Black gold of the Black Sea

Принимая во внимание традиционные и нетрадиционные запасы углеводородов, не удивительно, что Черное море сегодня называют “вторым Каспием” или “новым Северным морем”. По словам главы Минприроды РФ Юрия Трутнева, запасы нефти здесь могут составлять сотни миллионов тонн, а современные технологии позволят исключить экологические риски при ее добыче. Журнал O&G рассматривает главные нефтегазовые проекты в Черном море, которые стараются раскрыть полный потенциал этого региона.

Богатства Черного моря

В июне этого года в присутствии премьер-министра Владимира Путина "Роснефть" подписала соглашение о совместном с американской Chevron освоении участка недр Вала Шатского на шельфе Черного моря. По условиям соглашения финансирование начальной стадии геологоразведки возьмет на себя Chevron. По словам главы "Роснефти" Сергея Богданчикова, до 2014 года будут пробурены две скважины (в районе Новороссийска на Северо-Черноморской структуре и в районе Туапсе на структуре Мария). Инвестиции в проект на этапе геологоразведки могут составить $1 млрд долларов США, а инвестиции в добычу - 1 трлн руб.

Это - только последний пример того, как Черное море в последнее время все больше превращается в средоточие экономических и нефтегазовых интересов. Здесь пересекаются многочисленные транспортные потоки, прокладываются глубоководные трубопроводы, разведываются крупные запасы нефти и газа, складываются различные межгосударственные союзы... Каковы же последние планы прибрежных государств по освоению ресурсов этого региона?

Болгария

Похоже, что прибрежная черноморская зона этой страны, наиболее скудна на углеводороды. Тем не менее, это обстоятельство не помешало правительству полностью распределить свой шельф. Поскольку страна не обладает ни соответствующей техникой, ни технологиями и собственными специалистами для морской нефтегазодобычи, лицензии были распроданы иностранным компаниям: Melrose Resources, дочерней компании английской Petreco, австрийскому нефтегазовому концерну ОМV и не столь известной американской компании Vintage.

Первое коммерческое месторождение природного газа Галата открыли англичане. Его извлекаемые запасы невелики - 2,5 млрд куб. метров. Годовая добыча всего 406 миллионов кубометров. Но это - шестая часть потребности страны в "голубом топливе".

В последнее время все три компании интенсивно занимались сейсмической разведкой, а Melrose Resources проводила еще и поисково-разведочное бурение. В результате в 2007 году было обнаружено неподалеку от структуры Галата новое газовое месторождение - Калиакра. В прошлом году оно введено в эксплуатацию. Добыча газа возросла.

В связи с истощением месторождения Галата компания Melrose Resources и Bulgargaz решили переоборудовать его под новое газовое хранилище. Проект поддержало болгарское правительство. По утверждению болгарских исследователей, еще не разведанные запасы нефти и газа в континентальной части Болгарии оцениваются в 56 млн тонн и 173 млрд кубических метров соответственно. На шельфе же могут располагаться только газовые месторождения с общим объемом запасов до 200 млрд кубометров. Предположения - предположениями, тем временем иностранцы приступили к исследованиям глубоководного болгарского шельфа.

Румыния

Вот уже два десятилетия, как эта страна перенесла акцент в развитии нефтегазового комплекса с суши на Черноморский шельф. Неслучайно Румыния первая из Причерноморских государств еще в 1981 году ввела в эксплуатацию стационарную глубоководную платформу. Ее установили на месторождении Лебедь (West Lebada). Оно открыто на структуре Нептун у "бывших" границ шельфа Украины. Это было время, когда Государственной нефтегазовой компании Petrom принадлежали права на весь румынский черноморский сектор. С 1981 по 2003 год компании, при деятельной поддержке государства, удалось пробурить на шельфе 70 скважин. В результате были открыты и введены в эксплуатацию два нефтяных месторождения - Лотус (Lotus) и Портита (Portita) и четыре газовых - Пескарус (Pescarus), Синоя (Sinoe), Дойна (Doina) и Кобальческу (Cobalcescu).

Свой дальнейший успех румынские специалисты разделяют с австрийскими, т.к. в декабре 2004 года контрольный пакет акций Petrom перешел к концерну ОМV. Работы на шельфе тотчас оживились. Уже в 2007 году были открыты несколько нефтегазовых месторождений. Самое существенное из них - Дельта-4. Параллельно с семи стационарных платформ ведется разработка трех продуктивных структур: нефтегазоконденсатного месторождения Восточный Лебедь и нефтегазовых - Западный Лебедь и Пескарус. К их разработке Румыния приобщила капиталы, технику и технологии, а также специалистов известных мировых корпораций ExxonMobil, TotalFinaElf, OMV и ENI. Компания Petrom создала совместные с ними предприятия. В итоге, страна прирастила свою ежегодную нефтяную добычу на 7 млн т. А разведочное бурение дает основание на открытие значительного нефтяного месторождения Блока Пейкан ХIII на площади Южно-Восточная Мидия с геологическими запасами свыше 120 млн т нефти. Есть подвижки и в морской газодобыче. Так, английская компания Enterprise Oil открыла месторождение Дойна в отложениях неогена с промышленными запасами природного газа. При первых же испытаниях пробуренных скважин получен мощный газовый поток в 500 тысяч кубических метров. А структура под названием "Анна" дала еще больший начальный дебит газа - 550 тысяч кубометров в сутки.

В результате частичной приватизации румынской SNP Petrom компания OMV также получила права на два очень богатых, но очень сложных в технологическом плане проекта - освоения расположенных в центре румынского шельфа месторождений газа Рапсодия (Rapsodia) и Лучафэрул (Luceafarul). Судя по нынешнему состоянию дел, новый инвестор Petrom все же не собирается идти на риск с освоением этих гигантских месторождений. Зато за три года сейсмической разведки и аэрофотосъемок концерн произвел доразведку группы других, "средних" по запасам структур. Они расположены к югу и востоку от бывшей спорной зоны с Украиной. Это дало очевидный эффект: если за период с 1981 по 2003 годы на румынском шельфе было открыто шесть месторождений, то лишь за последующие три года Румыния открыла уже восемь новых залежей углеводородов.

За это же время введены в эксплуатацию средние по масштабам шельфовые месторождение нефти Очиури (Ochiuri), газоконденсатное Маму (Mamu), нефтегазовое Абрымуц (Abramut) и месторождение сухого газа Предешть (Predesti). Значимым из открытий стало очень крупное, по румынским меркам, месторождение нефти Торчешть (Torcesti), которое расположено на площади Хистрия-XXVIII в восточной части румынского черноморского шельфа. По данным Petrom, в 2009 г. промысел Торчешть вышел на уровень добычи в 1,3 млн тонн нефти и конденсата в год. В число других значительных открытий на площади Хистрия XXVIII можно отнести также нефтегазовые месторождения Аджуйд (Adjud) с запасами 45 млрд куб. м газа и Дельта-4 (Delta-4) с запасами до 30 млрд куб. м. Оба начнут разрабатываться уже в следующем году. И тогда добыча углеводородов в румынском секторе Черного моря достигнет 60 млн тонн в перерасчете на нефть.

Турция

Шесть лет назад государственная TPAO объявила о начале широкомасштабного изучения и освоения углеводородных ресурсов, как на суше, так и в своем секторе Черного моря. В течение 2004-2005 годов специалисты компании провели сейсморазведочные работы на 25 тыс. кв. км.

В 2005 году был подписан договор о совместной деятельности с американскими компаниями Toreador Resources и Stratic Energy Corporation. И сразу же совместное американо-турецкое предприятие приступило к поисково-разведочному бурению структур на мелководной западной части черноморского турецкого шельфа в рамках проекта "Бассейн Южная Аккакока". Было обнаружено 13 перспективных структур, из которых компания получила лицензии на изучение 4 из них - Акая, Аязли-2, Аязли-2А и Аязли-3. Позже к ним добавились разрешения для работы на еще двух структурах - Аккакока и Байянли. Разведочное бурение оказалось успешным: на всех структурах были найдены газовые месторождения. О запасах в открытой печати ничего не сообщалось. Зато известно, что в прошлом году Toreador Resources, Stratic Energy Corporation и TPAO начали добычу газа с месторождений Аязли, Аязли-2 и Аккая. После установки всех необходимых платформ добыча достигла 1,5 миллиона кубических метров в сутки.

На оставшейся не освоенной западной части турецкого сектора Черного моря сегодня ведутся сейсморазведочные работы. Что касается глубоководья, то сюда TPAO привлекла крупнейшие мировые нефтегазовые компании мира. На блоке Хопа-11 совместное предприятие с BP и Chevron завершило бурение разведочной скважины на глубине 2 км. Она оказалась сухой. Однако это не отпугнуло инвесторов от черноморского глубоководья Турции. В 2006 году в страну пришла бразильская компания Petrobras. Следом застолбила себе место в шельфовой зоне и нефтегазовая корпорация ExxonMobil.

В середине января 2010 года нефтяные компании ExxonMobil и Petrobras подписали соглашение о разведке углеводородов на глубоководном турецком шельфе Черного моря c TPAO. Это первый крупный контракт, предусматривающий масштабные инвестиции и поисковые работы мировых нефтегазовых компаний на шельфе Черного моря. Разведка будет проводиться на участках Sinop, Ayancik и Carsamba общей площадью около 3 миллионов гектаров. Инвестиции и добыча будут распределяться в соотношении по 25% ExxonMobil и Petrobras, остальное - TPAO. Объем инвестиций в проект составит полтора миллиарда долларов США. Турецкие специалисты оценивают запасы природного газа в своей части черноморского шельфа в 800 млрд кубических метров и нефти - 1,1 млрд тонн.

Грузия

Изучением шельфа, площадь которого составляет 9 тыс. кв. км, грузинские специалисты занимались еще с советских времен. Данные разведки показывали, что запасы нефти в этом районе могут быть в диапазоне от 200 до 600 млн тонн.

Материалы геофизических и геологических исследований привлекли внимание американской нефтяной компании Anadarco. Осенью 2000 г. она направила сюда специальное судно Western Wave и провела собственную разведку шельфовой части территориальных вод Грузии. Изучение сейсмических профилей в двухмерном измерении, а также гравиметрические и аэромагнитные исследования были проведены на площади свыше 2 тыс. кв. метров. Исследовалась шельфовая зона, прилегающая к побережью в районах Аджарии, Поти, Ланчхути и Зугдиди. Вне исследований осталась шельфовая зона в районе Абхазии, на которую не распространяется юрисдикция центральной власти. Компьютерная обработка полученных данных производилась в головном офисе Anadarco, расположенном в Хьюстоне. Были выявлены три перспективных участка, потенциал которых специалисты рассматривали в ориентировочном диапазоне от 70 млн до 1,3 млрд баррелей нефти. Их детальное изучение ставило цель полного и четкого определения прогнозных данных. Поскольку бурение каждой морской скважины обходится в пять-шесть раз дороже, чем на суше - в $35 млн долларов США, начались переговоры с нефтегигантами ExxonMobil, BP, Shell, Chevron и другими о создании консорциума из ведущих игроков мирового нефтяного рынка, которые смогут инвестировать в этот проект до одного миллиарда долларов. Но переговоры закончились безрезультатно. Поэтому в 2004 году Anadarco и АО "Грузнефть" основали грузино-американскую компанию Anadarco Georgia, которая в течение 25 лет будет заниматься добычей нефти на трех геологических блоках черноморского шельфа Грузии (блоки 2а, 2б и 3 общей площадью 8900 кв. км). Американцы заявили о намерении вложить в этот проект около 1 миллиарда долларов и пробурить 25 скважин. Эта компания уже имела опыт работы в Черном море, поскольку ранее зондировала черноморский шельф Турции. Однако буровые работы, проведенные в турецких водах, сопредельных с Грузией, показали, что там запасов газа и нефти нет. На шельфе Аджарии также пока ничего обнадеживающего не обнаружено. Появилась информация, что Anadarco даже прекратила работы в Грузии. Между тем, по заявлению агентства нефти и газа Грузии, компания не уходила из страны, и ей никто не отказывал в продлении лицензии. Как следует из документа, в настоящее время ведется согласование второго этапа договора, который предусматривает начало поисково-разведочных и эксплуатационных буровых работ. Однако процесс этот до 2014 года не начнется по той причине, что имеющаяся на Черном море плавучая буровая установка платформа занята.

Россия

В российской части акватории Черного моря в общей сложности выполнено немногим более 22 тысячи км сейсморазведки. Это лишь 15% всего объема. Выявлено 14 перспективных объектов, но только на одной - Рифовой - в середине 70-х годов прошлого века была пробурена разведывательная скважина. Однако принципиальное изменение ситуации произошло в конце 90-х гг., когда в связи с возникшей проблемой делимитации Азово-Черноморского бассейнов Министерство природных ресурсов РФ организовало отработку системы рекогносцировочных сейсмических профилей в полосе предполагаемого раздела акваторий. Их проведение базировалось на современных технологиях как собственно морских работ, так и их последующей обработки, интерпретации и геологического истолкования. Результаты этих работ привели к существенному изменению имеющихся представлений о геологическом строении региона и к неожиданным результатам в отношении оценок ресурсного потенциала. Эти "неожиданности" связаны с открытием принципиально новых типов ловушек в не изученных частях разрезов Азовского и Черного морей на глубинах, доступных для бурения, так называемых "биогерм". Такие ловушки ранее были установлены в районах Прикаспия. Именно с ними связан ряд нефтяных и газовых месторождений древней платформы, в том числе гигантских - Астраханское, Тенгиз, Кашаган, а также месторождений в доюрском комплексе западного Прикаспия России. На данной основе ученые сделали вывод о том, что зоны развития юрских, доюрских и палеозойских биогерм могут проходить вдоль всего Предкавказья. Это подтвердили последовавшие вскоре открытия крупных геологических объектов в Черном море типа "биогерм". Они расположены ниже подошвы кайнозоя в зоне вала Шатского, поднятия Палласа, в кайнозойский отложениях Туапсинского прогиба и других. Ряд подобных объектов находится в полосе предстоящей делимитации зон морского недропользования. Вопрос их освоения пока не урегулирован.

Таким образом, прогнозные российские ресурсы за счет включения в расчеты биогермных или рифогенных ловушек и переоценке ранее обнаруженных структур в уточенных параметрах значительно возросли. Так, в Азовском море объем прогнозных и перспективных ресурсов вырос по сравнению с оценками 1993 г. в 7,5 раза и составил около 1,5 млрд тонн условного топлива. Для Черного моря прогнозные ресурсы увеличены в 12 раз и составляют около 1,8 млрд тонн условного топлива.

Следует отметить, что новые оценки ресурсов пока базируются на результатах рекогносцировочных сейсмических работ, в связи с чем их значительная доля оценена по низким категориям Д2. Для их перевода в более высокие категории перспективных ресурсов Д1 и С3 необходимо выполнить значительный объем сейсмических работ. Это - не менее 8 тысяч километров современной 2D сейсморазведки и бурения 3-5 поисково-оценочных скважин общим объемом 13 тыс. метров. Ориентировочная стоимость работ порядка 120 миллионов долларов США.

Существенные затраты не остановили, однако, нефтяные компании. Места на шельфе уже закрепили за собой государственные и полугосударственные предприятия - "Роснефть", "Приазовнефть" и ЗАО "Черноморнефтегаз". Лицензиями на 20 перспективных участков обладает компания "Роснефть". Структура Туапсинский прогиб в районе Новороссийска и Туапсе перешла к ней после ликвидации нефтяной компании ЮКОС и продажи этого участка на аукционе. "Роснефть" и французская Total ведут переговоры о создании совместного предприятия для реализации проекта по изучению и освоению структуры. Кстати, работы предполагается вести на глубинах моря от 500 до 2000 метров. По экспертным оценкам компаньоны могут рассчитывать на получение здесь более 1 млрд тонн геологических ресурсов условного топлива.

Кроме французов интерес к российскому сектору шельфа Черного моря сегодня проявляет американская корпорация ExxonMobil. Представители нефтегазодобывающего гиганта в прошлом году посетили Краснодарский край в целях изучения перспектив работы на черноморском шельфе.

Украина

На сегодняшний день в украинской акватории Черного моря сейсморазведкой выявлено 109 перспективных структур. Их общие запасы оцениваются в более чем 1,5 млрд тонн условного топлива. И это при том, что поисково-разведочные работы проводились в очень ограниченных объемах, и степень изученности ресурсов не превышает 4%. Неразведанные запасы углеводородов (категории С2 +С3 + Д1 + Д2) на шельфе оцениваются Украинским государственным геологоразведывательным институтом в 1852,96 млрд куб. м газа, 157,2 млн т нефти и 186,2 млн т конденсата. Высокие перспективы нефтегазоносности акватории Черного моря подтверждаются результатами бурения первых скважин на структуре Субботина.

Специалистами ГАО "Черноморнефтегаз" разработана и одобрена Правлением стратегия развития акционерного Общества на предстоящее пятилетие. Одной из приоритетных задач определено наращивание ресурсной базы углеводородов за счет проведения геологоразведочных работ в следующих регионах: Прикерченского и Северо-западного шельфа Черного моря, южной и западной части Азовского моря. Поисково-разведочное бурение планируется провести на 10 новых площадях. По результатам геологоразведочных работ ожидается открыть два-три месторождения с общими запасами углеводородов 60-70 млн тонн условного топлива.

Для наращивания объемов добычи намечено завершить обустройство и обеспечить ввод в эксплуатацию Одесского (2012 г.) и Безымянного (2015 г.) газовых месторождений, а также Субботинского нефтяного месторождения (2012 г.). За счет ввода в действие новых месторождений и скважин ожидается довести объемы добычи природного газа в 2015 году до 1512,2 млн м³, нефти - до 306,8 тыс. тонн, что на 347,2 млн м³ и 298,5 тыс. тонн больше уровня 2009 года.

Новой программой также определены направления геологоразведки. Будут введены в эксплуатацию первые очереди Одесского и Безымянного газовых месторождений, Субботинское нефтяное месторождение. Произойдет модернизация мощностей подземного хранения газа. Новыми судами пополнится технологический флот. Для расширения объема буровых работ на глубинах моря до 100 метров будет построена новая СПБУ, а для освоения глубоководного шельфа - 1000 и более метров - предприятие приобретет ППБУ.