Институт исследований нефти и газа РАН (ОГРИ РУС)
Поиск, разведка и освоение месторождений нефти и газа на шельфе Арктики
В. Богоявленский, И. Богоявленский
Введение
Информация об изученности циркумполярного региона сейсморазведкой 2D и бурением и другие данные, приведенные ниже, собраны и подготовлены нами на основе многолетней работы с многочисленными (более 100) цифровыми и другими источниками, включая: USGS, NOAA, CGS, GEUS, NPD, МПР РФ и геофизических компаний СМНГ, ДМНГ, МАГЭ, TGS, PGS, Fugro-Geoteam, ION, Western Geco и др.
Полный объем данных по изученности норвежской акватории Баренцева моря по состоянию на 2011 г. был предоставлен нам Норвежским Нефтяным Директоратом (NPD).
Созданная за более чем 15 лет цифровая база геолого-геофизических данных в системе ArcView постоянно дополняется и совершенствуется.
Сейсмическая изученность акваторий Арктического шельфа пяти перечисленных выше стран различается в десятки, а местами - в сотни раз и ограничивается распространением льда Северного Ледовитого океана (рис. 1). Особенно малоизученными сейсморазведкой (0,01 - 0,04 пог. км/км2) являются российские моря Лаптевых, Восточно-Сибирское и Чукотское. В них же не пробурено ни одной скважины.
Наиболее высокой изученностью сейсморазведкой (более 1 пог. км/км2) обладают: северный шельф Аляски и Канады в морях Бофорта и Чукотском, юго-западная акватория Баренцева моря и отдельные части акваторий Баренцева, Печорского и Карского морей. Происходящее за счет глобального потепления сокращение площади льда позволило значительно расширить регионы исследований.
В последние годы на зарубежных акваториях проводится новый этап региональных исследований с длинными (8 - 12 км) сейсмическими косами и длительной (до 18 секунд) или непрерывной регистрацией колебаний, позволяющий получать качественно новую информацию о строении осадочного чехла и фундамента.
Региональные и нефтегазопоисковые судовые геолого-геофизические работы стали проводиться и в ледовых условиях Арктики, что отражено на карте рис. 1 (белым цветом показано распространение льда в сентябре 2010 г.).
Рис. 1. Изученность шельфа Арктики сейсморазведкой 2D
На рис. 2 приведена карта изученности нефтегазопоисковым бурением шельфа и прилегающей суши пяти стран циркумполярного региона, на которой показаны подтвержденные открытыми месторождениями нефтегазоносные бассейны (НГБ) с преимущественно газовой и нефтяной составляющими (розовый и зеленый цвета).
Дополнительно на карте показаны три точки неглубокого (до 428 м), но самого северного (широта около 880) бурения на хребте Ломоносова во время экспедиции IODP-302 в 2004 г.
Рис. 2. Изученность шельфа и суши Арктики бурением
Ниже дано краткое описание результатов геолого-геофизических исследований и отмечены особенности освоения месторождений нефти и газа на море и прилегающей суше для пяти стран Арктического региона.
1. Россия - шельф Западной Арктики
На основе российских геологоразведочных работ (ГРР) на шельфе Западной Арктики прогнозируется около 75% ресурсов всех акваторий России и 86% ресурсов ее северных морей [5]. В значительной степени такие высокие перспективы объясняются геологическими особенностями региона, большой площадью его акваторий (суммарно около 50% Арктического шельфа РФ) и относительно лучшей изученностью ГРР.
В российских морях Западной Арктики пробурены 84 скважины (без учета горизонтальных эксплуатационных скважин Юрхаровского месторождения) и открыто 20 месторождений (включая в переходной зоне «суша-море») с суммарными запасами и ресурсами газа более 10 трлн м3 и нефти с конденсатом свыше 500 млн тонн.
В Баренцевом и Печорском морях пробурены 54 скважины (из них 8 аварийных или недобуренных) и открыто 11 месторождений. Высокие перспективы российского сектора Баренцева моря с геологической точки зрения обусловлены тем, что почти всю его территорию занимает Восточно-Баренцевский мегапрогиб длиной около 1300 км и шириной 350 - 400 км, заполненный мощной толщей осадков (до 20 км) палеозойского и мезозойского возраста. В его пределах выделяются Южно- и Северо-Баренцевские впадины, разделенные Лудловской седловиной, к которой приурочены Штокмановское и Лудловское месторождения. Западный борт Восточно-Баренцевского мегапрогиба расположен в центральной части Баренцева моря и сформирован рядом крупных поднятий (Федынского, Центральной Банки, Година, Персея и др.), представляющих большой интерес для нефтегазопоисковых работ. Эти поднятия в значительной своей части расположены в бывшей спорной территории, широко известной как «Серая зона», что и определило повышенный интерес к ней крупнейших нефтяных компаний России, Норвегии и других стран мира. В 2010 г. состоялось подписание Договора о разделе «Серой зоны», способствующего активизации морских ГРР в данном регионе с июля 2011 г. Нефтегазоносность Печорского моря, являющегося южной мелководной зоной Баренцева моря, обусловлена принадлежностью к северной части Тимано-Печорского НГБ, административно относящейся к Ненецкому АО. В регионе доказана нефтеносность в широком стратиграфическом диапазоне палеозоя от перми-карбона до силура-ордовика; в 2009 - 2010 гг. нефтедобыча нао превысила 18 млн тонн. Для экспорта нефти в 2008 г. построен уникальный, самый северный в мире морской стационарный ледостойкий терминал «Варандей» ОАО «ЛУКОЙЛ», удаленный от берега на 22 км. В 2011 г. на шельфе начнется разработка Приразломного месторождения, нефтяная залежь которого расположена в рифогенных отложениях перми-карбона.
Южная часть Карского моря относится к северной части Западно-Сибирского НГБ. Здесь вблизи и за Полярным кругом на суше и акватории открыты уникальные и крупные газоконденсатные месторождения (Уренгойское, Медвежье, Ямбургское, Заполярное, Бованенковское, Харасавэйское, Русановское, Ленинградское, Каменномысское-море, Юрхаровское и др.) и прогнозируется открытие новых месторождений, способных внести значительный вклад в восполнение минерально-сырьевой базы страны. Непосредственно на акватории Карского моря пробурено 30 скважин, в том числе 26 в Обской и Тазовской губах в 2000 - 2010 гг. (ООО «Газфлот»).
Освоение морской части Юрхаровского месторождения, большая часть запасов газа и конденсата которого расположена под дном Тазовской губы, проводится ООО «Новатэк-Юрхаровнефтегаз» c 2002 г. с берега Тазовского полуострова наклонными скважинами с горизонтальным завершением большого диаметра (168 мм в залежи). При этом отходы стволов скважин от вертикали достигают 3 - 5 км, а начальные дебиты газа валанжинских залежей - 3 - 5 млн м3 в сутки. Данное месторождение можно считать первым разрабатываемым российским арктическим месторождением в переходной зоне «суша-море».
Рис. 3. Добыча газа и конденсата на Юрхаровском месторождении
Добыча углеводородов (УВ) Юрхаровского месторождения началась в 2003 г. и достигла в 2010 г. 24.75 млрд м3 газа (в потенциале более 33 млрд м3), а конденсата - 2.11 млн тонн (рис.3) [7]. В этом же году начал работу конденсатопровод длиной 326 км с пропускной способностью до 3 млн тонн. На восьмом году разработки (26.04.11) накопленная добыча газа превысила 100 млрд м3, а конденсата - 8.5 млн тонн [7]. Запасы месторождения по классификации SEC (без учета вероятных и возможных) на 31.12.10 - 460 млрд м3 газа и 23 млн тонн конденсата. Кроме этого, к западу и востоку от него открыты два месторождения-спутника - Западно-Юрхаровское и Ново-Юрхаровское.
Аналогичная технология освоения морских месторождений с берега успешно применяется в субарктических условиях на шельфе Охотского моря по проекту «Сахалин-1» Exxon Neftegaz Limited - с 2003 г. на месторождении Чайво-море (добыча с 2005 г.) и c 2009 г. на Одопту-море. Здесь буровой установкой «Ястреб» (Parker Drilling) установлен ряд мировых рекордов, включая последний (2011 г.) при бурении скважины OP-11 длиной 12 345 м с горизонтальным отклонением 11 475 м. Однако еще до начала проекта «Сахалин-1» ООО «РН-Сахалинморнефтегаз» (ОАО «НК Роснефть») получило 7.08.98 г. первую нефть по скважине с горизонтальным отклонением 4781 м (забой - 5589 м), пробуренной с берега до морской залежи северного купола месторождения Одопту-море (в настоящее время их пробурено более 30). Таким образом, месторождение Одопту-море (Северный купол) является первым морским объектом в субарктических условиях России, разрабатываемым с берега.
2. Норвегия - Баренцево море
Результаты геолого-геофизических исследований норвежской части Баренцева моря подробно рассмотрены в работе [2]. Отметим, что плотность изученности сейсморазведкой 2D норвежской части Баренцева моря превышает российскую в 1,5 раза и в целом составляет 1,01 пог. км/км2. При этом средняя плотность сейсморазведки южной и северной частей норвежского сектора отличается в 5 раз (1,6 и 0,29 пог. км/км2). Всего на норвежской акватории Баренцева моря на 79 площадях (устьях) пробурено 88 поисково-разведочных скважин (70 поисковых) и сделано 30 открытий. С учетом последнего открытия весной 2011 г. успешность бурения составила 43%, однако значительная часть залежей не имеет коммерческих запасов, а часть считается спутниками Snohvit. Почти все залежи обнаружены, как и в российском секторе, в отложениях юры и триаса, а их наибольшая часть приурочена к НГБ Hammerfest. Весной 2011 г. к северу от данного НГБ открыто новое месторождение (скважина 7220/8-1) в песчаниках средней и нижней юры с извлекаемыми запасами нефти 21 - 34 млн тонн.
По состоянию на конец 2010 г. общие начальные извлекаемые запасы оценивались NPD на уровне 230 млн м3 условного топлива, включая газ 168 млрд м3 и нефть (жидкие УВ) около 45 млн тонн, а наиболее вероятные неоткрытые ресурсы - 1.2 млрд м3 условного топлива, включая 722 млрд м3газа [8]. По запасам нефти и газа это примерно в 9 и 28 раз меньше, чем в российской акватории Баренцева моря. В настоящее время в норвежской акватории Баренцева моря разрабатывается только одно газоконденсатнонефтяное месторождение Snohvit (с 2007 г.) и готовится к разработке нефтегазовое Goliat (с 2013 г.). Коллекторами Snohvit являются нижне- и среднеюрские песчаники на глубине около 2300 м. Начальные извлекаемые запасы оценены в 160,6 млрд м3 газа и около 20 млн тонн жидких УВ. Добыча смеси газа и конденсата осуществляется с помощью подводных комплексов, объединяющих 10 скважин. Многофазовая смесь УВ транспортируется по 143 км трубопроводу на остров Melkoya вблизи г. Хаммерфест, где налажено производство сжиженного газа, вывозимого на рынок танкерами. Накопленная добыча на январь 2011 г. составила около 11,8 млрд м3газа и 2 млн тонн конденсата. Добываемый газ содержит 5 - 8% СО2, выделяемого и транспортируемого назад по 153 км трубопроводу для закачивания в природный резервуар в одном из песчаных пластов. В 2014 г. планируется расширить объемы добычи подводного комплекса Snohvit за счет вовлечения в разработку его спутников Albatross и Askeladd.
3. США - арктический шельф Аляски
Основные зарубежные арктические запасы углеводородов сосредоточены на северном Склоне Аляски (ССА - Alaska NS) США, на котором открыто 78, в основном нефтяных месторождений, в том числе 22 в море Бофорта (включая переходную зону «суша-море») [9, 10]. В 1946 г. на небольшой глубине (150 - 430 м) в палеомерзлых песчаниках нижнего мела было найдено первое на суше месторождение легкой нефти Umiat с геологическими запасами около 140 млн тонн. В 1967 и 1969 гг. на северном побережье Аляски открыты два крупнейших месторождения: ССА Prudhoe Bay и Kuparuk-River с начальными извлекаемыми запасами нефти 1,95 и 0,41 млрд тонн (геологические запасы - 25 и 5 млрд баррелей) и газа - 750 и 28 млрд м3, сосредоточенными главным образом в песчаниках триаса. Данные два месторождения со своими спутниками содержат основную долю запасов нефти и газа ССА (81 и 75%). Максимальная добыча нефти на Prudhoe Bay около - 83 млн тонн была достигнута в 1987 - 1988 гг., а на Kuparuk-River - 17 млн тонн в 1992 г. (рис. 4).
Рис. 4. Добыча нефти на Северном Склоне Аляски
Акватория моря Бофорта вблизи побережья хорошо изучена сейсморазведкой 2D (более 1 пог. км/км2) и бурением (рис. 1 и 2), при этом часть работ проводилась с поверхности льда. Первое морское месторождение Gwydyr Bay открыто в 1969 г. Самые большие месторождения на море - Endicott (80 млн тонн нефти) и Point McIntyre (83 млн тонн нефти и 17 млрд м3 газа). Суммарные запасы 22 морских месторождений равны 325 млн тонн жидких УВ и 190 млрд м3 газа. Основные залежи приурочены к песчаным отложениям триаса и мела. Добыча нефти на шельфе (рис.4) началась в 1987 г. на месторождении Endicott (оператор BP) и ведется в настоящее время на 9 месторождениях, в основном, с искусственных островов (рис. 5), а также наклонными и горизонтальными скважинами с берега. В 2011 г. планируется начать разработку горизонтальными скважинами месторождения Liberty, удаленного от берега на 9 - 12 км. Наибольший вклад морских месторождений в суммарную нефтедобычу ССА 18 % был в 1996 г. (рис. 4) за счет ввода в разработку Point McIntyre (с 1993 г.), при этом морская добыча составила 22% от уровня добычи на суше.
Рис. 5. Нефтедобыча на месторождении Endicott [фото BP]
Максимальная добыча нефти всего ССА - около 102 млн тонн (745 млн баррелей) была в 1988 г., после которого наблюдается стабильный спад нефтедобычи (рис. 4). В начале 2011 г. накопленная добыча превысила 2,3 млрд тонн. Нефть ССА транспортируется на юг в порт Valdez по уникальному сейсмостойкому Транc-Аляскинскому трубопроводу длиной 1290 км, построенному в 1977 г. и выдержавшему в 2002 г. сильнейшее землетрясение (магнитуда - 7,9) в районе разлома Denali.