Национальная компания «КазМунайГаз» и российская «Татнефть» намерены в этом году начать бурение первой поисковой скважины на участке Каратон Подсолевой, а в 2028-м – уже добывать нефть. Назван даже планируемый годовой объем добычи нефти и газа.

По названию участка можно понять, что речь идет о поиске углеводородов в глубоких горизонтах. Предполагается, что глубина скважины составит 5500 метров. Однако в этой местности уже искали нефть – и в советское время, и после обретения независимости, но ничего не нашли. Почему же теперь решили, что будет открыто крупное месторождение?

Была договоренность

КМГ объявил, что в этом году на участке Каратон Подсолевой начнется бурение первой поисковой скважины глубиной 5500 м. Ее испытания планируется завершить уже в 2025 году, а в 2028-м – начать добычу сырья. Предполагается, что на месторождении в год будет производиться около 4,5 млн тонн нефти и 930 млн куб. м газа.

«Проект «Каратон Подсолевой» является перспективным разведочным проектом, в котором первоочередным объектом поисков является глубокая подсолевая залежь, аналогичная близко расположенным месторождениям Тенгиз и Королевское», – отмечает КМГ в своем годовом отчете.

О том, что КМГ будет реализовывать проект совместно с «Татнефтью» стало известно в начале 2022 года. Тогда в прессу просочилась информация, что нацкомпания еще в 2021 году предложила на рассмотрение российскому инвестору четыре геологоразведочных актива и 35 уже разрабатываемых месторождений. Изучив предложенные варианты, «Татнефть» выбрала ряд проектов, в которые согласилась вложиться. В частности, она изъявила желание инвестировать $380 млн в геологоразведочный блок Каратон-Сарыкамыс еще до начала разработки. Кроме того, российская компания пожелала приобрести 50% доли китайской CITIC в месторождении Каражанбас, а также получить права на эксплуатацию месторождения С. Нуржанов, разрабатываемого АО «Эмбамунайгаз» (дочернее предприятие КМГ), обещав вложить в него $400 млн и увеличить добычу. Но последние две инициативы по каким-то причинам не были реализованы, – возможно, после резонанса, вызванного публикацией статьи о планах нацкомпании.

А вот по блоку Каратон-Сарыкамыс стороны подписали соглашение о намерениях по совместной реализации проекта в июне 2022 года в российском Санкт-Петербурге.

Через год, в июне 2023 года КМГ получил от государства право на недропользование на этом участке, который переименовали уже в Каратон Подсолевой. Министерство энергетики и нацкомпания заключили улучшенный модельный контракт, так как месторождение включили в категорию сложных.

В сентябре 2023 года КМГ создал дочернюю компанию – Karaton Operating Ltd., которой передал право недропользования. По некоторым данным, запасы разведочного блока оцениваются в 500 млн тонн нефти. По сведениям нацкомпании, ожидаемые (Р50) геологические ресурсы участка Каратон Подсолевой равны 353 млн тонн.

В феврале 2024 года «Татнефть» официально вошла в проект, за $18,2 млн купив у КМГ 50% доли участия в Karaton Operating. Договор купли-продажи был подписан в Казани (Татарстан), а совместное предприятие зарегистрировано на территории Международного финансового центра «Астана». Российская компания обязалась полностью взять на себя расходы по разведке. Инвестирование будет осуществляться по формуле кэрри-финансирования – если нефть на участке не найдут, то затраты останутся на «Татнефти», а если обнаружатся залежи, то расходы будут компенсированы. В целом, в проект планируется инвестировать $2,4 млрд.

Предыдущий глава КМГ Магзум Мирзагалиев, опираясь на свой опыт работы министром экологии и природных ресурсов, заявил, что «наши недра изучены всего на 24%», и, по мнению геологов, в Казахстане еще могут быть большие открытия, особенно «на значительных глубинах».

«Сухие» скважины

Поиск углеводородов на Каратоне проводился и раньше. В апреле 2011 года АО «Разведка Добыча «КазМунайГаз» (РД КМГ) приобрело у КМГ, то есть у своей материнской компании, контракты на недропользование в четырех разведочных блоках, в том числе на Каратон-Сарыкамыс, заплатив за них $40 млн. Срок контракта составлял 6 лет, начиная с 2010 года, с правом продления до 2019 года. Геологические ресурсы по всем блокам оценивались тогда в 1,5 млрд баррелей нефтяного эквивалента (н.э.).

В 2013 году РД КМГ объявила, что две разведочных скважины, пробуренные на блоке Каратон-Сарыкамыс, оказались «сухими», и она списала $9 млн, потраченных на них. При этом компания использовала данные по сейсморазведке, проведенной в 1998-2005 годах на этой территории ТОО «Тенгизшевройл», а также информацию по надсолевой части блока, купленную в государственном фонде.

В отчете о возможных воздействиях разведочных работ на участке Каратон Подсолевой, подготовленном ТОО «КМГ Инжиниринг», говорится, что в 1974-1977 годах на этой площади для изучения геологического строения и нефтегазоносности подсолевого комплекса осадков и проведения сейсмокаротажа были пробурены пять поисковых скважин. Общая проходка с отбором керна превысила 931 метр. Однако ни одна из скважин не дала притока углеводородов.

Возможно, для того, чтобы найти нефть, надо искать еще ниже, на глубине 5000 м, как это было сделано на Тенгизе, и как теперь планируют поступить КМГ и «Татнефть». Однако тогда РД КМГ не решился пойти на это. А других желающих (инвесторов) не нашлось. И этому есть ряд объективных причин.

Еще в 2017 году эксперты IHS Markit отмечали, что после открытия Кашагана самым крупным месторождением, обнаруженным в Казахстане, стала Северная Трува, чьи запасы оценили в 68,5 млн тонн нефти. КМГ удалось добавить на баланс государства лишь несколько надсолевых месторождений в Прикаспийском бассейне, а программа более глубокого (подсолевого) бурения не увенчалась успехом, в том числе на блоках Восточный Жаркамыс и Каратон-Сарыкамыс.

По мнению экспертов, такая низкая результативность имела несколько причин. В частности, проведение разведочных работ в Прикаспийском бассейне имеет свои трудности. Они связаны с глубоким залеганием пластов под толстым слоем солевых отложений, очень высоким пластовым давлением, наличием высокосернистого газа и т.д. Геологоразведка этого бассейна требует применения относительно сложных технологий бурения, является дорогостоящей и сопряжена с высоким уровнем риска.

Кроме того, инвесторы не захотели вкладываться в геологоразведку из-за «неблагоприятной нормативно-правовой среды» республики. В числе таких факторов были названы: решение правительства больше не заключать новые стабилизированные контракты при инвестировании в разведку и добычу, растущая тенденция государственного контроля над нефтегазовыми активами, сложный и долгий процесс переговоров с госорганами и КМГ (особенно в отношении шельфовых проектов), а также сложные условия ведения бизнеса и отсутствие прозрачности.

Были и технологические ограничения, такие как дефицит буровых установок, что замедляло не только бурение поисковых скважин, но и оценку уже открытых запасов. Еще одно препятствие на пути реализации новых проектов – ограниченность доступа к геологической информации как для потенциальных инвесторов, так и для компаний, уже ведущих деятельность в стране. Все эти проблемы не позволили привлечь потенциальных инвесторов, а значит не способствовали увеличению геологоразведки и открытию новых месторождений.

Привлечь инвесторов в поиск и разработку новых месторождений помогут введенные в действие с января 2023 года законодательные нормы о так называемом Улучшенном модельном контракте (УМК). Эта формула взаимодействия правительства с недропользователем предоставляет инвестору выгодные условия, при этом государство не терпит большие убытки, как при заключении Соглашения о разделе продукции (СРП).

Эксперт в нефтегазовой отрасли, директор общественного фонда Energy Monitor Нурлан Жумагулов объяснил, какие преимущества дает УМК недропользователю:

«УМК освобождает инвесторов от закупочных процедур. Они должны будут руководствоваться своими правилами закупок, как это на Кашагане делает NCOC (North Caspian Operating Company) или на Тенгизе – ТШО. Но при этом как только оператор будет готов приступить к добыче, то ему необходимо разработать программу развития казахстанского содержания. Так что определенные преференции даны на этапе разведки.

Что касается участия местных компаний в поставках ТРУ на проект, то здесь, скорее всего, будут создаваться совместные казахстанско-российские предприятия. Любо сами казахстанцы станут участвовать. Но загадывать пока рано. Добывать нефть начнут только в 2028 году. До этого должны пройти разведочное бурение, подсчет запасов, их утверждение в комиссии, утверждение этапов разработки месторождения в случае коммерческого обнаружения и т.д. Так что много чего может произойти за эти 3-4 года.

Самое главное отличие УМК – это отсутствие экспортных таможенных пошлин, а для морских проектов – еще и отсутствие обязательств по поставкам нефти на внутренний рынок. Для разработчиков месторождений на суше такие обязательства остаются, но, думаю, здесь будет максимум 25% (от общей добычи). Это все делается для привлечения инвесторов».

— Получается, что УМК – своего рода СРП, только lite-версия?

«Нет, у СРП экономическая модель совсем другая. Там затраты аккумулируются и потом возмещаются с нефти. И плюс еще, если есть роялти, то все это оплачивают, и потом через определенный период возникает подоходный налог. А УМК похож на контракт, который заключают с обычным ТОО. В нем все платежи зафиксированы, в том числе налог на добычу полезных ископаемых и т.д., которые зависят от объема добычи и от цен на сырье.

Улучшенный модельный контракт создавали в первую очередь, чтобы привлечь инвесторов на казахстанский сектор Каспийского моря. Потому что там экономически сложно реализовать проект. Во-вторых, для развития новых газовых месторождений. И в-третьих, для сложных месторождений, где высокое пластовое давление, глубокое залегание углеводородов и т.д.

И самое главное – УМК освобождает инвестора от всех этих бюрократических процедур закупок. Тот же КМГ все свои закупки должен проводить по правилам фонда «Самрук-Казына», а это очень сложно и занимает много времени. На проведение одного тендера уходит до полугода. А если какая-нибудь компания откажется, то все заново придется организовывать. УМК предполагает меньше бюрократии и процедур согласования. А некоторые обязательства, такие как НИОКР и обучение местных кадров, на этапе разведки не учитываются».

Помимо «Каратон Подсолевой» КМГ заключил УМК и по проектам «Каламкас-море — Хазар» и «Урихтау».

Также нацкомпания рассчитывает найти нефть в глубоких горизонтах на участке Тургай палеозой в Кызылординской области. В этом году она планирует пробурить скважину в 5500 м. Компания реализует проект за счет собственных средств. Общая сумма инвестиций составит 581 млрд тенге ($1,3 млрд). Прогнозируемые извлекаемые запасы оцениваются в 23,1 млн тонн.

Еще на 2024 год запланировано бурение скважины (2,5 тыс. м) совместно с компанией Eni на участке Абай в Каспийском море. Оценочный объем запасов – 760 млн тонн н.э. Стоимость работ – 14 млрд тенге ($31 млн).

По проекту «Каламкас-море, Хазар, Ауэзов» в Каспийском море КМГ и «Лукойл» планируют выйти на добычу нефти в 2028-2029 годах.

При этом были и неудачные проекты. Например, скважина на участке Женис в южной части казахстанского сектора Каспийского моря, где КМГ также работал совместно с «Лукойлом», и, где было пробурено около 1080 м, оказалась «сухой». Компании объявили об этом летом прошлого года.

«Татнефть» по объему производства – похожая на КМГ вертикально-интегрированная компания. В 2023 году она добыла 28 млн тонн нефти, произвела 19,5 млн тонн нефтепродуктов, КМГ – 23,5 млн тонн нефти и 18,1 млн тонн нефтепродуктов.

Чистая прибыль «Татнефти» в прошлом году составила 238,11 млрд рублей ($2,6 млрд), КМГ – 924 млрд тенге ($2 млрд).

Рыночная капитализация: «Татнефть» – $18,1 млрд, КМГ – $15,5 млрд.