Распределение лицензий и объемы сейсмических работ
До 2011 года многие участки Российского шельфа находились в нераспределенном фонде недр. Несколькими лицензиями владел «Газпром», преимущественно в Баренцевом и Карском морях с его губами и заливами, а на Дальневосточном шельфе отдельные лицензионные участки принадлежали «Роснефти». Этим же двум компаниям в доле с иностранными партнерами принадлежат лицензионные участки в рамках действующих добывающих проектов «Сахалин-1» и «Сахалин-2», а также некоторых другие на шельфе Сахалина, где добыча пока не ведется («Сахалин-3», Сахалин-5» и др.). У «Лукойла» было несколько лицензионных участков в акватории Северного Каспия. Единичные лицензии в различных акваториях принадлежали «Новатэку», «Синтезнефтегазу», «Приазовнефти» и другим. Однако с 2012 года ситуация кардинально изменилась. Для того, чтобы компания получила лицензию на участок шельфа, она должна отвечать, прежде всего, двум главным критериям: обладать опытом работы на шельфе не менее пяти лет и иметь долю государства в своем акционерном капитале более 50%. Этим требованиям отвечает всего лишь две российских компании: ОАО «Газпром» и ОАО «НК «Роснефть». За компанией «Лукойл», не отвечающей второму требованию, оставлены несколько лицензионных участков в Каспийском море, которые ей принадлежали ранее. Сохранил свою лицензию на Юрхаровское месторождение и «Новатэк», хотя это уже не совсем шельфовое месторождение, т.к. разрабатывается наклонными скважинами с берега. В последнее время в СМИ активно обсуждается проблема о возможном доступе на шельф других компаний, но дальше разговоров дело пока не пошло.
В результате на сегодняшний день «Роснефти» на шельфе принадлежит 50 лицензий, а «Газпрому» свыше 30 (рис.1). Следует еще отметить, что размеры этих участков просто гигантские, особенно у «Роснефти», и таких прецедентов еще не было в мировой практике. Чтобы при такой площади дойти до разведочной стадии и подготовить запасы промышленных категорий (С1 и выше) потребуется очень много лет и финансовых ресурсов. Справедливости ради надо отметить, что у «Газпрома» участки отобраны более разумно с учетом приуроченности к традиционным или перспективным районам промысла. Но в любом случае в сроки выданных лицензий одновременно по всем участкам ни «Газпрому» ни «Роснефти» уложиться невозможно, поскольку для этого не хватит даже имеющегося в мире парка буровых установок, способных работать в Арктике, не говоря уже об отечественных. А вот сейсморазведочные работы, которые стоят в десятки раз меньше, проводить можно и нужно. Вопрос лишь в том, на каких участках и в каких объемах?
Распределение почти всех наиболее привлекательных шельфовых лицензий между двумя крупнейшими компаниями, «Газпромом» и «Роснефтью», инициировало два разнонаправленных процесса. С одной стороны отсутствие доступа на шельф для других российских и зарубежных компаний должно резко затормозить процесс его геологического изучения. Но с другой стороны необходимость выполнения лицензионных обязательств заставляет и Газпром и Роснефть вести геологоразведку (а она на данном этапе состоит в основном из геофизических съемок), по возможности в соответствии с графиком лицензий. Тем более Министерство природных ресурсов (МПР) обещало за этим строго следить. Как результат, в последние годы наблюдался небывалый рост объемов сейсморазведки на российском шельфе, особенно 3D. В 2013 рост относительно 2012 года составил около 100% и в 2014 объем проведенных работ вырос еще на 50%. В 2015 – 2016 гг. на российском шельфе планировался ежегодный объем сейсморазведки примерно в 20 тыс. кв. км. и более 30 тыс. погонных км 2D (рис.1). Для России это весьма большие объемы по сравнению с предыдущими годами, хотя для крупных западных сервисных компаний, таких как PGS, CGG, WesternGeco это вполне обычные задачи. Например, только норвежская компания PGS делает в год суммарно 90-100 тыс. кв. км 3D сейсмики по всему миру, а CGG еще больше.
Однако теперь ясно, что этим планам не суждено сбыться в полном объеме.
Принятая схема распределения шельфовых лицензий не позволяет использовать еще один удобный и распространенный в мире инструмент, а именно мультиклиентскую (спекулятивную) съемку при геофизических работах. При такой схеме сервисные компании за свои средства и на свой риск проводят работы на выбранных ими самими участках акваторий, а затем многократно продают полученные данные всем заинтересованным компаниям. Совсем недавно, всего 2-3 года назад, МПР пыталась внедрить этот перспективный инструмент на российском шельфе, но встретило непонимание других ведомств. На самом деле позиция МПР была конструктивной и полезной для государства. Например, только норвежская компания PGS была готова тратить ежегодно на геофизику в российской Арктике до 300 млн. долларов собственных средств. Уверен, что и другие компании были готовы к этому. Если бы такая схема была принята, государство в лице МПР получало бы бесплатно информацию о своих недрах и могла использовать ее при формировании тендерных пакетов, обязав участников ее покупать. Сервисные же компании, рискнувшие своими средствами, могли бы получать доход от продажи материалов в составе тендерных пакетов или в иных формах, получивших распространение в международной практике. Как бы там ни было, теперь поздно об этом говорить. Вопрос решен не в пользу апробированного во всем мире механизма изучения недр с минимальными затратами для государства и компаний. Правда и в нынешней системе остаются небольшие возможности для применения подобной схемы, которыми пока никто не пользуется. Роснефть или Газпром могли бы позволить каким-либо сервисным компаниям провести на своих участках мультиклиентские съемки и затем купить эти материалы, например, за половину себестоимости, заключив соглашение об их дальнейшей совместной продаже. Ведь очевидно, что в большинство проектов потом будут вовлечены иностранные партнеры, и даже несколько. Это общепринятая и мировая практика, когда сложные и крупные месторождения осваивают три-четыре компании в альянсе для снижения рисков. Партнеры при вхождении в проект неизбежно должны приобретать эти данные для оценки объемов запасов и своих собственных рисков. И тогда основной недропользователь частично компенсировал бы понесенные расходы, а сервисная компания вернула бы свои затраты и получила некоторую прибыль. Все были бы в выигрыше.
Еще одним недостатком принятой в России стратегии лицензирования на шельфе является сосредоточенность работ на локальных лицензионных участках и отсутствие возможности изучения региональных закономерностей. Для этих целей придется все равно тратить деньги из государственного бюджета либо использовать механизм совместных научных исследований российских и зарубежных компаний.
Сейчас становится все более очевидным тот факт, что лицензионные обязательства на российском шельфе не смогут быть выполнены в отведенные сроки. К тому же понятно, что в таком масштабе добычи на шельфе в обозримом будущем не будет по нескольким причинам. Во-первых, для значительного числа арктических участков еще не существует апробированных технологий добычи в мировой практике. Во-вторых, необходимость развития мощной инфраструктуры в отдаленных неосвоенных районах, делает эти проекты нерентабельными даже при цене на нефть свыше $100 за баррель, не говоря уже о том, что в условиях наметившегося профицита углеводородного сырья в мире, для этих объемов будет очень трудно найти рынки сбыта. Поэтому с большой степенью уверенности можно прогнозировать, что через несколько лет порядок лицензирования на шельфе будет пересмотрен.
Кроме Газпрома и Роснефти еще одним заказчиком геофизических услуг на шельфе является государство, хотя и в несущественном объеме (по километражу, а не по финансам). В последние годы это были работы, связанные с обоснованием внешней границы континентального шельфа. Эти работы в свою очередь обусловлены предстоящей подачей в ООН российской заявки на расширение зоны своей юрисдикции в высоких арктических широтах. Но этот вопрос о границе очень сложный и обсуждается в международном сообществе уже десятилетиями. Маловероятно, чтобы он был решен положительно в нынешних геополитических условиях.
Итак, все привлекательные участки теперь распределены, и два российских нефтегазовых гиганта обязаны их изучать. На ближайшую перспективу в 5-7 лет это должно было вызвать заметную активизацию геофизических работ, что уже произошло в 2013-2014 годах. Однако в нынешних кризисных условиях некоторые планы придется скорректировать. Но кризисы длятся не вечно, поэтому на повестке дня рано или поздно встанет другой вопрос: какова технологическая готовность российских и зарубежных компаний к выполнению лицензионных обязательств на шельфе в новых условиях? Остановимся на этом несколько подробнее.
Новейшие мировые технологии морской сейсморазведки и возможность их применения в России
В геофизике первый и основной метод - это сейсморазведка, которая позволяет оценить структуру недр и вероятные места расположения ловушек, где могут находиться УВ. Сейчас современные методы динамической интерпретации по аномалиям отраженного сигнала нередко позволяют определить, есть ли нефть и газ в этих ловушках или нет. Однако со стопроцентной вероятностью этого предсказать нельзя. По крайней мере, традиционные методы морской сейсморазведки оставляют нам не так много возможностей для ответа на этот вопрос. Зачастую они помогают удовлетворительно выполнить лишь структурные построения, что не всегда достаточно для выбора оптимальных мест заложения поисковых и разведочных скважин.
Что касается морской сейсморазведки 2D, то она стала, в основном, рутинным дешевым поисковым методом, и в мировой практике применяется с каждым годом все меньше даже на поисковом этапе. В последние годы даже до бурения практикуют применение 3D сейсморазведки, поскольку она кратно информативнее 2D и весьма недорога в сравнении с морским бурением. В то же время она позволяет свести к минимуму риск неуспешного бурения дорогостоящих скважин. Но и обычная 3D сейсморазведка при нынешних возросших технических возможностях представляется не таким эффективным инструментом, как было, скажем, 10 лет назад.
В последние несколько лет в мире стали быстро развиваться так называемые методы широкополосной сейсморазведки (“broadband seismic”), информативность которых намного выше при сопоставимых или почти сопоставимых затратах на выполнение работ. Эти методы позволяют значительно повысить вертикальную разрешенность сейсмозаписи, в отдельных случаях до 3-4 м против 10-20 м в обычной 3D сейсморазведке. Причем, достигается это отнюдь не за счет повышения частоты дискретизации записи, которая при обычных сейсмических частотах малоэффективна, а за счет специальных аппаратно-технологических решений с последующей специальной обработкой. Существуют и большое количество решений чисто в обработке обычных сейсмоданных, выдаваемых авторами за «широкополосную» сейсморазведку «broadband”, однако они не выдерживают серьезной экспертизы и зачастую весьма субъективны.
Главной фактором в морской сейсморазведке, препятствующим расширению диапазона регистрируемых сигналов, является дополнительное отражение-спутник от границы «вода-воздух». В данной статье мы не будем вдаваться в математические выкладки и попробуем объяснить ситуацию на качественном уровне.
В морской сейсморазведке традиционную косу с датчиками давления буксируют обычно на глубине 6-8 м. При этом первый лепесток ее спектральной характеристики имеет нулевое значение на частоте 60-90 Гц (черная линия на рис. 2А). Как видно из этого рисунка и низкие и высокие частоты в пределах этого лепестка регистрируются с минимальной чувствительностью, и лишь средние частоты в районе максимума лепестка регистрируются нормально. Чтобы расширить диапазон частот надо буксировать косу на заметно меньшей глубине, чтобы «ноль» лепестка ушел далее 100 Гц. Но тогда при малейшем волнении будут возникать серьезные помехи вблизи морской поверхности. А если, наоборот, погрузить косу глубже, то «ноль» первого лепестка «придет» в область полезной записи 30-50 Гц, безнадежно испортив волновую картину. Например, если коса пойдет на глубине 25 м, то в пределах полезной записи будет уже 4 лепестка спектральной характеристики (синяя линия на рис. 2А) вместо одного при 6-метровой глубине косы (черная линия на 2А). Понятно, что такая запись будет малопригодна для обработки и последующей интерпретации. А вот если объединить эти две записи, т.е. буксировать две косы на разных глубинах, то «провальные» низкие и высокие частоты на черном лепестке (глубина 6м) будут обогащены в начале и конце интервала характеристиками от «глубокой» косы (25м). И тогда есть шанс после соответствующей специальной обработки получить широкополосную запись с высоким разрешением. Такие системы применяются некоторыми компаниями, но, как видно из рисунка, это заметно усложняет морские операции даже в случае 2D сейсморазведки. При 3D съемке со многими косами управлять такой сложной системой буксировки на двух уровнях почти невозможно. Высока вероятность различных перехлестов и заметно снижается производительность. Поэтому в современных технологиях такие системы применяются очень редко.
А) B) C) D)
Рис.2. Различные способы расширения спектра сигнала: А- буксировка двух кос на разной глубине; В – буксировка косы в наклонном положении; С – коса с двумя типами датчиков (GeoStreamer); D – обычная коса на большой глубине (только обработка данных)
Другим технологическим решением в этом ключе является буксировка косы в наклонном положении. Поскольку регистрирующие каналы в такой косе находятся на разной глубине, то и спектральная характеристика отдельных ее частей косы имеет «нули» в разных интервалах спектра при различном количестве «лепестков» в полезном частотном диапазоне (рис. 2В). Этот вариант лучше предыдущего в плане трудоемкости морских работ и может быть реализован и при 3D сейсморазведке, хотя с наклонными косами работать несколько сложнее, чем с обычными горизонтальными. Подобная идея заложена в известной технологии «Broadseis» компании CGG. Но главным недостатком здесь является то, что высокое разрешение записи возможно получить лишь на итоговом суммарном временном разрезе после сложной обработки. В то же время получить отдельную многоканальную сейсмограмму с широкополосной записью до суммирования невозможно из-за разных глубин каналов.
Третье широкополосное технологическое решение является самым «элегантным» и, как показывает практика, самым эффективным. Коса буксируется в обычном горизонтальном положении, и глубина ее погружения может быть любой, от обычных 6-8 м вплоть до 25м и более при необходимости без ухудшения качества материала в отличие от предыдущих случаев, когда могут быть «вырезаны» полезные частоты вблизи нулевых значений спектральной характеристики. Буксировка на повышенных глубинах позволяет оставаться на профиле и продолжать работы при высоте волн до 4-5 м, что значительно сокращает вынужденные простои по погодным условиям. Причина таких широких возможностей состоит в специальной конструкции косы. В ней наряду с традиционными датчиками давления – гидрофонами – присутствуют и датчики вертикальной скорости смещения – геофоны. Если коэффициент отражения от свободной поверхности «вода-воздух» равен (-1), т.е. сигнал от датчика давления меняет знак на обратный, то в геофоне обращения знака не происходит, т.к. коэффициент отражения для этой волны равен 1. Задержка отраженного от водной поверхности импульса одинакова в обоих случаях, а знаки их противоположны. Значит при сложении сигналов от гидрофона и геофона первый импульс, соответствующий полезному отражению усилится, а два противоположных по знаку импульса волны-спутника от границы «вода-воздух» при равной амплитуде взаимно уничтожатся (рис. 3). Разумеется, для этого должна быть произведена соответствующая обработка двух волновых полей, зарегистрированных разными системами датчиков. Спектральная характеристика косы для данного случая приведена на рисунке 2С, из которого видно, что нулевым значениям в «лепестках» гидрофона соответствуют максимальные значения в «лепестках» геофона. Таким образом, получают широкополосный спектр, что и требуется. Данная технология разработана компанией PGS GeoStreamer®.
Рис. 3. Схема подавления волны-спутника в технологии GeoStreamer®
Не так давно компания Western Geco пошла дальше, разработав 4-компонентную косу, в которой наряду с традиционными гидрофонами имеется три геофона по взаимно перпендикулярным осям X, Y, Z, где X регистрирует компоненту скорости смещения вдоль профиля буксировки, Y – в горизонтальной плоскости перпендикулярно косе (Х), Z регистрирует вертикальную компоненту скорости смещения как и в GeoStreamer®. Технология получила название “Izometrix” (ранее известная как “Nessie-6”). Результаты опытных работ, представленные компанией на ежегодной конференции EAGE-2012 в Копенгагене показали, что по оси Х вдоль направления косы в значительной степени записаны шумы буксировки. Скорость смещения, записанная по оси Y должна была помочь «интеллектуальной» интерполяции сигнала между реальными косами, т.е. создать виртуальные «синтетические» косы в промежутке между реальными, чтобы повысить кратность и горизонтальное разрешение 3D данных. Однако первые экспериментальные данные по этой компоненте были неубедительными. В итоге рабочими остались те же две компоненты, что и в технологии GeoStreamer®. До сих пор по этой технологии удалось наработать небольшие опытные объемы работ. Ей оборудованы пока лишь два судна. В то же время по технологии GeoStreamer® компании PGS, которая эксплуатируется в коммерческом варианте с 2008 года уже наработано свыше 400 тысяч квадратных километров 3D и около 300 тысяч погонных километров 2D, что уже позволило открыть несколько значимых морских месторождений. С 2015 года этой технологией оснащен весь флот PGS, поэтому по факту получается, что на сегодня это единственная широко апробированная в мировой практике технология широкополосной сейсморазведки, доказавшая на практике свою высокую эффективность. Справедливости ради надо отметить, что компания Sercel недавно приступила к выпуску 4-компонентных морских сейсмокос “Sentiel”. Однако пока для нее не создано поддерживающего матобеспечения для обработки, поэтому практические производственные результаты, по которым можно было бы судить об эффективности технологии, пока отсутствуют.
Что же касается упомянутой уже технологии GeoStreamer®, которая по комплексу показателей как в производительности морских работ, так и достигнутых геологических результатов в результате масштабной апробации во всех регионах мира, она фактически на сегодняшний день стала бесспорным лидером в широкополосной морской сейсморазведке. Ниже на рисунке 4 приведен один из примеров сопоставления результатов обычной сейсморазведки и GeoStreamer®. Преимущества в качестве волновой картины бесспорны, а расширение спектра в область низких частот всего на 4-5 Гц добавляет целую октаву полезного частотного диапазона. Это революционным образом сказывается на качестве последующей сейсмической инверсии, для которой уже не требуется как в обычных случаях столь детальной информации по многочисленным скважинам. Однако это тема других специальных публикаций.
Рис.4. Пример сопоставления традиционной сейсморазведки с GeoStreamer® во временной и спектральной области
Четвертая группа методов широкополосной сейсморазведки целиком представлена различными алгоритмами специальной обработки сейсморазведочных данных с традиционных морских кос, оснащенных только приемниками давления – гидрофонами. Иногда пытаются их буксировать на неоптимальных глубинах до 15 метров вместо 6-8м (рис. 2D). Как ни покажется это парадоксальным, в таком случае более предпочтительным будет неспокойное море с умеренным волнением. В этом случае нулевые значения «лепестков» спектральной характеристики не будут жестко фиксированы на шкале частот, что позволит частично восстановить при обработке утраченные частоты. Однако, в контексте данной статьи мы не далее не рассматриваем такие, чисто алгоритмические, решения для традиционной съемки, поскольку современные методы цифровой обработки позволяют получить почти любой наперед заданный результат. При этом объективные критерии его достоверности, как правило, отсутствуют, что позволяет считать такие методы крайне субъективными. Скорее это попытка некоторых компаний «быть в тренде» запросов на широкополосную сейсморазведку, не тратя на это значительных средств на модернизацию. В ряде случаев при не очень высокой компетентности служб заказчика это срабатывает, поскольку формально финальные временные разрезы выглядят высокоразрешенными.
Кроме перечисленных выше вариантов широкополосной сейсморазведки за последнее время стали уделять значительное внимание мультиазимутальным (MAZ) и широкоазимутальным (WAZ) системам наблюдений, которые дают много дополнительной важной информации. Мы не можем уделить достаточно внимания этому, весьма важному для современной сейсморазведки вопросу. Это предмет отдельной статьи. Отметим лишь, что такие системы позволяют практически устранить зависимость результатов съемки 3D от направления отстрела профилей. Данный фактор особенно важен при наличии разноориентированных разрывных нарушений и заметной горизонтальной неоднородности и значимой анизотропии среды, что встречается довольно часто. Стоимость таких работ заметно выше, чем стандартной 3D съемки, даже широкополосной, однако последующая значимая экономия на бурении полностью оправдывает проведение данных работ.
В завершении данного раздела отметим, что, к сожалению, ни одна из перечисленных технологий не под силу российским сервисным компаниям, а основные российские заказчики в лице «Газпрома» и «Роснефти» в тендерных условиях не предусматривают применение новейших технологий и систем наблюдений, делая ставку на минимальную стоимость работ. В результате, выполняемые в настоящее время на российском шельфе сейсморазведочные работы 3D по технологическим параметрам соответствуют тому уровню, который в мире был достигнут более 15 лет назад. Непредвзятым специалистам понятно, что на сегодняшний день такие работы морально устарели. А если учесть, что поисковое, разведочное, а тем более эксплуатационное бурение на большинстве шельфовых участков будет задерживаться в новых условиях, то надо понимать, что к моменту активного освоения придется все эти работы повторять заново, поскольку за это время технологии шагнут далеко вперед. Поэтому поговорка «Скупой платит дважды» к российскому шельфу относится в полной мере. На самом деле компаниям придется платить впоследствии еще гораздо больше. Ведь стоимость сейсморазведки 3D на огромной площади в 3000 кв. км кратно меньше стоимости всего одной поисково-разведочной скважины. А в результате высококачественной сейсмики таких скважин можно сэкономить несколько. Но об этом как-то не думают нынешние финансисты в компаниях, ставя во главу угла текущие сиюминутные расходы. А между тем, экономии на самом деле никакой нет. Ниже рассмотрим почему.
Как сегодня организован