Сланцевая революция в США кардинально изменила рынок углеводородов, и это влияние нарастает не только на внутреннем рынке США, но и в мировом энергетическом балансе [1]. Начало фазы ее бурного развития условно можно отнести к 2006 г., с которого наблюдается десятилетний активный рост объемов бурения горизонтальных скважин с гидроразрывом пластов (ГРП) и доли сланцевого газа в общем балансе годовой газодобычи США с 5,5 в 2006 до 55 % в 2015 г. [2]. В развитие этой тенденции определяющее значение привносит североамериканский угленефтегазоносный бассейн Аппалачей, в котором на разных глубинах, перекрываясь по площади, расположены сланцевые нефтегазоносные формации (месторождения, плеи) Марселлус и Ютика (Marcellus and Utica plays). Бассейн Аппалачей расположен в северо-восточной части США в штатах Нью-Йорк, Пенсильвания, Огайо, Западная Вирджиния, Теннеси, Джорджия и Алабама, вблизи крупных городов и промышленных центров, что поднимает экономическую значимость разработки этих формаций (рис. 1).
Формации Марселлус и Ютика в период 2012 – 2015 гг. обеспечили свыше 85 % прироста добычи газа США [3]. При этом извлекаемые ресурсы Марселлуса оцениваются в 5 раз выше, чем Ютика. Марселлус является самым крупным известным скоплением сланцевого газа в мире. Его начальные геологические ресурсы оценены в 42,5 трлн м3 [4], площадь – 246 тыс. км2 (больше Великобритании), а мощность – в среднем около 50 м (местами до 350 м и более). Основные залежи расположены в низкопористых (2 – 5 %), низкопроницаемых (от микро- до нано-Дарси [5]) сланцевых отложениях средне-девонского возраста на глубине от 300 до 2000 м (980 – 6500 футов) от уровня моря.
Давление в пласте составляет 3727 – 4595 Psi (около 26 – 32 МПа). С учетом альтитуд рельефа местности, забои вертикальных скважин в формации Марселлус составляют 1500 – 2750 м, что относительно неглубоко по сравнению с другими сланцевыми залежами углеводородов в США [5]. 
С 2004 г. одним из первопроходцев освоения Марселлус является американская компания Range Resources, а в настоящее время добычу газа на нем ведут более 20 компаний. В ходе его разработки пробурено свыше девяти тысяч эксплуатационных скважин, что составляет всего 1,55 % от общего числа 578 тысяч действующих газовых скважин США, из которых 456 тысяч имеют дебиты менее 2,55 тыс. м3 в сут (90 тыс. куб. футов в день) [6].
По данным Управления энергетической информации США EIA (U.S. Energy Information Administration), в период 2010 – 2015 гг. Марселлус демонстрировал устойчивый, практически линейный, десятикратный рост среднесуточной добычи с 50 до 500 млн м3 (рис. 2). В 2015 г. Марселлус обеспечил почти 40 % добычи сланцевого газа в США, или около 20 % общей газодобычи в стране. По состоянию на июль–октябрь 2016 г. добыча составила около 515 млн м3 в сутки (188 млрд м3 в год) [7], что сопоставимо с совокупным потреблением газа в Китае (197 млрд м3 в 2015 г.) [8, 9]. Причиной лидерства Марселлус в объемах добычи является экономическая эффективность его разработки, обусловленная относительно низкими издержками и близостью к потребителям добываемого сырья. Затраты на добычу постоянно сокращаются и резервы для их снижения далеко не исчерпаны.
Особенного внимания заслуживает тот факт, что на Марселлус существенное сокращение количества действующих буровых установок (БУ), с пикового значения 141 в январе 2012 г. до минимального – 24 в середине 2016 г. (рис. 3), не вызвало соответствующего по динамике падения добычи газа. Это обусловлено тем, что примерно половину добываемого газа сегодня получают из скважин, введенных в эксплуатацию в последние два года, когда скорость бурения, среднесуточная добыча из скважины и расчетная добыча на одну работающую БУ (production per rig per day – параметр из отчета DPR (Drilling productivity report) EIA [7]) значительно выросли (рис. 3). Улучшилась и геологическая изученность формации, что позволило выявлять и разрабатывать наиболее продуктивные участки (sweet spot).
По состоянию на июль–октябрь 2016 г. добыча составила около 515 млн м3 в сутки (188 млрд м3 в год), что сопоставимо с совокупным потреблением газа в Китае (197 млрд м3 в 2015 г.).
В результате усовершенствования технологий дебиты новых скважин на месторождении Марселлус растут, а капитальные затраты на их сооружение снижаются.
В период 2012 – 2016 гг. средняя стоимость строительства новой скважины снизилась с 8 до 6 млн долл. Если в начале разработки в 2007 г. средняя скважина производила 13 – 15 тыс. м3 газа в сутки, то в начале 2016 г. этот показатель превысил 300 тыс. м3, что является уникальным результатом для США, не избалованных высокими дебитами скважин (2,55 тыс. м3 в сут в 78,9 % скважин). Основными факторами увеличения осредненной суточной добычи скважины являются:
1. Увеличение доли скважин горизонтального бурения.
2. Увеличение количества стадий ГРП.
3. Кустовое бурение и увеличение количества латеральных ответвлений скважины при сокращении их длины.
4. Большее количество закачиваемого проппанта.
5. Выявление и первоочередное освоение участков с повышенным содержанием газа (sweet points), которому способствует улучшение знаний резервуара.
6. Возросшее применение самоходных БУ.
По состоянию на март 2016 г. в США оставалось всего 94 работающие БУ на газ, из них 62 БУ (66 %) работали в четырех регионах: Марселлус – 31, Ютика – 11, Хэйнсвилл – 14 и Игл Форд – 6 (рис. 4). По данным Baker Hughes, такое падение произошло впервые за 29 лет истории учета. Это на 63 % меньше, чем год назад, и на 89 % меньше, чем пять лет назад (рис. 4). Сокращение количества БУ в наименьшей мере коснулось Марселлус по сравнению с остальными сланцевыми месторождениями в США. Лавинообразное сокращение работающих БУ явилось одной из существенных причин снижения себестоимости строительства скважин.
Одним из основных факторов, обеспечивших колоссальный рост добычи сланцевого газа в США в последние годы, является существенное снижение себестоимости его добычи. По данным компании Range Resources, в период 2008 – 2015 гг. полная себестоимость добычи и поставки газа из формации Марселлус снизилась на 43 % [10]. В оценке ее снижения (табл.) учитывались все операционные издержки компании, составившие 86,9 долл/тыс. м3 против 151,8 семью годами ранее. Ежегодное снижение в среднем составило 6,14 %. Очевидно, что непосредственные затраты на добычу на устье скважины значительно ниже этих значений.
Из приведенных в табл. данных следует, что на фоне снижения затрат по многим статьям расходов неуклонно растут издержки только по одной самой крупной в последние четыре года статье расходов – сбор и транспорт газа. За период 2008 – 2015 гг. они выросли в 10,6 раза до 30,02 долл/тыс. м3 в 2015 г. Для сравнения отметим, что, по данным отчета акционеров, компания «Роснефть» в первом полугодии 2016 г. затратила за транспортировку добытого газа по магистральным трубопроводам до конечного российского покупателя в среднем 1060 руб/тыс. м3, что примерно равно 16,3 долл/тыс. м3. 
Причина растущих расходов на подготовку и транспорт газа формации Марселлус состоит в том, что увеличение объемов газодобычи значительно опережало развитие транспортной инфраструктуры, а это временное явление. В 2017 г., дополнительно к действующему с 2016 г. заводу по сжижению природного газа (СПГ) Sabine Pass (рис. 1 – красный цвет), начнут работать новые заводы СПГ [1], в том числе завод и морской экспортный терминал Cove Point LNG компании Dominion c пропускной способностью 23 млн м3/сут или 8,4 млрд м3 в год в штате Мэриленд в непосредственной близости от Марселлус (рис. 1). В этом регионе в 2016 г. вводятся в эксплуатацию дополнительные магистральные трубопроводы общей пропускной способностью около 26 млрд м3/год: Rockies Express (5,7 млрд м3/год), Columbia Gas Pipeline’s East Side Expansion (3,2), Broad Run Flexibility (6,1), Tetco’s Uniontown-to-Gas City project (5,5), а также Williams Transcontinental Pipeline’s Leidy Southeast (5,4). 
В середине 2016 г. разница в цене (спрэд) на газ между национальным ценовым маркером США Henry Hub и на точках приема Dominion South, Transco Leidy Line и Tennessee Zone 4 на промысле Марселлус составляла 50 – 60 %, 28 – 32 долл/тыс. м3. Максимальное значение спрэда в 2015 г. в 57 долл/тыс. м3 зафиксировано в июле, а осенью 2014 г. он превышал 70 долл/тыс. м3, при том, что в начале года его значение находилось в пределах 15 – 20 долл/тыс. м3, а в начале 2012 г. он почти отсутствовал. Ажиотажный спрос на транспорт газа и недостаточная пропускная способность магистралей продолжают ограничивать объем добычи. Спрэд постепенно снижается, и со временем он, видимо, исчезнет.
В 2015 г. доля газа в производстве электроэнергии в США превысила долю угля. Новые газовые электростанции строятся прямо на сланцевых формациях. Их мощность в 2016 – 2018 гг. увеличится на 18,7 ГВт (гигаватт), из них вблизи Марселлус она составит (ГВт): в Вирджинии – 2,3, в Огайо – 1,9, в Пенсильвании – 1,8 и в Массачусетс – 0,7 ГВт. Нью-Йорк перешел на отопление газом Марселлус, полностью отказавшись от мазута [11]. В США растут новые газохимические производства и стремительными темпами газифицируются частные домовладения. Можно предположить, что многократный рост транспортных расходов будет нивелирован в ближайшие два-три года. Таким образом, только за счет снижения затрат на транспорт возможно снижение стоимости газа почти на треть по сравнению с нынешней.
Поскольку в последнее время значительно сокращались капитальные затраты добывающих компаний, что видно из графика снижения количества БУ (рис. 3) и по снижению затрат на геологоразведочные работы, можно предположить дальнейшее снижение издержек по обслуживанию долгов (кредитов), составлявших 13,4 % всех затрат Range Resources в 2015 г. (на пике в 2010 г. их удельная величина превышала 21 %). Начиная с 2011 г. этой компании удалось постоянно снижать расходы на поисковое бурение как из расчета на единицу добываемого газа, так и в абсолютном выражении, и при этом увеличить доказанные запасы за тот же период вдвое.
Компания IHS Markit (Information Handling Services) по заказу EIA выполнила исследования затрат на добычу сланцевого газа, где привела лучшие и худшие результаты по операционным и капитальным издержкам различных добывающих компаний, в том числе и для формации Марселлус [12]. Лучшим показателем операционных издержек в 2015 г. по отношению к добыче является 12,36 долл. за баррель нефтяного эквивалента (бнэ), что примерно соответствует 78 долл/тыс. м3 (бнэ в 2015 г. для американской нефти в EIA считается равным 5,729 МБТЕ, что соответствует 158 м3 газа). Худший показатель – 187 долл/тыс. м3. Из непрямых операционных издержек LOE (Lease Operating Expenditures) основной является оплата труда (более половины), а другая часть включает водоотвод – очистку и утилизацию воды. Высокие удельные затраты на оплату труда в 2015 г. в LOE в значительной степени объясняются выплатами больших компенсаций 
при сокращении персонала. В будущем доля этих затрат, видимо, снизится. В зависимости от дальности транспортировки до тех или иных пунктов приема (хабов), избыточности предложения на них газа и величины тарифов расходы на доставку составляют 24,7 – 49,4 долл/тыс. м3 в связи с пока недостаточной обеспеченностью инфраструктурой. Подготовка жирного газа (wet gas) стоит 12,4 – 21,2 долл/тыс. м3. Транспорт жидких углеводородов обходится в 8 – 11 долл. за баррель и осуществляется автомобильным или железнодорожным транспортом.
Капитальные затраты на баррель нефтяного эквивалента при добыче из формации Марселлус составляют менее 33 долл./тыс. м3 (5,17 долл/бнэ в 2014 г.) [12]. В отчете компании IHS, размещенном на сайте EIA в марте 2016 г. [12], приведены данные о структуре осредненных затрат на добычу, которые после уточнения в IHS, выполненного по нашей официальной просьбе, приобрели следующий вид: насосы и оборудование для ГРП – 23 % (1,83 млн долл.), бурение и буровые жидкости – 15 % (1,15 млн долл.), жидкости для заканчивания скважин и водоотвод – 14 % (1,09 млн долл.), обсаживание и цементирование колонн – 12 % (0,96 млн долл.), проппант – 12 %, оборудование для насосно-компрессорной добычи и иное оборудование – 7 %, страхование и консалтинг – 8 %, другое – 9 %.
Насосы и оборудование для ГРП – это самая дорогая опция в сооружении скважины, она может значительно меняться в зависимости от количества стадий ГРП, которых в последнее время обычно осуществляют от 13 до 40 (появились данные о более чем 100 ГРП), а также от величины необходимого для разрыва давления. Затраты по этой статье могут составлять от 1 до 2,5 млн долл. Затраты на насосы для ГРП зависят от количества стадий, суммарной мощности, твердости и хрупкости породы, а также максимальной скорости впрыска и составляют 1 – 2 млн долл. (15 – 40 % стоимости скважины). Затраты на насосы для ГРП в 2015 г. в номинальном выражении упали на 40 % от их максимума в 2012 г. в среднем по отрасли.
Скорость бурения составляет 107 – 364 м в день и значительно зависит от механических свойств пород на забое и глубины залегания сланца. Поэтому диапазон затрат на бурение достаточно широк и может достигать миллиона долларов на одну скважину [12]. Скорость бурения в США за десять лет увеличилась втрое и продолжает расти. В среднем, бурение скважины занимает 16 – 18 дней при глубине скважины 2700 – 3200 м и латералях 2100 – 2700 м (средние значения длины латералей по субплеям Марселлус). Поскольку в затраты на бурение входит стоимость дневной аренды БУ (или амортизация в случае использования собственной БУ), то учитывая большое количество свободных БУ на рынке, можно ожидать снижения капитальных затрат в будущем при сохранении этого тренда. Снижение цен на бурение на месторождении Марселлус происходит быстрее, чем на других объектах, как в случае вертикального бурения, так и при бурении боковых ответвлений.
В последние годы постоянно снижающаяся стоимость строительства скважин привела к новому феномену – бурению «спящих» скважин DUC (Drilled but Uncompleted). В настоящее время на сланцевых месторождениях в США пробурено более 5 тысяч DUC скважин, ожидающих более благоприятной конъюнктуры на рынке.
Затраты на жидкости для заканчивания скважин (completion fluids) зависят от количества потребляемой воды и ее стоимости, а также используемых химических веществ и их типа. Объемы необходимых жидкостей могут составлять от 6 до 51,5 тыс. м3, что дает разницу затрат до 900 тыс. долл. Начиная с 2012 г. средние цены на жидкости упали на 60 %.
Для разработки формации Марселлус специфичны относительно большие издержки на утилизацию воды после ГРП – до трети закачиваемой воды возвращается. Затраты на водоотвод доходят до 5 долл. за баррель (31,4 долл/м3), поскольку очищенная вода должна сбрасываться в реку Огайо. Большая часть наиболее привлекательных участков находится в населенных районах. При водоотводах от 30 до 90 тыс. баррелей на скважину затраты составляют 150 – 450 тыс. долл. Весьма вероятно, что эта издержка может быть оптимизирована – цена утилизации воды представляется чрезмерной.
Масса необходимого при ГРП проппанта составляет от 3,5 до 12 млн фунтов (1588 – 5443 т). Затраты на него могут составить 0,5 – 1,5 млн долл. на скважину в зависимости от ее устройства.
Диапазон совокупной длины латералей новых скважин на месторождении находится в пределах 3574 – 7789 футов (1089 – 2374 м). Это дает незначительную разницу в затратах в 0,2 млн долл., но именно от этой операции в значительной мере зависят эффективность затрат на скважину и объем извлекаемых запасов.
Средняя полная цена строительства скважины на Марселлус составляет 6,4 млн долл. Из опубликованных данных операторов следует, что средняя стоимость меняется в диапазоне 4,8 – 8,5 млн долл., в том числе у Range Resources – 4,8; Rex, EQT, Talisman – 5,5 – 5,7; Corrizo – 6,3, Cabot – 5,8 – 6,4 (в зависимости от числа скважин в кусте); Chesapeake – 7,3; Consol – 7,6; Rice – 8,5. В 2015 г., чтобы справится с долгами, Chesapeake продала множество участков более эффективным операторам. Конкуренция влечет снижение удельных издержек административного и управленческого характера, которые составляют около 12 % всех затрат у лидирующей по экономическим показателям компании Range Resources.
Выводы
В ближайшие два-три года США и весь мир ждет новый виток развития сланцевой эпопеи, для которого существуют следующие основные предпосылки:
1. Развитие газопроводной инфраструктуры в США удовлетворит резко возросший уровень газодобычи.
2. В США высвободилось большое количество БУ. Недостатка в оборудовании для ГРП не ожидается. Это обеспечит техническую возможность дополнительного роста газодобычи и, возможно, не только в США.
3. Будут снижаться капитальные и операционные издержки. Например: огромные затраты по оплате труда, частично вызванные значительными разовыми компенсациями по массовым увольнениям в 2016 г.; затраты на содержание менее эффективных старых скважин, при этом доля старых скважин будет постоянно уменьшаться, а более современных и эффективных скважин – нарастать.
4. Средний дебит из расчета на скважину будет расти, а удельные затраты на ее строительство и эксплуатацию будут снижаться.
5. Огромный (в два раза) разброс издержек на добычу среди множества газовых компаний неизбежно обернется консолидацией участков у наиболее эффективных операторов.
6. Экономика США активно переориентируется на подешевевшее углеводородное сырье. Это касается энергетики, химической промышленности, частных домохозяйств, муниципальных образований, транспорта и пр. Рост внутреннего потребления углеводородов будет оказывать влияние на повышение предложений от добывающих компаний.
7. США во много раз увеличат экспортные мощности СПГ, что стимулирует дополнительное увеличение газодобычи и повлияет на перераспределение долей мирового рынка трубопроводного и сжиженного газа.
