НЕФТЬ

Геологоразведочные работы на нефть и газ
и освоение месторождений III

В Италии частично приватизированный, но все еще находящийся под государственным руководством концерн ENI в 1998 г. получил 23 разрешения на проведение ГРР и 33 концессии на добычу УВ на общей площади около 11 тыс.км2 в Паданской впадине, включающей долину р.По и 10-мильную зону, прилегающую к итальянскому побережью. Кроме того, ENI вел работы в Центральных Апеннинах, в Адриатическом море и на о.Сицилия. Расходы концерна на производство ГРР в 1998 г. составили 189 млн дол., чуть больше, чем в 1997 г. В Адриатической акватории были открыты месторождения Теа, Гуэндалина и Наоми, на Сицилии – Фиуме-Сальсо и Роккакавалло. В Апеннинах ENI работает на концессии Вольтурино в сотрудничестве с иностранным партнером – Enterprise Oil. Концессионная площадь включает группу месторождений Валь-д’Агри. Здесь в самом начале 1999 г. была закончена скважина с горизонтальной проходкой ствола Черро-Фальконе-1. При ее тестировании получен суточный приток 762 т нефти плотностью 0.871 г/см3. Enterprise Oil занималась проходкой скважин и на трех других месторождениях этой группы. При опробовании скв.Вольтурино-1 (месторождение Монте-Энок) получен приток нефти в 930 т/сут, скв.Алли-1 (месторождение Монте-Альпи) – 1057 т/сут. Утверждается, что при промышленной разработке месторождений отбор нефти будет значительно больше. План ввода комплекса в эксплуатацию уже разработан. Максимальная добыча со всех 52 эксплуатационных скважин на площади концессии составит около 4 млн т в год.

На юго-западе Франции Esso REP, одна из дочерних компаний корпорации Exxon, открыла новое нефтяное месторождения Тамарис в 50 км юго-западнее г.Бордо (Аквитанский НГБ). Здесь на глубине около 2100 м из песчаников мелового возраста получены притоки нефти; ввиду непродолжительности тестирования, общее количество добытой нефти составило около 60 т.

В Хорватии в 1998 г. начался процесс приватизации государственной нефтедобывающей компании INA Naftaplin. В начальной стадии инвесторам будут предложены 25% акций компании. ГРР ограничились проведением геофизических работ в Савской впадине (с участием венгерских компаний) и в южной части месторождения Молве (Паннонский НГБ).

В Румынии приватизируется государственная нефтедобывающая компания SNP Petrom. К 2003 г. предполагается передать в руки частных инвесторов 60-70% акций. Пока проводится сейсмическая съемка нескольких перспективных районов в Карпатах и на шельфе Черного моря, в которой участвуют французские, ирландские и американские исследователи. Elf Aquitaine с 30%-ной долей участия работает в шельфовом блоке Нептун (глубина моря до 100 м). В румынской части акватории Черного моря, в 90 км от порта Констанца, Petrom и Western Atlas открыли крупнейшее за последние годы нефтяное месторождение. Его начальные ресурсы оцениваются в 20-50 млн т, а близость к разрабатываемым морским месторождениям (около 10 км) позволит существенно снизить стоимость обустройства и сократить сроки ввода в эксплуатацию.

В Чехии компания Moravske Naftove Doly (MND) совместно с Medusa Oil and Gas, дочерней компанией британской Ramco Energy plc, скважиной Крумвир-2, заложенной в 30 км к юго-востоку от г.Брно и пробуренной до глубины 3600 м, вскрыла газонефтяную залежь высотой около 30 м. При тестировании получена низкосернистая нефть высокого качества плотностью 0.876 г/см3. Приток нефти через штуцер диаметром 14/16 дюйма (при давлении 238 кг/см2) составил 104.5 т/сут.

В Египте перспективы новых, в основном газовых, открытий связаны с акваторией Средиземного моря. В 1998 г. близ дельты Нила компании Edison (Италия) и British Gas продолжали разведку глубоководного (700 м) газового месторождения Скараб-Саффрон (подробнее об этом – в разделе «Природный газ»). Компания Burlington Resources получила 50%-ную долю в принадлежавшем BP Amoco блоке Северный Синай в дельте Нила. Кроме проведения новых ГРР, здесь планируется доразведка газовых месторождений Tao, Камосе и Сети-Плио. В Западной пустыне, в блоке Хальда-Oффсeт компания Apache Corp. из скв.Нахау получила суточные притоки 88.8 т конденсата и 540 тыс.м3 газа.

В Алжире продолжилась серия открытий в бассейне Гадамес (Беркин). Компания Louisiana Land and Exploration (LL&E) – филиал компании Burlington Resources в блоке 405 из четырех продуктивных горизонтов получила суммарные притоки до 1860 т/сут нефти и 3.14 млн м3/сут газа. Глубина скважины – 4410 м, эффективная мощность продуктивных горизонтов – 58 м. В этом же районе (блоки 208 и 405) компании Burlington Resources и Anadarco Petroleum Corp. продолжили проведение трехмерной сейсморазведки, начатой в октябре 1997 г. (одна из наиболее масштабных программ, проводимых в мире на суше). Компания PetroCanada в 1998 г. сделала очередное открытие в блоке Тинхерт (бассейн Иллизи): из скважины Taхaлa-Нoрт-1 получены притоки нефти (450 т/сут), конденсата (325 т/сут) и газа (2.14 млн м3/сут).

В Ливии в ближайшее время возможна интенсификация ГРР и возобновление притока иностранных инвестиций в связи с тем, что 5 апреля 1999 г. Совет безопасности ООН отменил международные санкции, применявшиеся против этой страны с марта 1992 г. По оценке ливийского руководства, потери нефтегазовой отрасли страны в результате санкций составили 5 млрд дол. В 2001 г. истекает срок американских ограничений, введенных в августе 1996 г. т.н. актом ILSA о санкциях против Ирана и Ливии, в соответствии с которым к фирмам, инвестирующим в ливийский нефтегазовый комплекс свыше 40 млн дол., могут применяться экономические репрессии со стороны США. Компании других стран уже работают в Ливии. В 1998 г. Red Sea Oil (принадлежит в равных долях канадско-дубайской International Petroleum Corp. и шведской Sands Petroleum) тремя скважинами открыла нефтяное месторождение Эн-Нага-Норт на юго-западе бассейна Сирт. Из скв.В3-NC-177 получен суммарный приток 450 т/сут высококачественной нефти. Начальные извлекаемые запасы месторождения оценены в 10 млн т. Из скв.J1-85 (площадь Эн-Нага-Уэст), расположенной в 3 км юго-восточнее, из 30-метрового продуктивного интервала получен приток 280 т/сут нефти и 50.9 тыс.м3/сут газа. Компания планирует затратить на разработку двух этих месторождений 91.5 млн дол.

Продолжаются успешные работы в бассейне Мурзук. Компания Repsol оконтурила месторождение Эль-Шарара (блок NC-115), получив при свободном фонтанировании в скважине M-1 приток 320 т/сут легкой (плотность 0.811 г/см3) высококачественной нефти. Мощность толщи продуктивных песчаников превышает 60 м. При использовании стандартных промышленных технологий притоки могут превысить 1000 т/сут. Начальные извлекаемые запасы месторождения оцениваются в 80-160 млн т. Британская Lasmo пробурила четыре оценочные скважины на открытом в октябре 1997 г. месторождении Элефант. На площади 265 км2 в контуре месторождения проведена объемная сейсморазведка. Мощность продуктивной толщи (песчаники пористостью 16%) – около 100 м.

В Анголе постоянно растет количество месторождений, открытых в глубоководных районах океана. Продуктивные горизонты связаны в основном с кайнозойскими турбидитовыми отложениями подводных конусов выноса. Компания Esso Exploration Angola Ltd. (филиал компании Exxon Corp.) в 1998 г. открыла четыре нефтяных залежи в блоке 15 на глубинах океана 1010-1290 м: Унгу-1 (суммарные притоки из четырех продуктивных горизонтов составили 2.1 тыс.т/сут), Кисанжи-1 (1.35 тыс.т/сут из трех горизонтов), Маримба-1 (918 тыс.т/сут), Диканза-1 (595 тыс.т/сут). По оценке специалистов Esso, начальные извлекаемые запасы новых месторождений превышают 135 млн т. Доразведкой и разработкой их будет заниматься сформированная в 1999 г. Exxon Upstream Development Co.: Esso (оператор) – 40%, BP Exploration (Angola) Ltd. – 26.67%, Agip (Angola) Ltd. – 20%, Statoil – 13.33%. Компания CABGOC (филиал Chevron Corp.) сообщила о трех крупных открытиях в блоке 14 (шельф Кабинды) на глубинах океана 300-400 м: Ландана (скв.D14-6X, притоки нефти плотностью 0.845 г/см3 – до 980 т/сут), Бенгела (скв.D14-9X, 2.7 тыс.т/сут из трех продуктивных горизонтов) и Белиз (скв.D14-10X, 1.35 тыс.т/сут). Начальные извлекаемые запасы месторождений блока 14 оцениваются в 95 млн т. В 1998 г. на месторождении были пробурены 5 дополнительных разведочных скважин. Компанией Elf в блоке 17 на глубинах океана свыше 1300 м получены притоки нефти из скв.Роза-1 (свыше 756 т/сут) и Лириу-1 (1.48 тыс.т/сут). Компания также пробурила две разведочные скважины на месторождении Далия. В 1998 г. в стране продолжалась выдача лицензий на производство работ в глубоководных блоках (глубины океана 400 м – свыше 2500 м). Лицензии приобрели Agip Angola Ltd., Esso Exploration & Production, Sonangol (блок 25), BHP, Texaco и Esso (блоки 21, 22 и 24), ВР Amoco, Elf и Exxon (блоки 31-33).

На глубоководном шельфе Нигерии к началу 1999 г. было пробурено 26 скважин на 22 структурах. Семь из этих структур оказались перспективными; в 11 из 26 скважин были получены промышленные притоки УВ. Существенно повысили перспективы глубоководной акватории Гвинейского залива два открытия, сделанных в самом начале 1999 г. Скважиной Агбами-1 (блок OPL-216, компании Texaco и нигерийская Famfa Oil Ltd.), пробуренной в районе с глубиной дна 1433 м (самая глубоководная скважина в Нигерии), вскрыты продуктивные отложения в интервале глубин 2499-3780 м, из которых получены притоки высококачественной нефти. Скважиной Нва-1 (блок OPL-218, оператор Statoil) вскрыта продуктивная зона мощностью 94 м в интервале глубин 2654-4464 м (глубина океана 1280 м). Компания Shell Nigeria Exploration and Production Co. затратила свыше 8 млн дол. на проведение сейсморазведки в пределах трога Бенуэ на севере Нигерии и намеревается начать бурение на нефть и газ в этом районе.

В Конго в 1998 г. была учреждена новая национальная нефтяная компания, ответственная за проведение в стране ГРР, добычу и продажу нефти – Societe Nationale des Petroles du Congo (SNMPC). В 1998 г. из скважин Мохо-Марин-3 (глубина океана 812 м) и Билондо-Марин-1 компанией Elf впервые получены притоки нефти из кайнозойских турбидитов (ранее продуктивность была установлена только для отложений мелового возраста): 920 и 1150 т/сут, соответственно. В обеих скважинах в кайнозойских отложениях выявлено по два продуктивных горизонта.

В Габоне в 1998 г. проведен 8-й лицензионный раунд. Компания Total получила право на проведение ГРР в глубоководных (глубины океана 1000-3000 м) блоках Антон-Марин площадью 6600 км2 и Астрид-Марин (6000 км2), расположенных у границы с территориальными водами Конго. С марта 1999 г. проводится трехмерная сейсморазведка; на последующие 2 года запланированы буровые работы. По предварительным результатам 1997 г. в глубоководной акватории Габона выявлены крупные перспективные структуры. Начальные извлекаемые запасы нефти на одной из них – Жанис площадью 445 км2 – оцениваются в 135 млн т. Стоимость проходки одной скважины в этом районе обойдется в 20 млн дол. В работах также принимают участие компании Unocal Corp., Vanco Energy, Kerr McGee Corp., R.B. Falcon.

В Кот-д’Ивуар в 1998 г. компания UMIC в скважине Ибекс-Саут-1 вскрыла горизонт продуктивных песчаников эффективной мощностью 18 м. В апреле 1999 г. компания Vanco Energy заключила с государственной фирмой Petroci контракты на проведение поисково-разведочных работ в пределах глубоководных (1000-2500 м) блоков С1-109 и С1-112 суммарной площадью 9300 км2. По результатам изучения имеющихся материалов (2000 км сейсмопрофилей) компания выявила перспективные меловые и кайнозойские структуры в северных частях блоков. Контрактом предусмотрено проведение сейсморазведки и бурение в 2001-2008 гг. не менее трех скважин в каждом блоке.

Правительством Экваториальной Гвинеи проведен лицензионный раунд по всем глубоководным (200-3000 м) блокам к югу от о-ва Биоко и на акватории Рио-Муни. На взморье Рио-Муни предполагается наличие высокоперспективных турбидитовых отложений подводных конусов выноса, аналогичных тем, что развиты на шельфах Конго и Анголы.

В Тунисе открытия залежей УВ сделаны несколькими компаниями. Ecumed Petroleum (филиал канадской Centurion Energy) в блоке Громбалия на севере страны из скв.Аль-Манзаль-1 получила притоки нефти с высоким содержанием попутного газа – 750 т/сут; CMS Oil and Gas в блоке Багель из скв.Тарфа – притоки до 1200 тыс.м3/сут газа и 99 т/сут нефти; венгерская MOL в блоке Кебили в процессе углубления скважины Сабрия-Норт-Уэст-1 – до 162 т/сут нефти и 71 тыс.м3/сут газа.

В ЮАР в 1998 г. Soekor и Natural Resources проводили оценку нефтегазоконденсатного месторождения E-BD/E-CE, расположенного в блоке 9 в 22 км западнее нефтяного месторождения Ориби. Из оценочной скважины E-BD4, пробуренной на глубине моря 100 м, с горизонта 2608 м получены притоки 598 т/сут нефти и 88 тыс.м3/сут газа. Опробование проводилось только для верхних 9 м продуктивной толщи мощностью 29 м. Начальные извлекаемые запасы месторождения оценены в 3-4.6 млн т. В ноябре 1998 г. компания Phillips Petroleum начала трехмерную сейсморазведку на акватории залива Моссел. Компании Soekor и Anschutz Corp. получили лицензию на проведение поисково-разведочных работ в морском  блоке 2А у западного побережья страны.

В Марокко американская компания Skidmore Resources заключила соглашение сроком на один год с государственной ONAREP на проведение поисково-разведочных работ в блоках Талсиннт (площадью 6.0 тыс.км2), Эль-Бурудж (5.6 тыс.км2) в бассейне Тадла и шельфовом блоке Лукус (12.7тыс.км2). Vanco Energy заключила контракт с фирмами Schlumberger/Geco Pracla на проведение сейсморазведки (1850 км) в морском блоке Сафи-От-Мер до глубин океана 3000 м. Участок содержит, по утверждению специалистов компании, три вида перспективных объектов: крупные герцинские структуры в прибрежной части, карбонатные рифы юрского возраста и соляные структуры в меловых и кайнозойских песчаниках на глубоководье.

В Чаде в марте 1998 г. компании Trinity Gas Corp., Carlton Energy и Oriental Energy Resources получили разрешение на проведение поисковых работ в блоке Н площадью 430 тыс.км2 .

В Намибии неудачу потерпела попытка организации 3-го лицензионного раунда. В связи с кризисом в мировой экономике и низкими ценами на нефть заявок подано не было, хотя предварительный интерес к торгам проявляли многие иностранные компании.

На Мадагаскаре в 1998 г. государственная компания OMNIS заключила соглашения на проведение работ у западных берегов острова с американскими фирмами: Xpronet (блоки А и В, общая площадь 1214 тыс.км2) и Frontier Resources (блоки С и D). Участки протягиваются от побережья до глубин океана 3000 м.

У берегов Гамбии австралийская компания Hurdman Resources намеревается начать крупномасштабные буровые работы в пределах блока PPL98Е (площадь 1500 км2, глубина океана менее 50 м). Ранее здесь проводилась сейсморазведка компаниями Shell (1973 г.) и Elf (1980 г.), по результатам которой выявлены перспективные структуры в меловых отложениях.

На акватории Мавритании блоки 2-6 принадлежат компании Hurdman Resources. В 1998 г. ею заключено соглашение с Woodside Petroleum, British-Borneo и Fusion Oil & Gas NL о совместном проведении поисково-разведочных работ в блоках 3, 4 и 5. Планируется затратить 30 млн дол. Будет отработано 3500 км2 трехмерной сейсморазведки (12.8 млн дол.) и пробурена одна скважина.

В Австралии Apache Corp. в 1998 г. и начале 1999 г. открыла 3 значительных месторождения на северо-западном австралийском шельфе, в НГБ Карнарвон: газоконденсатные Роз и Ли (лицензия Харриет) и нефтяное Сейдж (лицензия WА-254-Р). В скв.Роз-1 залежь обнаружена в юрско-триасовом комплексе. Месторождение расположено поблизости от добывающего комплекса Варанус-Айленд, что облегчит будущую эксплуатацию объекта. При опробовании скважины получены притоки газа (2.5 млн м3/сут) и газоконденсата (около 425 т/сут). Ли находится севернее месторождения Роз. Здесь обнаружены два продуктивных горизонта мощностью 89 и 47 м.

Компания Woodside Petroleum объявила об открытии нефтяного месторождения Винсент (лицензия WА-271-Р); высота нефтяной залежи – 13 м, при опробовании скважины получены притоки нефти (589 т/сут) и попутного газа (53 тыс.м3/сут). West Australian Petroleum в октябре 1998 г. провела тестирование газоконденсатных интервалов в оценочной скважине Горгон-3 и газового – в скв.Горгон-6, после чего повысила общие запасы газа на площади Грит-Горгон до 490 млрд м3. При тестировании скв.Горгон-3 получены притоки газа и газоконденсата: 3.4 млн м3 и до 80 т в сутки, соответственно.

Esso Australia (Exxon) объявила о начале обширной программы буровых работ по оконтуриванию и доисследованию нефтяных месторождений в Бассовом проливе (Туне, Уэст-Туне, Флаундер, Кингфиш-Б). На шельфе Тиморского моря BHP Petroleum и Canadian Occidental вели подготовительные работы к вводу в эксплуатацию нефтяного месторождения Бафало.

В конце 1998 г. Mobil Exploration and Producing Australia в 55 км северо-западнее о.Барроу (у северо-западного побережья Австралии) в водах глубиной 70 м открыла газоконденсатное месторождение Джон-Брукс. При опробовании скважины-открывательницы через штуцер диаметром 60/64 дюйма получены притоки газа и конденсата – соответственно, 1.5 млн м3 и 62 т в сутки.

На суше к числу наиболее интересных открытий относятся газовые месторождения Мунанга, где при опробовании получены притоки газа объемом 260 тыс.м3/сут, Рейвен (250 тыс.м3/сут), Мульон-Норт (250 тыс.м3/сут), Майка (180 тыс.м3/сут), Таурига (150 тыс.м3/сут), Верона (150 тыс.м3/сут) в штате Южная Австралия (Внутренний Восточно-Австралийский НГБ, компания Santos). Но самые крупные притоки газа получены на месторождении Ладброк-Гров в НГБ Отуэй (445 тыс.м3/сут), где работы вела компания Boral. Этой же компанией открыта единственная нефтяная залежь на суше – Джакаранда-Ридж в бассейне Отуэй. При опробовании залежи из скважины JR-1 получены притоки 56 т нефти в сутки.

В Австрало-Тиморской зоне кооперации ГРР не отличались особой активностью – как из-за низкого уровня мировых цен на нефть, так и вследствие политических причин. Три пробуренных скважины принесли отрицательные результаты. Однако компания Phillips подготовила план доразведки и ввода в эксплуатацию крупного месторождения Баю-Ундан. Согласно последним оценкам, начальные извлекаемые ресурсы этого месторождения составляют 95 млрд м3 газа и 55-60 млн т нефти и газоконденсата.

На шельфе Новой Зеландии начало 1998 г. ознаменовалось первым коммерческим открытием УВ у восточного побережья о.Северный: скважина Каухауроа-1 при опробовании дала приток газа объемом в 0.3 млн м3/сут, а соседняя скважина Аватере-1 – 85 тыс.м3/сут. Компании Shell и Todd Energy в конце 1998 г. закончили проходку скв.Маари-1 западнее о.Северный. При ее тестировании через штуцер диаметром 44/64 дюйма притоки составили 603 т нефти и 36 тыс.м3 попутного газа в сутки. Открытие объявлено коммерческим. Fletcher Challenge Energy закончила проходку скв.Оханга-2 на западном побережье о.Северный (забой – 4888 м). При ее тестировании получен приток газа объемом около 20 тыс.м3/сут. Геологи компании утверждают, что они вскрыли продуктивный горизонт формации Мангахева, газоносность которого была доказана годом раньше. Исходя из этого утверждается, что начальные ресурсы месторождения Оханга составляют 2.8 млрд м3. В том же районе компания Fletcher Challenge Energy пробурила летом 1998 г. две оценочных скважины – Нгаэре-2А (притоки – до 130 т нефти в сутки) и Нгаторо-11 (41 т).

Папуа–Новая Гвинея принадлежит к небольшой группе стран, не прибегающих к аукционам по продаже лицензий. Контракты на проведение ГРР подписываются здесь на двусторонней основе. До сих пор поиски УВ велись только на суше. В течение 1998 г. сделано несколько новых открытий, два из них – в предгорном прогибе Папуасского НГБ (объекты Киму компании Oil Search и Стенли компании Santos). На объекте Киму обнаружен газоносный интервал мощностью 32 м, при тестировании которого получен небольшой приток газа, однако ожидается, что при промышленной эксплуатации выход газа достигнет 1.5 млн м3/сут. На Стенли 25-метровая залежь газа вскрыта на глубине 3140 м. Oil Search объявила о переоценке начальных извлекаемых запасов месторождения Хайд, доведя их до 140 млрд м3. Сhevron при тестировании скв.Моран-5Х получила притоки светлой нефти (265 т/сут) и попутного газа (165 тыс.м3/сут).

В Китае ГРР на нефть и газ в 1998 г. велись четырьмя основными компаниями: China National Petroleum Corp. (CNPC), China National Petrochemical Corp. (Sinopec), China National Offshore Oil Corp. (CNOOC), China National Star Petroleum Corp. (CNSPC). В дальнейшем произошли некоторые структурные изменения, например, CNSPC объединилась с Sinopec. Основная компания – CNPC, действующая на севере и западе страны, пробурила несколько успешных скважин в группе месторождений Шэнли, значительно увеличивших доказанные запасы нефти в районе Чэндао. CNPC объявила об открытии газовых месторождений в Таримском НГБ: Инань, Тяньхэ и Кэла (самого крупного месторождения, открытого в этом бассейне за последние годы), в Джунгарском НГБ – новой нефтегазоносной площади на месторождении Туха, в Цайдамском НГБ – месторождения Лэн и Лэншэн. Число месторождений в Таримском, Джунгарском и Турфанском НГБ достигло 40; их суммарные доказанные запасы, по сообщениям китайских официальных источников, составляют около 2 млрд т н.э. Компания сделала несколько открытий и в районах разрабатываемых месторождений на северо-востоке Китая: в группе месторождений Чжунъюань открыто газовое месторождение Хубучжай, выявлены новые залежи на Шаньянском месторождении, обнадеживающие результаты получены в глубокой скважине Ганшэн, пробуренной в районе месторождений Даган, и в трех скважинах на месторождениях провинции Цзянсу.

Новая государственная компания CNSPC получила притоки нефти в двух из пяти разведочных скважин, пробуренных в районе Чжаосянь (провинция Хубэй), и провела успешное тестирование скв.Эшэн-4 (близ г.Цзяньян, север провинции Фуцзян). Крупное нефтегазовое месторождение открыто в пустыне Гурбантюнгют на крайнем северо-западе Китая, в 150 км восточнее г.Карамай (Джунгарский НГБ). Продуктивный горизонт занимает площадь более 1000 км2, а высота залежи определена в 59 м. Начальные ресурсы месторождения оцениваются в 100 млрд м3. Одна из четырех разведочных скважин, пробуренных на месторождении, вскрыла продуктивный горизонт на глубине 4438 м. При опробовании скважины получены суточные притоки 70 тыс.м3 газа и 46 т легкой нефти.

1998 год оказался успешным для разведчиков Цайдамского НГБ. В нескольких скважинах обнаружены многочисленные нефте- и газоносные пласты общей мощностью 43.4 и 69.9 м, соответственно. В северной части бассейна открыто гигантское нефтегазовое месторождение Цинхай. Его начальные ресурсы оцениваются в 1.7 млрд т нефти и 300 млрд м3 газа. В той же северной части НГБ, в районе оз.Даэрхун, открыто месторождение газа с начальными ресурсами 75 млрд м3. Мощный нефтеносный горизонт обнаружен в районе оз.Лэнху. Если учитывать только доказанные запасы, то китайские геологи оценивают потенциал Цайдамского НГБ в 4 млрд т нефти и 150 млрд м3 газа. Это позволяет рассматривать данный НГБ как основную базу будущей добычи УВ в континентальной части Китая.

Крупное газовое месторождение было открыто в провинции Сычуань. По сообщению провинциального нефтяного бюро (Sichuan's Petroleum Administration Bureau), его начальные ресурсы оцениваются в 260 млрд м3 .

В декабре 1998 г. Государственный департамент геологоразведочных работ (State Geological Prospecting Department) объявил об открытии новых запасов нефти и газа в районе Пекин-Коулунской железной дороги (провинция Хэбэй). Утверждается, что вновь открытые залежи нефти легко доступны для разработки, а нефть отличается высоким качеством. Начальные ресурсы оценены в 976 млн т нефти и 16 млрд м3 попутного газа.

Разведкой морских месторождений занимается CNOOC, привлекающая к работам иностранные компании. В 1998 г. иностранными партнерами CNOOC было пробурено 13 поисково-разведочных скважин; еще 19 скважин было пробурено самой CNOOC. К наиболее интересным из них можно отнести: Бочжун-36-2-1 и Цаофэдян-1-1 на мелководье залива Бохай (операторы Phillips и Kerr McGee), Гуйчжоу в дельте р.Сицзян (ACT Group), Энпин-11-1-1 и Энпин-20-3-1 в Южно-Китайском море к югу от упомянутой дельты (Kerr McGee), Урса в заливе Бэйбу (Santa Fe), Чэндаоси-18-1 и Чэндаоси-19-1 в заливе Бохай (Noble). В самом начале 1998 г. Phillips Petroleum Co. объявила о новом нефтяном открытии в зал.Бохай. В скважине Бочжун-36-2-1 глубиной 2588 м (толща воды 21 м), заложенной в 56 км к юго-западу от точки, в которой той же компанией была открыта нефть в ноябре 1997 г., обнаружен значительный интервал нефтегазоносности – 582 м. При опробовании из верхних горизонтов этого интервала получен приток тяжелой (плотность 0.931 г/см3) парафинистой нефти – 335 т/сут. Оператором работ является дочерняя компания Phillips – Phillips China Inc., владеющая 60% капитала. Primeline Energy Holdings произвела подсчет запасов газа на месторождении, открытом скважиной Викки-1 в октябре 1997 г. в Восточно-Китайском море, в блоке 32-32 (суббассейн Лишуй). Доказанные запасы залежи, названной Викки-1, составляют 18.5 млрд м3. Начальные ресурсы площади радиусом 20 км от упомянутой скважины по-прежнему оцениваются в 112 млрд м3. Для уточнения их величины Primeline намеревалась провести объемную сейсмосъемку района и пробурить несколько оценочных скважин.

Летом 1998 г. CNOOC открыла нефтяное месторождение в восточной части НГБ р.Сицзян, в 160 км юго-восточнее Гонконга. Продуктивный горизонт имеет мощность 169 м. Его начальные ресурсы оценены в 20 млн т. Блок 15/34, в котором расположено это месторождение, Паньюй-4-2, уже разведывался американской компанией Santa Fe, открывшей там 3 газонефтяных структуры, что, безусловно, скажется при подготовке нового открытия к эксплуатации. Осенью 1998 г. CNOOC объявила об открытии крупного газонефтяного месторождения Шицзыто в северо-восточной части залива Бохайвань. Месторождение расположено в 100 км от порта Тангу и занимает площадь 600 км2. По результатам опробования (притоки – 190 т нефти и 310 тыс.м3 газа в сутки) можно судить, что вновь открытое месторождение является наиболее значительным на шельфе залива. Объявленные доказанные запасы его составляют 60 млн т нефти и 8 млрд м3 газа. Суммарные доказанные запасы района, включающего это и еще 4 месторождения, открытых в течение 1995-1998 гг. и расположенных в 20 км одно от другого, повысились до 280 млн т нефти. Продуктивный горизонт расположен на глубинах 1000-1400 м ниже уровня морского дна. Нефть тяжелая высокосернистая.

Основными районами морских ГРР остаются залив Бохай, акватория Южно-Китайского моря вблизи устья р.Сицзян, Тайваньский пролив. В новых проектах участвуют такие крупные компании, как Arco, Texaco, Shell, Triton, XCL. Вместе с тем возрастает роль иностранных инвесторов и на сухопутной территории Китая. В 1998 г. лицензии на проведение ГРР получили Global Oil Corp. (НГБ Сонляо), Sunwing Energy, XCL и Monde Group (бассейны на севере страны), Exxon (Таримский НГБ).

Индонезия после смены президента резко изменила политику в нефтяной отрасли экономики. Отныне гораздо больше внимания предполагается уделять привлечению в ГРР иностранных инвесторов. За 1998 г. было заключено 22 новых контракта, в том числе 9 – на разведку восточных территорий страны (7 из них – в провинции Ириан-Джая). В 1999 г. это число должно было возрасти до 35. Всего к началу 1999 г. действовало 162 контракта (37 – на восточных территориях). За 1998 г. было пробурено 80 разведочных и 58 оценочных скважин, на 20% больше, чем в предыдущем году. Выполнено 22340 км сейсмопрофилей и 10326 км2 объемной сейсмики, что ниже уровня 1997 г.