НЕФТЬ
Геологоразведочные работы на
нефть и газ
и освоение месторождений II
Parallel
Petroleum Corp. открыла новое газоконденсатное месторождение в известной продуктивной
зоне Йегуа–Фрио–Уилкокс в округе Джексон. Было пробурено 6 разведочных
скважин на глубину свыше 3300 м.
Самые обильные притоки получены из скв.О’Коннер-Миллер-1: около 140 тыс.
м3 газа и до 37 т конденсата в сутки. Несколько меньшие количества УВ
были получены из скв.Йендри-Фи-2 с глубины 3750 м. О трех
своих удачах объявила Carrizo Oil & Gas: из скв.Лауэр-Уилкокс (Техас, округ
Дьюитт) получены притоки газа до 60 тыс.м3/сут; из
скв.Трегре-1 (округ Лафурш), с глубины около 3960 м получены
притоки 230 т конденсата и 36 тыс.м3 газа в сутки; притоки УВ
обнаружены и в скв.Лайв-Ок (Луизиана). Mobil Exploration & Producing
открыла газовое месторождение Рич-Хёрт в округе Дюваль на юге шт.Техас. Притоки
газа при опробовании составили около 0.5 млн м3/сут. Район, в котором
расположено новое месторождение, считается перспективным на обнаружение весьма
значительных промышленных скоплений природного газа. Amoco пробурила успешную
скважину Вандербек-1 к северу от г.Хьюстон, в рифовых отложениях юрского
возраста в районе Коттон-Валли. Скважина пройдена до глубины 5337 м. Ею вскрыта
газовая залежь высотой 113 м
в массивных известняках, пористость которых составляет 11-22%. Речь идет о
верхней части рифового тела. При опробовании скважины через штуцер диаметром
22/64 дюйма получен приток газа объемом свыше 1 млн м3/сут. В
том же районе скважиной Сесиль-Реган-1, пробуренной компанией Broughton
Associates Joint Venture, открыта газовая залежь высотой 11.6 м, давшая
при тестировании приток газа 0.2 млн м3/сут через штуцер диаметром
16/64. И еще одно открытие было сделано в районе Коттон-Валли. На месторождении
Кенвуд компания Williams в скв.Наш-2 вскрыла в рифовых известняках газовую
залежь высотой 107 м,
давшую при опробовании через штуцер диаметром 24/64 дюйма приток газа
0.7 млн м3/сут.
В
других регионах страны успехи американских нефтяников значительно скромнее. В
Калифорнии 1998 год отмечен открытием двух газовых месторождений. В
Комптон-Лендинг (округ Колуса) Aspen Exploration были обнаружены
2 газоносных горизонта: на глубинах 715.5-719.2 м и
744.8-746.6 м. Royale Energy пробурила 2 успешных скважины в
массивных песчаниках вблизи разлома Стоктон-Арч (НГБ Сонома). В
скв.Норт-Латроп-1-36 встречена газовая залежь высотой около 12 м, при тестировании
которой получен приток газа около 35 тыс.м3/сут.
В
штате Аляска наиболее перспективные площади вдоль северного побережья находятся
под юрисдикцией федерального закона о защите дикой природы, запрещающего
широкомасштабные ГРР на арктическом шельфе и прилегающей к нему территории
материка. Хотя разговоры о полном или частичном снятии запрета ведутся уже несколько
лет и сторонники возобновления работ готовы выполнить разумные требования
экологов, сдвигов общественного мнения в этом направлении пока не наблюдается.
Новые промышленные аккумуляции нефти и газа в штате открыты на месторождениях-спутниках
знаменитого Прадхо-Бей. Эти залежи, что существенно, не относятся к главному
резервуару. Скважина Самбука-1, пробуренная на паритетных условиях компаниями
Arco Alaska и Exxon USA, вскрыла 30-метровую газонефтяную залежь на глубине
около 3550 м,
а на глубине около 3950 м
– залежь высотой около 50 м.
Первое из названных открытий формально относится к месторождению Миднайт-Сан.
При опробовании залежи получены притоки нефти плотностью 0.882 г/см3 в
количестве 561 т/сут и газа в объеме 42 тыс.м3/сут. При опробовании
на месторождении Самбука получены притоки нефти плотностью
0.910 г/см3 в количестве 203 т/сут и газа в объеме
14 тыс.м3/сут. На юге Аляски, в районе залива Кука Anadarko Petroleum
Corp. и Arco Alaska провели тестирование скв.Лоун-Крик-1, заложенной примерно в
65 км
западнее г.Анкоридж. Здесь обнаружено несколько газоносных горизонтов, самый значительный
из них имеет мощность около 55 м;
опробован другой горизонт, расположенный на глубине около 730 м, высота
залежи в котором составляет около 16 м. При тестировании через штуцер
диаметром 33/64 дюйма получен приток газа около 0.3 млн м3/сут,
что считается лучшим показателем для неглубоких залежей УВ в этом районе.
Несколько
мелких газовых открытий сделано в 1998 г. в штате Западная Виргиния. Самое
заметное из них – Орискани на глубинах около 2700 м с
начальными извлекаемыми запасами около 200 млрд м3; о нем сообщила
компания Cabot Oil & Gas. North American Exploration Corp. объявила в
начале года, что вероятные запасы открытого ранее газового месторождения
Найобрара на западе шт.Небраска составляют около 1.64 млрд м3, хотя в
зависимости от результатов оценочных скважин они могут измениться в любую
сторону. При тогдашней рыночной цене природного газа месторождение было оценено
в 130 млн дол. В течение ближайших 7-10 лет его стоимость может
превысить 200 млн дол.
В
общих затратах нефтяных компаний США расходы на ГРР всю первую половину 90-х
годов составляли около 40%. С 1996 г. общие затраты ведущих компаний
выросли примерно на 10 млрд дол., увеличились и расходы на ГРР,
достигшие в 1997-1998 гг. примерно половины всех затрат. В 1998 г. расходы на
ГРР на территории США составили 19.75 млрд дол. – на 13% меньше, чем
в предыдущем году (22.72 млрд дол.). Уменьшилась и доля инвестиций в
ГРР в общем расходе капитала: 48.1% против 51.5% в 1997 г.
В 1998 г. свыше
1 млрд дол. затратили на проведение ГРР семь крупных нефтяных
компаний (млн дол.): Royal Dutch/Shell Group (2400), Arco (1620), Exxon (1500),
Texaco (1400), Chevron (1281), British Petroleum (USA) (1200) и Amoco (1075).
Кроме
разведки новых залежей УВ в США, как и в целом ряде других стран, широко
практиковалась продажа уже выявленных запасов. Цена покупки месторождений с доказанными
запасами в 1998 г.
в США возросла на 15% и достигла 4.44 дол./барр.н.э. По миру в целом такие
объекты подорожали на 24%, до 4.26 дол. Самый высокий уровень цен на
месторождения с доказанными запасами отмечен в Латинской Америке –
8.11 дол./барр.н.э.
В
Канаде в 1998 г.
самые заметные открытия УВ были сделаны в провинции Альберта. Компания Dynamic
провела переоценку запасов газового месторождения Викинг (близ г.Сент-Альберт).
Установлено, что геологические запасы новой залежи газа в отложениях
позднемелового возраста составляют около 200 млн м3, при этом в газе
содержится около 26 тыс.т газоконденсата. В 50 км западнее
г.Калгари, в районе Уилдкет-Хиллс, PetroCanada открыла «самое значительное из
месторождений, обнаруженных компанией на западе Канады». На самом деле речь
идет о развитии за счет открытия новых залежей эксплуатируемого с 1962 г.
месторождения. В двух разведочных скважинах на глубинах свыше 3 км обнаружены
газовые залежи высотой 140 и 113 м, давшие при опробовании притоки газа
до 0.7 млн м3/сут. Для нового подсчета запасов на месторождении
необходимо пробурить еще 5-8 скважин. Надо отметить, что компании удалось
снизить расходы при проведении ГРР, так что теперь каждая тысяча куб.футов доказанных
запасов газа обходится в 70 канадских центов. Еще одно газовое
месторождение открыла корпорация Canadian 88 Energy Corp. в западной части провинции,
в районе Керолайн-Чеддервилл. При тестировании получены притоки в
0.85 млн м3 газа и 20.5 т газоконденсатных жидкостей в
сутки. Та же корпорация открыла газовое месторождение на юго-западе провинции
Альберта, на поисковой площади Уотертон. Промышленная залежь высотой 180 м вскрыта в
отложениях девонского возраста. При тестировании через штуцер диаметром
17/64 дюйма получен приток газа в 0.28 млн м3/сут. В компании
полагают, что при коммерческой добыче дебит скважины повысится до
2 млн м3/сут. Также в девонских отложениях Canadian 88 Energy Corp.
вскрыла газовую залежь высотой 80 м в скв.Страчан-15-33-37-8-W5M. Вероятные
запасы этого месторождения оцениваются в 1.1-2.1 млрд м3 . В
районе Бенджамин-Крик, в 90 км
северо-восточнее г.Калгари, еще одно газовое месторождение открыла PetroCanada.
Скважиной-открывательницей, конечная глубина которой составила 3800 м, обнаружена
газовая залежь высотой 147 м,
из которой при тестировании был получен приток газа объемом около
1 млн м3/сут.
На
юго-востоке провинции Саскачеван важное открытие сделала компания Tri Link
Resources. Речь идет о пяти отдельных месторождениях легкой (плотность
0.850 г/см3) нефти в районе Хазелвуд в отложениях ордовикского возраста,
залегающих на глубине около 2400 м.
Высота нефтяных залежей составляет 13.5-15 м. Продуктивный горизонт залегает
примерно на 1200 м
ниже разрабатываемых в регионе раннекаменноугольных месторождений. Прогнозные
ресурсы района оцениваются в 15 млн т; четвертая часть их может быть
извлечена при помощи обычного и горизонтального бурения и последующей закачки
воды. Эксплуатация месторождений будет рентабельной при уровне цен на нефть
выше 14 дол./барр.
На
северо-востоке Британской Колумбии Amoco Canada (51% инвестиций) и Northstar
Energy (49%) объявили об открытии газового месторождения Уи-Джей в 100 км к югу от
Доусон-Крик. Продуктивный горизонт расположен на глубине около 4600 м в
отложениях раннекаменноугольного возраста. При опробовании
скважины-открывательницы получен приток газа в 0.56 млн м3/сут.
В
Северо-Западных Территориях, в районе г.Форт-Лиард, компания Chevron Canada
Resources открыла газовое месторождение с вероятными запасами
17 млрд м3. Скважина-открывательница, пробуренная до глубины 3050 м, вскрыла
продуктивную зону мощностью свыше 360 м, при опробовании которой получены
притоки газа около 1 млн м3/сут.
В 1998 г. канадские
компании затратили на ГРР 6.3 млрд дол. США (в предыдущем году
расходы – 7.9 млрд дол.), что составило 51.6% общих вложений капитала
(в 1997 г.
– 55.2%). Наибольшие расходы на ГРР среди канадских компаний в 1998 г. понесли
(млн дол. США) PanCanadian (503), Alberta Energy Co. (469), PetroCanada
(450), Renaissance Energy (435).
Несмотря
на общее ухудшение экономической ситуации в Венесуэле, геологоразведочные
работы привели к открытию нескольких значительных аккумуляций углеводородного
сырья. На западе страны, в блоке Колон, компаниями Tecpetrol de Venezuela и CMS
Nomeco пробурена разведочная скважина Ла-Пальма-1X конечной глубиной 3054 м. При
тестировании из скважины получены притоки нефти (плотностью 0.887 г/см3)
до 685 т в сутки (при штуцере малого диаметра). В западной части залива
Пария консорциум, возглавляемый компанией Conoco, получил значительные притоки
нефти (до 575 т в сутки) с горизонтов 1785-2724 м в
скв.Коракора-1X.
На
востоке Венесуэлы успешно шла разведка площадей, примыкающих к разрабатываемым
месторождениям. В районе месторождения Хусепин Total и Amoco скважиной
Котопери-1X вскрыли промышленную залежь нефти (плотность 0.855 г/куб.см),
давшую при опробовании приток 1048 т в сутки; YPF и BP Amoco объявили об
открытии месторождения нефти в блоке Кирикире, начальные извлекаемые запасы
которого оценены предварительно в 24 млн т. Одним из значительных
событий года на востоке Венесуэлы стало открытие нового месторождения нефти в
блоке Кьямаре-Ла-Сейба компанией Ampolex Inc. При опробовании
скважины-открывательницы Таката-TAG-12-Е через штуцеры диаметром 1/2 -
3/4 дюйма из трех интервалов были получены суммарные притоки нефти до
2200 т/сут.
Лидеры
нефтяной отрасли Венесуэлы считают свои трудности временными. По их убеждению,
страна располагает огромными ресурсами для бурного прогресса отрасли.
Государственная компания PDVSA разработала 10-летний бизнес-план развития
нефтяной индустрии в стране. Цель заключается в обеспечении уровня добычи нефти
в 2009 г.
не ниже 290 млн т, природного газа – 27.5 млрд м3,
ассоциированных битумов – 34.5 млн т (и синтетической нефти из них –
31.5 млн т). За десятилетие доказанные запасы легкой и средней нефти
должны возрасти на 1.3 млрд т, природного газа – на
1 трлн м3. Для выполнения поставленных задач необходимы инвестиции в
ГРР в размере 37 млрд дол., причем 20 млрд дол. должны
вложить частные инвесторы.
В
Бразилии произведена переоценка запасов гигантского шельфового месторождения
Ронкадор. Его начальные извлекаемые запасы теперь оцениваются в
370 млн т. На суше, в Амазонии, было открыто значительное
месторождение газа в водосборном бассейне р.Уатуман; газовая залежь мощностью
около 13 м
обнаружена на глубине примерно 1600 м. Вероятные запасы месторождения
оцениваются в 6 млрд м3 газа. Опубликована оценка нефтегазового
потенциала района Уруку, единственного на суше, где ведется добыча нефти и
газа. Согласно бразильским источникам, здесь содержится не менее
22 млн т нефти и 100 млрд м3 газа.
Для
осуществления государственного контроля за отраслью в середине 1998 г. в стране
создано Национальное нефтяное агентство (Agencia Nacional do Petrolio, или
ANP). К компетенции агентства, в частности, отнесены вопросы, связанные с
закреплением перспективных для разведки и добычи углеводородов территорий за
государственной компанией Petrobras и допуском на эти участки частных компаний
путем организации аукционов и выдачи лицензий на проведение ГРР и добычу нефти
и газа. Инвестиции будут привлекаться в первую очередь на капиталоемких и
рисковых направлениях. Основную часть разрабатываемых месторождений
предполагается оставить в руках государственной компании, тогда как частным
предпринимателям передаются под концессии 28% площадей, на которых наличие
промышленных скоплений УВ установлено и их решено осваивать, и около 90%
перспективных на нефть и газ площадей, требующих разведки. В 1999 г., впервые
за последние 44 года, были проведены торги за право разведки перспективных
участков. Десять международных компаний (в их числе Texaco Brazil S.A., Amerada
Hess Ltda., Ker McGee do Brazil Ltda, Agip Oil do Brazil, Esso Brasileira de
Petroleo Ltda, YPF S.A., Shell Brazil, Unocal L. American Ventures, BP
Exploration Operating Co.) внесли 182 млн дол. за право разведки
27 блоков на 12 участках, в том числе 23 – на шельфе, половина
из которых выделена в пределах НГБ Сантус и Кампус. Около
100 млн дол. внесено компанией Agip Oil do Brazil; ¾ этой суммы
заплачено за оффшорный участок в 90 морских милях от г.Сантус. Бразильская
администрация рассчитывает получить в течение ближайших 15 лет со сданных
в аренду участков до 60 млрд дол. налогов. Заслуживает внимания
стратегия ANP при проведении лицензионных торгов. В числе прочих частным
компаниям предлагаются для разведки площади в слабо исследованных внутренних
районах Бразилии – в осадочных бассейнах Амазонки и Параны. На второй аукцион
лицензий было предложено 23 блока в девяти осадочных бассейнах, включая
блоки, возвращенные компанией Рetrobras, 13 из которых расположено в
океане, в том числе 7 – в глубоководных районах. Средний размер
лицензионного блока – 2 тыс.км2, а суммарная площадь выставленных на
аукцион участков составляет около 1% общей территории осадочных бассейнов
Бразилии. На первом аукционе были проданы лицензии на разведку
12 участков. Как правило, владельцами одной лицензии становились несколько
компаний, объединенных в консорциумы. Степень разведанности лицензионных блоков
различна: от 5% до 50%; освоенность нефтегазового потенциала лицензионных
площадей в большинстве случаев составляла 20-35%.
Важным
событием в экономической жизни Аргентины стала продажа за
13.2 млрд дол. государственной нефтяной компании YPF. Формально она
объединилась с Repsol, образовав восьмую по величине нефтяную корпорацию в
мире. Однако государство сохранило «золотую акцию», а также право вето на
некоторые решения, например, на перенос главного офиса компании за пределы
страны. В 1998 г.
в Аргентине было пройдено 59 поисково-разведочных скважин; 22 из них
дали притоки нефти, 10 – газа, 27 были сухими. Средняя глубина этих
скважин составила всего 2040 м.
Наиболее важные открытия сделаны компанией Petro Argentina San Jorge в
северо-западной части блока Рио-Негро на юге НГБ Неукен в центральной части
страны. Были открыты месторождения Антиклиналь-Вьехо, Серро-Соло и
Антиклиналь-де-Мария. При опробовании скважин-открывательниц получены притоки
нефти: 290.4 т, 78.6 т и 417.8 т, соответственно. Вместе с
открытым в 1997 г.
нефтепроявлением Лома-Негра начальные извлекаемые запасы блока возросли до
11 млн т.
Для
правительства Колумбии серьезной проблемой остается обеспечение безопасности
поисково-разведочных и эксплуатационных работ в условиях не прекращающейся
партизанской войны. Именно по этой причине иностранные компании разрывают
контракты на производство ГРР и добычу. Однако правительство принимает меры для
того, чтобы материально заинтересовать нефтеразведчиков. Объявлены новые ставки
ройялти (налога за пользование недрами) на новых месторождениях. При суточной
добыче менее 685 т теперь будет взиматься ставка 5%, а при добыче свыше
82 тыс.т ставка ройялти возрастет до 25%. Малой популярностью пользуются
торги лицензиями на право проведения ГРР. Летом 1998 г. из
17 предложенных участков лицензии были куплены только на 4, весной 1999 г. из
18 участков – только на 3. Государственная компания Ecopetrol,
контролирующая ГРР примерно на половине перспективных территорий, резко снизила
объемы работ. Выставленные на лицензирование участки в значительной мере
относились к территориям повышенного риска и поэтому не привлекли внимания
поисковиков. Успешной в 1998 г.
оказалась всего одна скважина – Хиганте-1-А, собственность Emerald Energy и
Monument Oil and Gas. При ее тестировании получены притоки нефти и газа –
308.2 т и 27 тыс.м3, соответственно. BP Amoco и Ecopetrol объявили о
промышленном значении ранее открытого газоконденсатного месторождения Флорена.
В
Эквадоре произошла реорганизация государственной нефтяной монополии. Согласно решению
президента страны, Petroecuador должна будет заключить на 20-летний срок
несколько совместных контрактов, в том числе – с зарубежными фирмами. В
частности, Petroecuador передает в частные руки проект освоения месторождений
Ишпинго, Тамбокоча и Типутини, совместные начальные извлекаемые запасы которых
оцениваются в 100 млн т. Оживление поисково-разведочных работ в
скором времени ожидается в южной части страны, близ границы с Перу.
Одновременно государственная администрация, заботясь об экологии, принимает
меры к сохранению девственной природы. Декретом президента страны запрещены все
виды ГРР на площади около 1 млн км2 в джунглях Амазонского
национального парка.
После
урегулирования отношений с Эквадором правительство Перу объявило об открытии
приграничных территорий для ГРР. Большинство выставленных на конкурс блоков
находятся на тихоокеанском шельфе. В 1998 г. успехом закончилась проходка
только одной скважины – 42-1Х, пробуренной компанией Barrett Resources в
блоке 67 Верхнеамазонского НГБ. Скважиной вскрыта 20-метровая залежь
тяжелой нефти, разделенная на 3 горизонта. При тестировании залежи получены
притоки до 165 т в сутки.
В
Боливии в течение 1998 г.
открыто несколько газовых месторождений. На юге страны, в районе Карапари,
Braspetro, дочерняя компания Petrobras, открыла крупное газовое месторождение в
блоке Сан-Альберто, вероятные запасы которого оценены в
35-70 млрд м3 . Также на юге Боливии аргентинская YPF открыла
газоконденсатное месторождение в блоке Кайпипенди. Из скважины-открывательницы
Маргарита-1Х при опробовании получен приток газа объемом около
650 тыс.м3/сут и конденсата – около 100 т за двое суток. Perez
Companc объявила об увеличении доказанных запасов газа на месторождении Каранда
до 20 млрд м3. Успешно вела ГРР южнокорейская компания Dongwon. Самое
большое из открытых ею месторождений, Эль-Паломар в блоке Ораторио, содержит не
менее 50 млрд газа. По прогнозам специалистов компании, блок
может располагать 400-700 млрд м3 газа. Объявлено о начале
бурения еще десяти поисково-разведочных и оценочных скважин.
На
шельфе Тринидада и Тобаго в течение 1995-1999 гг. BP Amoco закончила бурение
15 поисково-разведочных скважин, объявив об открытии более чем
300 млрд м3 газа. В течение 1998 г. концерн сделал два крупных
открытия. Одно из месторождений (Иммортель в 35 морских милях к
юго-востоку от м.Галеота), объявленное в феврале этого года самым значительным
открытием за последние 25 лет, содержит от 7 до 10 млн т
нефти; другое, о котором стало известно в сентябре 1998 г., находится
в 43 морских милях от восточного побережья о.Тринидад и содержит, по
предварительным оценкам, свыше 20 млрд м3 газа и около
3.5 млн т нефти и газоконденсата. В том же районе, в 60 морских
милях от берега, на глубине 130 м,
осенью 1998 г.
совместно работавшие British Gas и Texaco открыли два месторождения. В
скв.Старфиш-IХ вскрыта газовая залежь 150-метровой мощности, разделенная на
4 горизонта. При тестировании через штуцер диаметром 32/64 дюйма
получен приток газа объемом около 0.5 млн м3/сут. В скв.Долфин-Дип-1
вскрыта газоконденсатная залежь мощностью 164 м, разделенная на 3 горизонта;
при ее тестировании через штуцер диаметром 44/64 дюйма получено до
1 млн м3 газа и до 59 т конденсата в сутки. Новое открытие
расположено недалеко от разрабатываемого газового месторождения Долфин, вероятные
запасы которого оцениваются в 30 млрд м3 . Весной 1999 г. скважина
Ангостура-1, пробуренная BHP Petroleum в 30 морских милях к северо-востоку
от о.Тринидад, вскрыла газовую залежь, давшую при тестировании притоки газа
объемом до 1 млн м3/сут.
На
о.Барбадос 96% пробуренных поисково-разведочных скважин оказались успешными.
Объясняется это малыми размерами перспективных территорий и запасов. Скважины,
как правило, не глубже 1200 м;
средние дебиты – 20 т нефти в сутки. Работы ведет базирующаяся в Техасе
фирма Waggoner Ltd.
Работы
на шельфе Фолклендских островов, который совсем недавно привлек внимание
крупнейших нефтедобывающих компаний мира, пока не увенчались успехами. Правда,
в двух из 6 скважин, пройденных с полупогружного бурового судна «Borgny
Dolphin», получены притоки нефти, но этого мало для начала дорогостоящей
коммерческой разработки залежей в столь труднодоступном районе Мирового океана.
На
шельфе Кубы в скв.Фарола-Норте-1 (забой – 2314 м), которую
пробурило совместное кубино-канадское предприятие Cubacan Exploration,
обнаружено 4 горизонта, содержащих углеводородные залежи, на глубинах
1600-1800 м
и притоки УВ на глубинах 2100-2150 м. Однако опробование скважины не
было проведено. В течение 1997-1998 гг. выполнено также свыше 800 км
сейсмопрофилей и более 6900 км2 объемной сейсморазведки.
Бразильская
государственная нефтяная компания Petrobras подписала соглашение с кубинской
Cuba Petroleum об условиях проведения ГРР на одном из блоков северо-кубинского
шельфа площадью 3 тыс.км2, примерно в 300 км восточнее
Гаваны. Petrobras покроет все расходы, связанные с проведением разведки, а в
случае успеха организует СП с кубинским партнером для разработки месторождения.
Почти сразу же после подписания контракта Petrobras провела сейсмическую
съемку. Стоит отметить, что иностранные компании уже потратили на проведение
ГРР на Кубе 600 млн дол., но результаты пока скромные: открыто всего
несколько мелких месторождений тяжелой высокосернистой нефти .
Правительство
Норвегии в 1998 г.
пересмотрело порядок предоставления лицензий. В первую очередь они будут
предоставляться на площади, расположенные близко к уже существующей
инфраструктуре. Свыше 60% шельфа Норвежского моря открыто для проведения
сейсмических работ, но только 13% лицензировано. По оценке Норвежского
нефтяного директората (Norwegian Petroleum Directorate), в акватории северного
шельфа могут быть открыты запасы УВ в количестве 3 млрд т н.э. В 1998 г. была
пробурена 21 скважина; 15 из них – в норвежском секторе Северного моря; в
8 – обнаружены залежи УВ. 77% скважин пробурено. Успешность разведывательного
бурения (38%) на 11% ниже показателя предыдущего года. Объявлено об открытии
семи новых месторождений (в 1997 г.
открытий было 16), два из них приурочено к глубоководному району Норвежского
моря. Amoco Norway Oil Co. в блоке 6507/5, расположенном в районе с толщей воды
326 м,
открыла газонефтяное месторождение Скарв в отложениях юрского и мелового
возраста общей мощностью 140 м.
При тестировании юрской залежи через штуцер диаметром 1.5 дюйма получены
притоки УВ – 150 тыс.м3 газа и 742 т нефти в сутки. Вероятные
запасы юрского горизонта предварительно оцениваются в 27-68.5 млн т
н.э. При тестировании мелового горизонта через штуцер диаметром 0.67 дюйма
притоки нефти составили 795 т, газа – 210 тыс.м3. Norsk Hydro вскрыл
газоконденсатную залежь в отложениях ранней и средней юры при бурении
скв.6406/2-6 юго-западнее месторождения Лавранс, однако тестирование залежи не
проведено. В 120 км
западнее порта Кристиансен, в районе, известном как впадина Мёре, при глубине
моря около 860 м,
British Petroleum Development of Norway AS открыл крупное промышленное
скопление природного газа Ормен-Ланге. Его вероятные запасы предварительно
оцениваются в 200-400 млрд м3 . Нефтегазовое месторождение
открыто Norsk Hydro в блоке 24/6 в Северном море, близ норвежско-британской
секторальной границы. При тестировании песчаников третичного возраста получены
притоки 517 т нефти и 58 тыс.м3 газа в сутки. Эта же компания
сообщила осенью 1998 г.
об открытии залежей нефти и газа в блоке 30/9. Saga Petroleum AS объявила об
открытии нефтяного месторождения в североморском блоке 34/7. Тестирование
скважины отложено на более поздний срок. Еще о двух мелких открытиях заявили
Statoil (в блоке 30/8) и Norsk Hydro (в блоке 30/3).
В
нидерландском секторе Северного моря поисково-разведочных скважин пробурено на
треть меньше, чем в 1997 г.:
всего 18, но в 9 из них встречены притоки УВ. Большинство скважин
пробурено в квадрантах К, L и Q. Среди операторов наибольшей активностью при разведке
нидерландского шельфа отличалась национальная государственная компания NAM.
Объявлено об открытии 7 газовых месторождений: K4-A, K4-N, K5-G и др.
Суммарный прирост доказанных запасов составил 61.6 млрд м3. Часть
месторождений в блоках К4 и К5, принадлежащих компании Elf Petroland, была
почти сразу же введена в эксплуатацию. NAM вела также работы по обустройству
газового месторождения Андалузит. Gulf Canada Resources летом 1998 г. объявила
об открытии газового месторождения в блоке Q-4. При опробовании
скважины-открывательницы получен приток газа объемом 7.5 тыс.куб.м/сут.
В
датском секторе моря единственным успехом при проведении ГРР стало открытие
газонефтяного месторождения Франсиска.
Интенсивность
ГРР на шельфе Великобритании в 1998 г. снизилась, однако успешность
поисково-разведочного бурения возросла, достигнув 30%. Объявлено об открытии
9 новых месторождений (на 44% меньше, чем в предыдущем году): по
3 месторождения открыто на юге Северного моря и в заливе Мори-Фёрт. В
первом из этих районов открыты мелкие газовые месторождения, спутники уже
разрабатываемых объектов: Эррол и Кларк (блок 44/17а; Conoco), третье
месторождение открыто Amoco в блоке 49/30а как продолжение газоносной структуры
Дэви. Shell открыла 2 месторождения-спутника в центральной части моря: в
блоках 21/12-3 (поблизости от месторождения Киттивейк) и
22/21-9 (северо-западнее месторождения Ганнет). В Мори-Фёрт Arco открыла
газоконденсатное месторождение в блоке 14/26а, Conoco – газонефтяное в блоке
15/19-9, Marathon – нефтяное в блоке 16/7а. Западнее Шетландских островов
единственное открытие сделала Arco, обнаружившая газ на структуре Бомбардир в
блоке 205/23, расположенном в районе подводного хребта Рона. На суше в четырех
из 6 разведочных скважин были обнаружены небольшие притоки УВ. Некоторые
из них представляют интерес. Например, AltaQuest Energy Corp. и Courage Energy
Inc. открыли нефтяную и газовую залежи в скв.Ньютон-он-Трент-1, пробуренной до
глубины 1404 м.
Продуктивные горизонты вскрыты в песчаниках каменноугольного возраста; мощность
нефтеносного слоя составляет 17 м,
газоносного – 13 м.
Открытие невелико по размерам, но способно обеспечить при эксплуатации суточную
добычу в 68 т/сут. AltaQuest Energy Corp. в кооперации с Cirque Energy
Corp. в скв.Рифем-1, пробуренной до глубины 1560 м, обнаружили
две зоны нефтеносности в песчаниках каменноугольного возраста. Нижний горизонт
мощностью 12.8 м содержит нефтяную залежь высотой 7 м. Предполагается,
что она заключает около 0.8 млн т нефти плотностью 0.850 г/см3.
Потенциал верхнего горизонта еще не изучен. По соседству расположено
аналогичного размера месторождение Фискертон, так что имеется возможность
разрабатывать их совместно. Всего за 1998 г. пробурено
65 поисково-разведочных скважин на акваториях, находящихся под британской
юрисдикцией (на 28% меньше, чем в 1997 г.) и 11 скважин на суше (в 1997 г. – 13).
В 1998 г., после
некоторого оживления поисковой деятельности в 1996-1997 гг., произошло
заметное сокращение объемов поисково-разведочного бурения в североморских
странах (табл.1.4).
Таблица 1.4
Количество скважин в Североморском регионе
|
