Геологоразведка на Арктическом шельфе: в поисках нефти

Осенью 2021 года прошла новость о том, что в «Газпром нефти» решили возобновить геологоразведку на шельфе Арктики. Напомним, что работы приостановили в 2020 году, когда из-за кризиса, вызванного пандемией коронавируса, добыча нефти на Арктическом шельфе стала экономически нецелесообразной.

Однако восстановление спроса, истощение старых месторождений и большие запасы на дне Северного Ледовитого океана понуждают компании вернуться к своим арктическим проектам.

Ещё не все запасы разведаны

Разговоры об истощении запасов нефти на планете ведутся уже давно. Однако дата, когда «чёрное золото» в недрах окончательно закончится, всё время отодвигается. А гендиректор «Росгеологии» Сергей Горьков в своём интервью РБК подчеркнул, что возможности по открытию новых месторождений углеводородов далеко не исчерпаны.

«Нефти хватит настолько, насколько будут развиты технологии. Крупных месторождений-гигантов в последнее время не обнаруживается, но мир не ушёл в добычу нефти на шельфе на глубине больше 500 метров. А изученность Мирового океана всего 10%, то есть мы в принципе просто не понимаем до конца, какими мы обладаем богатствами», — считает глава «Росгеологии».

И здесь уместно вспомнить, что Россия обладает самым крупным в мире континентальным шельфом общей площадью 6,3 млн км2. Советские геологи приступили к его разработке ещё в конце 70-х гг. прошлого века.

Эти работы прекратились после распада СССР, однако к 1990 году, по данным Инвестиционного портала Арктической зоны России, было открыто 25 месторождений с извлекаемыми запасами более 430 млн тонн нефти и 8,5 трлн кубометров газа.

В то же время говорить о том, что в советские годы на шельфе были разведаны все запасы, безусловно, преждевременно. В 2010 году в журнале «Георесурсы, геоэнергетика, геополитика» вышла статья Н. А. Ерёмина, А. Н. Ерёмина и А. Т. Кондратюка «Ресурсная база нефти и газа Арктического шельфа России», в которой говорилось о низкой сейсмической изученности акватории шельфа в Северном Ледовитом океане.

В целом, по оценкам учёных, она тогда не превышала 0,05 км/км2. В Баренцевом море этот показатель составил 0,31, в Карском, Чукотском и море Лаптевых  — 0,1 и в Восточно-Сибирском море — только 0,003 км/км2. В то же время для того, чтобы считать работы завершёнными, плотность сейсморазведки должна превышать 0,5 км/км2. Так что северная часть Арктического шельфа оставалась, по сути, «белым пятном».

В начале XXI века, по мере роста цены на «чёрное золото», арктические запасы стали вызывать всё больше и больше интереса со стороны нефтедобывающих компаний. А это означало и приток инвестиций в геологоразведку. Особенно явно отрасль это ощутила с 2010-го по 2020 годы.

Строили серьёзные планы на перспективу: до 2026 года на Арктическом шельфе планировали пробурить около 80 разведочных скважин, при этом большую их часть в период с 2020-го по 2022 годы, сообщает Инвестиционный портал Арктической зоны России. Но их сорвала эпидемия коронавируса. Тем не менее российские нефтедобывающие компании кое-что успели сделать за эти 10 лет.

Открытия последних лет

Крупнейшим держателем лицензий на участки шельфа в нашей стране является компания «Роснефть», которая реализует 28 проектов, из них 19 в Западной Арктике и 9 в Восточной.

Работы по геологоразведке Арктического шельфа в компании начались в 2012 году, и до приостановки работ в 2020 году было выполнено 144 тыс. погонных км 2D-сейсморазведочных работ и 28,7 тыс. км2 3D-сейсморазведочных работ, сообщает официальный сайт компании.

Кроме этого, на Арктическом и Дальневосточном шельфах компания пробурила в общей сложности 10 поисково-разведочных скважин, благодаря чему был получен ценный геологический материал — керн в объёме около 300 метров. Результатом этой работы стало открытие четырёх новых месторождений.

По оценкам компании DeGolyer & MacNaughton Corp, суммарные извлекаемые ресурсы нефти и газа компании по состоянию на 1 января 2021 года оцениваются в 14 млрд тонн нефтяного эквивалента в Западной Арктике и 19 млрд тонн нефтяного эквивалента в Восточной Арктике.

Кроме «Роснефти» лицензии на Арктическом шельфе имеют ПАО «Лукойл», ПАО «Газпром нефть», ПАО «НОВАТЭК». ПАО «Газпром нефть» последние годы на своих шельфовых участках компанией провела около 20 тысяч погонных метров 2D-сейсморазведочных работ и 7 тысяч км2 3D-сейсморазведочных работ. Кроме этого, в Охотском море пробурено 3 скважины. Однако гораздо важнее, что ПАО «Газпром нефть» уже ведёт добычу на шельфе в Приразломном месторождении.

Также ПАО «Газпром нефть» и ПАО «НОВАТЭК» в июне этого года объявили о создании совместного предприятия по разработке Северо-Врангелевского лицензионного участка. Стоит отметить, что в 2018–2019 годах ПАО «Газпром нефть» уже проводило здесь сейсморазведку и актуализировала геологическую модель.

Теперь уже совместно с ПАО «НОВАТЭК» компания приняла решение о дальнейшей программе работ. Кроме Северо-Врангелевского проекта также геологоразведка возобновится в районе Обской губы.

При сохранении благоприятной конъюнктуры восстановить объём геологоразведочных работ до докризисного уровня в компании рассчитывают уже в 2022  году, приводит ТАСС слова директора дирекции по геологоразведке и развитию ресурсной базы «Газпром нефти» Юрия Масалкина.

Ещё 14 лицензий на Арктическом шельфе имеет ПАО «Лукойл», однако основные работы по геологоразведке эта компания сосредоточила в районах Каспия, Балтийского моря, Западной Сибири и Тимано-Печорской провинции.

Читайте также: «Что добывают на Арктике?».

Повышаем эффективность

Следует обратить внимание на слова Юрия Масалкина о благоприятной конъюнктуре. Действительно, перспективы разведки и добычи нефти в Северном Ледовитом океане очень сильно зависят от цен на «чёрное золото» на мировом рынке.

По мнению ряда экспертов, говорить о рентабельности арктических проектов можно при цене нефти от 100 долларов за баррель. Причина тому, конечно, — высокая себестоимость добычи за Полярным кругом.

Но вместо того, чтобы дожидаться, пока нефть подорожает до нужных цифр (чего может и не произойти), лучше приложить усилия для того, чтобы снизить себестоимость проекта уже в ближайшие годы. Благодаря внедрению новых технологий можно сэкономить и на стадии геологоразведки.

Например, очень перспективным видится проект «когнитивный геолог», который реализует ПАО «Газпром нефть». При минимальном количестве данных нейросеть определяет наиболее вероятную концептуальную геологическую модель и выполняет предварительный подсчёт запасов. С помощью вероятностных вычислений система может строить цифровые модели месторождений. Главное преимущество «когнитивного геолога» в экономии времени.

Например, людям понадобятся месяцы работы для разметки сейсмических кубов, а нейросеть способна сделать это за несколько минут. А в целом для подготовки разработанного решения геологоразведочных работ теперь требуется уже не 3 года, как раньше, а до 6–12 месяцев, сообщает компания в официальном релизе.

Ещё один кейс — использование дронов для геофизических исследований. Ранние этапы геологоразведки с беспилотниками обходятся в 2–3 раза дешевле, чем с применением пилотируемых аппаратов.

А провести их можно в 1,5–2 раза быстрее, чем с самолетов, и в 10 раз быстрее, чем при наземных изысканиях — приводит данные Инвестиционный портал Арктической зоны России. А скоро дроны станут ещё более эффективными с появлением беспилотников нового поколения, с зоной действия 1200 км, что в 10 раз превышает возможности аппаратов, которые используются для съёмки на нефтегазовых месторождениях сегодня.

Такая дальность полёта позволит вести разведку на удалённых территориях, где нет никакой наземной инфраструктуры, причём в любое время года. В условиях Крайнего Севера это особенно актуально.

Геологоразведочные работы в Арктике имеют свою специфику, главным образом из-за суровых климатических условий. В этих условиях мониторинг погоды приобретает особое значение.

Поэтому для повышения эффективности и безопасности геологоразведочных работ дочернее предприятие «Росгеологии» «Севморнефтегеофизика» разработала проект геоинформационного обеспечения морских геологоразведочных работ в Арктике.

Система собирает информацию о погоде, ледовой обстановке, взаимном расположении судов, проводимых ими работах и передает данные береговым службам, которые координируют действия.

О роли государства

Однако, несмотря на то, что отечественных разработок становится всё больше, экспертное сообщество сходится во мнении, что осваивать Арктический шельф будет непросто без зарубежных технологий, доступ к которым ограничен из-за санкций.

Так, по оценкам специалистов НТЦ МНП  «Геодата», на сегодняшний день практически отсутствуют отечественные технологии, необходимые для освоения арктических территорий, что сдвигает разработку шельфовых месторождений углеводородов на дальнюю перспективу, за 2030–2040 гг.

В этих условиях многое зависит от государственной политики. Речь идёт как о прямых инвестициях в геологоразведку, так и о создании эффективной нормативной базы и развитии инфраструктуры.
Так, Сергей Горьков считает, что для системного развития Арктики нужно вложить в геологоразведку за 25 лет 300 млрд рублей.

Эксперт совета по развитию цифровой экономики Совета Федерации Сергей Трофимов в своей статье в журнале «Энергетическая политика» подчеркнул, что предприятия, прежде всего, должны быть защищены от колебаний внешней конъюнктуры.

Для этого необходимо выработать предложения по мерам государственной поддержки, экономическому и техническому стимулированию реализации шельфовых проектов.

Высвободившиеся финансовые ресурсы недропользователям, по его замыслу, следует направить на геологоразведочные работы, обустройство месторождений, внедрение цифровых технологий, развитие инфраструктуры. Следует предусмотреть льготы и для подрядных и сервисных компаний, работающих в Арктическом регионе, считает Сергей Трофимов.

Готово ли государство вкладывать такие большие деньги в геологоразведку на Арктическом шельфе? И нужно ли это? С одной стороны, реализация подобных проектов всегда занимает много времени, и вполне возможно, что, когда арктические месторождения будут готовы выйти на проектную мощность, нефть на мировых рынках уже не будет пользоваться большим спросом.

Тем не менее, если не вкладываться в геологоразведку, добыча нефти в России может быстро снизиться. Так, аналитики Argus отмечают, что потенциал восстановительного роста в стране после введения ограничений Опек+ фактически исчерпан. И теперь дальнейшее увеличение добычи будет зависеть от ввода в строй новых скважин.

Что касается месторождений арктической нефти, то здесь для успеха нужен, прежде всего, технологический рывок, который позволил бы снизить себестоимость продукта. И пример подобного прорыва есть — это «сланцевая революция» в США, которая стала возможной, в том числе, и за счёт поддержки со стороны государства.

Так что вкладываться стоит прежде всего в новые технологии геологоразведки, добычи и транспортировки нефти в условиях Арктики. Сложности преодолимы и они не повод отказываться от разработки шельфа в Северном Ледовитом океане.

Однако следует поторопиться, чтобы получить максимальную отдачу, арктическую нефть нужно вывести на рынки как можно скорее.

Читайте также: «Геология сегодня. Как возродить легенду?».

Текст: Андрей Халбашкеев