USD 71.8804

0

EUR 78.4431

0

BRENT 34.8

-0.41

AИ-92 42.06

0

AИ-95 46.01

0

AИ-98 50.72

-0.02

ДТ 47.29

0

7 мин
801
1

Бороться и искать, найти и отложить

Огромный и почти неизведанный

Ресурсы углеводородов огромного (более 6 млн км2 площади) российского шельфа превышают 110 млрд т.у.т. Иногда озвучиваются и более оптимистичные оценки. Свыше 90% ресурсов (не менее 100 млрд т.у.т.) приходится на Арктику.

А вот запасы все еще сравнительно невелики. По данным Минприроды, извлекаемые разведанные запасы нефти категории АВС1+С2 на арктическом шельфе РФ на 1 января 2016 г. составлял 585 млн тонн, свободного газа - 10,5 трлн м3.  

В Арктике наиболее плотно изучены южные акватории Баренцева (включая относящееся к нему Печорское) и Карское моря. На эти два моря приходится почти 50% и 35% нефтегазовых запасов российского шельфа соответственно. На Дальнем Востоке России наиболее изученным является шельф Охотского моря (около 15% шельфовых запасов страны). Относительно небольшие запасы есть в российском секторе Балтики, Черного и Азовского морей и Каспия. И практически во всех акваториях - огромное поле для новых поисков.

Проекты

Систематическое изучение шельфа началось еще в советское время, когда был открыт ряд крупных месторождений, в том числе Штокмановское и Приразломное. После 1991 г. геологоразведочные работы на шельфе почти прекратились, но в «нулевых» оживились вновь. С 1998 г. началась шельфовая добыча (проект «Сахалин-2»).

В 2004-2014 гг. был проведен значительный объем региональных сейсморазведочных работ в Арктике (начальный этап изучения недр финансирует государство). Однако степень изученности шельфа осталась низкой. Плотность покрытия сейсмическими работами в наиболее перспективных акваториях арктических морей, за исключением Баренцева и Печорского морей, не превысила 0,15 км на 1 км2, а для восточных морей - 0,1 км на 1 км2.

Тем не менее, шла активная раздача шельфовых лицензий, которые с 2012 г. смогли получать только «Роснефть» и «Газпром». В том числе, были розданы участки в Восточной Арктике и на Дальнем Востоке с незавершенным региональным этапом ГРР.

После падения нефтяных цен и введения западных санкций в 2014-2015 гг. темпы геологоразведки на российском шельфе снизились (впрочем, как и во всем мире). В 2016 г. Роснедра разрешили «Роснефти» и «Газпрому» перенести сроки ГРР и начала добычи на 31 участке. В том же году государство наложило мораторий на выдачу новых шельфовых лицензий.  

В Западной Арктике главным открытием последних лет стало месторождение «Победа» (130 млн тонн нефти и 395,6 млрд м3 газа по категориям С1+С2). Оно было обнаружено в 2014 г. в результате бурения скважины «Университетская-1» «Роснефтью» и американской Exxon Mobil. Но Exxon под давлением санкций пришлось покинуть проект, и тот замер. На месторождении требуется построить еще минимум две скважины, но ближайшее время активной работы на нем не ожидается, сообщал в декабре журналистам глава Минприроды Дмитрий Кобылкин.

«Газпром» в Западной Арктике ведет разведку на приямальском шельфе, месторождения которого монополия планирует запускать по мере истощения своих запасов на материке. Также компания готовит к вводу ряд месторождений в Обской и Тазовской губах Карского моря, которые, впрочем, относятся к внутренним водам РФ. Добычу и разведку в акваториях губ также ведет «НОВАТЭК».

Участки Восточной Арктики - наименее изученная часть российского шельфа. Первая (и пока единственная) поисковая скважина - «Центрально-Ольгинская-1» - была пробурена «Роснефтью» в Хатангском заливе моря Лаптевых в 2017 г. Бурение велось с берега п-ва Хара-Тумус. В результате обнаружено месторождение с 81 млн тонн извлекаемых запасов нефти.

На шельфе Дальнего Востока реализуются три добычных проекта («Сахалин-1, -2, -3») и ведется поиск новых месторождений. В последнее десятилетие несколько крупных открытий сделал «Газпром»: это нефтегазоконденсатное Южно-Киринское (814,5 млрд м3 газа, 130 млн тонн конденсата и 3,8 млн тонн нефти), газоконденсатные Мынгинское (19,8 млрд м3 газа) и Южно-Лунское месторождения (48,9 млрд м3 газа).  

На Аяшском лицензионном участке в 2017 и 2018 гг. «Газпром нефть» открыла два месторождения: «Нептун» (запасы нефти по С1+С2 - 415,8 млн тонн) и «Тритон» (137 млн тонн). Изучение участка продолжается, в этом году компания планирует пробурить новые разведочные скважины и продолжить сейсморазведку 3D.

«Роснефть» вела активную разведку на присахалинском шельфе до 2011 г. и открыла три месторождения. Затем госкомпания развернула деятельность и в северной части Охотского моря, но без особых успехов.

В акватории Балтийского и Каспийского морей наиболее активен «ЛУКОЙЛ»: открыто несколько месторождений и ведется добыча. В Черном и Азовском морях доминирует «Роснефть».

Чем бурить будем?

Западные санкции стали ударом для геологоразведки на шельфе, поскольку сегмент сильно зависим от зарубежной техники и технологий. По данным «Росгеологии», в морской разведке импорт достигает 100% по сейсмостанциям, акустическому оборудованию и судам. По сейсмокосам, геодезической технике, программному обеспечению этот показатель составляет порядка 80%, по источникам возбуждения и компрессорам – 70%.

Большинство российских судов сейсморазведки построены в прошлом веке на европейских верфях. Не хватает современных судов для разведки 3D: так, «Академик Немчинов» и «Ориент Эксплорер» «Росгеологии» несут всего по четыре сейсмокосы, чего недостаточно для интенсивной разведки. Хотя в последние годы «Росгеология» и «Совкомфлот» приобрели более современные НИС, флот требует дальнейшего обновления.

Непростая ситуация и в поисковом бурении. Для сложных шельфовых проектов компании обычно нанимают зарубежных подрядчиков, а российские нефтесервисные компании применяют, главным образом, импортную технику. И даже построенные в России буровые в значительной части состоят из комплектующих, закупленных в других странах.

До санкций в бурении преобладало американское и европейское оборудование, теперь же российским компаниям приходится переориентироваться на поставщиков из Китая, Кореи и Сингапура. По мнению ряда экспертов, это может негативно сказаться на качестве оборудования и проводимых работ.

И хотя власти и компании много говорят об импортозамещении, приняты соответствующие госпрограммы, понятно, что разработка собственных технологий и оборудования потребует больших временных затрат и инвестиций. При этом нужно решать задачи с окупаемостью и конкурентоспособностью конечного продукта.

Пересмотр перспектив

Сегодня шельф продолжает рассматриваться в качестве одного из источников для восполнения минерально-сырьевой базы (МСБ) углеводородов и укрепления энергобезопасности страны. Но власти уже не торопят компании наращивать активность в акваториях.

На прошедшем в октябре форуме «Геологоразведка-2018» глава Росгеологии Роман Панов предложил до 2035 г. сосредоточить основной объем работ по воспроизводству МСБ в традиционных регионах нефтедобычи на суше. А на шельфе нужно проводить геофизические и поисково-разведочные работы в осадочных бассейнах Северного Ледовитого океана, уверен г-н Панов.

Схожей позиции придерживается и Минприроды.

В недавнем интервью РИА Новости глава ведомства Дмитрий Кобылкин заявил, что в России должны еще «долго-долго» разрабатывать нефть на континенте и предшельфовой зоне. По мнению министра, целесообразнее заниматься трудноизвлекаемой или сланцевой нефтью, но в регионах с готовой инфраструктурой. А разработка шельфа, по его словам, требует "огромных денег" и при текущих ценах на сырье нерентабельна.

Впрочем, подобная точка зрения не новая. Практический интерес для нефтегазовых компаний в обозримом будущем могут представлять только отдельные участки шельфа вблизи районов добычи с развитой инфраструктурой, утверждал еще несколько лет назад член редколлегии нашего журнала, профессор МГУ Юрий Ампилов. По его словам, прочие акватории шельфа следует изучать в плановом порядке при минимальных затратах. «Ведь недра-то все равно наши, и нам надо хотя бы приблизительно знать, чем мы владеем», - пояснял ранее эксперт в интервью Neftegaz.ru.

Впрочем, от самих компаний звучат более оптимистичные прогнозы. Разница между затратами на разработку месторождений на суше и на шельфе сокращается, эти суммы вполне сопоставимы, говорил в декабрьском интервью «Коммерсанту» заместитель гендиректора по развитию шельфовых проектов «Газпром нефти» Андрей Патрушев. «Достигается это в основном за счет того, что размер приза на шельфе может быть значительно больше, - отмечал топ-менеджер. - Кроме того, технологии постоянно развиваются, что приводит к их постепенному удешевлению и повышает экономическую эффективность шельфовых проектов в целом».

Работа на будущее

Сокращать издержки и повышать экономическую эффективность работ на шельфе нефтегазовые компании сегодня рассчитывают, в том числе, путем цифровизации. Если говорить о ГРР, то большие возможности для нее открывают big data, искусственный интеллект, цифровые двойники и ряд других технологий Индустрии 4.0. Их применение поможет сократить время исследований, повысить их точность и, в конечном итоге, удешевить дорогостоящий проект.

Российские игроки нефтегазового рынка пока в начале этого пути. Разведку на отечественном шельфе пока нельзя назвать «цифровой», но отдельные успешные примеры есть.

Так, уточнение моделей двух каспийских месторождений с помощью нейронных сетей позволило «ВолгоградНИПИморнефти» (относится к «ЛУКОЙЛу») предсказать залегание продуктивных отложений с точностью 0,3 м, рассказывается в прошлогоднем исследовании «ВЫГОН консалтинг». Такой подход дает возможность компаниям снизить риски бурения сухих скважин, указали аналитики агентства.

Помимо цифровизации, компании развивают и поддерживают другие важные направления: подготовку специалистов, разработку отечественного оборудования, технологий и ПО. Пока Россия раздумывает, осваивать ей шельф или нет, глобальные игроки собираются усиливать это направление. Если ничего не делать сейчас, то завтра можно отстать от мировых конкурентов навсегда.



Статья «Бороться и искать, найти и отложить» опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№1, 1 2019)

Авторы:
Система Orphus