Основные подходы к поиску и разработке месторождений углеводородов в Арктике
Митько А.В. Президент Арктической общественной академии наук
Информация об изученности циркумполярного региона сейсморазведкой 2D и бурением и другие данные, приведенные выше, собраны и подготовлены на основе многолетней работы с многочисленными (более 100) цифровыми и другими источниками, включая: USGS, NOAA, CGS, GEUS, NPD, МПР РФ и геофизических компаний СМНГ, ДМНГ, МАГЭ, TGS, PGS, Fugro-Geoteam, ION, WesternGeco и др.
Полный объем данных по изученности норвежской акватории Баренцева моря по состоянию на 2011 г. был предоставлен Норвежским Нефтяным Директоратом (NPD). Созданная за более чем 15 лет цифровая база геолого-геофизических данных в системе ArcView постоянно дополняется и совершенствуется. Сейсмическая изученность акваторий Арктического шельфа пяти перечисленных выше стран различается в десятки, а местами – в сотни раз и ограничивается распространением льда Северного Ледовитого океана (рис. 6).
Особенно малоизученными сейсморазведкой (0,01 – 0,04 пог. км/км2) являются российские моря Лаптевых, Восточно-Сибирское и Чукотское. В них же не пробурено ни одной скважины. Наиболее высокой изученностью сейсморазведкой (более 1 пог. км/км2) обладают: северный шельф Аляски и Канады в морях Бофорта и Чукотском, юго-западная акватория Баренцева моря и отдельные части акваторий Баренцева, Печорского и Карского морей.
Происходящее за счет глобального потепления сокращение площади льда позволило значительно расширить регионы исследований. В последние годы на зарубежных акваториях проводится новый этап региональных исследований с длинными (8 – 12 км) сейсмическими косами и длительной (до 18 секунд) или непрерывной регистрацией колебаний, позволяющий получать качественно новую информацию о строении осадочного чехла и фундамента. Региональные и нефтегазопоисковые судовые геолого-геофизические работы стали проводиться и в ледовых условиях Арктики, что отражено на карте рис. 6 (белым цветом показано распространение льда в сентябре 2010 г.).
Рис. 6. Изученность шельфа Арктики сейсморазведкой 2D
Рис. 7. Изученность шельфа и суши Арктики бурением
На рис. 7 приведена карта изученности нефтегазопоисковым бурением шельфа и прилегающей суши пяти стран циркумполярного региона, на которой показаны подтвержденные открытыми месторождениями нефтегазоносные бассейны (НГБ) с преимущественно газовой и нефтяной составляющими (розовый и зеленый цвета). Дополнительно на карте показаны три точки неглубокого (до 428 м), но самого северного (широта около 880) бурения на хребте Ломоносова во время экспедиции в 2004 г.
Ниже дано краткое описание результатов геолого-геофизических исследований и отмечены особенности освоения месторождений нефти и газа на море и прилегающей суше для пяти стран Арктического региона по данным ИПНГ РАН.
Россия – шельф Западной Арктики
На основе российских геологоразведочных работ (ГРР) на шельфе Западной Арктики прогнозируется около 75% ресурсов всех акваторий России и 86% ресурсов ее северных морей. В значительной степени такие высокие перспективы объясняются геологическими особенностями региона, большой площадью его акваторий (суммарно около 50% Арктического шельфа РФ) и относительно лучшей изученностью ГРР. В российских морях Западной Арктики пробурены 84 скважины (без учета горизонтальных эксплуатационных скважин Юрхаровского месторождения) и открыто 20 месторождений (включая в переходной зоне «суша–море») с суммарными запасами и ресурсами газа более 10 трлн м3 и нефти с конденсатом свыше 500 млн тонн.
В Баренцевом и Печорском морях пробурены 54 скважины (из них 8 аварийных или недобуренных) и открыто 11 месторождений. Высокие перспективы российского сектора Баренцева моря с геологической точки зрения обусловлены тем, что почти всю его территорию занимает Восточно-Баренцевскиймегапрогиб длиной около 1300 км и шириной 350 – 400 км, заполненный мощной толщей осадков (до 20 км) палеозойского и мезозойского возраста.
В его пределах выделяются Южно- и Северо-Баренцевские впадины, разделенные Лудловской седловиной, к которой приурочены Штокмановское и Лудловское месторождения. Западный борт Восточно-Баренцевскогомегапрогиба расположен в центральной части Баренцева моря и сформирован рядом крупных поднятий (Федынского, Центральной Банки, Година, Персея и др.), представляющих большой интерес для нефтегазопоисковых работ. Эти поднятия в значительной своей части расположены в бывшей спорной территории, широко известной как «Серая зона», что и определило повышенный интерес к ней крупнейших нефтяных компаний России, Норвегии и других стран мира.
В 2010 г. состоялось подписание Договора о разделе «Серой зоны», способствующего активизации морских ГРР в данном регионе с июля 2011 г. Нефтегазоносность Печорского моря, являющегося южной мелководной зоной Баренцева моря, обусловлена принадлежностью к северной части Тимано-Печорского НГБ, административно относящейся к Ненецкому АО. В регионе доказана нефтеносность в широком стратиграфическом диапазоне палеозоя от перми-карбона до силура-ордовика; в 2009 – 2010 гг. нефтедобыча нао превысила 18 млн тонн.
Для экспорта нефти в 2008 г. построен уникальный, самый северный в мире морской стационарный ледостойкий терминал «Варандей» ОАО «ЛУКОЙЛ», удаленный от берега на 22 км. В 2011 г. на шельфе начнется разработка Приразломного месторождения, нефтяная залежь которого расположена в рифогенных отложениях перми-карбона. Южная часть Карского моря относится к северной части Западно-Сибирского НГБ. Здесь вблизи и за Полярным кругом на суше и акватории открыты уникальные и крупные газоконденсатные месторождения (Уренгойское, Медвежье, Ямбургское, Заполярное, Бованенковское, Харасавэйское, Русановское, Ленинградское, Каменномысское-море, Юрхаровское и др.) и прогнозируется открытие новых месторождений, способных внести значительный вклад в восполнение минерально-сырьевой базы страны.
Непосредственно на акватории Карского моря пробурено 30 скважин, в том числе 26 в Обской и Тазовской губах в 2000 – 2010 гг. (ООО «Газфлот»). Освоение морской части Юрхаровского месторождения, большая часть запасов газа и конденсата которого расположена под дном Тазовской губы, проводится ООО «Новатэк-Юрхаровнефтегаз» c 2002 г. с берега Тазовского полуострова наклонными скважинами с горизонтальным завершением большого диаметра (168 мм в залежи). При этом отходы стволов скважин от вертикали достигают 3 – 5 км, а начальные дебиты газа валанжинских залежей – 3 – 5 млн м3 в сутки. Данное месторождение можно считать первым разрабатываемым российским арктическим месторождением в переходной зоне «суша–море».
Добыча углеводородов (УВ) Юрхаровского месторождения началась в 2003 г. и достигла в 2010 г. 24.75 млрд м3 газа (в потенциале более 33 млрд м3), а конденсата – 2.11 млн тонн (рис.3). В этом же году начал работу конденсатопровод длиной 326 км с пропускной способностью до 3 млн тонн. На восьмом году разработки (26.04.11) накопленная добыча газа превысила 100 млрд м3, а конденсата – 8.5 млн тонн. Запасы месторождения по классификации SEC (без учета вероятных и возможных) на 31.12.10 – 460 млрд м3 газа и 23 млн тонн конденсата. Кроме этого, к западу и востоку от него открыты два месторождения-спутника – Западно-Юрхаровское и Ново-Юрхаровское.
Аналогичная технология освоения морских месторождений с берега успешно применяется в субарктических условиях на шельфе Охотского моря по проекту «Сахалин-1» ExxonNeftegazLimited – с 2003 г. на месторождении Чайво-море (добыча с 2005 г.) и c 2009 г. на Одопту-море. Здесь буровой установкой «Ястреб» (ParkerDrilling) установлен ряд мировых рекордов, включая последний (2011 г.) при бурении скважины OP-11 длиной 12 345 м с горизонтальным отклонением 11 475 м.
Однако еще до начала проекта «Сахалин-1» ООО «РН-Сахалинморнефтегаз» (ОАО «НК Роснефть») получило первую нефть по скважине с горизонтальным отклонением 4781 м (забой – 5589 м), пробуренной с берега до морской залежи северного купола месторождения Одопту-море (в настоящее время их пробурено более 30). Таким образом, месторождение Одопту-море (Северный купол) является первым морским объектом в субарктических условиях России, разрабатываемым с берега.
Норвегия – Баренцево море
Плотность изученности сейсморазведкой 2D норвежской части Баренцева моря превышает российскую в 1,5 раза и в целом составляет 1,01 пог. км/км2. При этом средняя плотность сейсморазведки южной и северной частей норвежского сектора отличается в 5 раз (1,6 и 0,29 пог. км/км2).
Всего на норвежской акватории Баренцева моря на 79 площадях (устьях) пробурено 88 поисково-разведочных скважин (70 поисковых) и сделано 30 открытий. С учетом последнего открытия весной 2011 г. успешность бурения составила 43%, однако значительная часть залежей не имеет коммерческих запасов, а часть считается спутниками Snohvit. Почти все залежи обнаружены, как и в российском секторе, в отложениях юры и триаса, а их наибольшая часть приурочена к НГБ Hammerfest. Весной 2011 г. к северу от данного НГБ открыто новое месторождение (скважина 7220/8-1) в песчаниках средней и нижней юры с извлекаемыми запасами нефти 21 – 34 млн тонн.
По состоянию на конец 2010 г. общие начальные извлекаемые запасы оценивались NPD на уровне 230 млн м3 условного топлива, включая газ 168 млрд м3 и нефть (жидкие УВ) около 45 млн тонн, а наиболее вероятные неоткрытые ресурсы – 1.2 млрд м3 условного топлива, включая 722 млрд м3 газа. По запасам нефти и газа это примерно в 9 и 28 раз меньше, чем в российской акватории Баренцева моря. В настоящее время в норвежской акватории Баренцева моря разрабатывается только одно газоконденсатнонефтяное месторождение Snohvit (с 2007 г.) и готовится к разработке нефтегазовое Goliat (с 2013 г.). Коллекторами Snohvit являются нижне — и среднеюрские песчаники на глубине около 2300 м.
Начальные извлекаемые запасы оценены в 160,6 млрд м3 газа и около 20 млн тонн жидких УВ. Добыча смеси газа и конденсата осуществляется с помощью подводных комплексов, объединяющих 10 скважин. Многофазовая смесь УВ транспортируется по 143 км трубопроводу на остров Melkoya вблизи г. Хаммерфест, где налажено производство сжиженного газа, вывозимого на рынок танкерами.
Накопленная добыча на январь 2011 г. составила около 11,8 млрд м3 газа и 2 млн тонн конденсата. Добываемый газ содержит 5 – 8% СО2, выделяемого и транспортируемого назад по 153 км трубопроводу для закачивания в природный резервуар в одном из песчаных пластов. В 2014 г. планируется расширить объемы добычи подводного комплекса Snohvit за счет вовлечения в разработку его спутников Albatross и Askeladd.
США – арктический шельф Аляски
Основные зарубежные арктические запасы углеводородов сосредоточены на северном Склоне Аляски (ССА – Alaska NS) США, на котором открыто 78, в основном нефтяных месторождений, в том числе 22 в море Бофорта (включая переходную зону «суша–море») [9, 10]. В 1946 г. на небольшой глубине (150 – 430 м) в палеомерзлых песчаниках нижнего мела было найдено первое на суше месторождение легкой нефти Umiat с геологическими запасами около 140 млн тонн. В 1967 и 1969 гг. на северном побережье Аляски открыты два крупнейших месторождения: ССА PrudhoeBay и Kuparuk-River с начальными извлекаемыми запасами нефти 1,95 и 0,41 млрд тонн (геологические запасы – 25 и 5 млрд баррелей) и газа – 750 и 28 млрд м3, сосредоточенными главным образом в песчаниках триаса.
Данные два месторождения со своими спутниками содержат основную долю запасов нефти и газа ССА (81 и 75%). Максимальная добыча нефти на PrudhoeBay около – 83 млн тонн была достигнута в 1987 – 1988 гг., а на Kuparuk-River – 17 млн тонн в 1992 г. Акватория моря Бофорта вблизи побережья хорошо изучена сейсморазведкой 2D (более 1 пог. км/км2) и бурением (рис. 6 и 7), при этом часть работ проводилась с поверхности льда.
Первое морское месторождение GwydyrBay открыто в 1969 г. Самые большие месторождения на море – Endicott (80 млн тонн нефти) и PointMcIntyre (83 млн тонн нефти и 17 млрд м3 газа). Суммарные запасы 22 морских месторождений равны 325 млн тонн жидких УВ и 190 млрд м3 газа. Основные залежи приурочены к песчаным отложениям триаса и мела.
Добыча нефти на шельфе началась в 1987 г. на месторождении Endicott (оператор BP) и ведется в настоящее время на 9 месторождениях, в основном, с искусственных островов, а также наклонными и горизонтальными скважинами с берега.. Наибольший вклад морских месторождений в суммарную нефтедобычу ССА 18 % был в 1996 г. за счет ввода в разработку PointMcIntyre (с 1993 г.), при этом морская добыча составила 22% от уровня добычи на суше.
Максимальная добыча нефти всего ССА – около 102 млн тонн (745 млн баррелей) была в 1988 г., после которого наблюдается стабильный спад нефтедобычи. В начале 2011 г. накопленная добыча превысила 2,3 млрд тонн. Нефть ССА транспортируется на юг в порт Valdez по уникальному сейсмостойкому Транc-Аляскинскому трубопроводу длиной 1290 км, построенному в 1977 г. и выдержавшему в 2002 г. сильнейшее землетрясение (магнитуда – 7,9) в районе разлома Denali. На рис. 8 показаны объемы добываемого попутного нефтяного газа (ПНГ).
Максимальный вклад морских месторождений в общий объем добычи ПНГ достиг 9,5% в 2008 г. Особенностью разработки месторождений ССА является то, что большая часть газа (до 92,4% в 2000 г., в среднем – 90,1%) закачивается обратно в залежи для поддержания давления и увеличения нефтеотдачи, а остальная часть в основном используется для местных нужд (по данным NOAA сжигается не более 1,5% ПНГ). За счет истощения залежей нефти и закачивания в них газа в период 1977 – 2009 гг. средний по ССА газовый фактор увеличился в 15 раз (с 175 до 2680 м3 на тонну).
Рис. 8. Добыча попутного нефтяного газа на Северном склоне Аляски
В 1990 г. открыто крупное месторождение Burger с вероятными извлекаемыми ресурсами газа, оцениваемыми в широком диапазоне 200 – 770 млрд м3 и конденсата 54 – 190 млн тонн из-за того, что оно изучено всего одной скважиной. Наиболее вероятные запасы Burger 390 млрд м3 газа и 99 млн тонн конденсата ставят его в ранг самого крупного открытия на шельфе Аляски. Залежь расположена на глубине 1695 м в песчаниках нижнемелового возраста. Burger и нефтегазопроявления в трех других скважинах свидетельствуют о возможности серьезных открытий в данном регионе, что подтверждается большим интересом к лицензионному раунду 2008 г. по 448 лицензионным участкам в Чукотском море общей площадью 12,1 тыс. км2 с суммарными ресурсами в 2,5 млрд тонн нефти и 2,1 трлн м3 газа. В результате данного раунда компания Shell получила рекордное число участков 275 (претендовала на 302), заплатив при этом 2,1 млрд долл.
Канада. К востоку от ССА в канадской акватории моря Бофорта и дельте р. Маккензи открыт НГБ Beaufort-Maсkenzie, преимущественно (69%) газоносный. Здесь на шельфе пробурено более 80 поисково-разведочных скважин и открыто 32 месторождения (10 – газовые, 1 – нефтяное и 21 – нефтегазовое), что составляет 59,3% от общего числа месторождений НГБ [11].
Месторождения, в основном небольшие – средние запасы нефти 7 млн тонн, а газа – около 5 млрд м3. В 1970 г. было открыто первое месторождение на суше Atkinson с извлекаемыми запасами нефти – 5,8 млн тонн. Наиболее крупные месторождения на суше Taglu (1971 г.) и Parsons (1972 г.) имеют запасы газа около 64 и 51 млрд м3. Первая добыча газа началась только в 1999 г. на месторождении Ikhil для местных нужд. Для транспортировки газа Taglu, Parsons и Niglintgak в южном направлении к 2016 г. планируется построить газопровод длиной 1196 км (MackenzieGasProgect).
Первое морское месторождение Adgo с извлекаемыми запасами нефти – 5,3 млн тонн и газа – 3,4 млрд м3 открыто в 1974 г. В 1983 г. в песчаниках олигоцена найдено самое крупное месторождение Amauligak с запасами нефти – 32 млн тонн и газа – 44,5 млрд м3.
Примерно такие же запасы нефти имеет Paktoa, открытое в 2006 г. С учетом последнего общие начальные извлекаемые запасы 32 месторождений шельфа равны: 153 млн тонн нефти в 22 месторождениях и 156,3 млрд м3 газа по 31 месторождению, что составляет 88,7% нефтяных и 49,5% газовых запасов всего НГБ. Морские месторождения не разрабатываются, только Amauligak было в пробной разработке в 1986 г. (добыто 44 тыс. тонн нефти).
На территории арктических островов и прилегающей акватории Канады открыто 19, преимущественно (91%) газовых, месторождений, из которых 17 относятся к НГБ Sverdrup. Основные залежи этого НГБ расположены в песчаниках юрско-мелового возраста. Изучение нефтегазоносности региона началось с бурения первых трех скважин на трех островах Melville, Cornwallis и Bathurst в 1961 – 1963. В 1960 – 1986 гг. здесь отработано свыше 120 тыс. пог. км сейсмических профилей и пробурено около 200 поисково-разведочных скважин.
Извлекаемые запасы 13 морских и транзитных месторождений составляют 45 млн тонн нефти (в 8 месторождениях) и 301 млрд м3 газа (в 12 месторождениях). Первое и самое крупное месторождение DrakePoint с запасами газа 152 млрд м3 было открыто в 1969 г. на острове Melville, а через три года – первое морское месторождение Hecla с запасами газа 105 млрд м3 (второе по размерам в НГБ). Их залежи содержат 52,2% запасов всего НГБ (30,8 и 21,4 %). Запасы других месторождений меняются от 1,6 до 60,4 млрд м3 в морском Whitefish, открытом в 1979 г.
Месторождения арктических островов Канады не разрабатываются, за исключением BentHorn, открытого в 1974 г. на юго-восточной окраине НГБ Sverdrup в Франклинском складчатом поясе (остров Cameron). Здесь из девонских карбонатных отложений добыто в 1985 – 1996 гг. около 400 тыс. тонн нефти, вывезенных танкерами в летнее время.
В 2006 – 2010 гг. проводился четырехлетний региональный этап сейсмических исследований северных акваторий Канады и США на открытой воде и в сложных ледовых условиях с ледокольным сопровождением до 84 – 850 СШ. Получены качественные сейсмические материалы в объеме 13,5 тыс. км, впервые давшие информацию о строении осадочной толщи северной части Канадского бассейна, являющегося нефтегазоперспективным продолжением континентального шельфа на глубоководье.
Дания – шельф Гренландии
Основной объем сейсморазведки 2D на шельфе Гренландии (рис. 6) выполнен на мультиклиентной основе (TGS, PGS, Fugro-Geoteam, ION). В частности, компания ION отработала в 2009 – 2010 гг. на северо-восточном шельфе Гренландии 11,8 тыс. км сейсмопрофилей, доходящих до широты 81,50, при этом значительный объем морских работ проведен по сплошному однолетнему и смешанному льду толщиной около 1 м с длиной сейсмокосы 8 км.
На западном шельфе Гренландии в заливе Baffin в 1976 – 1997 гг. были пробурены первые 5 скважин, а в последнее десятилетие – еще 5. В августе 2010 г. компания Carpicorn, принадлежащая британской CairnEnergy, объявила об открытии первого нефтяного месторождения скважиной T8-1 (забой – 3282 м). Интересы Дании представляет гренландская компания Nunaoil, основанная в 1985 г. и обладающая долями во всех морских проектах. На основе выявленных сейсморазведкой крупных структур, открытий (крупное канадское газовое месторождение Hekja в песчаниках палеоцена на широте 620) и нефтегазопроявлений USGS предполагает, что Западно-Гренландский – Восточно-Канадский НГБ (включает НГБ Baffin) содержит более 1,1 млрд тонн жидких УВ и 1,5 трлн м3 газа.
В результате анализа извлекаемых запасов шельфа пяти стран циркумполярного региона построены круговые диаграммы, приведенные на рис. 8. При этом не учитывались предварительно оцененные запасы месторождений в Чукотском море (США) и на шельфе Гренландии (Дания), не вносящие кардинальных изменений в диаграммы рис. 8. Российские акватории Западной Арктики содержат 43,1% запасов жидких УВ и 91,3% запасов газа всего шельфа Арктики.
Рис. 8. Распределение запасов нефти и газа (%) на шельфе Арктики
Несмотря на то, что все арктические моря России недоизучены, здесь выявлены наибольшие запасы нефти и газа (Баренцево и Карское моря). Данная ситуация позволяет утверждать, что именно в российских морях возможен наибольший прирост запасов и открытие многих новых крупных месторождений в широком стратиграфическом диапазоне отложений.
В настоящее время ведется добыча только на 11 морских арктических месторождениях: на Северном Склоне Аляски в море Бофорта, в норвежском секторе Баренцева моря, в Карском море в Тазовской губе. Поэтому утверждения, что Россия отстает с освоением морских месторождений Арктики, не имеют серьезных оснований. Первоочередные месторождения для организации морских нефтегазовых промыслов в условиях сложной ледовой обстановки рационально выбирать вблизи побережья с широко развитой инфраструктурой. Особый интерес представляют залежи, которые можно разрабатывать горизонтальными скважинами с берега. Такой подход успешно опробован в США и России и является наиболее безопасным для ранимой природы шельфа Арктики.
Суша занимает всего лишь треть Арктики, ещё треть представляет собой континентальный шельф с глубинами, не превышающими, как правило, 500 м, а оставшаяся часть – океан с глубинами свыше 500 м. Значительная, если не преобладающая, часть поверхности океана в Арктике почти весь год покрыта льдами.
Однако на протяжении последних лет область арктического морского льда заметно сокращалась, что может быть связано с глобальными изменениями климата Земли. Арктический регион частично включает территории восьми государств, к которым относятся: Канада, Дания/Гренландия, Финляндия, Исландия, Норвегия, Россия, Швеция и США. Финляндия и Швеция не имеют береговой линии по Северному Ледовитому океану и являются единственными арктическими государствами, не предъявляющими территориальные претензии в отношении континентального шельфа Северного Ледовитого океана и прилегающих морей.
Снижение затрат на разработку запасов нефти и газа в Арктике возможно в первую очередь за счёт эксплуатации крупных залежей, которые позволяют частично компенсировать расходы на обустройство более мелких месторождений. Открытие в 1962 г. Тазовского месторождения газа на Крайнем Севере России положило начало ряду открытий крупных запасов углеводородов в арктическом регионе. Вслед за ним в 1967 г. в США, штат Аляска, было обнаружено газонефтяное месторождение Прудо-Бей (PrudhoeBay). По состоянию на 2009 г. к северу от Полярного круга обнаружено 61 крупное месторождение нефти и газа, 43 из которых находятся в России, 11 в Канаде, 6 на Аляске (США) и 1 в Норвегии.
В 2008 г. Геологическая служба США (UnitedStatesGeologicalSurvey – USGS) выпустила первую в своём роде комплексную оценку неразведанных, но технически извлекаемых запасов нефти и природного газа из традиционных источников углеводородов в Арктике. USGS проанализировала 33 арктических осадочных бассейна и установила, что в 25 из них вероятность наличия месторождений нефти или газа с запасами более 50 млн баррелей нефтяного эквивалента превышает 10%.
Согласно USGS, неразведанные залежи углеводородов в Арктике оцениваются примерно в 90 млрд баррелей нефти, 1669 трлн куб. футов газа и 44 млрд баррелей природного газоконденсата. Из 412 млрд баррелей нефтяного эквивалента около 84% находятся на континентальном шельфе, при этом природный газ составляет примерно две трети (67%) оценочных запасов.
В исследование USGS включены те запасы, которые считаются извлекаемыми с использованием существующей технологии даже в условиях постоянного ледового покрова и при глубинах свыше 500 м. Экономические аспекты не рассматривались, а результаты определялись без учёта затрат на разведку и освоение месторождений.
Важно отметить, что нетрадиционные запасы углеводородов, такие как метан угольных месторождений, газогидраты, сланцевый газ и сланцевая нефть, а также битуминозные пески не являлись объектами исследования. По оценке USGS, в Арктике может быть сосредоточено примерно 13% мировых неразведанных запасов нефти и до 30% мировых неразведанных запасов природного газа.
При отнесении оценочных ресурсов (провинций) к ближайшей стране с равным распределением «совместных» нефтегазоносных провинций, по оценкам, на Россию приходится более половины совокупных ресурсов Арктики. В российском сегменте расположены крупнейшие запасы природного газа, в то время как крупнейшие запасы нефти сосредоточены в американском сегменте Арктики (штат Аляска).
Важно, что с учётом текущих и прогнозных цен на нефть добыча данных ресурсов, освоение которых связано со значительными затратами и высокой степенью риска, становится всё более рентабельной и экономически оправданной. Следует отметить, что данное теоретическое распределение не подразумевает территориальный и (или) экономический суверенитет той или иной страны над относящейся к ней нефтегазоносной провинцией. Освоение нефтегазовых ресурсов Арктики сопряжено со значительными затратами и высоким уровнем риска. К основным сложностям, с которыми сталкиваются компании, относятся:
– суровый климат. Сильные морозы практически круглый год, продолжительная полярная ночь, угроза повреждения морских буровых установок арктическими льдами, болотистая тундра, обусловливающая сезонность деятельности во многих регионах, и ограниченная биологическая активность крайне отрицательно сказываются на персонале и оборудовании;
– неразвитая инфраструктура. Разработка новых месторождений «с нуля» – занятие очень дорогостоящее и подверженное существенным экологическим рискам. Для Арктики потребуется специальное оборудование (в частности, специальные танкеры и ледоколы). При этом подведение протяжённых коммуникаций, снабжение и логистика осложняются суровыми климатическими условиями;
– конкуренция со стороны других источников газа. Рост предложения газа на мировом рынке, как из традиционных, так и из нетрадиционных источников, ставит под сомнение экономическую целесообразность разработки арктических месторождений. Конкуренцию может составить в первую очередь сланцевый газ, а также всё в большей степени газ, содержащийся в угольных пластах, и сжиженный природный газ (СПГ).
Постоянно повышаются оценки ресурсного потенциала менее экстремальных областей, освоение которых может быть экономически оправданным и безопасным с экологической точки зрения, нежели разработка арктических месторождений природного газа.
Так, например, недавно обнаружены огромные запасы газа на континентальном шельфе у побережья Восточной Африки. Применительно к США, затраты на освоение арктических месторождений могут быть в два раза выше затрат на разработку сопоставимых месторождений в штатах, расположенных между Канадой и Мексикой. Чрезвычайно продолжительный подготовительный этап проектов. Растянутость сроков резко повышает риск перерасхода средств. Инвестиционный цикл неизбежно будет продолжительным. В текущих экономических условиях привлечение финансирования для таких проектов может представлять сложность.
Краткая сравнительная оценка особенностей правовых и налоговых режимов пяти стран и их систем нормативного регулирования, в основе которой лежат результаты исследования, проведённого российской аналитической службой DeutscheBank, позволяет заключить, что Россия будет несколько опережать США и Канаду по степени привлекательности. Это связано с тем, что в России рассматривается возможность введения новой системы налогообложения для проектов, осуществляемых в Арктике. Уровень затрат будет высоким в каждой из стран, но, возможно, чуть ниже он будет в РФ. Проблема отсутствия инфраструктуры также актуальна для всех стран, хотя по критерию доступа к существующей инфраструктуре лучше всего обстоят дела в США, поскольку там функционирует Трансаляскинский нефтепровод. По всей видимости, легче всего будет вывести продукцию на рынки из арктических регионов Норвегии. Наиболее перспективными в плане открытия новых крупных месторождений являются арктические регионы России и США. Однако, по мнению специалистов DeutscheBank, самые широкие перспективы в области освоения месторождений и раскрытия их экономического потенциала существуют в Норвегии и Гренландии. В целом можно отметить, что привлекательнее всего с точки зрения использования возможностей для освоения арктических регионов выглядит Россия, незначительно опережая Норвегию и США.
Освоение Арктики открывает перед компаниями широкие возможности, но в то же время деятельность в этом регионе связана с рисками. Нефтегазодобывающим предприятиям необходимо доказать, что они способны гарантировать безопасность при разработке арктических недр.
Добыча углеводородов – это бизнес, требующий повышенных мер безопасности и точных экономических расчётов, и любая нештатная ситуация (разлив нефти или несчастный случай) может обернуться катастрофой.
Для обеспечения экономической целесообразности добычи углеводородов в Арктике цены на нефть должны стать выше текущего уровня, но перспектива на ближайшее время остаётся неопределённой. Кроме того, существуют ещё два аспекта, влияющие на разработку арктических ресурсов, – геополитический и экономический.Геополитика играет огромную роль, поскольку в Арктике сталкиваются интересы многих стран.
В регионе идёт борьба за контроль над недрами, и вопросы, которые можно было бы урегулировать путём дипломатического сотрудничества, зачастую решаются с применением различных механизмов юридического и регуляторного воздействия. В таких политических условиях едва ли приходится ожидать появления крупных инвесторов и рассчитывать на подписание долгосрочных контрактов, которые необходимы для освоения Заполярья.
Если ресурсы и будут доступны, то в весьма ограниченном виде. Вместе с тем экономическое сотрудничество и конкуренция, основанные преимущественно на использовании передовых технологий и ресурсов таких ключевых игроков, как ExxonMobil, RoyalDutchShell, BP, Statoil, Eni, Total SA, Chevron и ConocoPhillips, российских гигантов ОАО «НК «Роснефть» и ОАО «Газпром», а также нескольких из наиболее крупных независимых нефтегазодобывающих компаний, создадут предпосылки для эффективного освоения этого региона. Экономическая стабильность России в XXI веке во многом зависит от освоения углеводородного потенциала арктического шельфа.
Ключевым элементом в процессе освоения российского сектора Арктики является реализация инвестиционных проектов в Центральной Арктике.
Уникальный ресурсный потенциал дает основание рассматривать этот регион как гарант энергетической безопасности страны на долгосрочную перспективу. Инвестиционные проекты Центральной Арктики по масштабам и перспективам во многом превосходят аналогичные зарубежные проекты. Кратко рассмотрим основные проекты, реализация которых уже началась.
Крупнейшим проектом мирового значения является освоение месторождений углеводородного сырья полуострова Ямал.
Промышленная добыча газа на Бованенковском месторождении началась в 2012 году. Разработка этого месторождения позволит компенсировать выпадающие объемы газодобычи на уникальных месторождениях Надым-Пур-Тазовского региона. Из-за ограничений спроса на российский природный газ в странах Европы,отбор газа на месторождении осуществляется меньшими темпами, чем планировалось ранее. По плану в 2013 году на Бованенковском месторождении добыча должна была составить более 46 млрд.м3, между тем, ожидаемый уровень достиг только 30 млрд.м3. В целом, профиль добычи газа по Бованенковской группе месторождений составит более 200 млрд.м3 ежегодно на протяжении длительного периода.
Для транспортировки газа месторождений полуострова Ямал сооружается уникальная система газопроводов. В настоящее время построена 1-я нитка пропускной мощностью 60 млрд.м3. К 2020 году пропуская способность системы составит 180 млрд.м3 в год, а к 2030 году – 360 млрд.м3. Даже в мировом масштабе это огромные объемы транспортировки. Крупнейшим на полуострове Ямал месторождением с запасами нефти является Новопортовское месторождение. Нефть Новопортовского месторождения легкая, с малым содержанием серы. По оценкам экспертов ее стоимость будет выше, чем Urals и Brent. Транспортироваться нефть будет по строящемуся в настоящее время нефтепроводу до мыса Каменный, а оттуда морским транспортом конечному потребителю. На пике добычи месторождение будет давать более 8 млн.т нефти в год.
На базе Южно-Тамбейского месторождения компанией НОВАТЭК реализуется строительство завода по сжижению природного газа «Ямал СПГ». Проект позволит диверсифицировать поставки газа и усилить позиции России на рынке СПГ. Мощность завода 15-16,5 млн.т СПГ в год на трех технологических линиях. Ввод производственных мощностей ожидается в 2016, 2017, 2018 гг., соответственно.
По состоянию на 01.11.2013 г. законтрактовано на долгосрочный период 5,5 млн. СПГ. Транспортироваться СПГ будет танкерами с морского многофункционального порта Сабетта. В настоящее время идет его строительство. В 2013 году с открытия летней навигации за счет средств федерального бюджета здесь проводятся дноуглубительные работы.
В настоящее время завершен первый этап дноуглубительных работ. За счет проекта Ямал СПГ удастся не только усилить позиции России в энергетическом секторе, но и увеличить долю в морских перевозках, сделать рентабельным функционирование порта Сабетта для отгрузки-выгрузки других товаров для народного хозяйства России.
В 2011 году компания Роснефть залицензировала на шельфе Карского моря перспективные участки Восточно-Приновоземельский — 1,2.3. Глубина моря в районе находится в диапазоне от 40 до 350 метров. В настоящее время на участках проводятся сейсморазведочные работы 2D и 3D. Первая поисковая скважина Университетская на Восточно-Приновоземельском-1 пробурена в 2014 году. В период до 2023 г. на Восточно-Приновоземельских участках будет проведено сейсморазведочных работ2D — свыше 250 тыс. погонных километров, 3D – свыше 60 тыс. квадратных километров. До 2030 г. запланировано бурение 89 поисковых скважин, 223 разведочных и около 300 эксплуатационных.
Первые объемы добычи углеводородного сырья планируются после 2020 года. В 2010 году приказом Министерства энергетики была утверждена «Программа комплексного освоения месторождений ЯНАО и севера Красноярского края».
В рамках Программы идет строительство нефтепроводной системы «Заполярье-Пурпе-Самотлор», что позволит вовлечь в разработку неразрабатываемые месторождения севера Западной Сибири с запасами жидкого углеводородного сырья. За счет реализации программы будет удвоена добыча нефтяного сырья в регионе. В российском масштабе программа имеет важнейшее стратегическое значение, так как будут компенсированы выпадающие объемы добычи нефти на зрелых месторождениях Ханты-Мансийского автономного округа.
За счет реализации Программы Западная Сибирь сохранит свое ключевое значение в нефтедобыче и после 2020 года. Уже к 2016 году в новую систему поступит более 12 млн.т нефти с последующим расширением до 32 млн.т к 2020 году.Активизация государственной политики в управлении Арктической зоной России позволит увеличить объемы добычи газа в регионе до 750-780 млрд.м3, жидкого углеводородного сырья до 120 млн.т. Арктическая зона России станет крупнейшим в России производителем СПГ (15 млн.т ежегодно), который будет транспортироваться в направлении стран Европы и Азиатско-Тихоокеанского региона.
Территория Ненецкого автономного округа, расположенная практически полностью за полярным кругом, является одним из арктических субъектов России, поэтому развитие округа имеет значительное геополитическое влияние на освоение Арктики. Углеводородный потенциал Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, с потенциалом шельфа Баренцева и Печорского морей — это единая, крупная суперпровинция, представляющая уникальную сырьевую базу углеводородного сырья и совместно с другими регионами создающая систему энергетической безопасности и основу экономической и политической стабильности государства в Арктической зоне.
На сегодняшний день весь основной фонд подготовленных в Советский период углеводородных месторождений задействован. В нераспределенном фонде округа остались только месторождения с незначительными извлекаемыми запасами, не представляющие интерес для нефтяных компаний. За последние 7 лет отсутствует воспроизводство запасов и существенные геологические открытия. Для того, чтобы топливно-энергетический комплекс развивался и имел перспективу, прирост запасов должен не только компенсировать добычу, но и в два-три раза превосходить ее.
Это зависит от объемов геологоразведочных работ. Такие работы на территории округа проводятся, но их объемы незначительные и не могут обеспечить воспроизводство запасов. Пик добычи нефти в Ненецком автономном округе пришелся на 2009г. однако затем последовал спад.
Падение добычи обусловлено в первую очередь истощением разрабатываемых месторождений, медленными темпами ввода разведанных месторождений и отсутствием открытий новых месторождений углеводородного сырья. Если в ближайшие годы не будет наращивания объемов геологоразведочных работ на новых перспективных территориях, то падение добычи продолжится.
Затраты на проведение геологоразведочных работ и потенциальные риски открытия новых залежей и месторождений УВС очень велики, и являются главным фактором сдерживающим развитие ресурсного потенциала Арктической зоны РФ.
В то же время, по данным ВНИГРИ, степень разведанности запасов углеводородов составляет только 40% от начальных суммарных ресурсов, что вселяет надежду на новые открытия. В освоении нефтяных месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции принимают участие ведущие нефтяные компании России: ОАО «Роснефть», ОАО «ЛУКОЙЛ», ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «Зарубежнефть», ОАО «Татнефть», ОАО «Группа Альянс», ОАО «Башнефть».
Внешние и большая часть внутренних грузовых и пассажирских (вахта) перевозок осуществляется авиацией, которая является наиболее мобильным и одновременно наиболее затратным способом транспортировки. Почти 80% годового объема работ на месторождениях НАО выполняются вертолетами в период с мая по ноябрь. Доставка наземным транспортом возможна только в период с декабря по апрель, когда существуют автозимники.
Данные факторы, а так же отсутствие транспортно-инфраструктурного каркаса в районах нахождения перспективных лицензионных участков заставляет многие нефтяные компании с осторожностью подходить к вопросу поиска новых нефтяных месторождений на территории Округа. Вместе с тем, высокое качество нефти ряда основных месторождений, наличие газоконденсатных месторождений и существующий нераспределенный фонд делают крайне привлекательной и перспективной сырьевую базу НАО для нефтяников.
Для повышения качества управления проектами по развитию месторождений НАО и создание эффективной системы контроля и мониторинга за реализацией Проектов, планируется использовать лучшие практики, методологии и инструменты проектного управления на основе передового мирового опыта — инновационную методологию интегрированной системы управления проектами (ИСУП) — успешно применяемую в зарубежных проектах ОАО «ЛУКОЙЛ».
Основная идея данной системы состоит в том, чтобы использовать фазовый процесс управления проектом, который определяет этапы и ключевые вехи в реализации проекта и устанавливает минимальные требования, которые должны соблюдаться в рамках всего проекта. Фазовый процесс реализации проекта состоит из пяти фаз.
В процессе реализации Фазы проводится анализ выполнения ключевых показателей проекта и формируется пакет документов для принятия решений.Геополитическое влияние развития территории Ненецкого автономного округа на устойчивое развитие Арктики очевидно.
Процесс освоения углеводородного потенциала, сосредоточенного на территории Ненецкого автономного округа оказывает положительное влияние на формирование социально-экономической обстановки в регионе. Формирует благоприятную среду для развития нефтегазодобывающей промышленности в округе.
Реализация нефтегазовых проектов повышает благосостояние населения округа, выдвигает, регион в разряд экономически и политически значимых, для развития не только европейского севера, но и всей арктической зоны. Сегодня и в перспективе решающим фактором экономической стабильности в округе остается — развитие нефтегазодобывающих отраслей.
Создание совместных предприятий позволит компаниям участникам сконцентрировать финансовые, технические и интеллектуальные возможности для интенсификации геологоразведочных работ на месторождениях Арктической зоны страны, что придаст дополнительный импульс развития экономики Ненецкого автономного округа и позволит рассчитывать на успешное решение многих социальных проблем.
