Нефтегазовый потенциал Арктики

В настоящее время в мире происходит истощение традици­онных запасов углеводородов в уже давно осваиваемых мировых центрах нефтегазодобычи. Налицо тенденция ухода нефтегазовой промышленности во все более труднодоступные и далекие от сло­жившихся центров регионы.

Оценка Геологического общества США ресурсов Арктики ос­новывается на геологических исследованиях и вероятностном мо­делировании, которые позволяют оценить размеры и количество месторождений неразведанных ресурсов нефти и газа. Согласно этим исследованиям, на арктических территориях России, Норве­гии, Гренландии, США и Канады залегают примерно 22% мировых неразведанных ресурсов нефти и природного газа⁴.

Рис. 1. Предполагаемые неразведанные ресурсы нефти и газа в Арктике⁵

разведка нефтяных месторождений ⅛ добыча нефти ресурсы нефти и газа

Рис.

93% нефти и газа Арктики содержатся всего лишь в 10 круп­ных месторождениях, причем 63% расположены в Евразии: из них 88% арктического газа и 35% нефти. Остальные ресурсы находятся в Северной Америке. Примерно 61 крупное месторождение нефти и газа было открыто в Арктике, 43 из этих месторождений находятся на российской территории, из них — 2 нефтяных. Остальные 18 мес­торождений распределены следующим образом: 6 находится на Аляске, 11 — на севере Канады и только 1 на территории Норвегии⁶.

Таким образом, львиная доля арктических углеводородов при­надлежит России.

Примерно 60% предполагаемых неразведанных ресурсов нефти располагаются на шести территориях, из которых наиболее перс­пективная часть — Аляскинская платформа. В целом в Арктике по прогнозам залегает от 6 до 21,4 млрд т извлекаемых ресурсов нефти. Ресурсы традиционного газа по вероятностной модели составляют от 21 до 84 трлн куб. м. К примеру, объем доказанных запасов газа в мире, по отчету BP, на конец 2010 г. составляет 187 трлн куб. м⁸. Помимо газа, в газовых месторождениях может содержаться око-

ло 5,3 млрд т жидких углеводородов. Таким образом, доминирует в структуре углеводородных запасов Арктики соответственно не нефть, а природный газ — примерно 78%⁹.

Итак, в Арктике сосредоточено 90% извлекаемых ресурсов угле­водородов всего континентального шельфа Российской Федерации.

В совокупности около 4 млн кв. км площади континентального шельфа Российской Федерации являются перспективными в от­ношении нефти и газа. Углеводородные ресурсы распределены по 16 крупным морским нефтегазоносным провинциям и бассейнам¹⁰. Основная часть газа (около 70%) приходится на шельфы север­ных — Баренцева, Печорского и Карского морей¹¹.

Рис. 3. Распределение углеводородных ресурсов по морским акваториям, %

Наиболее изученными с геологической точки зрения являются Печоро-Баренцевоморский регион (Штокмановский и прилега­ющие районы, открытые месторождения и перспективные участки Печорского моря), Карский регион (район акватории Обской и Та- зовской губ, Приямальский шельф), шельф Охотского моря.

Извлекаемые начальные суммарные ресурсы (НСР) углеводо­родов (УВ) Баренцева моря — 22,7 млрд т у.т. В структуре НСР пре­обладают газообразные — 21,6 трлн куб. м, жидкие (нефть и кон­денсат) составляют 1,1 млрд т. Континентальный шельф Баренцева моря по газовому потенциалу уступает только Западной Сибири. В настоящее время нефтяные месторождения в Баренцевом море открыты только в норвежском секторе, вместе с тем, на шельфе (включая Печорское море) выделено 12 участков, которые могут быть отнесены к потенциально нефтеносным.

В Баренцевом море в настоящее время выявлено 5 месторож­дений. Здесь уже подготовлено к промышленному освоению уни­кальное по запасам газа Штокмановское газоконденсатное место­рождение (3661,5 млрд куб. м). Кроме того, известны следующие крупные месторождения: Ледовое газоконденсатное (422,1 млрд куб. м), Лудловское газовое (211,2 млрд куб. м) и Мурманское газо­вое (120,6 млрд куб. м).

Разработка Штокмановского месторождения разделена на три фазы. Ввод в эксплуатацию объектов первой фазы позволит еже­годно добывать на месторождении 23,7 млрд куб. м газа, второй — 47,4 млрд куб. м. В ходе выполнения третьей фазы месторождение будет выведено на проектную мощность — 71,1 млрд куб. м газа в год¹². По состоянию на апрель 2012 г. принятие инвестиционно­го решения по разработке Штокмановского месторождения еще отложено. Главной причиной переноса сроков аналитики считают крайне неопределенную ситуацию на рынке газа¹³.

Рис. 4. Основные месторождения углеводородного сырья континентального шельфа РФ¹⁴

Извлекаемые НСР УВ Печорского моря оцениваются в 4,9 млрд т у.т. В структуре НСР жидкие УВ составляют 2,2 млрд т, газообразные — 2,7 трлн куб.

Извлекаемые запасы нефти Приразломного месторождения составляют 83,2 млн т, максимальный годовой объем добычи — 6,5 млн т.

Сейчас лицензией на разработку Приразломного нефтяного месторождения владеет ООО «Газпром нефть шельф». Все техно­логические операции на месторождении будет обеспечивать мор­ская ледостойкая нефтедобывающая платформа «Приразломная», которая построена ОАО «ПО “Севмаш”»¹⁵.

В настоящее время уже завершен последний этап установки платформы. На платформе ведутся пусконаладочные работы всех систем и подготовительные работы к бурению скважин¹⁶. Ввод в эксплуатации объектов Приразломного нефтяного месторожде­ния намечен на второе полугодие.

Рис. 5. Морская ледостойкая стационарная платформа «Приразломная»¹⁷

Дальнейшие перспективы по наращиванию ресурсов углеводо­родов связаны с Медынско-Варандейским участком, общей площа­дью 2405 кв. км, расположенным в юго-восточной части Баренце­ва моря (мелководная акватория Печорского моря с глубинами до 19 м) в 1000 км от Мурманска и в 410 км от Нарьян-Мара, где в 1997 г. выявлено нефтяное месторождение «Медынское море». Место­рождение находится в юго-восточной части арктического шельфа Баренцева моря в акватории мелководной части Печорского моря, на расстоянии 23 км от берега. Глубины моря в районе месторож­дения 10—18 м. Оценка извлекаемых запасов месторождения «Ме­дынское море» в 2010 г. выросла на 75% — до 133,9 млн т нефти. Эти оценки почти вдвое превзошли оценку запасов соседнего Прираз­ломного месторождения¹⁸. Перспективны на нефть также Коло- колморский и Поморский лицензионные участки, расположенные в южной части Печорского моря.

В целом в акватории Печорского моря уже выявлено пять место­рождений нефти с суммарными запасами АВС1+С2 — 401,6 млн т или 17% запасов Северо-Западного региона, в том числе запасы про­мышленных категорий АВС1 составляют только 26% (104,3 млн т). Основной объем запасов нефти категории АВС1+С2 — 235,8 млн т (58,7%) находится в Долгинском месторождении, планируемый ввод в разработку которого ориентирован на далекую перспекти­ву — 2020 г.¹⁹

Запасы свободного газа категорий АВС₁+С₂ выявлены в двух месторождениях и составляют суммарно 73 млрд куб. м. В настоя­щее время по состоянию изученности акватории Печорского моря можно оценить углеводородный потенциал в количестве 117,1 млн т перспективных (С₃) и 1808 млн т прогнозных (Д) ресурсов нефти, а также 21,7 млрд куб. м перспективных (С3) и 2219 млрд куб. м про­гнозных (Д)ресурсов свободного газа.

На шельфе Карского моря установлено семь крупных струк­турных складок, с которыми связано формирование уже открытых месторождений газа Русановского и Ленинградского, а также пер­спективные для разведки Нярмейская и Скуратовская структуры, расположенные в 25 км от берега полуострова Ямал. Они находятся между Малыгинским месторождением (на полуострове Ямал) и Ру- сановским и Ленинградским (на шельфе), на которых установлены до 30 газоносных участков.

Таким образом, шельф южной части Карского моря, прилега­ющей к западному побережью полуострова Ямал, является круп­ным резервом углеводородов. Вместе с тем, остаются неизвестны­ми контуры вскрытых первыми скважинами 14 газовых участков на Русановском и Ленинградском месторождениях, на которых за­пасы газа суммарно оцениваются по категории С2 — 9 трлн куб.

Полуостров Ямал является одним из важнейших стратегиче­ских нефтегазоносных регионов России. Промышленное освоение месторождений Ямала позволит довести добычу газа на полуостро­ве и прилегающем шельфе к 2030 г. до 310 — 360 млрд куб. м в год. Выход на Ямал имеет принципиальное значение для обеспечения роста добычи газа. На полуострове Ямал и прилегающих акватори­ях открыто 32 месторождения, суммарные запасы (А+В + С1+С2) и ресурсы (С3) которых составляют 26,5 трлн куб. м газа, нефти и конденсата — около 1,64 млрд т.

Наиболее значительным по запасам газа (АВС1 + С2) мес­торождением Ямала является Бованенковское (4,9 трлн куб. м). Ввод в эксплуатацию первых пусковых комплексов обустрой­ства сеноман-аптских залежей Бованенковского месторождения производительностью не менее 15 млрд куб. м газа в год и систе­мы магистральных газопроводов Бованенково—Ухта намечен на июнь 2012 г.²⁰

Начальные запасы Харасавэйского, Крузенштернского и Юж- но-Тамбейского месторождений составляют около 3,3 трлн куб. м газа.

В целом на шельфе Ямала слабо разведана западная морская половина многопластового (11 залежей) Крузенштерновского месторождения газа, запасы которого на суше утверждены ГКЗ СССР в объеме 1231 млрд куб. м. Доразведка и подготовка к ос­воению морской части Крузенштерновского и Харасавэйского месторождений может обеспечить прирост запасов газа в 3 трлн куб. м. Лицензии на разработку Бованенковского, Харасавэйского, Новопортовского, Крузенштернского, Северо-Тамбейского, За- падно-Тамбейского, Тасийского и Малыгинского месторождений принадлежат Группе «Газпром». Газпром планирует в 2019 г. ввес­ти в эксплуатацию Харасавэйское, в 2020 г. — Крузенштернское месторождение²².

Рис. 6. Бованенковское НГКМ (2010, 2011 и 2012 гг.)²¹

На выявленных сейсморазведкой у западного побережья Яма­ла крупных Нярмейской, Скуратовской и Северо-Харасавэйской структурах перспективные ресурсы газа суммарно составляют 4 трлн куб. м. В 20 км западнее Крузенштерновского газокон­денсатного месторождения, расположенного на западном побе­режье полуострова Ямал, в пределах островов Шараповы Кошки и окружающего мелководного шельфа по данным сейсмораз­ведки выделяют участки, образующие Шараповскую локальную структуру. В случае ее подтверждения детальной сейсморазвед­кой считают возможным открыть месторождения с запасами до 1 трлн куб. м.

В этом контексте необходимо учитывать изменения, проте­кающие вследствие естественных долговременных климатиче­ских тенденций, что можно проследить по данным по изменению среднегодовой температуры в бассейне Баренцева и Карского морей, а также по деградации мерзлоты на территории России. В настоящее время наблюдается увеличение продолжительности навигационного периода из-за уменьшения количества ледяно­го покрова, идет процесс оттаивания мерзлых пород, что ведет к эрозии и оседанию грунта. Повышение уровня Мирового оке­ана способно привести к затоплению прибрежных территорий. Все эти изменения напрямую и косвенно влияют на технологи­ческую концепцию освоения региона, имея как положитель­ный, так и отрицательный эффект. С учетом технологических и климатических особенностей освоения считается разумным вести разработку месторождений полуострова Ямал параллель­но с шельфовыми месторождениями, причем с моря. Танкерный завоз материалов и последующая транспортировка углеводоро­дов является более выгодной по сравнению со строительством железнодорожных путей, автодорог и трубопроводов. При этом будут сохранены и природа Ямала, как уникальной природной экосистемы, и флора, фауна и основы жизни коренного населе­ния региона. Принципы сохранения природных экосистем, обес­печения экологической безопасности и организации рациональ­ного и устойчивого природопользования в условиях сохранения и восстановления природных ресурсов соответствуют целям социально-экономического развития округа и региона в целом, а исследования экологических процессов (как естественных, так и инициированных техногенным влиянием) предотвратят воз­можные помехи в освоении полуострова Ямал в долгосрочной перспективе.

В целом Северо-Восточный регион характеризуется наимень­шей степенью изученности. В этом регионе проведены только рекогносцировочные геологические исследования, которые вы­явили определенные черты сходства с другими нефтегазопро­дуктивными районами (район моря Лаптевых) либо показали, что район является продолжением уже открытого бассейна (район Чукотского моря).

Ввиду слабой изученности открытые месторождения углево­дородов в Северо-Восточном регионе в акваториях моря Лапте­вых, Восточно-Сибирского и российской части Чукотского мо­рей отсутствуют. По данным Министерства природных ресурсов и экологии РФ, извлекаемые ресурсы в акваториях морей Северо­Восточного региона составляют около 12 млрд т у.т.

Шельф Берингова моря практически не изучен с точки зрения возможной нефтегазоносности.

В последние годы, несмотря на явно недостаточную степень геолого-геофизической изученности российского арктического шельфа, определена его перспективность на наличие в недрах ко­лоссальных углеводородных ресурсов. К настоящему времени оп­ределена общая мощность осадочного чехла, раскрыта его общая геологическая структура, выявлены основные нефтегазоносные провинции и области, очерчены их границы, оценены начальные ресурсы углеводородов.

Следует отметить, что в пределах российского арктического шельфа к настоящему времени пробурено только 77 скважин, причем все — на морях Западной Арктики (Баренцево, Печор­ское, Карское). Северные районы Баренцева и Карского морей и весь шельф Восточной Арктики изучены лишь редкой сетью сейсмических профилей, восточнее полуострова Таймыр на арктическом шельфе России не пробурено ни одной глубокой скважины и пока еще не выявлено ни одного месторождения. Средняя плотность покрытия сейсмическими профилями со­ставляет лишь 0,24 км/кв. км. Вместе с тем, например, для окон­чания регионального этапа работ, который финансируется из средств федерального бюджета, необходимо, чтобы плотность сейсморазведки превышала 0,5 км/кв. км. Такого показателя не удалось достичь более чем на 90% площади шельфа. Перспектив­ные на наличие углеводородных ресурсов Баренцево и Карское моря относятся к слабоизученным акваториям. Фактически в не­обходимых объемах ГРР на континентальном шельфе Россий­ской Федерации не ведутся с 1993 г. По сравнению с серединой 80-х годов XX в., когда было открыто большинство из известных месторождений, объемы работ сократились в десять раз. В итоге на сегодняшний день геолого-геофизическая изученность кон­тинентального шельфа Российской Федерации по количеству пробуренных скважин и плотности сейсмических работ в де­сятки и сотни раз отстает от Норвегии, Дании, Великобритании, Бразилии, которые ведут работы на шельфе²³. Однако уже име­ющиеся данные позволяют с уверенностью утверждать, что рос­сийский арктический шельф обладает поистине уникальными ресурсами углеводородов. К арктическим углеводородным бо­гатствам необходим особый комплексный подход, целью кото­рого должно стать социально-экономическое развитие региона и страны в целом. России необходима система, которая способна преобразовать доходы от работы ТЭК не только в рост текуще­го потребления, но и в инвестиционные вложения, особенно за пределами ТЭК, в том числе позволила бы создать импульс для качественно нового инновационного развития национальной экономики. Важно получить комплексный кумулятивный эф­фект от разработки месторождений, а особенно от международ­ного сотрудничества в сферах технологий, знаний и транспорта. На начальном этапе освоения российского арктического шельфа существует возможность использовать зарубежный опыт в рос­сийской практике.

Финансирование дорогих трудноизвлекаемых запасов место­рождений следующего поколения и увеличение эффективности внутреннего потребления газа должны стать будущими тенденци­ями развития отечественной нефтегазовой промышленности.

Рис. 7. Примерная оценка стоимости добычи газа по видам²⁴

Что касается экспорта, то арктические ресурсы могут быть крайне востребованы на европейском и азиатском рынках, хотя в настоящее время такая точка зрения нередко подвергается сом­нению — вопрос слишком высокой цены будущих арктических углеводородов вызывает многочисленные противоречия.

Конечно, существует возможность возникновения некоторых рисков при выходе арктических ресурсов, в частности газа, на международные рынки, как фактор ценовой конкуренции на га­зовом рынке. Цена арктического газа будет достаточно высокой, и стоимость арктического СПГ, например, с Ямала, вряд ли мож­но будет поставить в один ценовой диапазон с СПГ Катара или Австралии. Но, в то же время, некоторые существенные вызовы современного экономического развития могут быть решены при помощи этих ресурсов. Конкретные сроки востребованности арк­тических углеводородов на мировом рынке предсказать сложно, и это не является нашей задачей, но следует еще раз отметить, что эти ресурсы носят долговременный, стратегический, а не сиюми­нутный характер.

Примечания

¹ Норильский Никель. [Электронный ресурс]. — Режим доступа: www. nornik.ru.

² IEA. World energy Outlook, 2008 г. [Электронный ресурс]. — Режим доступа: www.iea.org.

³ NPC Global Oil & Gas Study. Working Document, Topic paper No 29 Un­conventional gas, 2007.

⁴ U.S. Geological Survey. Final Report Oil and Gas Resource Assessment of the Russian Arctic, 2008.

⁵ Ibid.

⁶ UGCS. Arctic Oil and Natural Gas Potential. 19.10.2009.

⁷ Short J., Murray S. A Frozen Hell // Nature. 2011. 14 April. Vol. 472. P. 162- 163.

⁸ BP Statistical Review of World Energy, June 2011. URL: bp.com/ statisti- calreview.

⁹ Милов В. Раздел арктического мифа. 11.08.2008. [Электронный ре­сурс]. — Режим доступа: www.gazeta.ru/column/milov/2807355.shtml.

¹⁰ Zolotukhin A. B. Arctic Europe Petroleum Resources: Basis for ages of pe­troleum E&P activities // Russia-Norway Oil & Gas Conference, Tromsm. 2010. January 27-29.

¹¹ Бондаренко Л. А., Аполонский А. О., Цуневский А. Я. Арктическая зона России. Углеводородные ресурсы: проблемы и пути решения. М.: ИАЦ «Энергия», 2009.

¹² ОАО «Газпром». [Электронный ресурс]. — Режим доступа: www. gazprom.ru.

¹³ Штокман отложили до конца года // Коммерсантъ. 2011. 8 апре­ля. № 61 (4602). [Электронный ресурс]. — Режим доступа: http://www. kommersant.ru/doc/1616802.

¹⁴ Минеральные ресурсы России. [Электронный ресурс]. — Режим до­ступа: www/geoinform.ru.

¹⁵ ОАО «Газпром». Приразломное нефтяное. [Электронный ресурс]. — Режим доступа: http://www.gazprom.ru/about/production/projects/deposits/ pnm/.

¹⁶ Российская газета. Приразломное месторождение в НАО даст пер­вую нефть до июля 2012 года. 09.11.2011. 13:20. [Электронный ресурс]. — Режим доступа: http://www.rg.ru/2011/11/09/reg-szfo/shelf-anons.html.

¹⁷ ОАО «Газпром». Приразломное нефтяное. [Электронный ресурс]. — Режим доступа: http://www.gazprom.ru/about/production/projects/ deposits/pnm/.

¹⁸ Оценка запасов шельфового месторождения выросла на 75% // Barents Observer. 30.11.2010. [Электронный ресурс]. — Режим доступа: http://www.barentsobserver.com/-75.4855477-16149.html.

¹⁹ Нефтегазовая Вертикаль. Долгинское месторождение в Печорском море будет введено в разработку к 2020 году. 07.09.2011. [Электронный ре­сурс]. — Режим доступа: http://www.ngv.ru/about/news/news13762.aspx.

²⁰ ОАО «Газпром». Бованенковское. [Электронный ресурс]. — Режим доступа: http://www.gazprom.ru/about/production/projects/deposits/bm/.

²¹ Стройгазконсалтинг. [Электронный ресурс]. — Режим доступа: http://www.sgc.ru/foto/ob_ekty/mestorozhdeniya/bovanenkovskoe_ ngkm/.

²² Ямал ждут новые проекты // Barents Observer. 04.03.2011. [Элек­тронный ресурс] — Режим доступа: http://www.barentsobserver.com/ cppage.4892538-16149.html.

²³ Бондаренко Л. А., Аполонский А. О., Цуневский А. Я. Арктическая зона России. Углеводородные ресурсы: проблемы и пути решения, М.: ИАЦ «Энергия», 2009.

²⁴ IEA. World Energy Outlook 2009. Prospects for Natural Gas, 2009. P. 416.