НЕФТЬ
Геологоразведочные работы на
нефть и газ
и освоение месторождений IV
Наибольшей
активностью отличались дочерние предприятия компании Unocal на востоке
о.Калимантан и в Макассарском проливе. Ими было открыто морское месторождение
Сено скважиной Уэст-Сено-2, заложенной в Макассарском проливе, в районе с
толщей воды 854 м
(забой – 2675 м).
Скважина вскрыла два продуктивных горизонта в миоценовых песчаниках на глубинах
2226-2623 м
общей мощностью 52.5 м. При опробовании нижней залежи (2524-2560 м) через
штуцер диаметром 28/64 дюйма получены притоки нефти (плотностью
0.840 г/см3) – 387 т/сут и газа – 87 тыс.м3/сут. Позднее, при
опробовании верхнего интервала скв.Уэст-Сено-2 специалистами компании Mobil
Makassar Inc. (партнера Unocal Indonesia Co. в этом контракте) получены более
значительные притоки нефти (1379 т/сут) и газа (около
270 тыс.м3/сут). Начальные ресурсы площади Сено оцениваются в
30-100 млн т н.э. В конце 1998 г. были закончены две оценочные
скважины на площади Сено. Скв.Уэст-Сено-1 вскрыла на глубинах 2200-2990 м в
песчаниках с высокой (свыше 30%) пористостью и отличной проницаемостью залежь
УВ высотой 87.5 м. Скважиной Уэст-Сено-5 была вскрыта залежь высотой 57 м. Результатов
тестирования в нашем распоряжении пока нет, однако поисковики, не дожидаясь
этих данных, приступили к проходке скважин Ист-Сено-1 (конечная глубина 2871 м), в которой
обнаружены только непромышленные притоки УВ, и Ист-Сено-3, где подтверждено
наличие промышленной залежи УВ. Доразведка месторождения продлится до 2001 г..
Месторождение расположено всего в 28 км от продуктивной площади Мерах-Бесар,
на которой Unocal в 1998 г.
пробурила 38 поисково-разведочных скважин. Здесь поиски ведутся также в
миоценовых песчаниках. Наиболее обнадеживающие результаты получены в
скв.Мерах-Бесар-5, пробуренной в акватории глубиной 507 м. При
опробовании скважины через штуцер диаметром 1 1/8 дюйма под давлением
63 кг/см2 получены притоки нефти (1292 т/сут) и газа
(0.2 млн м3/сут). Unocal сообщил еще о пяти открытиях нефти и газа в
акватории Макассарского пролива. На площади Мерах-Бесар был также открыт
залегающий на малой глубине комплекс Хитам-Бесар. Скважина Хитам-Бесар-3
обнаружила залежь нефти высотой 12 м в карбонатных отложениях
позднемиоценово-плиоценового возраста и газовую залежь высотой 13 м в плиоценовых
песчаниках. Открытие мелкозалегающих (менее 1300 м от морского
дна) продуктивных горизонтов окажет, по мнению специалистов Unocal Indonesia,
стимулирующее действие на разведку в водах глубокого шельфа (толща воды свыше 300 м), к которой
компания намеревалась приступить в 2000 г. Итенсивности ГРР в водах Макассарского
пролива способствует быстрота проходки скважин (менее 40 дней) и их низкая
стоимость (в среднем – 1.5 млн дол. за скважину). Суммарная оценка
начальных ресурсов площади Мерах-Бесар составляет после завершения упомянутых
работ 12-34 млн т н.э.
О
новых открытиях сообщила в 1998 г.
Gulf Indonesia. Компанией открыто морское газоконденсатное месторождение Ступа
и газовое месторождение Ребонджаро-Далам. Разведочная скважина
Ребонджаро-Далам-1, пробуренная компаниями Gulf Indonesia Resources Ltd. и
Talisman (Corridor) Ltd., вскрыла 4 газоносных интервала на глубинах 1801-2124 м. Начальный
приток газа через штуцер диаметром ¾ дюйма составил 0.17 м3/сут, однако
газ содержит значительное количество СО2 – до 26%. В так называемом «море
Натуна» (южная часть Южно-Китайского моря) было пробурено 5 поисково-разведочных
скважин южнее блоков Какап, две из которых: Джангкар-1 и Джангкар-2Х – дали
значительные притоки нефти. Новые газовые и газоконденсатные залежи открыты
компанией Gulf Indonesia в Центральной и Южной Суматре, нефтяное месторождение
Амук – в провинции Ириан-Джая. На юге острова Суматра Gulf Indonesia Resources,
Talisman (Corridor) и Pertamina пробурили скважину Субан-2, которая вскрыла две
газоконденсатных залежи суммарной мощностью 285 м. Из верхней
(2055-2074 м)
при тестировании через штуцер диаметром 48/63 дюйма получены притоки
20 т конденсата и 0.78 млн м3 газа в сутки; из нижней
(2121-2650 м)
– соответственно, 20 т и 0.42 млн м3 (через штуцер
диаметром 32/64 дюйма). Новое месторождение расположено примерно в 20 км юго-западнее
разрабатываемого месторождения Даюнг, что значительно облегчит утилизацию газа
из новооткрытого объекта. На площади Джамби-В Gulf Indonesia Resources Ltd.
открыла газ в скв.Бунгин-1 в трех горизонтах, расположенных в интервале глубин
2181-2940 м.
При опробовании залежей получены суммарные притоки газа объемом
0.95 млн м3 в сутки, однако в газе содержится от 18 до 53%
СО2. Разработка этого месторождения возможна только вместе с расположенными
поблизости месторождениями Раюн (в 14 км западнее) и Бункал (в 13 км севернее). В
шельфовом блоке Пангках, расположенном в 7 км от восточного побережья Явы, Gulf
Indonesia закончила проходку скважины Удюнг-Пангках, опробование которой
принесло притоки газа (0.56 млн м3/сут) и нефти (135 т/сут), что
оценено как удачное начало разведки шельфового блока площадью
4.4 тыс.км2 .
В
южной части «моря Натуна» несколько успешных скважин пробурила Conoco.
Наибольшее значение имеют открытие газа скважиной Качи-1 и нефти – скважиной
Белут-3. На шельфе провинции Ириан-Джая BG Exploration & Production открыла
3 газовых залежи в блоке Мутури. Конечная глубина скважин – 4135-4150 м. Притоки в
самой успешной из них составили около 1 млн м3/сут. Специалисты
компании предполагают, что речь идет о продолжении в упомянутый блок газового
месторождения Форвата. Значительное по запасам газовое месторождение Маноквари
было открыто компанией Arco в Бинтуни-Бей (провинция Ириан-Джая). Его начальные
извлекаемые запасы оцениваются в 420 млрд м3 . Это месторождение
относят к наиболее перспективным в Индонезии.
В
Малайзии основными районами ГРР на нефть и газ остаются шельфовые акватории
о.Калимантан и Малайского полуострова. В течение 1998 г. было
подписано 6 новых контрактов с компаниями Amerada Hess, EPMI (Exxon),
Shell, Santa Fe, Mitsubishi Oil, YPF на сейсмические и буровые работы в
Южно-Китайском море. Частично контракты предусматривают доразведку и оценку
известных месторождений Бинтанг, Ангси, Джернех, Лавит и др. В 1998 г. было
выполнено 9 поисково-разведочных и 6 оценочных скважин. Наиболее
интересными считаются открытие нефти в скважине Барониа-Барат-1 на взморье
р.Барам, открытие нефти и газа скважиной Камунсу-Ист-1 и газа – скважиной
Бако-Дип-1, открытие газоконденсатного месторождения Норт-Бунга-Пакма.
Оценочные скважины были пробурены на газовых месторождениях Джинтан, Бергадинг,
Иронг, Сугут и др. Велись работы по оконтуриванию и подготовке к разработке
месторождений Асам-Пайя (на границе с Брунеем; на брунейском шельфе
месторождение называется Мараджа-Лела), Йонг, Райя, Ларут и др. В конце года
EPMI приступила к последнему этапу подготовки к разработке самого крупного
месторождения страны – Тапис в Сиамском заливе, в 220 км от
Малайского полуострова, в акватории 60-метровой глубины. Добыча на Таписе
началась уже в 1999 г.
IPC
Malaysia Ltd., дочерняя компания Lundin Oil АВ, объявила в 1998 г. об открытии
газоконденсатного месторождения Норт-Бунга-Пакма в малайзийско-вьетнамской зоне
делового сотрудничества в Южно-Китайском море. Скважина-открывательница
глубиной 3288 м
обнаружила 12 промышленных горизонтов УВ общей мощностью около 120 м. При
тестировании скважины с четырех горизонтов получены суммарные притоки объемом
3.1 млн м3/сут газа и 279 т/сут конденсата. Ранее в блоке было
открыто еще 6 месторождений: Норт-Уэст-Пакма, Норт-Оркид, Кеква и др.
Извлекаемые ресурсы блока суммарно оценены в 19 млн т нефти и
газоконденсата и 50 млрд м3 газа. В освоении месторождений блока
намерены принять участие Petronas Carigali Sdn Bhd. и PetroVietnam Exploration
and Production.
В
Брунее из семи пробуренных поисково-разведочных скважин только одна принесла
успех: открыто газовое месторождение Мераджи. Кроме того, полугосударственная
компания Brunei Shell Petroleum закончила проходку трех оценочных скважин – на
сухопутном нефтегазоконденсатном месторождении Сериа и на шельфовых газонефтяных
месторождениях Чампион-Уэст и Айрон-Дьюк. Десять оконтуривающих и оценочных
скважин пробурено на газоконденсатном месторождении Махараджа-Лела, вступившем
в эксплуатацию в начале 1999 г.
В
малайзийско-таиландской зоне совместного развития, расположенной в спорном
районе посреди Сиамского залива и занимающей площадь 7.25 тыс.км2,
отмечено падение темпов ГРР. Начальные ресурсы зоны оценены в
20 млн т нефти (вместе с ГК) и 280 млрд м3 газа.
Работы ведут смешанные малайзийско-таиландские компании Carigali-Triton
Operating Co. (CTOC), Petronas Carigali – PTTEP Operating Co. (CPOC). В 1998 г. успешно
закончена проходка шести разведочных скважин; две из них вскрыли газоконденсатные
залежи (Дженка-Уэст и Булан-3), 4 – газовые (Дженка-Саут, Муда-5, Тапи-2,
Сенга-2). Был также разработан план ввода в эксплуатацию месторождений Муда
(начало добычи в 2001 г.)
и Дженка (2002 г.).
Правительство
Вьетнама ввело налоговые льготы для иностранных компаний, берущихся за разведку
глубоководных акваторий. Возможно, это будет способствовать привлечению новых
инвестиций в ГРР. Владельцами нескольких лицензионных участков уже стали
Conoco, Unocal, Repsol, BP Amoco, Petronas. К концу 1998 г. были выданы
лицензии на 16 блоков в различных частях шельфа и сухопутной территории
Вьетнама. Интенсивность ГРР в этом году была минимальной: нет сведений о
проведении геофизических работ, пробурены всего 4 поисково-разведочных
скважины, не давшие значительных результатов. Однако уже в начале 1999 г. BP Amoco
сообщила о четырех мелких открытиях.
В
Таиланде основным районом проведения ГРР остается Сиамский залив, постепенно
наращиваются темпы работ и на шельфе Андаманского моря. Правительству не
удалось привлечь значительных инвестиций на 17 раунде продажи лицензий,
состоявшемся в первой половине 1998 г. Тем не менее, к концу года
положение стало выправляться, и всего за год пробурено
29 поисково-разведочных скважин (в 1997 г. – 17). Проходка некоторых из них
увенчалась открытием новых месторождений. Наиболее заметны успехи компании
Unocal. Ею найдены газовые залежи в морской скважине Саут-Гомин-1 и в скважине
Капонг-13, успешно завершены три оценочные скважины на морском газовом
месторождении Пакаранг. Скв.Саут-Гомин-1, пробуренная к юго-востоку от разрабатываемого
месторождения Эраван, до глубины 4260 м вскрыла 16 горизонтов газоносных
песков общей мощностью 82 м.
При опробовании скважины получен кумулятивный приток газа объемом
1.1 млн м3/сут. Месторождение оценено как значительное, начальные
ресурсы составляют 4.2-7.8 млрд м3, что позволяет рассчитывать на его
эксплуатацию в течение 17 лет. Таиландская государственная компания
Petroleum Authority of Thailand/Exploration & Production (PTTEP) вместе с
французской Total открыла морское газовое месторождение Пикул. Total, кроме
того, открыла морское газовое месторождение Тонранг. Pogo объявила об открытии
нефтегазового месторождения Джармджури в Сиамском заливе, к западу от известных
газовых месторождений Тантаван и Бенчамас. Новые нефтегазовые залежи обнаружены
компанией Pogo в западной части месторождения Бенчамас. В скв.Бечамас-19 в
песчаниках вскрыта залежь высотой 78 м, в скв.Бенчамас-22 – высотой 85 м, в скв.А-7 –
две залежи: нефтегазовая, высотой 133 м, и нефтяная, высотой 58 м.
Rutherford-Moran
Oil Corp. успешно завершила бурение трех разведочных скважин глубиной 2760-3308 м на площади
Джармджури в акватории Сиамского залива. В песчаных отложениях вскрыты
нефтегазовые залежи высотой от 6.5 до 26.5 м. Практически те же
компании занимались доразведкой и обустройством ряда месторождений, готовя их к
вводу в эксплуатацию. PTTEP приступила к 3-й очереди освоения месторождения
Бонгкот, Unocal занималась подготовкой к вводу в эксплуатацию месторождений Пладанг
и Пайлин, Pogo – месторождений Пакаранг и Маливан.
В
Пакистане прошла частичная реорганизация нефтегазовой отрасли. Государственная
Oil & Gas Development Corp. стала компанией с ограниченной ответственностью
– OGDCL. Кроме того, в Пакистане действуют две мелких независимых компании:
Pakistan Oilfields Ltd. (POL) и Pakistan Petroleum Ltd. (PPL). Интенсивнее
всего ГРР проводятся на юге провинции Синд, восточнее г.Карачи (Нижнеиндский
НГБ), в северном Синде и на востоке Белуджистана (Среднеиндский НГБ) и в
верхнем Пенджабе (Верхнеиндский НГБ). В 1998 г. – марте 1999 г. выдано
23 новых лицензии, в том числе 20 разведочных. Владельцами
наибольшего количества лицензий стали американские компании Arco и OGDCL.
Подписаны первые контракты на разведку шельфовых районов. К исследованию
пакистанской акватории готовятся Shell и LASMO. Всего за указанный период
пробурено 46 поисково-разведочных скважин, почти половину из них выполнили
Arco и OGDCL (открыли по 5 месторождений). Другими компаниями открыто
9 месторождений. Все они относятся к категории мелких; большинство –
газовые или газоконденсатные. В качестве примера нового нефтяного месторождения
можно назвать Дабхи-Норт, расположенное в 200 км
северо-восточнее г.Карачи и открытое компанией Union Texas Pakistan. Нефть
встречена в интервале глубин 1826-1878 м. При опробовании скважины через
штуцер диаметром 48/64 дюйма получен приток 362 т/сут.
В
Индии в середине 1998 г.
был опубликован список 35 блоков (в их числе 12 шельфовых), на
которых в течение ближайших лет предполагается проводить ГРР с участием
иностранных компаний. К лицензированию перспективных территорий индийское
правительство вернулось после двухлетнего перерыва. Однако подписано к началу 1999 г. только
13 контрактов. В числе владельцев первых лицензий оказались Cairn Energy,
Phoenix Overseas, Tullow Oil, Shell. Однако буровые работы велись в 1998 г. с малой
интенсивностью и незначительной эффективностью. Достойно упоминания только
открытие новой нефтегазовой залежи на месторождении Равва у восточного
побережья страны.
Экономика
Объединенных Арабских Эмиратов больше других стран в регионе пострадала от
падения цен на нефть, оттого и ГРР были сведены к минимуму. Заслуживает
упоминания только объемная съемка на площади около 700 км2 вокруг
шельфового месторождения Асаб. Abu Dhabi National Oil Co. начала работы над
реализацией проекта расширения добычи газа с гигантского месторождения Хуфф и
его спутников.
В нефтяной промышленности
Омана положение аналогичное, однако здесь в 1998 г.
осуществлялась продажа разведочных лицензий иностранным и смешанным компаниям
(Occidental Petroleum, BP Amoco, Shell Deepwater Oman). Общая площадь арендованных
участков превысила 10 тыс.км2, а размеры ожидаемых инвестиций оцениваются
в десятки миллионов долларов. Компании Occidental Petroleum, BP Amoco и Neste
Oy подписали соглашение о создании в «зоне общих интересов» оманского шельфа
(блоки 9, 15, 27, 31 и 44) совместного предприятия для поисков и добычи
ресурсов газа.
В
Саудовской Аравии, несмотря на 7%-ное сокращении объемов поисково-разведочного
бурения, государственная компания Saudi Aramco, отметившая 60-летие своего
существования и 10-летие полностью независимой деятельности, открыла в
Восточной провинции три газовых месторождения (Вудайи, Шама и Кахла), суммарные
начальные ресурсы которых оцениваются в 220 млн куб.м. Открыты также
значительные запасы вдоль северной части Красноморского побережья
(месторождение Сидр и др.), которые, по заявлениям государственных чиновников,
достаточны для восполнения годовой добычи нефти в стране. И саудовское
правительство, и руководство Saudi Aramco не раз заявляли о необходимости привлечения
частного, в первую очередь иностранного, капитала в нефтяную промышленность
страны, однако до сих пор попыток реализовать подобные намерения не было.
Больше того, в стране королевским указом был создан Высший совет по нефти и
рудным ископаемым, одна из основных задач которого состоит в осуществлении
эффективного контроля за использованием национальных ресурсов нефти и газа.
В
Кувейте отмечен только один значительный результат, да и тот относится к
оценочной скважине Кар-эль-Мару-2, пробуренной компанией Kuwait Oil Co. на открытом
еще в 1995 г.
месторождении на западе страны. Залежь нефти плотностью
0.784 г/см3 находится на глубине около 4600 м. Из
скважины при тестировании получен приток нефти 246.6 т/сут. Начались
изыскательские работы в рамках проекта по расширению добычи на семи
месторождениях страны, крупнейшим из которых является Раудатайн. Проект
предусматривает увеличение суммарной добычи на них с нынешних
29.5 млн т/год до 68 млн т в 2005 г.
Предполагается широкое участие в этом проекте иностранных инвесторов, но
конкретные переговоры с потенциальными партнерами еще не начаты.
В
Разделенной нейтральной зоне значительное открытие сделали Saudi Arabian Texaco
и Kuwait Oil Co., чья совместная скважина Хумма-4 остановлена на глубине 3105 м. Скважина
расположена в 25.5 км юго-восточнее месторождения Вафра. Она прошла
5 продуктивных горизонтов общей мощностью 221.4 м. При опробовании получен
суммарный приток нефти 466 т/сут. Важно подчеркнуть, что плотность ее –
0.865 г/см3 – значительно меньше, чем в обычно встречающихся в этом
районе нефтях.
В
Ираке интенсивность ГРР полностью определяется решениями ООН относительно
применения тех или иных санкций и программой «Нефть в обмен на продовольствие».
В первой половине 1999 г.
этой программой были разрешены инвестиции в нефтяную промышленность в объеме
287 млн дол. Еще 95 млн дол. правительство Ирака привлекло
сверх программы ООН. По мнению иностранных экспертов, в стране осталось
4 сейсмостанции и 4 буровых установки, тогда как в конце 70-х годов
только на юге Ирака работало 18 буровых станков. В год проходится
10-15 скважин. Средняя глубина скважин составляет 3000 м на севере
страны и 4000-4500 м
на юге. Самая глубокая скважина пройдена до 5100 м. Традиционно
принято, что успешность поисково-разведочного бурения в Ираке составляет 60%.
Однако международные эксперты считают недостоверными сообщения об открытии в
начале 1998 г.
крупных залежей нефти. Иракское правительство неоднократно пыталось подписать
контракты с иностранными операторами на проведение работ по вводу в строй новых
месторождений, однако заметного успеха не добилось. Собственными силами
государственная компания INOC пытается осуществить проект ввода в строй
месторождения Западная Курна, потенциальная добыча которого оценивается в
2 млн т нефти в год.
В
Иране интенсивность ГРР в целом возросла. Общая длина отработанных сейсмопрофилей
достигла 9942 км
(241% относительно показателей 1997 г.), площадь охвата объемной
сейсмикой осталась практически той же: 5000 км2. В период с марта
1998 по март 1999 г.
в стране работали 42 буровых установки на суше и 3 – на шельфе. Общий
объем бурения практически не изменился, а показатели морского бурения
улучшились: пробурено 20 скважин (рост относительно 1997 г. – 33%) при
росте метража на 15%. В середине года иранское министерство нефти объявило о
предстоящем начале ГРР на территории иранского Курдистана. National Iranian Oil
Co. (NIOC) в июле 1998 г.
предложила иностранным компаниям тендер на право производства ГРР в
17 блоках на суше и в акватории Персидского залива. Площадь отдельных
блоков – 1-12 тыс.км2. До конца иранского года (20 марта 1999 г.) ни одной
сделки не было совершено. В конце 1998 г. года NIOC подписала с компаниями
Shell и Lasmo соглашение о продаже исключительного права на разведку УВ на Каспийском
шельфе. Shell и Lasmo объявили о намерении отработать около 10 тыс.км
сейсмопрофилей и провести другие виды геолого-геофизических исследований.
Присоединиться к проекту выражала намерение и BP Amoco.
Для
Турции 1998 год был отмечен значительным сокращением объемов геофизических
работ: на 28% в сейсмопрофилировании и на 55% в объемной сейсмике. Программа
поисково-разведочного и оконтуривающего бурения сократилась на 17%, главным образом
– за счет скважин в континентальной части страны. Тем не менее, именно на суше
компанией Aladdin Middle East Ltd. были пробурены две успешные скважины; в
одной из них получены притоки нефти, в другой – газа. Та же компания продолжала
программу развития нефтяного месторождения Зейнел. Из скважины
Зейнел-11 получен самый высокий приток нефти на месторождении: около
410 т нефти плотностью 0.910 г/см3 .
В
Сирии, где всего лишь 36% перспективных на нефть и газ структур разбурено,
состояние ГРР можно охарактеризовать как плачевное. После 1992 г. в стране
не открыто ни одного значительного месторождения нефти. В первой половине 1999 г. Syrian
Petroleum Co. объявила об открытии газового месторождения Норт-эль-Файд в 200 км
северо-восточнее г.Дамаск, по соседству с открытым в самом конце 1997 г. газовым
месторождением Абу-Рабаш. Компания рассчитывает на уровень добычи на этом месторождении
около 1 млн м3/сут.
В
Катаре падение цен на нефть вызвало резкое сокращение ГРР. В 1998 г. была закончена
только одна разведочная скважина – в шельфовом блоке № 1, давшая при опробовании
слабые притоки нефти. Меньше отразилась рыночная ситуация на газовом секторе
экономики. В конце 1998 г.
государственная Qatar General Petroleum Corp. в сотрудничестве с Mobil
приступила к разработке нового проекта по значительному увеличению добычи газа
с гигантского месторождения Норт, а вместе с Occidental Petroleum вела
подготовительные работы к бурению разведочных скважин на месторождениях Духан и
Идд-эль-Шарги, спутнике месторождения Саут-Дом.
Расходы
20 крупнейших компаний мира на проведение ГРР в 1998 г. приведены
в табл.1.5. В таблицу не вошли расходы американских, канадских и российских
компаний, о которых речь шла выше. По расходам на ГРР российские компании на
1-2 порядка уступают крупнейшим зарубежным компаниям.
Таблица 1.5
Расходы крупнейших компаний мира на ГРР в 1998 г., млн дол.
|
