CC BY
57
ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И РЕЗУЛЬТАТЫ ГРР
УДК 553.982+553.981+553.046+553.044
DOI 10.31087/0016-7894-2020-6-7-22
Основные результаты геолого-разведочных работ на нефть и газ, проводимых за счет средств недропользователей в 2015-2019 гг. на континентальном шельфе Российской Федерации, и перспективы его освоения до 2025 г.
© 2020 г.|П.Н. Мельников, М.Б. Скворцов, И.Г. Агаджанянц, О.В. Грушевская, И.В. Уварова
ФГБУ «Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт», Москва, Россия; melnikov@vnigni.ru; skvortsov@vnigni.ru; agadzhanyantz@vnigni.ru; grushevskaya@vnigni.ru; uvarovairina@vnigni.ru
Поступила 03.09.2020 г.
Доработана 11.09.2020 г. Принята к печати 14.09.2020 г.
Ключевые слова: континентальный шельф РФ; состояние лицензирования; геолого-разведочные работы; бурение и сейсморазведочные работы; добыча углеводородов на континентальном шельфе РФ.
Аннотация: Геолого-разведочные работы на континентальном шельфе РФ за счет средств недропользователей проводятся в акваториях арктических (Баренцево, Печорское, Карское, Лаптевых, Восточно-Сибирское и Чукотское) и дальневосточных (Охотское, Японское) морей, а также в российских секторах шельфов Каспийского, Азовского, Черного и Балтийского морей. В статье приведено текущее состояние лицензирования континентального шельфа РФ. Представлены и проанализированы итоги геолого-разведочных работ на континентальном шельфе РФ за счет средств недропользователей в 2015-2019 гг. Обобщение и анализ результатов геолого-разведочных работ недропользователей является одним из важнейших этапов при оценке ресурсного потенциала углеводородов. Показана динамика финансирования на выполнение геолого-разведочных работ и динамика добычи углеводородов, а также изменение запасов углеводородов. Освещены результаты глубокого бурения и сейсморазведочных работ методами МОВ ОГТ 2D и 3D на континентальном шельфе РФ. Приведены открытые в последнее время месторождения углеводородов на континентальном шельфе РФ. Рассмотрены основные тенденции освоения континентального шельфа РФ компаниями-недропользователями в 2020-2025 гг. На основе материалов статьи можно проанализировать возможность развития ресурсной базы углеводородов на континентальном шельфе РФ и дать оценку необходимости дополнительных региональных работ на шельфах морей для развития новых центров геологоразведки и создания новых центров морской добычи углеводородов. Для подготовки новых участков, выставляемых на лицензирование, необходимо увеличение финансирования за счет средств федерального бюджета для проведения региональных геолого-разведочных работ в зонах сочленения нефтегазоносных структур суши и моря, которые часто приурочены к мелководным транзитным зонам и недоступны для морской сейсморазведки, а также региональных профилей, связывающих нефтегазоносные бассейны на арктическом шельфе РФ и в российском секторе Каспийского моря.
■ Для цитирования: Мельников П.Н., Скворцов М.Б., Агаджанянц И.Г., Грушевская О.В., Уварова И.В. Основные результаты геолого-разведочных работ на нефть и газ, проводимых за счет средств недропользователей в 2015-2019 гг. на континентальном шельфе Российской Федерации, и перспективы его освоения до 2025 г. // Геология нефти и газа. - 2020. - № 6. - С. 7-22. DOI: 10.31087/0016-7894-2020-6-7-22.
Continental shelf of the Russian Federation: key results of exploration
and prospecting for oil and gas conducted in 2015-2019
at the expense of subsoil users and its development outlook until 2025
© 2020 |P.N. Mel'nikov, M.B. Skvortsov, I.G. Agadzhanyants, O.V. Grushevskaya, I.V. Uvarova
All-Russian Research Geological Oil Institute, Moscow, Russia; melnikov@vnigni.ru; skvortsov@vnigni.ru; agadzhanyantz@vnigni.ru; grushevskaya@vnigni.ru; uvarovairina@vnigni.ru Received 03.09.2020
Revised 11.09.2020 Accepted for publication 14.09.2020
Key words: continental shelf of the Russian Federation; state of licensing; exploration and prospecting; drilling and seismic works; hydrocarbon production on continental shelf of the Russian Federation.
Abstract: Funded by subsoil users geological exploration and prospecting in the continental shelf of the Russian Federation are conducted in the waters of the Arctic (Barents, Pechora, Kara, Laptev, East Siberian, and Chukchi) and far-eastern (Sea of Okhotsk, Sea of Japan) seas, and also in the Russian sectors of the Caspian, Azov, Black, and Baltic shelves. The paper presents the current state of licensing of the continental shelf of the Russian Federation. The results of exploration and prospecting on the continental shelf of the Russian Federation, which were funded by subsoil users in 2015 to 2019 are presented and analysed. Integration and analysis of exploration and prospecting conducted by subsoil users is one of the most important stages in
evaluation of the hydrocarbon resource potential. The authors demonstrate dynamics of exploration and prospecting funding, oil and gas production history, and changes in hydrocarbon reserves. They also discuss the results of deep drilling and seismic exploration using 2D and 3D CDP reflection method on the continental shelf of the Russian Federation. Hydrocarbon fields discovered recently on the continental shelf of the Russian Federation are presented. The authors discuss the main trends of the continental shelf of the Russian Federation development by subsoil user companies in the period of 2020 to 2025.The paper can be the basis for analysis of the possibility of hydrocarbon resource base development on the continental shelf of the Russian Federation, and to assess the need for additional offshore regional works with the purpose of new geological exploration centres development and creation of centres for offshore hydrocarbon production. In order to prepare new sites offered for licensing, it is necessary to increase funding from the federal budget for regional geological exploration in the zones of onshore and offshore oil and gas-bearing structures junction, which are often associated with shallow transition zones and are inaccessible to offshore seismic surveys, as well as regional lines linking petroleum basins on the Arctic shelf of the Russian Federation and in the Russian sector of the Caspian Sea.
I For citation: Mel'nikov P.N., Skvortsov M.B., Agadzhanyants I.G., Grushevskaya O.V., Uvarova I.V. Continental shelf of the Russian Federation: key results of exploration and prospecting for oil and gas conducted in 2015-2019 at the expense of subsoil users and its development outlook until 2025. Geologiya nefti igaza. 2020;(6):7-22. DOI: 10.31087/0016-7894-2020-6-7-22. In Russ.
Введение
Геолого-разведочные работы на континентальном шельфе РФ проводятся за счет средств недропользователей на акваториях арктических (Баренцево, Печорское, Карское, Лаптевых, Восточно-Сибирское и Чукотское) и дальневосточных (Охотское, Японского) морей, а также в российских секторах шельфов Каспийского, Азовского, Черного и Балтийского морей [1]. Принятые в 2008 г. поправки в Федеральный Закон «О недрах» ограничили число компаний, допущенных к поисково-разведочным и добычным работам на шельфе РФ. В настоящее время на континентальном шельфе РФ геолого-разведочные работы ведутся такими крупными компаниями и их дочерними предприятиями, как: ПАО «НК «Роснефть», ПАО «Газпром», ПАО «Газпром нефть», ПАО «ЛУКОЙЛ», ПАО «НОВАТЭК», АО «Русгаздобыча».
Кроме собственно лицензий на морские территории (серии ШАЗ, ШКС, ШОМ, ШБЦ и т. д.) в территориальном море, губах и заливах действует еще 23 лицензии (по состоянию на 01.01.2019 г.) на прибрежно-морские территории (серии НРМ, СЛХ, МАХ и КРД). В настоящее время проведение геолого-разведочных работ недропользователями осуществляется на 134 лицензионных участках, включая транзитные (суша - шельф): 41 НЭ, 79 НР, 14 НП. Распределение лицензий по крупнейшим компаниям (включая дочерние и зависимые общества) следующее: ПАО «НК «Роснефть» — 51 лицензия, ПАО «Газпром» — 44, ПАО «ЛУКОЙЛ» — 16, ПАО «НОВАТЭК» — 8 лицензий и др. (рис. 1, 2).
Анализ тенденций геолого-разведочных работ на нефть и газ в 2015-2019 гг., выполненных на континентальном шельфе РФ за счет средств недропользователей
Всего в 2015-2019 гг. на проведение морских геолого-разведочных работ недропользователями было затрачено 336,6 млрд р. (рис. 3). Основные виды геолого-разведочных работ за счет средств недропользователей проводились в арктических (в основном в
Карском и Баренцевом морях) [2] и дальневосточных (сахалинском и западно-камчатском шельфе Охотского моря) акваториях. Главной статьей расходов недропользователей было глубокое бурение — ~53 % суммарных затрат (32,3 млрд р., или 51 % общих затрат, в 2015 г.; 31,1 млрд р., или 48 % общих затрат, в 2016 г.; 48,8 млрд р., или 63 % общих затрат, в 2017 г.; 42,9 млрд р., или 66 % общих затрат, в 2018 г.; 40,7 млрд р., или 60 % общих затрат, в 2019 г.).
Глубокое бурение проводилось в Карском, Охотском, Каспийском, Азовском, Черном Балтийском морях и море Лаптевых. Всего за этот период было пробурено 36 скважин (7 — в 2015 г., 8 — в 2016 г., 11 — в 2017 г., 5 — в 2018 г., 5 — в 2019 г.) объемом 99,5 тыс. м (рис. 4).
Основной объем бурения (40,2 тыс. м) приходился на сахалинский шельф Охотского моря. За 5-летний период здесь было пробурено 15 глубоких скважин (7 поисковых и 8 разведочных). В результате буренияпоисково-оценочной скв. 1 на Южно-Лунской площади в Охотском море в 2016 г. ПАО «Газпром» зафиксировало открытие крупного Южно-Лунско-го газоконденсатного месторождения с запасами газа категорий С1 + С2 — 48,908 млрд м3 (извлекаемые), конденсата — 7,665 млн т (извлекаемые) (рис. 5). Компанией ООО «Газпром нефть шельф» в 2018 г. в результате бурения на Аяшском лицензионном участке открыто 2 крупных нефтяных месторождения: Тритон (с запасами нефти категорий С + С2 — 44,941 млн т (извлекаемые)) и Нептун (с запасами нефти категорий С! + С2 — 70,054 млн т (извлекаемые)) (см. рис. 5). В 2019 г. ПАО «НК «Роснефть» пробурило поисково-оценочную скв. Восточно-При-брежная-1 на Восточно-Прибрежном лицензионном участке на Восточно-Прибрежной структуре (блок II) в дагинских отложениях раннемиоценового возраста. Вскрыты отложения окобыкайской, дагинской и уйнинской свит. Пласты дагинской свиты по результатам интерпретации геофизических исследований и опробования в открытом стволе оказались продуктивными. Открыто Восточно-Прибрежное мелкое
Рис. 1. Схема размещения лицензионных участков недропользователей на континентальном шельфе РФ Fig. 1. Location map of license areas of subsoil users on the continental shelf of the Russian Federation
Границы (1-8): 1 — РФ, 2 — субъектов РФ, 3 — федеральных округов, 4 — стран зарубежья, 5 — исключительной экономической зоны РФ, 6—с Норвегией, 7 — с США, 8 — бровки шельфа (600 м изобата); лицензионные участки (9-11): 9 — ПАО «Газпром», 10 — ПАО «НК «Роснефть», 11 — иных недропользователей
Boundaries (1-8): 1 — RF, 2 — RF constituent entities, 3 — federal districts, 4 — foreign countries, 5 — RF exclusive economic zone, 6 — with Norway, 7 — with USA, 8 — shelf edge (isobath 600 m); license areas (9-11): 9 —Gazprom, 10 — Rosneft Oil Company, 11 — other subsoil users
Рис. 2. Схема размещения лицензионных участков недропользователей на южных акваториях континентального шельфа РФ Fig. 2. Location map of license areas of subsoil users in the southern water areas the continental shelf of the Russian Federation
Рис. 3. Динамика финансирования недропользователям и геолого-разведочных работ
на континентальном шельфе РФ в 2015-2019 гг. Fig. 3. History of exploration and prospecting funding by subsoil users on the continental shelf of the Russian Federation in 2015-2019
млрд р. 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0
2010
2016
2017 Годы
-*- 1 2 3 4 -•-
5
2018
2019
1 — континентальный шельф; акватории (2-4): 2 — арктические, 3 — дальневосточные, 4 — южные; 5 — Балтийское море 1 — continental shelf; water areas (2-4): 2 — Arctic, 3 — Far Eastern, 4 — southern; 5 — Baltic Sea
Рис. 4. Динамика поискового и разведочного бурения на континентальном шельфе РФ в 2015-2019 гг. Fig. 4. History of exploratory and prospecting drilling on the continental shelf of the Russian Federation in 2015-2019
тыс. м 40
30
20
10
31,1
17,7
21,6
2,3 4,1
3,1 7,6
6,5 8,4
12,7
11,3
10,9
8,6 7,6
2,5
2,9 7,4
2015
2016
2017 Годы
2018
■ 1 2 3 4 EÜ3
5
16,4
2,3
6.5
7.6
Акватории (1-3): 1 — арктические, 2 — дальневосточные, Water areas (1-3): 1 — Arctic, 2 — Far Eastern, 3 — southern;
3 — южные; 4 — Балтийское море; 5 -
4 — Baltic Sea; 5 — continental shelf
2019
■ континентальный шельф
нефтяное месторождение с запасами нефти категорий С! + С2 — 8,637/2,591 млн т (геологические/извлекаемые), растворенного газа — 2,298/0,69 млрд м3 (геологические/извлекаемые) (см. рис. 5). Также бурение осуществлялось для доразведки ранее открытых нефтегазоконденсатных месторождений: Юж-но-Киринского, Пильтун-Астохского, Лунского [3]. Таким образом, Восточно-Одоптинская зона на Сахалине стала крупным резервом развития ресурс-
ной базы. Региональное изучение на федеральном уровне позволит выявить причины отрицательных результатов бурения на магаданском и западно-камчатском шельфах.
Всего по дальневосточным акваториям в 20152018 гг. суммарный прирост запасов за счет новых открытий и доразведки ранее открытых месторождений категорий А + В1 + С1 составил 40,796 млн т
0
ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И РЕЗУЛЬТАТЫ ГРР
Рис. 5. Схема размещения месторождений, открытых на континентальном шельфеРФв 2015-2019 г. Fig. 5. Location map of fields discovered on the continental shilfof the Russian Federation in 2015-2019
• 1 • 2 •
3
Месторождения УВ-сырья (1-3): 1— нефтяные, 2 — нефтегазоконденсатные, 3 — газовые.
Остальные усл. обозначения см. на рис. 1
HC fields (1-3): 1 — oil, 2 — oil and gas condensate, 3 — gas.
For other Legend items see Fig. 1
нефти, 77,324 млн т конденсата и 345,993 млрд м3 газа, категорий В2 + С2 — 106,110 млн т нефти, списано 53,23 млн т конденсата и 431,439 млрд м3 газа (рис. 6). За этот период добыто 60,592 млн т нефти, 8,758 млн т конденсата и 110,478 млрд м3 газа.
В арктических акваториях в 2015-2019 гг.
бурение (объем 22,5 тыс. м) проводилось в Карском море и в море Лаптевых, всего было пробурено 8 скважин (5 поисковых и 3 разведочных).
В море Лаптевых в 2018 г. ПАО «НК «Роснефть» на Хатангском лицензионном участке закончило строительство первой морской восточно-арктической скв. Центрально-Ольгинская-1 (объем бурения 5523 тыс. м) [4]. Промышленная нефтеносность установлена в терригенных отложениях верхне- и нижнекожевничевской свит пермского возраста, получены притоки нефти с расчетным дебитом 5,5 и 6,3 м3/сут соответственно. На Государственный баланс поставлено крупное нефтяное месторождение Центрально-Ольгинское с запасами нефти 80,4 млн т (категории С! + С2) (см. рис. 5). Это открытие подтверждает перспективы переходной прибрежной зоны лаптевоморского шельфа (Оленек-ский вал) вдоль южного берега.
В 2018 г. компания ООО «Арктик СПГ 3» в акватории Обской губы Карского моря на Северо-Обском лицензионном участке пробурила поисково-оценочную скв. ПО-1 глубиной 2797 м и открыла крупное Северо-Обское газоконденсатное месторождение с запасами газа 273,594 млрд м3 (извлекаемые) и конденсата 16,119 млн т категорий С1 + С2 (см. рис. 5). Следующий год ознаменовался открытием сразу трех месторождений в Карском море. ПАО «Газпром» в результате бурения поисково-оценочной скв. Няр-мейская-1 на лицензионном участке Нярмейский зафиксировало открытие крупного газового месторождения Нярмейское в верхнемеловых отложениях сеноманского яруса (см. рис. 5). В результате бурения поисковой скв. Русановская-6 на лицензионном участке Русановский открыто уникальное га-зоконденсатное месторождение им. Динкова (рис. 7, см. рис. 5). Залежи газа промышленного значения открыты в песчано-глинистых отложениях сеноманского и альбского ярусов марресалинской и яронгской свит, а также аптского яруса танопчинской свиты. ООО «НОВАТЭК-Юрхаровнефтегаз», в результате бурения поисково-оценочной скв. 1 на лицензионном участке Няхартинский, открыло газовое Ня-хартинское месторождение (см. рис. 5) [2]. Также
Рис. 6. Динамика приростов запасов нефти и конденсата (А) и газа (В) на континентальном шельфе РФ
з асчет геолого-разведочных работ и переоценки в 2015-2019 гг. Fig. 6. Dynamics of oil and condensate (А) and gas (В) reserves growth on the continental shelf of the Russian Federation as a result of geologicalexploration and re-assessment in 2015-2019
млрд м
1200 1000 800 600 400 800 0
-200 -400
2015
119,7
2016
-203,1
87,5
42,3
-10,2
-120,5
2017 Годы
76,9
2018
860,2
48,8 58,6
\-2,2
-30,5
1083,4
-219,6
\-81,1
-3,6
2015
-21021065
2017 Годы
2018
2019 г. — предварительные данные недропользователей.
Усл. обозначения см. на рис. 4
2019 — preliminary data from subsoil users.
For Legend items see Fig. 4
2019
354,6
33866
-31,4
2019
3
B
в 2019 г. ПАО «Газпром» проводило бурение для до-изучения Русановского и Ленинградского месторождений.
По арктическим акваториям в 2015-2018 гг. суммарный прирост запасов категорий А + В! + С! за счет новых открытий и доразведки ранее открытых месторождений составил 0,777 млн т нефти и 607,277 млрд м3 газа, было списано 12,658 млн т конденсата, прирост запасов категорий В2 + С2 составил 79,573 млн т нефти, 23,275 млн т конденсата и 456,518 млрд м3 газа (см. рис. 6). Всего было добыто 8,87 млн т нефти, 5,006 млн т конденсата и 123,993 млрд м3 газа.
В южных акваториях в 2015-2019 гг. велась в основном доразведка ранее открытых месторождений. Всего было пробурено 7 скважин (4 поисковых и 3 разведочных) в Каспийском, Черном и Азовском морях общим объемом 24,9 тыс. м.
В Каспийском море ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжск-нефть» на лицензионном участке Дно Каспийского моря (северная часть) для доразведки Ракушечного месторождения пробурило разведочную скв. Раку-шечная-9-бис, 2 разведочные скважины Сармат-ские-3, 4 в отложениях верхней юры для доизучения геологического строения и разведки выявленных залежей УВ в карбонатных отложениях титонско-
ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И РЕЗУЛЬТАТЫ ГРР
Рис. 7. Схема размещения месторождения им. В.А. Динкова Fig. 7. Location map of V.A. Dinkov field
Г
72550
О
о
I/ V
1 — границы участков недр; 2 — пробуренные поисково-оценочные скважины; сводные контуры (3, 4): 3 —залежей, 4 — перспективных объектов; профили (5, 6): 5 — MOIT-2D, 6 — MOIT-2D СП 2014 г.; границы (7, 8): 7 — полигонов выполненных работ MOI"T-3D, 8 — площадок выполненных инженерных изысканий
1 — boundaries of subsoil areas; 2 — drilled parametric prospecting wells; combined contours (3, 4): 3 — accumulations, 4 — exploration targets; survey lines (5, 6): 5 — 2D CDP, 6 — 2D CDP Seismic Crew 2014; boundaries (7, 8): 7 — areas of 3D CDP surveys completed, 8 — sites of completed engineering surveys
го яруса и уточнения промышленных запасов газа в пределах месторождения им. Ю. Кувыкина; пробурена поисково-оценочная скв. Южная-1 для вскрытия прогнозируемых залежей нефти и газа в тер-ригенно-карбонатных отложениях, приуроченных к антиклинальному поднятию юрского возраста, и терригенных среднеюрских отложениях на южной неантиклинальной ловушке структурно-литологи-ческого типа со вскрытием триасовых отложений. По результатам бурения скв. Южная-1 нефтегазонос-ность отложений ааленского яруса не подтвердилась.
В пределах Центрально-Каспийского лицензионного участка завершено бурение поисково-оценочной скв. Хазри-1 для изучения геологического строения и выявления залежей нефти и газа в тер-ригенно-карбонатных отложениях юрско-мелового возраста и оценки их промышленной значимости.
В Азовском море в Темрюкско-Ахтарском лицензионном участке ООО «НК «Приазовнефть» пробурило поисково-оценочную скв. 1 на структуре Геологическая, вскрытый разрез представлен водо-насыщенными коллекторами верхнего и нижнего мела.
В Черном море ПАО «НК «Роснефть» закончило бурение поисково-оценочной скв. Мария-1, основным целевым объектом являлись карбонатные верхнеюрские отложения 03), в которых предполагалась нефтяная залежь, но по результатам бурения
признаков УВ не получено. Это первая поисково-оценочная скважина в российском секторе Черного моря.
По южным акваториям в 2015-2018 гг. суммарный прирост запасов категорий А + В1 + С1 за счет доразведки и переоценки ранее открытых месторождений составил 19,754 млн т нефти, 3,242 млн т конденсата и 16,474 млрд м3 газа, в категории В2 + С2 было списано 15,387 млн т нефти, 11,461 млн т конденсата и 141,809 млрд м3 газа (см. рис. 6). Всего было добыто 16,116 млн т нефти, 0,273 млн т конденсата и 6,881 млрд м3 газа.
В российском секторе Балтийского моря в 2015-2019 гг. было пробурено 6 поисковых скважин (объем бурения составил 11,9 тыс. м) компанией ООО «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть». В результате бурения на структурах D6-южное, D33 и D41 в сред-некембрийских песчаниках открыты залежи нефти и поставлены на Государственный баланс 3 нефтяных месторождения: среднее по запасам месторождение В6 с запасами категорий В! + В2 5,097 млн т (извлекаемые), среднее месторождение Э33 с запасами категорий В! + В2 22,897 млн т (извлекаемые) и мелкое месторождение D41 с запасами категорий В1 + В2 2,003 млн т (извлекаемые) (см. рис. 5).
Суммарный прирост запасов категорий А + В! + С! за счет новых открытий, доразведки и переоценки ранее открытых месторождений составил 26,092 млн т
нефти, категорий В2 + С2 — 3,271 млн т (см. рис. 6). Всего за этот период было добыто 1,312 млн т нефти.
Основные затраты недропользователей на геофизические работы пришлись на сейсморазведку 3D (18 % общих затрат на геолого-разведочные работы за 5-летний период). Объем сейсморазведочных работ составил более 63,5 тыс. км2. Основные объемы работ размещались на западно-арктических (Баренцево, Печорское, Карское моря) и дальневосточных (сахалинский шельф в Охотском море) акваториях (рис. 8) [5].
Доля финансирования общих затрат сейсмо-разведочных работ 2D составила всего 4 % суммарных затрат на геолого-разведочные работы в 2015-2019 гг. Основной объем работ (около 73 тыс. км) был выполнен на восточно-арктическом шельфе. Незначительные объемы работ пришлись на акватории дальневосточных и южных морей. В российском секторе Балтийского моря сейсморазведочные работы 2D в этот период не проводились (см. рис. 8).
В течение 5-летнего периода добыча УВ велась на арктических акваториях в Печорском море на Приразломном месторождении ООО «Газпром нефть шельф», в губах и заливах Карского моря на Южно-Тамбейском месторождении (добыча началась в 2016 г.) — ОАО «Ямал СПГ», на Юрхаровском месторождении — ООО «НОВАТЭК-Юрхаровнефтегаз»; на дальневосточных акваториях в Охотском море на месторождениях Лунское и Пильтун-Астохское — компанией «Сахалин Энерджи», Чайво и Одопту-море, Аркутун-Дагинское — компанией «Эксон Неф-тегаз Лимитед», Одопту-море (северный купол), Чайво (северная оконечность) и Лебединское — ПАО «НК «Роснефть», Киринское — ПАО «Газпром»; на южных акваториях в Каспийском море на месторождениях им. Ю. Корчагина и им. В. Филановского — ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть», Избербаш — АО «Дагнефтегаз», в Азовском море на месторождениях Новое (добыча началась в 2016 г.) — ООО НК «Приазовнефть» и Бейсугское — ООО «Газпром добыча Краснодар», в Балтийском море на месторождении Кравцовское (Д-6) и D 41 (добыча началась в 2019 г.) — ООО «ЛУКОЙЛ-Калинин-градморнефть». Всего в 2015-2018 гг. на континентальном шельфе РФ было добыто 86,8 млн т нефти, 14 млн т конденсата и 241,3 млрд м3 свободного газа (рис. 9).
Итоги геолого-разведочных работ на нефть и газ, выполненных недропользователями в 2019 г., и планы на 2020 г. по акваториям морей РФ
В 2019 г. на проведение геолого-разведочных работ на шельфах Российской Федерации (включая участки недр федерального значения и аква-ториальные части транзитных участков) недропользователями затрачено около 67,4 млрд р., в том числе 40,7 млрд р. — на глубокое бурение (60,5 %
общих затрат), 10,9 млрд р. — на сейсморазведку 3D (16,2 %), 2,9 млрд р. — на сейсморазведку 2D (4,2 %), 12,9 млрд р. — на научно-технические работы, различные виды геофизических работ и прочие расходы (19,1 %). Затраты недропользователей на проведение геолого-разведочных работ и тематических исследований по акваториям распределяются следующим образом: на арктических акваториях — 41 млрд р. (60,9 %), на акваториях дальневосточных морей —
23.3 млрд р. (34,5 % общих затрат), на южных акваториях — 2,9 млрд р. (4,3 %) и в российском секторе Балтийского моря — 0,2 млрд р. (0,3 %).
В 2020 г. на проведение геолого-разведочных работ на шельфах Российской Федерации (включая участки недр федерального значения и акватори-альные части транзитных участков) недропользователями планируется затратить около 122,3 млрд р., в том числе 93,2 млрд р. — на глубокое бурение (76,2 % произведенных затрат), 12,5 млрд р. — на сейсморазведку 3D (10,2 %), 0,9 млрд р. — на сейсморазведку 2D (0,8 %), 15,7 млрд р. — на научно-технические работы, различные виды геофизических работ и прочие расходы (12,8 %).
В течение 2019 г. на участках федерального значения пробурено 5 скважин на нефть и газ (2 — в Охотском море, 3 — в Карском) общим объемом
16.4 тыс. м, в том числе 2 поисковых (объем бурения — 6,9 тыс. м) и 3 разведочных (объем бурения — 9,5 тыс. м) скважины. Закончены бурением поисково-оценочная скв. Скуратовская-1, разведочная скв. Ле-нинградская-4, разведочная скв. Р-65 на Геофизическом нефтегазоконденсатном месторождении; наклонно-направленная с берега поисково-оценочная скв. Восточно-Прибрежная-1; разведочная скв. Аяш-ская-2 на месторождении Нептун. Начато бурение разведочной скв. Новая-2 (Азовское море). В результате бурения в 2019 г. открыто 4 месторождения: нефтяное Восточно-Прибрежное в Охотском море, газовые Нярмейское и Няхартинское, газонефтяное им. Динкова в Карском море.
В течение 2020 г. на участках федерального значения планируется к бурению 10 скважин (2 — в Охотском море, 1 — в Печорском, 4 — в Карском, 2 — в Каспийском и 1 — в Азовском) на нефть и газ общим объемом 45,3 тыс. м, в том числе 6 поисковых (объем бурения — 34,4 тыс. м) и 4 разведочных (объем бурения — 10,9 тыс. м). В 2020 г. будут закончены бурением на лицензионных участках: поисково-оценочная скв. Одопту-18 — на участке Одопту-море, разведочная скв. Баутинская-2 — Аяшский, поисково-оценочная скв. Мадачагская-2 — Медынско-Варан-дейский, разведочная скв. Ленинградская-5 — Ленинградский, разведочная скв. 177 Р — Южно-Тамбейский, поисковая скв. Викуловская-1 — Восточно-Приновозе-мельский-1, поисковая скв. Рагозинская-1 (западный купол) — Восточно-Приновоземельский-2, поисково-оценочная скв. Хазри-2 — Центрально-Каспийский,
ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И РЕЗУЛЬТАТЫ ГРР
Рис. 8. Динамика сейсморазведочных работ 3D (А) и 2D (В) на континентальном шельфе РФ в 2015-2019 гг. Fig. 8. History of 3D (А) and 2D (В) seismic operations on the continental shelf of the Russian Federation in 2015-2019
A
20 000
15 000
10 000
5000
км 100 000
80 000
60 000
40 000
20 000
11 801
976 2882
7943
2015
2015
20 155
206
750
19 199
2016
2016
Усл. обозначения см. на рис. 4 For Legend items see Fig. 4
19 361
678
2151
16 532
2017 Годы
6011
772
1185 4053
2018
6182
644
1466 4072
2019
2017 Годы
2018
2019
км
0
B
0
поисковая скв. Ракушечная-10 — Северный, а также разведочная скв. 2 на Новом месторождении в Азовском море. Также планируется к бурению скв. Титон-ская-1 на Центрально-Каспийском лицензионном участке. В результате бурения в 2020 г. планируется открыть 3 месторождения в Карском море: газовое Скуратовское, газоконденсатное Викуловское и нефтяное Рагозинское.
Объем проведенных в 2019 г. сейсморазведочных исследований 3D составляет 6182 км2 на общую сумму 10,9 млрд р. Полевые работы МОГТ-3D выполнены в арктических и дальневосточных акваториях — соответственно 4072 км2 (65,9 % общего объема работ) и 1466 км2 (23,7 %), на шельфах южных морей выполнено 644 км2 (10,4 %); в российском секторе Балтийского моря сейсморазведка 3D не проводилась. Отработано 14 937 км сейсмических профилей 2D на общую сумму 2,9 млрд р. Полевые работы МОГТ-2D выполнены в арктических (14 377 км, 96,3 % общего объема работ), дальневосточных (250 км, 1,7 %) акваториях, в южных вы-
полнено 310 км (2 %); в российском секторе Балтийского моря сейсморазведка 2D не проводилась. В результате проведенных геолого-разведочных работ поставлено на Государственный баланс 3 подготовленных сейсморазведкой перспективных объекта с ресурсами категории D0: 119,562 млн т нефти, 410,336 млрд м3 газа.
Объем проведенных в 2020 г. сейсморазведоч-ных исследований 3D составит около 10 056 км2 на общую сумму 12,5 млрд р. Полевые работы МОГТ-3D будут проводиться в арктических (6789 км2, 67,5 % общего объема работ), дальневосточных (1634 км2, 16,3 %) акваториях, на шельфах южных морей — (1633 км2, 16,2 %). В российском секторе Балтийского моря проведение сейсморазведочных работ 3D не планируется. Сейсморазведочные работы МОГТ-2D ожидаются только в Карском море в объеме 500 км на общую сумму 0,9 млрд р.
Изменение запасов УВ в 2019 г. на континентальном шельфе РФ произошло за счет разведки и
Рис. 9. Динамика добычи УВ на континентальном шельфе РФ в 2015-2019 гг. Fig. 9. History of HC production on the continental shelf of the Russian Federation in 2015-2019
70 60 50 40 30 20 10
2015
л62'2 ,62'3 58,7 58,1 56,8
Ь-4 ь А
2 5,8 27,8
16 6 19,9 _t 23,5_____ -"
------
4,1 3,6 3,2 3,1 3
1 -■
млрд м3
млн т
2016
2017
2018
2019
Годы
-ф- 1 2 -Щ-
3
1 — свободный газ; 2 — нефть; 3 — конденсат
2019 г. — предварительные данные недропользователей.
1 — free gas; 2 — oil; 3 — condensate 2019 — preliminary data from subsoil users.
переоценки: списано по категориям А + В1 + С1 нефти — 1,924 млн т, конденсата — 4,84 млн т, получен прирост газа по категориямА + В! + С! (свободный газ + + газовая шапка) — 435,755 млрд м3; списано по категориям В2 + С2 нефти — 20,837 млн т, газа (свободный газ + газовая шапка) — 209,794 млрд м3; получен прирост по категориям В2 + С2 конденсата — 4,335 млн т.
Арктические акватории
В течение 2019 г. на арктических акваториях 16 недропользователей владели правом на проведение работ на 80 лицензионных участках (с учетом лицензий серий СЛХ и НРМ): 23 НЭ, 53 НР, 4 НП. Геолого-разведочные и тематические работы велись на шельфах всех арктических морей: Баренцевом, Печорском, Карском, Лаптевых, Восточно-Сибирском, Чукотском.
В 2019 г. в акваториях арктических морей РФ (с учетом лицензий серий СЛХ и НРМ) общий объем финансирования геолого-разведочных и тематических работ составил 41 млрд р. Финансовые затраты по видам геолого-разведочных работ распределились следующим образом: глубокое бурение — 27,2 млрд р., сейсморазведка 3D — 2,5 млрд р., сейсморазведка 2D — 2,4 млрд р., НИОКР и прочие виды расходов — 8,9 млрд р.
Глубокое бурение в 2019 г. на арктических акваториях проводилось только в Карском море. ПАО «Газпром» пробурило на лицензионном участке Скуратовский-1 поисковую скважину в объеме 2500 м, разведочную — на Ленинградском лицензионном участке в объеме 2500 м, ОАО «Арктик СПГ-1»
на Геофизическом лицензионном участке пробурило разведочную скважину в объеме 2600 м. Поисково-оценочная скв. Скуратовская-1 на одноименной площади закончена строительством. В скважине выполнен полный комплекс ГИС, включая опробование пластов приборами на кабеле, отобраны керн, пробы пластовых флюидов. В эксплуатационной колонне испытано два объекта, отложения марресалинской и яронгской свит, получены промышленные притоки УВ. Также закончена строительством разведочная скв. Ленинградская-4 на одноименном газокон-денсатном месторождении. Общий объем составил 2500 м. В скважине выполнен полный комплекс ГИС, включая опробование пластов приборами на кабеле, отобраны керн, пробы пластовых флюидов. В эксплуатационной колонне испытано два объекта — отложения танопчинской и яронгской свит, получены промышленные притоки УВ.
ОАО «Арктик СПГ-1» на Геофизическом лицензионном участке пробурило разведочную скв. Р-65 в акватории Обской губы Карского моря. Общий объем составил 2600 м. Испытано три перспективных объекта, выполнены скважинные сейсмические исследования (ВСП). По результатам бурения скв. Р-65 составлен и представлен на защиту в ФБУ «ГКЗ» отчет по оперативным изменениям запасов Геофизического месторождения.
В 2020 г. на арктических акваториях планируется к бурению 5 глубоких скважин — 1 в Печорском море (поисковая) и 4 в Карском море (2 разведочных и 2 поисковых): АО «Арктикшельфнефтегаз» пла-
млн т
0
нирует пробурить поисковую скв. Мадачагская-2 в объеме 5022 м, ПАО «Газпром» — на Ленинградском лицензионном участке разведочную скв. Ленин-градская-5 глубиной 2700 м, ОАО «Ямал СПГ» — на Южно-Тамбейском лицензионном участке в акватории Обской губы разведочную скв. 177 Р глубиной 2950 м, ПАО НК «Роснефть» — на Восточно-Приново-земельском-1 лицензионном участке поисковую скв. Викуловская-1 глубиной 1489 м и на Восточно-Приновоземельском-2 лицензионном участке поисковую скв. Рагозинская-1 (западный купол) глубиной 4112 м.
Прирост запасов УВ в 2019 г. на арктических акваториях получен на шельфе Баренцева и Карского морей в результате открытия месторождений Няр-мейского и им. В.А. Динкова, разведки на Лудлов-ском и Русановском месторождениях, переоценки Харасавэйского (морская часть) и Северо-Каменно-мысского месторождений [6]. Изменение запасов УВ на арктических акваториях произошло за счет разведки и переоценки: категорий А + В1 + С1 — прирост 1,781 млн т нефти, 6,978 млн т конденсата, 462,912 млрд м3 газа, категорий В2 + С2 — списание 0,406 млн т нефти и 205,504 млрд м3 газа и прирост 3,754 млн т конденсата.
В 2019 г. выполнен оперативный подсчет запасов УВ открытого газоконденсатного месторождения им. В.А. Динкова. Геологические запасы газа категории С! составили 160,734 млрд м3, извлекаемые — 135,866 млрд м3. Извлекаемые запасы конденсата категории С! оценены в 1,489 млн т, общие извлекаемые запасы газа категорий С! + С2 — 390,708 млрд м3.
По результатам оперативного пересчета запасов Русановского газоконденсатного месторождения в 2019 г. на основе данных сейсморазведочных работ 3D, выполненных в 2016 г., списано 4,196 млрд м3 геологических запасов газа категории С!. Подсчет извлекаемых запасов газа осуществлялся по «Временной методике оценки технологических извлекаемых запасов газа и конденсата при открытии месторождений (залежей на разрабатываемых месторождениях) и на этапах разведки», в результате извлекаемые запасы газа Русановского газоконден-сатного месторождения по категориям С1 по разведке сократились на 3,664 млрд м3, по переоценке — на 31,008 млрд м3.
В 2019 г. был выполнен оперативный подсчет запасов УВ открытого Нярмейского газового месторождения. Прирост извлекаемых запасов газа категории С1 составил 67,923 млрд м3, С2 — 868 млрд м3.
В 2019 г. выполнен оперативный подсчет запасов сухого газа Лудловского газового месторождения. Прирост извлекаемых запасов газа категории С1 за счет разведки составил 48,971 млрд м3, категории С2 — 33,749 млрд м3. В результате переоценки за счет применения коэффициента извле-
чения газа списано 9,6 млрд м3 газа категории С1, 15,726 млрд м3 — категории С2.
На лицензионном участке Харасавэй-море ООО «Газпром добыча Надым» выполнен оперативный подсчет запасов УВ на основе единой трехмерной геолого-геофизической модели Харасавэйско-го месторождения, прирост запасов категории В1 за счет переоценки составил 0,206 млн т конденсата, списано 9,587 млрд м3 газа, по категории В2 — списано 3,561 млн т конденсата, 34,216 млрд м3 газа.
В пределах Северо-Каменномысского лицензионного участка ООО «Газпром добыча Ямбург» завершены работы по пересчету запасов УВ согласно новой классификации, в связи с изменением статуса месторождения запасы категорий С1 и С2 переведены соответственно в категории В1 и В2 (прирост по категории В1 составил 0,757 млн т конденсата, 38,557 млрд м3 газа, по категории В2 — 0,486 млн т конденсата, 7,341 млрд м3 газа).
Комплексные сейсморазведочные работы 3D в 2019 г. проводились только в Карском море: ПАО «Газпром» на Северо-Харасавэйском лицензионном участке в Карском море — 1875 км2, на Тасий-ском лицензионном участке в Обской губе Карского моря — 70 км2; ПАО НК «Роснефть» на Восточно-Приновоземельском-1 лицензионном участке на Ви-куловской структуре —2127 км2. В 2020 г. планируются к проведению комплексные сейсморазведочные работы 3D: в Печорском море — ПАО «НК «Роснефть» на Южно-Русском лицензионном участке — 1235 км2; в Карском море — ПАО «Газпром» на Тасийском лицензионном участке — 65 км2, на Западно-Шара-повском — 3320 км2, ООО «Газпром нефть шельф» на Южно-Обском лицензионном участке — 321 км2, ОАО «Ямал СПГ» на Южно-Тамбейском — 132 км2, ООО «НОВАТЭК-Юрхаровнефтегаз» на Восточно-Тамбейском — 170 км2, ООО «Арктик СПГ-2» на Сал-мановском — 244 км2, ПАО «НК «Роснефть» на Вос-точно-Приновоземельском-1 — 1302 км2.
Сейсморазведочные работы МОГТ-2D в 2019 г. проведены в объеме 14 377 км в Баренцевом и Восточно-Сибирском морях: ООО «Газпром нефть шельф» на лицензионном участке Хейсовский в Баренцевом море — 6000 км, ООО «Газпромнефть-Сахалин» на Северо-Врангелевском лицензионном участке в Восточно-Сибирском море — 8377 км. В 2020 г. сейсморазведочные работы МОГТ-2D намечены компанией ООО «НОВАТЭК-Юрхаровнефтегаз» на Няхартинском лицензионном участке в объеме 500 км в Карском море.
В 2019 г. изменились ресурсы категории D0 за счет поисково-оценочного бурения: открыто уникальное газоконденсатное месторождение им. В.А. Динко-ва, уточнена геологическая модель Русановского и Ленинградского газоконденсатных месторождений. На Ленинградском лицензионном участке часть ре-
сурсов D0 переведена в запасы, часть списана (по состоянию на 01.01.2020 г. их оценка составляет: газ — 565,120/456,597 млрд м3 (геологические/извлекаемые), конденсат — 12,209 млн т (извлекаемые), нефть — 110,129 млн т). На Русановском лицензионном участке также часть ресурсов категории D0 переведена в запасы, часть списана (по состоянию на 01.01.2020 г.: газ — 192,948/147,720 млрд м3 (геологические/извлекаемые), конденсат — 5,269 млн т (извлекаемые)). В результате выполненных геолого-разведочных работ на Государственный баланс РФ по состоянию на 01.01.2020 г. планируется поставить ресурсы категории D0 по Северо-Харасавэйской структуре (ПАО «Газпром», Северо-Харасавэйский лицензионный участок) в объеме: газ — 380,2 млрд м3 (геологические), конденсат — 9,698 млн т.
Добыча УВ на арктическом шельфе РФ в 2019 г. составила: нефти — 3,138 млн т, конденсата — 0,918 млн т, газа — 26,116 млрд м3. Добыча осуществлялась: ООО «Газпром нефть шельф» на Приразлом-ном месторождении (нефть — 3,138 млн т, попутный газ — 0,188 млрд м3); ОАО «Ямал СПГ» на Южно-Там-бейском месторождении (конденсат — 0,128 млн т, газ — 1,806 млрд м3), ООО «НОВАТЭК-Юрхаровнеф-тегаз» на Юрхаровском месторождении (конденсат — 0,78 млн т, газ — 24,31 млрд м3).
Дальневосточные акватории
В течение 2019 г. в дальневосточных акваториях 7 недропользователей обладали правом на проведение работ на 28 лицензионных участках (8 НЭ, 20 НР). Геолого-разведочные и тематические работы проводились на шельфах Охотского и Японского морей.
В 2019 г. в акваториях дальневосточных морей РФ общий объем финансирования геолого-разведочных и тематических работ составил 23,3 млрд р. Финансовые затраты по видам геолого-разведочных работ распределились следующим образом: глубокое бурение — 12,9 млрд р., сейсморазведка 3D — 7,6 млрд р., сейсморазведка 2D — 0,3 млрд р., НИОКР и прочие виды расходов — 2,5 млрд р. В 2020 г. в акваториях дальневосточных морей РФ общий объем финансирования геолого-разведочных и тематических работ составит 25 млрд р.: глубокое бурение — 17,9 млрд р., сейсморазведка 3D — 2,9 млрд р., НИОКР и прочие виды расходов — 4,2 млрд р. Сейсморазведочные работы 2D не запланированы.
Общий объем глубокого бурения на дальневосточных акваториях в 2019 г. составил 2,484 тыс. м, финансирование — 12,9 млрд р. Пробурены 2 глубокие скважины: поисковая (Восточно-Прибрежная-1) и разведочная (Аяшская-2).
ООО «Газпром нефть шельф» на Аяшском лицензионном участке закончило бурение морской разведочной скв. Аяшская-2 при забое 2100 м. Скважина достигла целевых горизонтов верхнего миоцена. В результате бурения открыты 2 новые залежи нефти.
На дальневосточных акваториях в 2020 г. запланировано бурение 410,336 млрд м3 скважины, общий объем бурения составит 17,35 тыс. м. Компания «Эксон Нефтегаз Лимитед» запланировала бурение поисковой скв. Одопту-18 на лицензионном участке Одопту-море. Планируется открытие залежей УВ-сы-рья в окобыкайских отложениях среднего миоцена. ООО «Газпром нефть шельф» запланировало бурение на Аяшском лицензионном участке разведочной скв. Баутинская-2.
Изменение запасов УВ на дальневосточных акваториях в 2019 г. произошло за счет разведки и переоценки: списано запасов категорий А + В1 + С1 — 3,705 млн т нефти, 2,138 млн т конденсата, 27,137 млрд м3 газа, категорий В2 + С2 — 20,431 млн т нефти, 4,29 млрд м3 газа; прирост категорий В2 + С2 — 0,581 млн т конденсата. По результатам бурения поисково-оценочной скв. Восточно-Прибрежная на Государственный баланс РФ поставлены запасы УВ Восточно-Прибрежного месторождения. Прирост запасов категорий С1 и С2 составил 1,989 млн т и 0,602 млн т нефти соответственно.
На месторождении Одопту-море выполнен подсчет запасов в связи с уточнением геологического строения на основании обобщения всей геолого-геофизической информации, полученной в результате бурения 7 эксплуатационных скважин, обработки и переинтерпретации сейсморазведочных работ 3D, корректировки фациальной модели осадконакопле-ния с применением сиквенс-стратиграфического подхода к корреляции нутовских отложений. В результате изменились запасы в пределах лицензионного участка Одопту-море компании «Эксон Неф-тегаз Лимитед»: прирост категорий А + В1 составил 4,3 млн т нефти, 0,1 млн т конденсата, 12,3 млрд м3 газа, списаны запасы категории В2 — 7,4 млн т нефти, 0,001 млн т конденсата, прирост запасов категории В2 составил 2,4 млрд м3 газа. В пределах лицензионного участка Одопту-море (северный купол) ПАО «НК «Роснефть» за счет переоценки прирост запасов нефти категорий А + В1 составил 0,2 млн т.
На месторождении Аркутун-Даги в пределах лицензионного участка Аркутун-Даги компании «Эксон Нефтегаз Лимитед» выполнен подсчет запасов, в результате за счет разведки произошел прирост запасов категорий А + В1 (11,592 млн т нефти, 0,109 млн т конденсата, 1,597 млрд м3 газа), списание запасов категории В2 составило 14,534 млн т нефти и 0,088 млн т конденсата, прирост газа — 1,294 млрд м3.
В связи с утверждением подсчета запасов на месторождении Лебединское и проектного документа ПАО «НК «Роснефть» произошло изменение запасов в пределах Лебединского лицензионного участка: за счет переоценки прирост запасов категорий А + В1 составил 0,247 млн т нефти, списание запасов тех же категорий А + В1 — 0,008 млрд м3 газа, списание запасов категории В2 — 0,001 млн т нефти; а также в
пределах лицензионного участка Восточно-Одоп-тинский: прирост запасов категорий А + В! в объеме 0,001 млн т нефти (часть запасов Лебединского месторождения (недропользователь — ПАО «НК «Роснефть») переходит на Восточно-Одоптинский участок (недропользователь — ПАО «Газпром»)).
В пределах лицензионного участка Пильтун-Астохский компании «Сахалин Энерджи» за счет разведки и переоценки произошло: списание запасов категорий А + В! — 22,032 млн т нефти, 2,347 млн т конденсата, 41,026 млрд м3 газа, прирост запасов категории В2 — 0,902 млн т нефти, 0,494 млн т конденсата и списание запасов категории В2 — 7,984 млрд м3 газа. Основные изменения запасов в первую очередь связаны с результатами бурения эксплуатационных скважин на Пильтунском (в блоках I и II) и Астохском участках, перераспределения запасов за счет объединения Южно-Пильтунского участка с блоком II Пильтунского участка, обновления петрофизической модели, а также с уточнением геологической модели на основе результатов переинтерпретации сейсморазведки и показателей разработки.
Комплексные сейсморазведочные работы 3D выполнены в Охотском море: ООО «Газпром нефть шельф» на Аяшском лицензионном участке (в объеме 515 км2) и компанией «Эксон Нефтегаз Лими-тед» на Одопту-море (центральный и южный купола) и Аркутун-Даги (432 и 519 км2 соответственно). В 2020 г. комплексные сейсморазведочные работы 3D запланированы в Охотском море: на Аяшском лицензионном участке ООО «Газпром нефть шельф» в объеме 464 км2; ПАО «НК «Роснефть» на Богатин-ском лицензионном участке в объеме 1170 км2.
Сейсморазведочные работы МОГТ-2D в 2019 г. проведены ПАО «НК «Роснефть» на Центрально-Татарском лицензионном участке в объеме 250 км, а в 2020 г. сейсморазведочные работы МОГТ-2D не запланированы.
В 2019 г. изменились ресурсы категории D0 за счет поисково-оценочного бурения на Восточно-Прибрежном лицензионном участке, в связи с открытием одноименного месторождения списаны ресурсы Восточно-Прибрежной структуры. На лицензионном участке Одопту-море (центральный и южный купола) подготовлен перспективный объект — Тигровая Лилия с ресурсами категории D0 по нефти 94,5 млн т.
Добыча УВ на дальневосточных акваториях в 2019 г. продолжилась на месторождениях: Одопту-море (северный купол), Чайво (северная оконечность) и Лебединском (ПАО «НК «Роснефть»), Ки-ринском (ПАО «Газпром»), Аркутун-Даги, Чайво и Одопту-море (компания «Эксон Нефтегаз Лими-тед»), Лунском и Пильтун-Астохском (компания «Сахалин Энерджи») и составила 17,14 млн т нефти, 2,002 млн т конденсата, 29,017 млрд м3 газа.
Южные акватории
В 2019 г. в акваториях южных морей России 11 недропользователей владели 21 лицензией на проведение работ на участках недр федерального значения: 8 участков расположено в Каспийском море (2 НП, 4 НР, 2 НЭ), 6 — в Черном (4 НП, 2 НР) и 6 — в Азовском (3 НП, 3 НЭ).
В 2019 г. на геолого-разведочные работы на акваториях южных морей затрачено 2,8 млрд р., из них 0,6 млрд р. — на глубокое бурение, 0,8 млрд р. — на сейсморазведку 3D, 0,1 млрд р. — на сейсморазведку 2D, 1,3 млрд р. — НИОКР и прочие виды расходов. В 2020 г. на геолого-разведочные работы на акваториях южных морей запланировано финансирование в объеме 20,4 млрд р., из них 15,1 млрд р. — на глубокое бурение, 3,4 млрд р. — на сейсморазведку 3D, 1,9 млрд р. — НИОКР и прочие виды расходов.
Глубокое бурение в акваториях южных морей в 2019 г. проводилось только на акватории Азовского моря компанией ООО НК «Приазовнефть» (разведочная скв. Новая-2). Объем глубокого бурения составил 2300 м. В 2020 г. глубокое бурение запланировано в акватории Каспийского (3 поисковые скважины) и Азовского (1 разведочная скважина) морей. В акватории Каспийского моря компанией ООО «ЛУК-ОЙЛ-Нижневолжскнефть» запланировано бурение на лицензионном участке Центрально-Каспийский поисково-оценочной скв. Хазри-2 (проектный горизонт — средняя юра, глубина бурения 5200 м) и начало бурения поисково-оценочной скв. Титон-ская-1 (проектный горизонт — средняя юра, глубина 2400 м); на Северном лицензионном участке запланировано бурение поисково-оценочной скв. Ра-кушечная-10 (проектный горизонт — средняя юра, глубина 1650 м). На акватории Азовского моря компанией ООО «НК «Приазовнефть» намечено бурение разведочной скв. Новая-2 (объем 2448 м).
Сейсморазведочные работы 3D в 2019 г. выполнены в Каспийском море компанией ООО «ЛУКОЙЛ-Нижне-волжскнефть» на структуре Жемчужная в пределах лицензионного участка Дно Каспийского моря (северная часть) объемом 644 км2. В 2020 г. запланировано 1633 км2 сейсморазведочных работ 3D, в том числе в Каспийском море — 1480 км2 (ООО «Каспийская нефтяная компания» на лицензионном участке Северо-Каспий-ская площадь объемом 725 км2, ООО «ЛУКОЙЛ-Ниж-неволжскнефть» на лицензионном участке Северный объемом 755 км2 на Южно-Широтной структуре), в Черном море — 153 км2 (ООО «Новые проекты» на лицензионном участке Глубокая).
Сейсморазведочные работы 2D в 2019 г. проведены в Каспийском море ООО «Каспийская нефтяная компания» на лицензионном участке Северо-Ка-спийская площадь объемом 310 км. В 2020 г. сейсморазведочные работы 2D на южных акваториях не запланированы.
На Государственный баланс РФ по состоянию на 01.01.2020 г. планируется поставить ресурсы категории D0 по структуре Глубокая в Черном море (ООО «Новые проекты» на лицензионном участке Глубокая) в объеме 25,062 млн т нефти.
Добыча УВ в 2019 г. осуществлялась в Каспийском море компанией ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжск-нефть» на месторождениях им. Ю. Корчагина и им. В. Филановского, компанией АО «Дагнефтегаз» — на месторождении Избербаш; в Азовском море компанией ООО «НК «Приазовнефть» — на месторождении Новое и ООО «Газпром добыча Краснодар» — на Бейсугском газовом месторождении. Всего в южных акваториях за 2019 г. добыто: нефти — 7,3 млн т, конденсата — 0,07 млн т, природного газа — 1,7 млрд м3.
Российский сектор Балтийского моря
В российском секторе Балтийского моря действует 6 лицензий ООО «ЛУКОЙЛ-Калининградмор-нефть»: поисковая, выданная на Балтийский лицензионный участок (ШБТ14384 НП), и 5 лицензий на разведку и добычу ф6-южное, D33, D41, D29 и разработку месторождения Кравцовское (Д-6)). В 2019 г. затрачено 0,2 млрд р. на другие виды геофизических и прочих работ и на тематические исследования. Глубокое бурение и сейсморазведочные работы 2D и 3D в 2019 г. не проводились и не планируются в 2020 г.
Добыча УВ в 2019 г. осуществлялась компанией ООО «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть» на месторождениях Кравцовское и D41 и составила 0,254 млн т нефти, попутного газа — 0,005 млрд м3.
Перспективы освоения континентального шельфа РФ недропользователями до 2025 г.
В западно-арктических акваториях продолжатся работы по оценке и выявлению перспектив нефте-газоносности в пределах Южно-Баренцевоморского, Печорского, Карского региона на основе углубленной переобработки и комплексной интерпретации сейсмических данных, выполненных на шельфе Баренцева, Печорского и Карского морей.
В Карском море намечено создание единой сей-смогеологической модели Ленинградского, Севе-ро-Харасавэйского и Невского участков недр федерального значения на основе переобработки и переинтерпретации сейсморазведки 3D. В ближайшее время компании продолжат интерпретацию всего накопленного массива сейсмических данных, построение единого структурно-тектонического каркаса, уточнение прогноза зон развития коллекторов и перспектив нефтегазоносности.
К настоящему времени выполнен огромный объем сейсморазведочных работ МОВ ОГТ 2D и 3D, и в 2021-2025 гг. недропользователи запланировали большие объемы бурения. Намечено бурение около 13 скважин (12 — ПАО «Газпром», 1 — ООО «Газпром нефть шельф») в Карском море, 11 скважин (6 —
ПАО «Газпром», 5 — ПАО «Газпром нефть») — в Баренцевом море.
В 2019 г. ПАО «НК «Роснефть» начато изучение естественных выходов горных пород на арх. Северная Земля. В рамках экспедиции изучен ордовик-девонский стратиграфический интервал разреза в районах: р. Спокойная, острова Ушакова и Матусе-вича (о-в Октябрьской Революции), п-ов Пустынный, мыс Открытый, Известняковые острова (о-в Комсомолец), острова Крупской, Самойловича, Восточный, реки Бурная, Пионерка, залив Калинина, северный борт (о-в Пионер). В ближайшей перспективе компанией планируется провести комплекс геохимических, литолого-петрофизических и стратиграфических исследований отобранных образцов.
В 2024 г. ООО «Газпром нефть шельф» запланирована добыча нефти на Приразломном месторождении в Печорском море. Крупное нефтяное Прираз-ломное месторождение, согласно Государственному балансу РФ, обладает запасами категорий А + В1 + В2 в объеме 72,421 млн т нефти.
Активно продолжаются изучение и уточнение геологического строения и Восточно-Арктического региона. В отличие от Западно-Арктического региона здесь только накапливается информация, получаемая за счет комплексных геофизических исследований.
В Восточно-Сибирском (лицензионный участок Восточно-Сибирский-2) и Чукотском (лицензионные участки Северо-Врангелевский-2, Северо-Вран-гелевский-3 и Южно-Чукотский) морях, где компании ПАО «НК «Роснефть» выдано 4 лицензионных участка, компанией запланировано проведение сейсморазведочных работ 2D в 2024-2025 гг. объемом 10,1 тыс. км. На лицензионном участке Се-веро-Врангелевский в Восточно-Сибирском море ООО «Газпромнефть-Сахалин» запланированы сейс-моразведочные работы 2D в 2021-2024 гг. объемом 20 тыс. км.
В 2021-2025 гг. в море Лаптевых продолжится актуализация единой геологической модели Хатангского, Притаймырского, Усть-Ленского, Усть-Оленекского, Анисинско-Новосибирского участков недр по результатам интерпретации сейсмических материалов 2D полевых сезонов прошлых лет после камеральной обработки и результатов изучения естественных выходов горных пород на арх. Новосибирские острова (образцы отобраны в 2019 г.) для уточнения структурно-тектонической модели территории, прогноза зон развития коллекторов. Кроме того, в 2022 г. ПАО «НК «Роснефть» планирует бурение второй морской восточно-арктической скважины на Хатангском лицензионном участке.
В Охотоморском регионе, помимо разработки уже открытых месторождений и добычи УВ, продолжится их дальнейшее освоение и изучение.
ПАО «Газпром» и ПАО «НК «Роснефть» совместно с зарубежными партнерами и дальше будут осваивать группу крупных месторождений по проектам «Сахалин-1, 2, 3», и в перспективе к 2025 г. планируется увеличение добычи в 1,5 раза. На дальневосточных акваториях продолжатся геофизические работы и бурение глубоких поисковых скважин. В 2021-2025 гг. недропользователями запланировано бурение около 20 поисково-оценочных скважин и 1 разведочной. На лицензионных участках, выданных на разведку и добычу полезных ископаемых, помимо эксплуатационного бурения, планируется поисково-оценочное (1 скважина). Также компании-недропользователи намерены провести анализ перспектив отложений фундамента на лицензионных участках шельфа о-ва Сахалин. Для создания единого регионального структурного плана и схемы строения осадочных бассейнов Охотского моря, для выделения нефтегазоперспективных комплексов и зон возможного нефтегазонакопле-ния, уточнения нефтегазогеологического районирования к 2022 г. будут завершены региональные геофизические исследования, которые позволят увязать полученные новые данные с геологическим строением и нефтегазоносностью отдельных бассейнов Охотского моря.
В российских секторах южных акваторий и Балтийского моря компании продолжат изучение ранее открытых месторождений и добычу УВ. К настоящему времени, благодаря региональным работам, актуализирована модель глубинного геологического строения юго-восточной части Балтийской нефте-
Литература
газоносной провинции. Перспективы нефтегазо-носности Куршского залива связываются с кембрийским продуктивным комплексом.
На всех лицензионных участках недропользователи продолжат проводить мониторинг состояния окружающей среды, подводное обследование устьев ликвидированных и законсервированных скважин, а также возмещение вреда, наносимого водным биологическим ресурсам и среде их обитания при эксплуатации объектов обустройства месторождений.
За счет средств недропользователей на континентальном шельфе РФ проводятся бурение и площадная сейсморазведка 2D и 3D, а региональные и рекогносцировочные сейсморазведочные работы 2D, параметрическое бурение и научно-тематические работы по сопровождению геолого-разведочных работ выполняются за счет средств федерального бюджета. За 5-летний период доля бюджетного финансирования составляет в среднем всего лишь 2,3 % всех затрат на проведение геолого-разведочных работ (бюджет + недропользователи). Для подготовки новых участков, выставляемых на лицензирование, необходимо увеличение финансирования за счет средств федерального бюджета для проведения региональных геолого-разведочных работ в зонах сочленения нефтегазоносных структур суши и моря, которые часто приурочены к мелководным транзитным зонам и недоступны для морской сейсморазведки, а также региональных профилей, связывающих нефтегазоносные бассейны на арктическом шельфе РФ и в российском секторе Каспийского моря.
1. Мельников П.Н., Скворцов М.Б., Кравченко М.Н., Агаджанянц И.Г., Грушевская О.В., Уварова И.В. Итоги геолого-разведочных работ на арктическом шельфе России в 2014-2019 гг. и перспективы проведения работ на ближайшее время // Геология нефти и газа. - 2019. -№ 6. - С. 5-18. DOI: 10.31087/0016-7894-2019-6-5-18.
2. Афанасенков А.П., Обухов А.Н., Пешкова И.Н., Агаджанянц И.Г., Кравченко М.Н., Каламкаров С.Л. и др. Направления геологического изучения и прогнозная оценка акваторий и территорий Центрально-Арктического региона // Нефть и газ Евразия. - 2017. - № 2. -С. 44-51.
3. ДзюблоА.Д., СторожеваА.Е.,ЗоннМ.С.,АгаджанянцИ.Г. Ресурсы углеводородов дальневосточного шельфа и результаты их освоения // Вести газовой науки. - 2019. - T. 39. - № 2. - С. 3-13.
4. Скворцов М.Б., Дзюбло А.Д., Грушевская О.В., Кравченко М.Н., Уварова И.В. Качественная и количественная оценка перспектив нефте-газоносности шельфа моря Лаптевых // Геология нефти и газа. - 2020. - № 1. - С. 5-19. DOI: 10.31087/0016-7894-2020-1-5-19.
5. Каминский В.Д., Супруненко О.И., ЧерныхА.А., Медведева Т.Ю. Актуальные проблемы развития геологической науки и основные результаты геолого-разведочных работ на шельфе РФ // Геология нефти и газа. - 2016. - № 5. - С. 50-57.
6. Мельников П.Н., Скворцов М.Б., Кравченко М.Н., Агаджанянц И.Г., Грушевская О.В., Уварова И.В. ГРР в Арктике: ресурсный потенциал и перспективные направления [Электронный ресурс] // Деловой журнал Neftegaz.RU. - 2020. - Т. 97. - № 1. - Режим доступа: https:// magazine.neftegaz.ru/articles/geologorazvedka/524097-grr-v-arktike-resursnyy-potentsial-i-perspektivnye-napravleniya/ (дата обращения 14.07.2020).
References
1. Mel'nikov P.N., Skvortsov M.B., Kravchenko M.N., Agadzhanyants I.G., Grushevskaya O.V., Uvarova I.V. The results of geological exploration on the Russian Arctic shelf in 2014-2019 and prospects for future development. Geologiya nefti i gaza. 2019;(6):5-18. DOI: 10.31087/0016-78942019-6-5-18. In Russ.
2. Afanasenkov A.P., Obukhov A.N., Peshkova I.N., Agadzhanyants I.G., Kravchenko M.N., Kalamkarov S.L. et al. Napravleniya geologicheskogo izucheniya i prognoznaya otsenka akvatorii i territorii Tsentral'no-Arkticheskogo regiona [Waters and lands of the Central Arctic Region: focus areas for geological studies and predictive estimate]. Oil And Gas Eurasia. 2017;(2):44-51. In Russ.
3. Dzyublo A.D., Storozheva A.E., Zonn M.S., Agadzhanyants I.G. Offshore hydrocarbon resources in the seas at the Far East and results of their development. Vesti gazovoi nauki. 2019;39(2):3-13. In Russ.
4. Skvortsov M.B., Dzyublo A.D., Grushevskaya O.V., Kravchenko M.N., Uvarova I.V. Laptev Sea shelf: qualitative and quantitative assessment of hydrocarbon potential. Geologiyaneftii gaza. 2020;(1):5-19. DOI: 10.31087/0016-7894-2020-1-5-19. In Russ.
5. Kaminskii V.D., Suprunenko O.I., Chernykh A.A., Medvedeva T.Yu. Current issues for the development of geology and major results of geological exploration in Russian shelf. Geologiya nefti i gaza. 2016;(5):50-57. In Russ.
6. Mel'nikov P.N., Skvortsov M.B., Kravchenko M.N., Agadzhanyants I.G., Grushevskaya O.V., Uvarova I.V. GRR v Arktike: resursnyi potentsial i perspektivnye napravleniya [E&P in the Arctic: the resource potential and future trends]. Delovoi zhurnal Neftegaz.RU. 2020;97(1). https:// magazine.neftegaz.ru/articles/geologorazvedka/524097-grr-v-arktike-resursnyy-potentsial-i-perspektivnye-napravleniya/ (accessed 14.07.2020). In Russ.
Информация об авторах
Мельников Павел Николаевич
Кандидат геолого-минералогических наук, генеральный директор
ФГБУ «Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт», 105118 Москва, ш. Энтузиастов, д. 36 e-mail melnikov@vnigni.ru
Скворцов Михаил Борисович
Кандидат геолого-минералогических наук, заведующий отделением
ФГБУ «Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт», 105118 Москва, ш. Энтузиастов, д. 36 e-mail: skvortsov@vnigni.ru
Агаджанянц Иван Григорьевич
Заведующий сектором
ФГБУ «Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт», 105118 Москва, ш. Энтузиастов, д. 36 e-mail: agadzhanyantz@vnigni.ru
Грушевская Олеся Владимировна
Ведущий геолог
ФГБУ «Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт», 105118 Москва, ш. Энтузиастов, д. 36 e-mail: grushevskaya@vnigni.ru
Уварова Ирина Вячеславовна
Геолог II категории
ФГБУ «Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт», 105118 Москва, ш. Энтузиастов, д. 36 e-mail: uvarovairina@vnigni.ru
Information about authors Pavel N. Melnikov
Candidate of Geological and Mineralogical Sciences, Director General All-Russian Research Geological Oil Institute,
36, Shosse Entuziastov, Moscow, 105118, Russia e-mail: melnikov@vnigni.ru
Mikhail B. Skvortsov
Candidate of Geological and Mineralogical Sciences, Head of Department All-Russian Research Geological Oil Institute,
36, Shosse Entuziastov, Moscow, 105118, Russia e-mail: skvortsov@vnigni.ru
Ivan G. Agadzhanyants
Head of Section All-Russian Research Geological Oil Institute,
36, Shosse Entuziastov, Moscow, 105118, Russia e-mail: agadzhanyantz@vnigni.ru
Olesya V. Grushevskaya
Leading Geologist All-Russian Research Geological Oil Institute,
36, Shosse Entuziastov, Moscow, 105118, Russia e-mail: grushevskaya@vnigni.ru
Irina V. Uvarova
II Category Geologist All-Russian Research Geological Oil Institute,
36, Shosse Entuziastov, Moscow, 105118, Russia e-mail: uvarovairina@vnigni.ru
