Российский нефтесервис входит в период структурной трансформации: традиционная ресурсная база усложняется, спрос смещается в сторону доразведки действующих месторождений и освоения трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ), а ключевым условием технологического развития становится объединение компетенций и инвестиций.
О завершении крупного сейсморазведочного проекта на российском Каспии, перспективах Арктики и Центральной Азии, внедрении искусственного интеллекта, импортозамещении оборудования, ситуации на рынке нефтесервиса и логике объединения с «Башнефтегеофизикой» в интервью отраслевому порталу ИнфоТЭК рассказал президент «Геотека» Роман Панов.
Проект на Каспии
«Геотек» за последние годы реализовал немало значимых проектов в России. Расскажите о последних успехах?
– На этой неделе мы завершили крупный и значимый проект на Каспии. Работы проводились на Сигнальной площади – это более 300 кв. км в сложных геологических условиях и в условиях транзитной зоны с переменными глубинами. Проект выполнен успешно, с опережением графика.
В компании накоплены уникальные компетенции, которые позволяют решать такие сложные задачи. Мы видим серьёзные перспективы наращивания объёмов поисковых работ на Каспии: регион обладает существенным потенциалом для геологоразведки, и это перспективное для нас направление.
Работы выполнялись для «Лукойла» или для казахстанской части Каспия?
– Это российская часть Каспия. Заказчик – крупный российский недропользователь. Площадь называется Сигнальная.
Можно ли говорить о перспективах крупного открытия?
– Открытия делаются по результатам бурения. Однако по итогам сейсморазведки мы видим достаточно высокие перспективы. Есть потенциал прироста ресурсной базы, а также возможность получения недропользователем дополнительных участков в регионе по результатам проведённых работ. Они подтвердили геологическую модель и перспективность дальнейшего освоения транзитных зон Каспия. Это мелководье, переходная зона между сушей и морем. Она включает непосредственно транзитную зону Каспия и прилегающую прибрежную часть, что позволяет оценивать перспективы освоения как сухопутных, так и мелководных участков.
Шельф и Арктика
«Геотек» работает на российском шельфе где-то ещё, помимо Каспия?
– Каспий – приоритетное направление, поскольку там сформированы устойчивые производственные мощности и есть перспектива наращивания работ. В целом спрос на геологоразведку месторождений сейчас снизился по понятным причинам. Возможности для выполнения работ у нас есть, но разворачивать дополнительные производственные мощности без чёткого понимания долгосрочной перспективы мы пока не видим смысла. Отдельные работы крупные заказчики проводят, например, по уточнению данных в Обской губе. Однако на ближайший сезон-два проектов, сопоставимых с теми, что выполняются в Каспийском регионе, не планируется.
Есть ли перспектива выхода на арктический шельф?
– Перспективы есть, но пока нет экономической целесообразности.
Технологические возможности для работ в Арктике есть?
– Да, технические решения есть. В принципе, все крупные российские компании способны выполнять как сейсморазведочные работы, так и последующие этапы, включая бурение. Вопрос, прежде всего, в экономической целесообразности.
Арктические проекты требуют развитой инфраструктуры, обустройства месторождений и последующего строительства добычных платформ. В текущей экономике проекты с существенными капитальными затратами откладываются на более поздний срок.
За какое время до реализации шельфового проекта в Арктике обычно начинают разведочные работы?
– Как правило, цикл геологоразведочных работ занимает в среднем до десяти лет: от планирования и организации 3D-сейсморазведки до разведочного бурения, определения перспектив месторождения и его последующего ввода в эксплуатацию. Это достаточно длительный цикл.
То есть в ближайшие десять лет не стоит ждать начала геологоразведки в Арктике?
– Геологоразведка там уже проведена в значительных объёмах. Объём сейсморазведки в арктическом регионе, в Баренцевом и Карском морях, достаточно большой. Крупнейшие компании-недропользователи, имеющие лицензии, системно выполняют свои лицензионные обязательства.
Дальше возникает вопрос уточняющей сейсмики: где-то выполнена 2D-сейсмика, где-то уже проведена 3D. Но следующий этап – бурение, а оно требует существенных затрат. Здесь и возникает вопрос экономической целесообразности.
Если ситуация на рынке будет меняться, в том числе с точки зрения доступности финансирования, ситуация может измениться. Такие проекты капиталоёмкие и требуют длинного горизонта планирования, а в текущих условиях этот горизонт существенно сокращается.
А в Балтийском море?
– Текущая ситуация диктует свои особенности. Думаю, что в краткосрочном периоде практические работы в Балтике также проводиться не будут.
Основная проблема – не цена на нефть и не технологии, а стоимость финансирования?
– Это один из фундаментальных вызовов для отрасли. Все нефтегазовые проекты капиталоёмкие и долгосрочные. Для длинных инвестиций необходима понятная и прогнозируемая модель. В условиях высокой волатильности и коротких циклов планирования закладывать длительные инвестиционные циклы сложно.
Поэтому компании оптимизируют текущие инвестиционные программы так, чтобы обеспечить экономику действующих проектов и создать небольшой задел на перспективу. Запас прочности у компаний достаточно серьёзный – и по ресурсной базе, и по другим параметрам. Поэтому нет необходимости опережающими темпами вводить в эксплуатацию, например, месторождения Арктической зоны.
Новые технологии, которые активно появляются и внедряются, позволяют пересматривать стратегию развития ресурсной базы – в частности, повышать добычу на трудноизвлекаемых запасах. То, что раньше считалось недоступным, сегодня – часть обычного рабочего процесса. Отсюда рост наклонно-направленного и горизонтального бурения, расширение применения гидроразрыва пласта и других технологий повышения эффективности разработки ТРИЗ.
При принятии решений компании скорее выбирают менее капиталоёмкие проекты в регионах с уже обустроенной инфраструктурой.
Трудноизвлекаемые запасы
Насколько сложнее проводить сейсмику на трудноизвлекаемых запасах по сравнению с традиционными?
– Это более капиталоёмкий процесс, поскольку часто требуется работать на более глубоких горизонтах, а значит, необходима более мощная техника. Но с точки зрения технологий российские компании располагают всем необходимым: и оборудованием, и программно-аппаратными комплексами.
Мы не видим здесь критической проблемы для отрасли. Основные вопросы возникают на следующих этапах – при разработке месторождений. Важно правильно подобрать технологические решения и спланировать бурение. Как правило, речь идёт о сложном бурении с площадок, длинных горизонтальных стволах и высокотехнологичном оборудовании.
На этом этапе появляется вопрос определённого дефицита и стоимости работ. При этом сама геологоразведка сегодня в меньшей степени зависит от дефицита технических средств или оборудования.
Как за последние годы изменилась доля работ по трудноизвлекаемым запасам в портфеле компании?
– Она растёт. Мы активно работаем в этом направлении, в том числе на одном участке сразу используем несколько методик, что позволяет эффективнее отрабатывать площадь и точнее строить прогноз.
Работы на новых участках часто выполняются, в частности, в регионах Ямала, где преобладают месторождения ачимовской свиты. Ориентировочно до 40% текущего объёма заказов уже связано с такими видами месторождений.
При этом термин «трудноизвлекаемые запасы» во многом условен. Он применим до тех пор, пока не подобрана соответствующая технология. Как только процесс становится стандартным, относить такие запасы к сложным уже не вполне корректно. Например, работа на глубинах более пяти километров раньше считалась сложной, а сегодня это уже стандартная практика.
Какие виды ТРИЗ наиболее интересны российским компаниям?
– Безусловно, это ачимовские залежи – в том числе в регионах работы «Газпром нефти», НОВАТЭКа и других компаний. Это территории с уже развёрнутой инфраструктурой. Баженовская свита также представляет большой интерес: у неё серьёзный потенциал ресурсной базы, который может обеспечить существенный прирост добычи.
Проводил ли «Геотек» работы на Бажене?
– Сейсмика на полигонах, которые сегодня находятся на стадии предварительной разработки, в том числе выполнялась силами «Геотека». Там работали несколько компаний. У ряда недропользователей лицензионные участки включают залежи баженовской свиты, которые находятся на более глубоких горизонтах. Их разведка часто ведётся в том числе на действующих месторождениях.
Искусственный интеллект
Используете ли вы искусственный интеллект для обработки и интерпретации данных?
– Сейчас существует очевидный тренд на внедрение искусственного интеллекта. ИИ может существенно ускорить обработку и интерпретацию данных. Поэтому мы проводим тестовые испытания ряда программ, которые позволят сохранить качество и повысить скорость работы.
Сегодня в отрасли ИИ применяется точечно. Наиболее зрелые направления – это автоматизация пикинга первых вступлений (статические поправки), подавление шумов и интерполяция трасс, ускорение расчета статических и кинематических поправок, а также предварительная интерпретация – выделение разломов по кубам когерентности, классификация сейсмофаций, прогноз свойств коллектора по атрибутам. Эти задачи уже решаются с помощью нейросетей, и скорость обработки может расти кратно.
При этом ключевые ограничения остаются. Нейросети требуют большого объема качественных размеченных данных, а их устойчивость к смене сейсмогеологических условий – низкая. Поэтому на сложных объектах с нестандартной геологией ИИ пока не дает гарантированного результата, и финальные решения принимает геофизик-интерпретатор.
Есть и российские партнёры, которые достаточно далеко продвинулись в этом направлении. Но мы также рассматриваем возможности зарубежных программ и продуктов. Выбираем лучшее решение с точки зрения качества и скорости, которые можем предложить заказчику.
Когда ИИ может быть внедрён в промышленную эксплуатацию для работы на объектах «Геотека»?
– Мы считаем, что это реально в течение года.
Нет ли вопросов к точности результатов?
– ИИ должен повышать прежде всего скорость обработки. С объёмом данных мы и сейчас способны справляться, но сроки обработки достаточно длительные. Внедрение искусственного интеллекта может увеличить скорость работы в несколько раз.
Насколько именно?
– Ориентировочно в три-четыре раза.
Сколько времени занимает обработка данных по среднему участку?
– В зависимости от мощности вычислительных ресурсов и сложности работ – до шести месяцев. Средний участок, который мы выполняем за сезон, составляет примерно от 300 до 500 кв. км. При внедрении новых решений скорость обработки при использовании тех же мощностей может вырасти как минимум в два раза.
Значит ли это, что компания сможет выполнять больше заказов?
– В том числе. Кроме того, сократится цикл принятия решений заказчиком, поскольку он будет быстрее получать и использовать необходимую информацию.
Рынок нефтесервиса
В одном из ваших выступлений вы отмечали, что для выполнения целей Энергостратегии по поддержанию добычи на уровне не менее 540 млн тонн рынок нефтесервиса должен расти на 15%. Чем обусловлена данная величина?
– Это минимальная планка. В ходе обсуждения с участниками отрасли мы вновь пришли к общему мнению, что темпы роста нефтесервисных услуг должны быть высокими, а минимальный ориентир составляет порядка 15%.
По оценкам, объём российского рынка нефтесервиса в 2026 году превысит 3 трлн рублей. Рост по сравнению с 2025 годом может составить порядка 18%. При сохранении таких темпов в течение десяти лет объём рынка фактически может удвоиться.
Это означает, что интенсификация разработки действующих месторождений будет требовать увеличения объёма нефтесервисных услуг. Обработка и интерпретация данных будут в первую очередь концентрироваться на доразведке действующих месторождений и на работе с трудноизвлекаемыми запасами – там, где уже есть инфраструктура и где возможно освоение более глубоких горизонтов.
Достаточно ли недропользователи сейчас проводят сейсмики и геологоразведки или эти работы необходимо интенсифицировать?
– Каждая компания планирует объём работ, исходя из инвестиционных возможностей, планов развития и текущего состояния ресурсной базы. В целом предусмотренные стратегией темпы добычи выдерживаются. Нефтесервисный рынок растёт, поэтому пока мы находимся в рамках плановых показателей.
Рост рынка идёт прежде всего за счёт удорожания работ, а не физических объёмов?
– Влияют оба фактора: и удорожание, и рост физических объёмов работ. Растут и финансовые, и количественные показатели.
При этом вы отмечали, что маржа нефтесервисных компаний снижается. Какие факторы на неё давят?
– Основной вызов – стоимость денег. В нефтесервисе важны и оборотное финансирование, и ресурсы для инвестиций в разработку нового оборудования и технологий. Оборачиваемость оборудования достаточно высокая.
Мы живём в условиях коротких инвестиционных циклов: темпы внедрения новых технологий растут, а стоимость финансовых ресурсов становится весьма значимым фактором.
Перспективы «Геотека»
С учетом вышесказанного каких финансовых результатов «Геотека» стоит ожидать по итогам 2026 года?
– Сейчас мы корректируем планы, но пока находимся в рамках бюджетных показателей, которые были изначально запланированы.
Одно из значимых для «Геотека» событий – объединение с «Башнефтегеофизикой». Как видите перспективы совместного развития?
– Это естественная для отрасли сделка, классический M&A, направленный на объединение производственных ресурсов и компетенций. Чтобы реализовывать серьёзные инвестиционные проекты, особенно связанные с разработкой и производством оборудования, нужен масштаб. Ранее импортное оборудование было доступно без существенных ограничений: любой участник рынка мог приобрести технику или заказать необходимую услугу. Это снижало входной барьер на рынок и требования к масштабу компании. Сегодня отрасль сталкивается с другими вызовами. Для наращивания технологической составляющей необходим иной уровень – и по инвестициям, и по деятельности. Поэтому такие сделки не уникальны и регулярно происходят на рынке, особенно в текущих условиях. Объединение компетенций и потенциала компаний создаёт синергию.
«Геотек» сохранится как самостоятельная структура внутри «Башнефтегеофизики»?
– У «Геотека» есть сформированные компетенции и географическое присутствие в регионах, где «Башнефтегеофизика» не представлена. В свою очередь, у «Башнефтегеофизики» есть компетенции и потенциал, которых нет у «Геотека». Поэтому это естественный процесс объединения. Обе компании диверсифицированы и выполняют не только сейсморазведочные работы. Если отдельно рассматривать этот сегмент, он достаточно конкурентен: на российском рынке работает порядка десяти геофизических компаний, оказывающих аналогичные услуги.
Поэтому говорить о существенном росте доли рынка, вероятно, не приходится. И «Геотек», и наши партнёры – значимые игроки. Основная цель сделки заключается в объединении технологического потенциала, прежде всего для выпуска оборудования.
Сейчас мы в меньшей степени ориентируемся на сервисную составляющую и в большей – на объединение ресурсов для создания полного комплекса отечественного оборудования, необходимого отрасли. Это серьёзная задача, с которой сталкиваются и мы, и коллеги из «Башнефтегеофизики». Компании уже активно работают с отдельными видами оборудования, но стоит задача сформировать полный комплекс. Эффект масштаба – ключевой положительный фактор сделки и её основной мотив.
Зарубежные рынки и оборудование
Вы говорили, что зарубежная доля бизнеса у «Геотека» достаточно значима. Планируете ли вы её увеличивать?
– Зарубежное направление остаётся одной из составляющих, которая может дать дополнительный эффект. Объединяя потенциалы компаний, мы создаём дополнительные предложения не только для российского рынка. Российская продукция, ориентированная исключительно на внутренний спрос, находится под серьёзным давлением. Обеспечить экономически рентабельное производство оборудования только за счёт внутреннего спроса крайне сложно, поскольку он ограничен. Мы видим потенциал на рынках Центральной Азии, где сейчас активно наращиваются объёмы геологоразведки. Там существует спрос и на оборудование, и на услуги. Поэтому это интересное направление для развития.
Объединение и укрупнение компаний поможет ускорить путь оборудования от опытной разработки до промышленного внедрения?
– Именно так. В каждой компании есть производственные площадки, НИОКР и конструкторские бюро, занимающиеся разработкой и выпуском отдельных типов оборудования. Объединение потенциала позволит оптимизировать издержки: научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы – дорогостоящая деятельность. Появится возможность выстроить синергию и единую технологическую цепочку.
Важна и стандартизация в отрасли. Она позволяет оптимизировать затраты производителей и заказчиков, перейти к единым типам и видам оборудования, удовлетворить потребности заказчиков и одновременно обеспечить экономическую эффективность разработки и выпуска техники в условиях ограниченного внутреннего спроса.
Остаётся ли критическая зависимость от иностранного оборудования?
– В сейсморазведке и геофизике мы не видим критической зависимости от иностранного оборудования. Потенциала российских производителей достаточно, чтобы в ближайшее время ввести в эксплуатацию и те элементы, которые сейчас находятся на стадии НИОКР.
Регистрирующие системы. Происходит постепенный переход на современные отечественные бескабельные решения. Российские производители сегодня предлагают продукты, которые по основным характеристикам (динамический диапазон, автономность, точность синхронизации) соответствуют мировому уровню. Критической зависимости здесь больше нет – есть выбор.
Импульсные источники. Здесь у нас сильная позиция. Источники «Енисей» – собственная разработка ГЕОТЕК, которая успешно применяется в промышленной эксплуатации на масштабных объектах крупнейших заказчиков. Это не импортозамещение на бумаге – это работающее оборудование.
Высокопроизводительные методики. Мы освоили и применяем высокопроизводительные методы – возбуждения сейсмических сигналов. Это позволяет кратно увеличивать производительность без потери качества. Здесь зависимости от иностранного ПО или оборудования нет – методики отработаны и адаптированы под российские условия.
А программное обеспечение?
– Крупные компании активно работают и над отечественным программным обеспечением. Мы используем зарубежные программные комплексы, но с учётом растущих требований заказчиков к российскому ПО должны развивать и это направление.
Разрабатывать программное обеспечение небольшими силами возможно только до определённого этапа. Когда возникает необходимость масштабировать продукт, обеспечить его качество и продвигать у заказчиков, без масштаба и соответствующих инвестиций уже не обойтись. В этом и заключается потенциал эффекта масштаба для отрасли.
По каким метрикам сегодня стоит оценивать качество геологоразведки: по стоимости погонного километра, срокам, глубине, разрешающей способности или подтверждаемости прогнозов при последующем бурении?
– Главная метрика – подтверждаемость прогноза последующим бурением. При этом важно понимать, что этот показатель сильно зависит от типа объекта и геологических условий. По отраслевым данным, подтверждаемость структур, подготовленных 3D-сейсморазведкой, варьируется от 70% до 90% и выше – для крупных структур с хорошими контрастами она может достигать 90–94%, для малоамплитудных и сложнопостроенных объектов снижается до 50–70%.
В нашем случае речь идёт о точных детальных 3D-работах, зачастую высокоплотных, которые выполняются на хорошо изученных участках с ясной сейсмогеологической моделью. На таких проектах подтверждаемость прогноза бурением действительно выходит на уровень свыше 90%, что подтверждается фактическими результатами по ряду объектов. Именно для этого и проводится 3D-сейсмика – чтобы минимизировать риски бурения и обеспечить заказчику максимальную уверенность в точке заложения скважины. Качество обработки и интерпретации данных год от года растёт, и это напрямую влияет на успешность бурения. Качественно проведённая сейсмика – основа успешного разведочного бурения.
Вы не оцениваете практический эффект: какой объём запасов благодаря вашей сейсмике был поставлен на баланс?
– За примерно шестидесятилетнюю историю компании сложно подсчитать. Все крупнейшие месторождения Западной Сибири, введённые в эксплуатацию за последние 50–60 лет, опирались на геологическую базу, сформированную в том числе предприятиями, вошедшими в контур «Геотека». Со временем структура этих предприятий менялась.
Сегодня уже нет столь масштабных объёмов, как в период освоения Западной Сибири. Например, только «Трест Сибнефтегеофизика» насчитывал около 14 тыс. сотрудников – по современным меркам это очень значительный штат. Сейчас человека во многом заменяют технологии: сокращается число специалистов в сейсмических партиях, растёт мобильность оборудования и его качество. Мы переходим, например, от проводной к беспроводной сейсмике. Это позволяет сократить количество людей, задействованных в технологических операциях.
Прогресс не стоит на месте. Темпы и объёмы работ соответствуют планам и требованиям заказчиков. Необходимый уровень восполнения ресурсной базы определяют для себя нефтегазовые компании. Как правило, они стараются поддерживать соотношение выбытия и прироста запасов на уровне один к одному. В целом отрасль ориентируется на удержание темпов добычи, предусмотренных Энергостратегией до 2050 года.