Україна може не лише забезпечити себе газом, але й експортувати його, - Олександр Петровський

Сьогодні Україні критично необхідно нарощувати видобуток газу. І в цьому контексті дедалі більше уваги привертають нетрадиційні поклади вуглеводнів, зокрема поклади сланцевий газ. Після багаторічної паузи знову активізувалося обговорення перспектив розвідування та розробки нових родовищ, у тому числі Олеської площі, яка давно привертає увагу міжнародних інвесторів. Так американська компанія Escopeta Oil, незалежний гравець у сфері розвідки нафти й природного газу, ініціювала проведення аналітичної оцінки перспективності Олеської площі, замовивши відповідне дослідження у Well Oiled Management. Інтерес зі сторони західних компаній свідчить про реальну інвестиційну привабливість українських надр, а також про готовність іноземного бізнесу брати участь у розвитку енергетичної незалежності України. Водночас для налагодження масштабного видобутку потрібна не лише політична воля, а й системна геологорозвідка, інвестиції та гарантії безпеки. Про те, як здійснюється розвідка нових родовищ і які технології можуть змінити ситуацію в газовидобутку – у розмові з президентом Української нафтогазової академії, професором Олександром Петровським.

- Олександре Павловичу, чи здійснюється в Україні в останні роки геологічна розвідка нових нафтових і газових родовищ? Яка її ефективність?

- Усі видобувні компанії проводять геологорозвідувальні роботи. Адже найважливіше для них – забезпечити сталий розвиток за рахунок стабільного видобутку та заміщення видобутих вуглеводнів за рахунок відкриття нових покладів та родовищ нафти й газу. Якщо стоїть завдання збільшення видобутку, то це заміщення має бути суттєвим.

Можна виділити три основні показники ефективності геологорозвідки:

1. Коефіцієнт заміщення видобутих вуглеводнів новими запасами – має бути щонайменше 100%, а якщо планується збільшення видобутку, то понад 100%.

2. Приріст запасів на одну пошукову свердловину – повинен бути достатнім для забезпечення заміщення видобутих запасів.

3. Відсоток покриття споживання видобутком – тобто співвідношення між обсягом видобутого та спожитого в Україні газу.

На сьогодні, згідно з офіційними даними, жодна з видобувних компаній – державних чи приватних – не досягає повного заміщення. Наприклад, станом на 2021 рік рівень заміщення становив 46%. ПАТ «Укрнафта» мала показник 35%, хоча за даними на 2024 рік підняла його до 60% (ці дані були наведені у звіті тодішнього директора Сергія Корецького про результати роботи компанії). За даними компанії Expro Consalting, АТ «Укргазвидобування» у 2022 році видобуло 13,2 мільярдів кубометрів газу, а за інформацією директора з розвідки та розробки – американця українського походження Максима Вітика (доповідь на конференції NewFolk-2023 у Львові) – приростило 7 мільярдів, що вказує на коефіцієнт заміщення 53%.

Після того, як видобуток почав падати у 2012 році, коефіцієнт заміщення останній раз перевищував 100% у 2018 році. Це було наслідком реалізації «Програми 20/20» – збільшення видобуту газу до 20 мільярдів кубічних метрів до 2020 року», у якій ми безпосередньо приймали участь, та завдяки якій були відкриті хоча й дрібні, але нові родовища газу, з яких зараз ведеться видобуток.

Ви самі розумієте, що ці цифри показують: ми фактично споживаємо ті запаси, які були розвідані раніше. Тож ефективність геологорозвідувальних робіт на сьогодні залишається низькою.

Щодо другого показника (приріст запасів на одну пробурену пошукову свердловину), то сьогодні він становить приблизно один мільярд кубічних метрів газу, що згідно державної класифікації відповідає відкриттю дуже дрібних родовищ із незначними запасами. Такі родовища хоч і відкриваються в Україні, але вони не можуть забезпечити досягнення мети 100% заміщення видобутку. Тому і за цим показником ефективність геологорозвідувальних робіт наразі є недостатньою. Якщо ми хочемо нарощувати видобуток, то цей показник теж необхідно покращувати.

Щодо співвідношення між споживанням газу в Україні і його видобутком, то у 2024 році середнє щоденне споживання становило 59, а видобуток – 54 мільйони кубічних метрів. Тобто, ми не дотягуємо до 100%, хоча цифра 92% виглядає високою. Але тут слід враховувати, що з початком війни зупинилася значна частина підприємств. До війни у 2020 році Україна споживала 32, а видобувала 20 млрд кубометрів газу, і цей коефіцієнт становив 63%.

Втім, починаючи з 2022 року (коли був мінімум видобутку), відбулась стабілізація, а потім і зростання. Так за 2024 рік ПАТ «Укрнафта» збільшила видобуток на 6,6%, АТ «Укргазвидобування» - на 4,6%, а приватні видобувні компанії – зменшили на 8%. На жаль, нарощення видобутку державними компаніями стало наслідком суттєвого збільшення об’ємів експлуатаційного (а не пошукового) буріння, із відкриттям нових невеликих – із запасами більше п’яти, або середніх із запасами більше десяти мільярдів кубометрів – родовищ газу.

- Чи є можливість збільшити видобуток? За рахунок чого?

- Без сумніву можна не просто збільшити, а навіть подвоїти видобуток. Україна має значні ресурси вуглеводнів. Нинішня проблема – що ми видобуваємо переважно вуглеводні із родовищ, відкритих у 1950–60-х роках. Пік видобутку газу і нафти припав приблизно на 1970-75 роки, після чого почалось падіння. Це пов’язано з тим, що відтоді не було відкрито нових великих родовищ.

Є державна класифікація родовищ газу: дуже дрібні – до одного, дрібні – до п’яти, невеликі – до десяти, середні – до тридцяти, великі – до п’ятисот та унікальні – більш ніж п’ятсот мільярдів кубічних метрів газу. Найбільше в Україні унікальне Шебелинське родовище відкрите у 1950 році та мало запаси 650 млрд кубометрів газу. Ті, що відкриваються зараз – це дрібні і дуже дрібні. Останнє велике – Кобзівське газоконденсатне родовище – відкрите в Дніпровсько-Донецькій западині у 2002 році дев’ятою(!) пошуковою свердловиною із запасами 43 млрд куб. м газу. Без відкриття нових середніх або великих родовищ збільшити видобуток не вдасться.

За оцінками провідних геологів з Національної академії наук, Україна має значні запаси і ресурси вуглеводнів у всіх трьох нафтогазопродуктивних регіонах – на Сході, Заході та на Півдні. Єдина проблема – вони знаходяться в інших геологічних умовах, аніж родовища, відкриті у 1950–60-х роках.

Зараз до глибини 6000 м основним джерелом нових запасів можуть бути тільки так звані неструктурні поклади, тоді як раніше видобуток тут здійснювався зі структурних покладів, які були приурочені до локальних геологічних піднять, що добре картувалися сейсморозвідкою. Неструктурні поклади бувають різного типу, але їх головна відмінність полягає в тому, що вони розташовані за межами купольних частин цих піднять, наприклад Кобзівське родовище. До них також відносяться сланцеві породи та щільні колектори, які раніше вважалися неперспективними з точки зору видобутку.

Другий напрям – це пошуки, розвідка та розробка родовищ на великих глибинах, тобто глибше 6000 метрів. Проблема в тому, що ефективність таких робіт сьогодні досить низька. Методи, які у нас використовуються, не дозволяють виявити ці поклади, а відповідно – ми не можемо їх ефективно розбурити і видобувати.

При цьому ризики доволі високі, буріння дороге, відповідно, коефіцієнт успішності, якого сьогодні досягають видобувні компанії при бурінні пошукових свердловин, становить не більше 50%. Тобто половина, а фактично і більше пошуково-розвідувальних свердловин буриться не для видобутку, а для вивчення геологічної будови територій. А це витрати для видобувних компаній, що зменшують їхній економічний зиск, тож вони бояться ризикувати і не йдуть на нові типи об’єктів.

З одного боку – потреба є, з іншого – немає можливості, бо потрібні нові методи підготовки таких об’єктів, які зведуть ризик до мінімуму.

- А розвідкою у нас займаються виключно українські компанії, чи іноземні також?

– Розвідка складається з двох етапів: спершу це геофізичні роботи в полі – в першу чергу це сейсморозвідка, а потім – обробка та інтерпретація результатів. Польові роботи здебільшого проводять українські компанії, хоча перед повномасштабним вторгненням тут працювали й білоруси. А обробка та інтерпретація може здійснюватися як в Україні, так і міжнародними компаніями.

Був досвід залучення компанії Schlumberger: коли вона співпрацювала в Україні з компанією Shell при бурінні свердловин 400-Біляївська в межах проєкту пошуків газу щільних колекторів, та вже дванадцятої глибокої пошукової свердловини з номером «888» на Шебелинці, яка коштувала АТ «Укргазвидобування» 33 млн доларів – якраз на великих глибинах. На жаль, позитивного результату не було в обох цих випадках. Але досвід їхньої роботи тут є.

Польові гравіметричні спостереження на Юзівській площі для компанії Shell, 2013-14 рр.

Зрештою, є великі компанії, такі як, Schlumberger, Halliburton, Baker Hughes, Weatherford, які можуть виконувати повний комплекс досліджень. Проте з точки зору українського фахівця і науковця я вважаю, що ми повинні об’єднувати зусилля і створювати локалізацію. А ці компанії варто використати як досвідчених фахівців, які можуть навчити нас і передати технології, щоб в Україні ми могли виконувати ці роботи самостійно, із залученням їх як експертів і консультантів.

На більшості родовищ ми видобуваємо залишки

– Чи розробляються зараз якісь із раніше виявлених новіших родовищ?

– Як я вже казав, останнє велике родовище у нас відкрили у 2002 році. За інформацією НАК «Нафтогаз», ступінь освоєння всіх родовищ, які знаходяться в розробці, – близько 85%. Тобто нам залишилось видобути ще 15%.

Більшість родовищ знаходяться на останній стадії видобутку, тобто ми добуваємо залишкові запаси. І це якраз пояснює, чому такий низький рівень успішності геологорозвідувальних робіт.

Є відповідне дослідження професора Університету Х'юстона Курта Рудольфа, який багато років вивчав ці питання і опублікував статтю про 20-річний досвід пошукового буріння компанії ExxonMobil. На основі аналізу результатів буріння більш як 540 свердловин він показав залежність успішності пошукового буріння і приросту запасів на одну свердловину в залежності від ступеня освоєння нафтових систем. Він виділяє чотири стадії освоєння запасів вуглеводнів:

1) пошукову, яка триває до моменту відкриття першого родовища, коли на одну пошукову свердловину припадає приріст запасів 10 млрд. кубічних метрів газу;

2) розвідувальну, коли інтенсивно відкриваються нові середні, великі та унікальні родовища, і на одну пошукову свердловину припадає приріст запасів 33 млрд. куб. м газу, активно збільшується щорічний видобуток і так триває до вибирання 50% від загальних запасів;

3) видобувну, коли йде інтенсивний видобуток вже відкритих запасів, відкриваються невеликі нові родовища із середніми запасами 12 млрд. куб. м газу, починає різко зменшуватись щорічний видобуток, і так триває до відбору 90% від загальних запасів;

4) залишкову, коли й надалі поступово скорочується видобуток, відкриваються дуже дрібні родовища із запасами 1 млрд. кубічних метрів газу, і так триває до видобутку 100% від загальних запасів.

На останній стадії, за даними професора Рудольфа, на кожну пошукову свердловину додається лише близько 1 млрд куб. м газу, і ці дані повністю співпадають із тим, що ми бачимо зараз в Україні.

Це пояснює, що для збільшення видобутку нам потрібно нарощувати розвідані запаси, а для цього – перейти до нафтових систем, які знаходяться на більш ранніх етапах освоєння запасів: пошуковому та розвідувальному. На цих етапах приріст на одну свердловину буде становити до 30 млрд кубометрів. Тобто, співвідношення 30 до 1.

Ми все це розуміємо: як це робити, де це має бути, тільки треба швидко це реалізовувати.

На нещодавній конференції «NewFolk-2025» у Львові у своїй доповіді «Чому в Україні не можна подвоїти видобуток та запаси газу та нафти без використання нової парадигми картування комерційних покладів вуглеводнів» я показав, що шлях полягає саме у відкритті нових родовищ із великими запасами. Але ці родовища знаходяться вже в інших умовах, ніж ті, що були відкриті у 1950–60-х роках.

– Тож ми вже дійшли до тієї точки, що потрібно здійснити перехід на нові технології?

— Так, і давно. У нас найбільше падіння видобутку газу було у 1996 році. Потім завдяки відкриттю у 1975 році нової нафтової системи ми отримали у 2006 році видобуток 20 млрд куб. м на рік і на сьогодні вже пройшли її пікову частину. Зараз річний видобуток газу становить близько 19 млрд куб. м.

Щодо нафти – у 2007 році ми добували 4,5 млн. тон, після чого почалося зменшення видобутку, і у 2020 році річний видобуток становив приблизно 3,1 млн тон умовного палива.

Сьогодні НАК «Нафтогаз», АТ «Укргазовидобування», ПАТ «Укрнафта» повідомляють, що річний видобуток газу збільшується на 5–6%. Але цього збільшення недостатньо, щоб покрити потреби і забезпечити реальне нарощування видобутку. Цього вистачить хіба щоб компенсувати видобуті вуглеводні, які були відкриті раніше.

Також треба мати на увазі, що збільшити видобуток можна двома шляхами: інтенсивним та екстенсивним. Інтенсивний спосіб – це коли ми проводимо геологорозвідувальні роботи, відкриваємо нові родовища і нарощуємо видобуток за рахунок буріння свердловин на нових родовищах. А екстенсивний – це коли збільшуємо буріння експлуатаційних свердловин на раніше відкритих родовищах. Таким чином ми штучно збільшуємо видобуток на якийсь час. Але потім ми ще стрімкіше починаємо падати, тому що швидше вибираємо ресурси.

Видобуток вуглеводнів – це не та ситуація, коли треба просто пробурити якомога більше свердловин. Є фахівці та технології розробки, які чітко обумовлюють: скільки свердловин має бути пробурено, на якій відстані, щоб ефективно і оптимально видобувати  газ або нафту. Але сьогодні у нас нарощування нафто- і газовидобутку іде екстенсивним шляхом.

В останні три роки, за даними керівника департаменту геологорозвідки АТ «Укргазвидобування» Максима Вітика, обсяги експлуатаційного буріння зросли удвічі. Із врахуванням того, що іде війна, не вважаю, що це погано, але усі розуміють, що йдеться не про роботу на майбутнє, а лише про більше споживання раніше розвіданих ресурсів.

За п’ять років видобуток реально подвоїти

- Якою є ваша оцінка запасів вуглеводнів на території України?

- 30 років ми виконали 90 пошуково-розвідувальних проєктів по всій території України, включаючи Схід, Захід і Південь. І також порахували запаси або ресурси, якими сьогодні володіє Україна, базуючись на результатах нашої роботи та буріння більше 90 нових пошукових, розвідувальних і видобувних свердловин.

Загальні запаси ми сьогодні оцінюємо приблизно у 32 млрд тон умовного палива по всіх нафтогазоносних регіонах, включаючи й тимчасово окуповані території. Із них на суші – 26,8 млрд тон, на морі – 5,4 млрд тон.

Також ми говоримо про нерозвідані ресурси або поклади таких ділянок як Юзівська на Сході – 15 млрд тон та Олеська на Заході – 4 млрд тон умовного палива. Ці дві оцінки зроблені не нами, і вони потребують уточнення.

Але є рух і в цьому напрямку. Є така компанія «Велл Ко», яка працює на Угнівській ділянці з розподілу продукції. І в межах цієї ділянки є Саджавська площа, яка розташована поруч із Олеською ділянкою. У 2021 році ми там проводили роботи по картуванню комерційних покладів газу і підготували об’єкт під буріння свердловини для перевірки наявності газу зі сланцевих порід із запасами 8 млрд куб. м.  І я думаю, що роботи там невдовзі розпочнуть.

Нами розроблено Національну стратегію подвоєння видобутку вуглеводнів в Україні. Щоби на 2030 рік досягнути мети – вийти на видобуток 6,2 млн тонн умовного палива по нафті і 30 млрд куб. м газу.

Така перспектива у нас є. І взагалі, я вважаю, що Україна зможе не просто себе забезпечити газом, але й почати його експорт у східну Європу. А це означатиме позбавлення росії її впливу на цю частину Європи.

- На жаль, зараз Юзівська площа – це тимчасово окуповані території. А які, на ваш погляд, перспективи у Олеської площі та сланцевого газу загалом?

– Олеська ділянка – це для Західного регіону велика і перспективна територія. До слова, термін «сланцевий газ» – це жаргонна назва, адже він нічим не відрізняється за хімічним складом від газу, який видобувається з традиційних покладів. Його особливість лише в тому, що він видобувається з глинистих сланців. А їх раніше розглядали як породи не-колектори або породи-покрівлі, які в межах стандартної схеми утворення традиційного покладу вуглеводнів виконували роль ізолюючих порід, що утримують газ або нафту – щоб вони не фільтрувалися з породи-колектора за межі покладу. Правильніше звучить термін «газ зі сланцевих порід», і саме таку термінологію ми використовуємо у своїх наукових публікаціях.

Сланці, насичені нафтою. Університет Едмонтону, Канада

У 2011 році до мене звернулося керівництво компанії Chevron з пропозицією дослідити питання розповсюдження сланцевих порід у межах Передкарпаття і окреслити цю територію, щоб вони могли виставити на тендер ділянку для угоди про розподіл продукції. Ми створили групу з українських фахівців і науковців та разом дослідили й підготували контури цієї ділянки, яка в подальшому стала Олеською.

Тоді ж ми провели не лише геологічні дослідження, а й технічні і екологічні. Ми також провели у обласних і районних центрах, які потрапляють в межі Олеської ділянки, ряд ознайомчих науково-технічних семінарів, на яких були присутні не лише наші фахівці, але й представники американських, англійських університетів. Вони ділилися інформацією, як це відбувається, які технології застосовуються, які виникають ризики і як їх долають.

Ризики потрібно знати і контролювати

—  Чи з’явилися останнім часом якісь більш ефективні і безпечні технології видобутку газу зі сланцевих порід та інших важкодоступних вуглеводнів? Україна може їх отримати і застосувати? Нам можуть у цьому допомогти іноземні партнери, які мають в цьому досвід?

- Серед технологій я б назвав надпотужний гідророзрив пласта, англійською – фрекінг. До речі, перший гідророзрив пласта у Європі був виконаний в Україні, у Долинському управлінні капітального ремонту свердловин ще у 50-х роках минулого століття. Звісно, що це ще не була така потужність, як зараз, але принцип той же: під високим тиском розірвати породу колектор та створити штучні тріщини, таким чином, збільшувати проникність і отримувати максимальну кількість нафти або газу.

Загалом, із гідророзривом є дві проблеми: це вода – її потрібно багато, а також мікросейсмічність, що виникає під час гідророзриву.

Я брав участь у спеціальних сесіях, їздив до Канади і Америки, де ми зустрічалися із колегами - геологами з інших країн. Спеціальну поїздку у Геологічну службу Великої Британії організовували компанії Shell і Chevron, щоб ознайомити з потенційними небезпеками фрекінгу.

Олександр Петровський (ліворуч) бере участь у виставці AAPG у Луїзіані (США), 2015 р.

Усе це було досліджено у світі і зроблені відповідні висновки: ці ризики існують, їх треба розуміти, знати і контролювати, щоб вони не переросли в реальні небезпеки. Тож вони залишаються просто ризиками.

Стосовно води, то ми також дослідили гідрогеологічний стан Західного регіону України, включаючи Олеську ділянку. У нас є відповідний звіт. Ми порахували, скільки є води, скільки її потрібно і звідки її брати.

Були пропозиції використовувати техногенну воду, яка зараз є, наприклад, у Калуському чи Яворівському кар’єрах. Джерела, звідки взяти технічну воду, в Україні є. Лише потрібен правильний і безпечний режим використання.

Розумієте, у Західному регіоні вже загалом пробурено більше десяти тисяч свердловин, понад 3,5 тисячі в даний час знаходяться на обліку. Тож питання ризиків уже присутнє. Іноді трапляються аварійні ситуації, але глобальних катастроф, як ви знаєте, тут не було. Крім, можливо, ситуації в Бориславі, де є проблеми з наслідками тривалого видобутку нафти із старих свердловин, де відсутні обсадні колони.

Але коли ми сьогодні говоримо про сучасні технології, то, по-перше, технологія буріння змінилася. І по-друге, є методи контролю цілісності цементу між обсадними колонами та гірськими породами. Плюс – сучасні методи контролю сейсмічності, тобто під час буріння можна контролювати стан породи.

Сейсмічність виникає не тільки при гідророзриві, але й при будь-яких роботах, пов’язаних із видобутком корисних копалин. Чи це шахтний видобуток, чи вибухові роботи – завжди підвищується сейсмічний фон.  А коли видобуток завершується, все повертається до норми, і реальних ризиків немає. Головне – щоб не перевищувались критичні значення, бо тоді це може перетворитись на проблему.

Без цих технологій надпотужного гідророзриву пласта і закріплення тріщин у породі ми, звісно, обійтись не зможемо. Саме тут у першу чергу будуть потрібні світові компанії, які мають ці технології.

Плюс – горизонтальне буріння. Хоча в Україні вже є багато свердловин, пробурених українськими буровими компаніями з досить великим відходом від вертикалі. Тут теж на якихось перших етапах можна залучати іноземні компанії, щоб вони допомагали це бурити.

Щодо співпраці з іноземними компаніями вже на етапі видобутку чи передачі їм площ для розробки. Скажімо, Олеську ділянку офіційно отримала «Укрнафта», і вона там, згідно з протоколом, повинна протягом певного часу провести пошуково-розвідувальні роботи, витратити певні кошти та пробурити якусь кількість свердловин.

Я з ними спілкуюсь, вони в курсі того, що ми робили для компанії Chevron, наші геологи також знають. Яке рішення компанія ухвалить і як буде це реалізовувати – залежить вже від неї. Якщо захочуть когось залучити як співпартнера – такі варіанти теж можливі. Є багато способів, та це вже буде їхнє рішення.

І я вважаю, що ми маємо всі можливості і повинні забезпечити їм підтримку, допомогти, щоб вони якнайшвидше і з мінімальними витратами розпочали видобуток газу.

Також треба розуміти, що на цій ділянці є не лише газ сланцевих порід, а й із традиційних покладів. І над сланцевими породами, і під ними є породи, які потенційно можуть бути комерційно газонасиченими, і з них теж можна видобувати газ.

Єдине, що є великий ризик: за останні 40 років геологорозвідувальні роботи на цій ділянці не дали позитивного результату. Тобто не було пробурено жодної успішної, газопродуктивної свердловини, яка би давала комерційний приплив газу. Якби вона була – родовище вже було б відкрито.

Отже, той підхід, який був закладений у пошуковий процес, себе не виправдав. Це – великий ризик, бо кожна компанія, кожен геолог хоче бачити успішну пробурену свердловину, а далі від неї вже може будувати перспективу методом аналогії.

Тут у нагоді може стати наша технологія картування комерційних покладів вуглеводнів, яка дозволяє визначити не тільки загальну геологічну ситуацію на площі, але, що більш важливо, конкретне місце, де буде максимально багато комерційного газу. А отже є змога з мінімальними витратами часу і коштів знайти газ та одержати максимальний прибуток. Наш метод дозволяє збільшити успішність буріння з 20-50% (що є стандартом у світі) до 86% і більше. Це, у свою чергу, дає можливість при бурінні хоч на традиційні, хоч на нетрадиційні поклади збільшити кількість комерційно успішних свердловин щонайменше на 20%. Як наслідок – не бурити так звані «сухі» свердловини (за кордоном їх називають dry hole – тобто просто «дірка»). Свердловиною вона стає лише тоді, коли з неї отримано комерційний приплив вуглеводнів.

Спочатку буриться свердловина, яка насамперед вирішує геологічну задачу – перевіряє, чи є там потрібні породи. А вже на другому етапі вирішується, чи буде вона завершена – тобто, чи буде спущена колона, щоб випробувати пласт, зацементована та проперфорована в інтервалі, де очікується промисловий приплив. Це все разом коштує приблизно стільки ж, як саме буріння. І вже тоді починається експлуатація, а потім ще може бути й гідророзрив – щоб збільшити дебіт.

– Олександре Павловичу, якщо підсумувати: чи спроможна Україна самостійно організувати дорозвідку і почати видобуток – з точки зору технологій і фінансів? Чи все ж варто залучати західних партнерів із їхніми технологіями та ресурсами?

– Щодо іноземних компаній – це рішення має прийматися окремо. Я, наприклад, свого часу підтримував входження компаній Chevron і Shell в Україну, бо це був абсолютно інший рівень. Це була нова культура, нове ставлення до процесів. Чи зможе Укрнафта забезпечити такий рівень? Я не знаю, сподіваюся, що зможе. Але треба розуміти, що потрібні чималі фінансові ресурси – якщо їх немає, то безумовно, їх треба залучати.

Підписання контракту з Shell Україна щодо пошуків газу на Юзівській ділянці, 2013 р.

Але для того, щоб проводити геологорозвідку, треба чітко розуміти, що саме потрібно робити. На жаль, незважаючи на значні капіталовкладення у традиційні методи пошуків та розвідки комерційний успіх пошуково-розвідувальних робіт залишається низьким. Це – дуже великі обсяги, дуже дорого, і дуже довго. Але є відповідний державний стандарт підготовки об’єктів до глибокого буріння, де все чітко прописано – як саме це має бути організовано, і його треба дотримуватися.

Досвід залучення іноземних компаній теж, насправді, не такий простий. В Україні багато років працювала компанія Shell. Вона тривалий час проводила спільну діяльність із АТ «Укргазвидобування». Але усе закінчилось проведенням 3D-сейсморозвідки та бурінням однієї свердловини, яка виявилася «сухою». Я не знаю, хто саме бурив (підозрюю, що це була Schlumberger, бо вони вважали, що потрібна бурова компанія світового рівня).

Насправді сьогодні у світі є криза із збільшенням видобутку у нафтогазових компаніях. І це не тільки у нас зараз така ситуація зі скороченням запасів та видобутку. Це – глобальна криза. За останні 15 років, а може і більше, багато компаній не мають нових великих відкриттів, тобто, крупних родовищ, які б змогли це забезпечити.

Хіба що останнім часом у Норвегії було велике відкриття, і це родовище дає можливість Європі забезпечувати себе газом. Ми, до речі, брали участь у цьому проєкті, бо родовище шукали в корі вивітрювання, а в Україні є аналогічні родовища на сході, де ми займалися такою проблематикою, і для них робили аналіз – щоб вони могли зрозуміти, як воно може виглядати і як його відкрити.

- Днями поляки оголосили про відкриття нових покладів вуглеводнів біля Свиноуйсьця…

Так, але за запасами це – не велике родовище, а середнє. Як я вже казав, великі родовища зараз відкриваються дуже рідко. Перехід на великі глибини, з одного боку, дає більше запасів, вищі дебіти, але з іншого – значно більше ризиків. Тому залучення іноземних компаній, наприклад, таких як Chevron, буде ефективним.

Коли Chevron заходив в Україну на Олеську ділянку, він робив це зі своїми технологіями, але не планував заводити сюди всі американські компанії. Я маю на увазі і геологію, і геофізику, і буріння. Тобто вони планували використовувати компанії, які вже є в Україні, але – під своїм контролем, із власним розумінням процесу пошуку, розвідки і видобутку.

Без сумніву, технологія видобутку сланцевого газу дещо відрізняється від технології видобутку традиційного газу. При видобутку традиційного газу на один квадратний кілометр необхідно пробурити приблизно одну вертикальну свердловину. А при бурінні на сланцеві або щільні породи потрібно бурити значно більшу кількість горизонтальних свердловин. Це пов’язано з тим, що традиційні поклади вуглеводнів є відносно не великими за площею і мають високу щільність запасів газу. У той час як поклади, пов’язані із сланцевими породами та щільними колекторами, мають набагато меншу щільність запасів, але займають значні за розмірами території. Тому виникає проблема ефективності і швидкості буріння.

Я вважаю, що має бути так, як у всьому світі: спочатку повинні зайти компанії, які мають ці сучасні технології, але паралельно ми повинні створювати українські компанії, щоб забезпечити локалізацію цих технологій в Україні. Так само, як сьогодні, наприклад, із дронами – це теж популярна тема, і ми вже маємо локалізоване виробництво в Україні.

Загалом, я не прихильник заміни українських фахівців іноземними. Чому? Тому що все, що ми зараз видобуваємо в Україні, було відкрито, розвідано і видобувається завдяки українським вченим, геологам, геофізикам, буровикам і нафтовим інженерам. І це нам треба не просто зберегти, а й розвинути. А досвід іноземних фахівців, без сумніву, повинен бути використаний в якості консультантів, а не працівників. У нас є власні навчальні заклади, ми також готуємо фахівців. Питання лише в тому, що їх треба готувати на тому рівні, який вимагається у світі. Але це вже інша тема.

Потрібна локалізація в Україні. Ми повинні мати власні компанії, які видобувають, які фінансують, і які реалізують технології. Інакше ми будемо змушені купувати все готове і з часом перетворимось у «бананову республіку». Нас просто пограбують, якщо буде інакше.

- Дякую за розмову!

Довідка:

Олександр Павлович Петровський – гірничий інженер-геофізик. Доктор фізико-математичних наук, професор. Президент Української нафтогазової академії. За його участі відбулося відкриття семи нафтогазових родовищ – Чкаловського, академіка Шпака, Скиданівського, Жемчужного, Саджавського в Україні, та ще двох у Західному Сибіру і на Сахаліні. Має понад 30 років досвіду геологорозвідувальних робіт в більш як 90 проєктах пошуку вуглеводнів. Співпрацював із компаніями Chevron, Shell, НАК «Нафтогаз України», OMW та ін. Автор «Автоматизованої комп’ютерної системи кількісної комплексної інтерпретації гравіметричних, свердловинних і сейсмічних даних для пошуків та розвідки нафтових і газових родовищ» та «Нової парадигми картування комерційних покладів вуглеводнів».