергии и большие площади.
По словам Язькова, в 2016 году «НОВАТЭК» пробурил первую 1,5‑километровую горизонтальную скважину, но уже сейчас проницаемость разбуренного пласта снижается. В 2022 году компания построила скважину с горизонтальным отводом в 2 км, в 2026 году закончились опытно-промышленные работы по бурению 2,5‑километровых горизонтальных скважин с многостадийным ГРП. Компания готова перейти на 3‑километровый отвод, но в текущем налоговом режиме проект не окупается, говорит топ-менеджер.
При освоении запасов низкой плотности, рассказал представитель компании, водой защемляется часть краевых запасов, которые через 5–7 лет уже будет невозможно извлечь. Это актуально для старых месторождений на этапе падающей добычи. При извлечении таких запасов металлоемкость скважины увеличивается на 25–40%, что опять же снижает рентабельность. Но если не извлечь сейчас, в будущем потребуется бурить больше самих скважин.
В Надым-Пур-Тазовском регионе половина месторождений находится на стадии падающей добычи – важно в этот момент вложиться в инфраструктуру, технологии подъема, чтобы извлечь запасы и увеличить ресурсную базу минимум на 8%, уверяет Язьков. Для этого приходится строить дополнительные компрессорные станции, газосборные сети, использовать специальные технологии подъема скважинной продукции с забоя на устье.

Не потерять ценный продукт

Не стоит забывать, что месторождения не являются чисто газовыми, а содержат также ценный газовый конденсат, который считается «белой нефтью» и наиболее выгодным продуктом. Однако если неэффективно разрабатывать ТРИЗ, то через 10 лет потери по накопленной добыче конденсата могут составить 9%, оценивают в «НОВАТЭКе».
В ачимовских залежах содержится высокое его количество – до 1200 г / кубометр. При этом при традиционном способе разработки пластов «на истощение» в них остается до 80% конденсата, 45% газа. Для повышения коэффициента извлечения конденсата существуют так называемые третичные методы – уплотняющее бурение и закачка углеводородной смеси в пласт, или сайклинг-процесс.
Он предполагает, что после извлечения газа на установке по его подготовке выделяются товарные газ и конденсат, которые уже идут на продажу, а часть газа с помощью нагнетательной скважины закачивается обратно в пласт для повышения в нем давления и, соответственно, увеличения извлечения конденсата.
По оценке «НОВАТЭКа», сайклинг-процесс может увеличить долю добываемого конденсата с 20 до 70%. Однако в текущих условиях метод также находится за границей рентабельности. «Высокий конденсатный фактор запасов при нынешней конъюнктуре – это большой плюс и для экономики, и для различных кумулятивных эффектов. А создание из добытого сырья продукции с более высокой добавленной стоимостью должно повышать его приоритетность с точки зрения получения льгот и других преференций от государства», – считает заместитель генерального директора Фонда национальной энергетической безопасности Алексей Гривач.
В «НОВАТЭКе» считают, что Надым-Пур-Тазовский регион в ближайшие 10 лет является безальтернативным источником покрытия дефицита газа, поскольку обладает наиболее развитой инфраструктурой.
По словам Язькова, если своевременно будут приняты меры стимулирования разработки ТРИЗ, то к 2030 году компания готова повысить их долю до 12%, а к 2036 году – до 36% в соответствии с ростом дефицита в Энергетической стратегии.
Кроме того, своевременная реализация технологичных проектов в НПТР является основой последующего освоения потенциала Гыданского полуострова, который еще только предстоит доразведать и оценить.
По мнению Алексея Гривача, должна быть выработана четкая дорожная карта по ТРИЗ. «Приоритет должны иметь проекты, которые повышают эффективность использования имеющейся инфраструктуры и позволяют развивать и масштабировать новые технологии в добыче и переработке, имеют мультипликативный экономический эффект», –
сказал он.

«Газпром» тоже говорит об ухудшении запасов

В «Газпроме» реализуется Технологическая программа вовлечения остаточных извлекаемых запасов НПТР на 2025–2029 годы. Для того, чтобы поддерживать уровень добычи газа, применяются технические новации на завершающем этапе разработки месторождений – модульные компрессорные станции, объединение промыслов, внедрение технологии концентрической лифтовой колонны. В частности, проект по оснащению модульными компрессорными станциями реализован на Ямбургском месторождении.
В рамках реализации комплексной Программы освоения нетрадиционных и трудноизвлекаемых ресурсов газа «Газпром» в 2025 году начал добычу газа сенонских залежах Медвежьего месторождения. Компания оценивает их запасы в 1,5 трлн кубометров.
В ближайшие пять лет доля добычи газа группы «Газпром» из запасов, относящихся к трудноизвлекаемым, достигнет почти половины. Как сообщалось в презентации заместителя председателя правления «Газпрома» Виталия Маркелова, представленной этим летом, из добытых в 2025 году 405,4 млрд кубометров газа доля объектов с ТРИЗ составила 11,4%, а в 2030 году достигнет 47%.
Однако ТРИЗ компании считают не только глубокозалегающий или низконапорный газ, но и запасы, расположенные на шельфе, в отдаленных районах и Арктике. Порядка 43% разведанных запасов «Газпрома» (всего извлекаемые запасы составляют свыше 27 трлн кубометров) уже приходится на новые регионы – Ямал, Восточную Сибирь (Якутию и Иркутскую область), а также Надым-Пур-Тазовский регион и европейскую часть России. Порядка 30% – это месторождения арктического шельфа, преимущественно расположенные в пределах Карского, Баренцева и Охотского морей. По словам Виталия Маркелова, такая структура минерально-сырьевой базы «Газпрома» обуславливает необходимость разработки эффективных мер ее постоянного воспроизводства.
Шельф – это, возможно, еще более сложные условия добычи и необходимость поиска технологических решений. Так, для арктического шельфа речь идет об удаленности района, коротком сроке проведения работ – порядка 2–3 месяцев, агрессивной среде, в которой должно работать оборудование, температуры до минус 60 °C, а также ледовой нагрузке.

Алексей Гривач считает, что экономика разных проектов ТРИЗ разная, поэтому сложно ответить на вопрос, какая нужна цена газа как в России, так и на внешних рынках для увеличения добычи согласно Энергостратегии и с учетом структуры усложнения запасов. «Часть проектов, которые можно отнести к ТРИЗ, можно рентабельно освоить даже без экспорта газа и с текущей ценой на внутреннем рынке. Другие требуют налоговых льгот, а некоторым требуется и более широкая государственная поддержка», – сказал эксперт.

ТРИЗ – не лабубу

Российский президент Владимир Путин еще в начале прошлого года поручил правительству РФ совместно с руководством ЯНАО обеспечить стимулирование разработки газовых ТРИЗ в Надым-Пур-Тазовском регионе, а в конце года еще раз поторопил правительство, потребовав доклад об исполнении поручения к 1 августа 2027 года. Он подчеркнул, что, несмотря на сохранение добычи газа на высоком уровне и уникальные запасы, нужно работать над восполнением ресурсной базы, в том числе за счет ТРИЗ.
В Минфине, который и должен предоставить налоговые льготы, потребовали от компаний объяснить, что именно нужно относить к трудноизвлекаемым запасам. Так, в октябре 2025 года замминистра финансов Алексей Сазанов пошутил, сравнив ТРИЗ с детской игрушкой «лабубу абубу». «У нас есть ТРИЗы в нефти, у нас сейчас запрос на ТРИЗы в газе, ТРИЗы в редкоземельных металлах, ТРИЗы в железнорудном сырье. Я просто сидел и думал, что так мы доберемся до ТРИЗов в добыче воды, наверное. Остается только понять, для меня это до сих пор загадка, что же такое ТРИЗы? Пока это как лабубу у детей: что‑то очень непонятное, но интересное», – сказал он.
По его словам, некоторые компании относят низкодебитные скважины к ТРИЗ, хотя это противоречит подходу, который связывает освоение таких запасов с применением новых технологий, поскольку все давно знают, как бурить низкодебитные скважины. Поэтому возникает вопрос, что такое ТРИЗ и что в действительности надо стимулировать. А пока нет определенности с понятийным аппаратом и целеполаганием, переходить к налоговым льготам преждевременно.
Впрочем, недавно А. Сазанов заметил, что его ведомство вместе с Минприроды, Роснедрами и компаниями уже прорабатывают вопросы администрирования льгот на разработку газовых ТРИЗ.
«Сейчас идет проработка по вопросу администрирования. Чтобы не получилось так, что льготы распространятся на текущую добычу, чтобы это была только дополнительная добыча, в смысле – новые скважины. (…) Параметры будем определять после того, как мы поймем, в принципе, что мы можем эту новую добычу администрировать. И, соответственно, по отдельным залежам это будут отдельные объекты разработки. По ним и будут экономические модели анализироваться», сказал замминистра, выразив мнение, что работа будет закончена осенью.
При этом в отношении нефтяных ТРИЗ А. Сазанов остался категоричен – льготы не обсуждаются.
По словам главы Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых Игоря Шпурова, для вовлечения газовых ТРИЗ в разработку нужны индивидуально настроенные льготы для каждого типа запасов. Ведомство выделило четыре: ачим и юра, турон и березовские отложения (сенон), низкая плотность запасов, поздняя стадия разработки.
Чиновник считает, что нужно по примеру с низкопроницаемыми нефтяными пластами разработать систему понижающих коэффициентов при расчете НДПИ для аналогичных газовых пластов. Для низконапорного газа, возможно, требуется предоставление налогового вычета из НДПИ с достижением определенного коэффициента возмещения затрат недропользователя, связанных с модернизацией объектов поверхностной инфраструктуры и строительства дополнительных стадий объектов компримирования.
Аналитики уверены, что газовым ТРИЗ льготы нужны. «Безусловно, это было крайне желательно в предыдущие годы и становится насущной необходимостью в ближайшем будущем. Во-первых, это вопрос рационального подхода к ресурсной базе и готовой инфраструктуре, ее нужно использовать по максимуму и, значит, вовлекать более сложные в разработке пласты, добывать низконапорный газ и т. д. Отсутствие стимулирования будет означать, что эти запасы останутся в земле и государство не получит не только налоги, но и инвестиции, а также исключит из экономического оборота сами ресурсы», – говорит Алексей Гривач.
По мнению Максима Малкова, налоговые льготы и другие механизмы следует распространить на газовые ТРИЗ по примеру уже применяемых для трудноизвлекаемой нефти. «В отрасли формируется консенсус о необходимости усиления налогового стимулирования в условиях капиталоемкости и технологических рисков проектов. В ближайшей перспективе, скорее всего, речь пойдет о создании адресных механизмов поддержки наиболее сложных запасов, для которых действующая система налоговой дифференциации может быть недостаточной», – сказал он.
Заметим, что в 2024 году уже были приняты поправки в законодательство, обнуляющие НДПИ при добыче трудноизвлекаемого газа на Ямале, используемого для производства сжиженного природного газа (СПГ). Нулевая ставка устанавливается, если речь идет о залежах ачимовских и юрских продуктивных отложений полуострова Ямал.
«НОВАТЭК» в 2024 году уже добыл из юрских залежей Южно-Тамбейского месторождения, являющегося ресурсной базой для СПГ-завода «Ямал СПГ», свыше 2 млрд кубометров газа по сравнению с 1 млрд, добытым в 2023 году. А благодаря налоговым льготам установил еще более амбициозные цели. Это первая добыча газа из юрских залежей на полуострове Ямал.

Технологии на рынок

Одним из аргументов Минфина является необходимость решать проблемы с наполнением бюджета, ведь льготы – это всегда выпадающие доходы. Минэнерго настаивает, что нефтегазовая отрасль – крупнейший налогоплательщик в стране, при этом эффект увеличивается за счет смежных отраслей, ведь для освоения нужны не только энергия, металл, но теперь еще и цифровые технологии.
Можно развить эту сервисную отрасль и для внутреннего рынка, и на экспорт. Заметим, кстати, что сейчас интерес к сланцевым запасам проявляют даже страны Ближнего Востока: например, Объединенные Арабские Эмираты (ОАЭ), где довольно много и традиционных запасов.
После того как из‑за санкционных ограничений западные компании потеряли возможность поставлять в Россию технологии и оборудование для освоения трудноизвлекаемых запасов, в том числе шельфовых, российские компании развили свои технологии. Однако все еще имеются пробелы.
Как рассказал руководитель центра компетенций технологического развития ТЭК при Минэнерго РФ Олег Жданеев, для ТРИЗ нужен комплекс новых инструментов для проведения геофизических исследований скважин, определения фильтрационно-емкостных свойств и геологических свойств пласта. По его словам, нужно создание высокотехнологичных сейсморазведочных комплексов с более высокой разрешающей способностью, а также комплексов по обработке сейсмических данных.
Он заметил также, что сейчас в России уже применяются технологии гидроразрыва пласта, но требуется совершенно новое поколение. На этапе строительства скважин нужно кратно повышать эффективность современных наземных буровых комплексов. «Отдельно отмечу об узком окне бурения – это так называемый диапазон допустимых технологических параметров внутри скважины, что требует теперь точного расчета и управления процессом, когда малейшие отклонения от расчетных могут вызвать простои буровых и аварии», – сказал Жданеев.
При освоении труднодоступных месторождений отдельным вызовом становится управление наземной инфраструктурой. «И в этом контексте модульное обустройство месторождений ТРИЗ – это подход к раннему освоению, призванный снизить капитальные затраты и ускорить ввод в эксплуатацию удаленных или сложных активов», – добавил он.
Говоря о технологических решениях для работы на шельфе, Жданеев сказал, что «это целый пласт задач, к которому мы пока ещё просто подступаемся, а особенно когда мы говорим про арктический шельф, который является стратегической базой устойчивого развития отечественного нефтегазового комплекса».
Чтобы осваивать шельф с помощью отечественных технологий, учитывая наличие в ряде регионов постоянного ледяного покрова, широкий диапазон глубин морского дна, необходимо создавать технологический задел для проектирования ледостойких морских буровых установок, плавучих платформ, а также судов обеспечения.
Также необходимо совершенствовать применяемые цифровые технологии, ведь при освоении и разведке ТРИЗ огромную роль играет точность геологических моделей и качество геонавигации, поскольку нужно бурить много горизонтальных скважин в узких пластах и проводить ГРП с четко выверенными параметрами. Немаловажное значение имеет и программное обеспечение для обработки сейсмических данных, построения трехмерных геологических моделей и геологического сопровождения бурения. Возможно и применение нанотехнологий (наноэмульсии, наногели, технологичные присадки, ингибиторы и агенты заводнения).
Для снижения себестоимости оборудования в Минэнерго считают необходимым задействовать эффект масштаба – нужно производить и применять его больше. А выход на экспорт с отечественными технологиями позволит снизить стоимость оборудования, в том числе для внутреннего потребления.
«Множество технологий для работы над ТРИЗ уже разработаны и применяются, но есть огромнейший пласт прорывных технологических решений, которые еще ожидают нас», – резюмировал О. Жданеев.
По данным Госбаланса, начальные суммарные ресурсы природного газа в РФ составляют на начало 2023 года 306,9 трлн кубометров, из них треть приходится на ТРИЗ: основная часть, 52,2 трлн кубометро,  принадлежит Западно-Сибирской нефтегазовой провинции. Порядка 13,1 трлн кубометров – Лено-Вилюйской провинции, 10,8 трлн – Волго-Уральской, еще 8,7 трлн – Тимано-Печорской, 7 трлн – Прикаспийской, 2,7 трлн – Причерноморско-Северо-Кавказской, 4 трлн – Лено-Тунгусской и 871 млрд – Охотоморской.
Таким образом, имеет смысл развивать собственные технологии для извлечения таких запасов, особенно с учетом того, что мировой спрос на газ, как ожидается, продолжит расти.
Глава департамента нефтегазового комплекса Минэнерго РФ Антон Рубцов подчеркивает, что «нефтяная и газовая отрасль сталкиваются и с физическим, и с экономическим воздействием западных стран, потому что сейчас в мире идет борьба за конкурентоспособность». Поэтому Энергостратегия РФ до 2050 года нацелена на решение этого вопроса. Чиновник призывает повышать эффективность, используя максимально существующие ресурсы и не забывая о будущих регионах, таких как Арктика, «потому что это долгосрочная наша перспектива и стратегическое преимущество».
При этом в Минэнерго неоднократно повторяли, что государству придется отказаться от части ренты. «Сегодня у нас одна из самых высоких налоговых нагрузок. Нам принципиально важно вести проработку экономических инструментов и законодательства по недропользованию таким образом, чтобы оптимальным образом собирать эту ресурсную ренту, чтобы иметь возможность максимизировать доходы от традиционных запасов и давать возможность развиваться так называемым трудноизвлекаемым запасам», – подчеркивают в министерстве.