Арктических и дальневосточных морей России

Подготовка запасов и освоение нефтегазовых месторождений на шельфе арктических, дальневосточных и южных морей выделяются как одно из наиболее перспективных направлений развития сырьевой базы нефтяной и газовой промышленности России. Предполагается рост подготовки запасов углеводородов (УВ) в Баренцевом, Карском и Охотском морях, также в российском секторе Каспийского моря. Доля морских месторождений в общем приросте запасов нефти и газа в России в ближайшей перспективе может достигнуть 15–17% и будет расти далее.

Основные показатели развития сырьевой базы УВ шельфовых зон определены в «Энергетической стратегии развития России на период до 2020 года». Достижение предусмотренных в ней показателей связано с технико-технологическим обеспечением морских геологоразведочных работ, учетом роста потребления углеводородного сырья и развитием транспортной инфраструктуры, экономическими возможностями, эффективностью лицензионной политики, учетом экологических аспектов изучения и освоения нефтегазовых ресурсов, совершенствованием российского законодательства о континентальном шельфе.

Начальные суммарные ресурсы (НСР) УВ шельфовых зон России по имеющимся на сегодня оценкам составляют около 136 млрд т у.т., извлекаемые – более 100 млрд т у.т. НСР нефти и газа составляют в общем объеме примерно 13 и 87%. Структура НСР УВ континентального шельфа представлена следующим образом (табл. 1).

Анализ структуры распределения НСР по акваториям показывает, что наибольшая доля (около 67%) приходится на моря Западной Арктики – Баренцево, Печорское и Карское. Следующие места в порядке убывания занимают Охотское, Восточно-Сибирское и Каспийское моря.

Несмотря на столь значительные оценки НСР УВ, геолого-геофизическая изученность шельфа остается сравнительно низкой и в высшей степени неравномерной. Наряду с хорошо или относительно хорошо изученными российскими секторами Балтийского моря, сахалинского шельфа, Печорского моря, южной части Баренцева моря, значительные площади арктического шельфа (северные районы Баренцева и Карского морей, моря Лаптевых, Восточно-Сибирское и Чукотское моря) изучены лишь редкой сетью сейсмических профилей, от Таймыра до границы с США на российском арктическом шельфе не пробурено ни одной скважины (табл. 2).

Таблица 1

Структура НСР УВ континентального шельфа

арктических и дальневосточных морей России

Таблица 2

Геолого-геофизическая изученность континентального шельфа

арктических и дальневосточных морей России

За последние десятилетия на шельфах морских акваторий России отработано всего около 1 млн км сейсморазведочных профилей 2D и 5700 км² сейсморазведки 3D, пробурено 197 скважин общим метражом более 440 тыс. м.

Несмотря на столь слабую изученность, уступающую на 1–2 порядка таким известным морским нефтегазоносным районам, как Северное море, Мексиканский залив, шельф Западной Африки и некоторые другие, на шельфе России сегодня выявлено более 20 крупных нефтегазоносных провинций и, возможно, нефтегазоносных областей, из которых в 10 нефтегазоносность доказана.

Эффективность нефтеразведки на шельфах морей России весьма высока. Месторождения на северо-восточном шельфе Сахалина, акваториях Баренцева и Карского морей открывались первыми скважинами. Коэффициент успешности достигал 0,7–0,8. В связи с этим прирост потенциальных извлекаемых ресурсов на одну пробуренную скважину на шельфе России составляет от 0,6 до 1,5 млрд т у.т., что является наилучшим показателем в мире.

В результате выполненных работ выявлено более 1000 локальных объектов, открыто 43 месторождения, в т.ч. супергиганты – Штокманское, Русановское, Ленинградское и другие. К настоящему времени раскрыта общая геологическая структура изученных шельфовых зон, выявлены основные параметры нефтегазоносности, определены структурные элементы и тенденции изменения мощностей осадочного чехла. Установлено, что средняя плотность извлекаемых НСР УВ составляет 20–25 тыс. т/км².

Несмотря на определенную успешность морской нефтеразведки, тем не менее, вице-премьер Правительства РФ Игорь Сечин весной 2009 г. заявил, что освоение шельфа сейчас для России неактуально. Вероятно, неактуально для госкомпаний, имеющих запредельные показатели обеспеченности запасами нефти и газа, среди которых шельфовые – самые трудные. С учетом жесткого законодательного ограничения на участие в шельфовых проектах иностранных инвесторов ожидать активизации нефтегазопоисковых работ в российских морях вряд ли приходится. Кроме того, в России исторически сложилось технологическое отставание в морской добыче углеводородов.

По оценкам МПР, нефтегазовые извлекаемые ресурсы отечественного шельфа составляют более 100 млрд т, что примерно равно всем разведанным ресурсам суши. Успешные проекты освоения «на большом шельфе» (исключая Каспий и Балтику) связаны с иностранными инвестициями. Назрела необходимость разработки, принятия и реализации комплексной программы освоения шельфа, хотя бы по примеру той, что принял в свое время и реализует сейчас «ЛУКОЙЛ» на Каспии. Данная программа должна приниматься на уровне правительства, поскольку реально заработать она может только при государственной поддержке – финансовой (для обеспечения первичной разведки – поисково-оценочный и разведочный этапы) и законодательной (для расширения круга потенциальных инвесторов).

Шельф арктических и дальневосточных морей России, за исключением проекта «Сахалин-2», который контролируется «Газпромом», в настоящее время практически не осваивается. Другие проекты на Сахалине дадут продукцию не ранее 2014 г. «Газпром» и «Роснефть» ведут разведочное бурение на Киринском и Северо-Венинском газовых месторождениях. Сроки их ввода в полномасштабную разработку будут напрямую зависеть от вывода сахалинского газа на энергетический рынок Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР). Для этого нужен либо газопровод в Китай или Корею и долгосрочный контракт, либо СПГ-завод на побережье или третья очередь завода Sakhalin Energy (Пригородный).

Приразломное-море нефтяное месторождение (Печорское море) уже пять лет должно давать нефть и сейчас выйти на пиковую добычу – около 7 млн т. В реальности морская буровая ледостойкая платформа «Приразломная» до сих пор не введена в промышленную эксплуатацию. Суммарные затраты на ее строительство и установку составили порядка 80 млрд руб. Недополученная прибыль по данному проекту измеряется миллиардами рублей.

Инвестиционное решение по Штокмановскому проекту «Газпром» обещал принять «на рубеже 2009–2010 гг.». Операционная компания Shtokman Development разместила заказы на строительство буровых установок на Выборгском судостроительном заводе, начала предварительный отбор подрядчиков по ключевым объектам проекта и планирует старт поставок газа на 2013 г. Однако «Газпром» в августе 2009 г. признал, что сроки могут быть сдвинуты. К этому времени уже было известно, что «Газпром» откладывает ввод в освоение Бованенковского газоконденсатного месторождения (Ямал). Запуск месторождений приямальского шельфа, которые «Газпром» получил как стратегические весной 2009 г., потерял актуальность.

Таким образом, есть основания предполагать, что в период до 2015 г. госкомпании введут на шельфе в эксплуатацию только одно месторожение – Приразломное.

На сегодняшний день вся шельфовая добыча углеводородного сырья России идет на месторождениях, открытых еще в советские времена. Эту традицию нарушает «ЛУКОЙЛ», который успел получить лицензии на открытые собственными силами месторождения на Каспии до 2008 г., когда были ужесточены правила недропользования на шельфе. Теперь получить лицензии на добычу углеводородов на шельфе могут только компании, где государственное участие составляет 51%, а иностранное – не превышает 10%.

По этой же причине компания «Приазовнефть», в которой у «Роснефти» и «ЛУКОЙЛа» по 42,5%, не может получить лицензию на разработку Нового месторождения на азовском шельфе. Компания «Петроресурс» пробурила скважину на Лаганском блоке на Каспии и должна бурить вторую. Но в случае открытия месторождения у нее вообще нет шансов получить лицензию, поскольку ее контрольный пакет принадлежит шведской Lundin Petroleum.

Иностранный капитал вкладываться в нефтегазопоисковые работы и разведку на российском шельфе при нынешних законах не будет. Следовательно, необходимо создать условия для вложения российского частного капитала в морские геологоразведочные работы, т.е. гарантировать право на разработку открытого компанией месторождения углеводородного сырья.

Развитие минерально-сырьевого комплекса и, в первую очередь, его топливно-энергетической составляющей – наиболее короткий и реальный путь оживления экономики страны. При этом необходимо ориентироваться на расширенное воспроизводство ТЭБ, предполагая сначала ее восстановление до уровня добычи 1991 г., а затем и дальнейший рост.

В связи с истощением сырьевой базы районов традиционного освоения на первый план выдвигаются работы на нефть и газ на арктических и восточных территориях России и сопредельных шельфах. Согласно прогнозам возможных уровней добычи УВ-сырья по основным регионам страны ее стабилизация даже на уровне 310 млн т в год по нефти и 650–800 млрд м³ по газу потребует осуществления геолого-разведочных работ и интенсивного освоения нефтегазовых ресурсов на севере Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (НГП) и Западной Сибири, в Восточной Сибири и Дальнем Востоке, на шельфах Баренцева, Карского и Охотского морей.

Перед нефтегазовой отраслью в названных регионах стоят следующие основные задачи:

– скорейшее освоение выявленных и подготовленных к эксплуатации месторождений в северных районах Тимано-Печорской НГП и Западной Сибири, а также в Восточно-Сибирском регионе с созданием необходимой инфраструктуры и формированием центров нефте- и газодобычи федерального и местного уровней. В 2025 г. добыча нефти по этим регионам составит 25%, а добыча газа – около 80% общероссийской;

– стабильный прирост запасов нефти в объемах до 300–400 млн т в год и газа около 800–900 млрд м³, а также подготовка новых инвестиционно привлекательных районов лицензирования. Такие приросты могут быть достигнуты только при существенном увеличении объемов глубокого бурения (при работах на нефть в два и более раза) особенно в районах Восточной Сибири и Дальнего Востока России. Здесь же особую ценность приобретает и предлицензионная подготовка недр;

– подготовка и обеспечение инвестиционно ёмких экспортных и внутрироссийских проектов добычи и транспортировки жидких и газообразных УВ. В их числе проекты Сахалин 3-6, освоение газовых месторождений Ямала и Русского газонефтяного месторождения, проект «Северные территории» в Тимано-Печорской НГП, проект Трансазиатского газопровода в страны АТР и др. Предполагается, что экспорт газа при этом возрастает на 80–100 млрд м³; возможно увеличение и экспорта нефти;

– изучение нефтегазоносности морских недр и освоение запасов месторождений северо-западных и дальневосточных акваторий России. В 2025 г. добыча морской нефти почти целиком на шельфе Сахалина и в Печорском море составит более 30 млн т, а газа в Баренцевом море, на Приямальском шельфе и Обской и Тазовской губах Карского моря – 50 млрд м³.

Выполнение этих главных задач неразрывно связано с решением ряда крупных проблем экономического, стратегического и геополитического значения. Это развитие инфраструктуры и наращивание хозяйственного присутствия в северных и восточных регионах страны, создание морской подотрасли нефте- и газодобычи, восстановление Севморпути, достройка и загрузка БАМа, освоение сырьевого рынка в АТР и т.п.

В этой связи отметим, что развитие нефтегазового комплекса как энергетического рычага возрождения экономики России не имеет реальной альтернативы.

М.Ю. Шкатов

Генеральный директор ОАО «Севморгео»,

кандидат технических наук

Г.И. Иванов

Научный сотрудник ОАО «Севморгео»,

доктор геолого-минералогических наук